UNIVERSIDAD DE ORIENTE.UNIVERSIDAD DE ORIENTE.NÚCLEO MONAGASNÚCLEO MONAGAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO.ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO.MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.

Proceso de Separación de Petróleo y Gas

Dr. Fernando Pino Morales

Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGASCampuso Los Guaritos, Maturín, Estado Monagas

Dirección Habitacional:Conjunto Residencial Plaza Guaica, Edificio I, Apto 3-4 Urbanización TipuroTeléfonoCasa 0291-5111347Teléfono Casa 0291 7781026Celular 0416-3967928Correo electrónico :fpino@cantv.net

fpino44@hotmail.comfpino44@gmail.com

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INTRODUCCION

El proceso de separación del gas y petróleo, es uno de los primeros y más importantes procesos que se desarrollan en la industria petrolera, la eficiencia de estos procesos es de vital importancia, para la industria de los hidrocarburos. La producción de los fluidos petroleros, no es nada fácil al contrario es bien complicada. Una vez que el fluido petrolero alcanza la superficie, de inmediato continúa su recorrido por la tubería vertical de producción, a medida que el fluido asciende, la presión disminuye y ocurre la liberación del gas originalmente disuelto en el crudo. La recolección del crudo, se realiza después que el petróleo de cada uno de los pozos del yacimiento ha alcanzado la superficie, y la recolección se realiza mediante un sistema de líneas de flujo que van desde el cabezal de los pozos hasta las estaciones de flujo, en estas estaciones tanto el gas, como el petróleo producido por los pozos entran en los separadores, donde se completa la separación del gas que aun quedaba mezclado con el petróleo. Al salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con los distintos usos y aplicaciones establecidas. Los diferentes tipos de petróleo que llegan a las estaciones de flujo son bombeados a través de tuberías hasta los patios de tanque, donde finalmente se recolecta y almacena.

La recolección del gas se realiza de los campos petrolíferos, que viene a ser una mezcla de hidrocarburos livianos que se encuentran en estado gaseoso, en condiciones normales de presión y temperatura ambiente de los yacimientos La recolección del gas natural producido en un yacimiento, en atención a su origen se diferencia entre gas no asociado y gas asociado. En cuanto al gas asociado, su producción será más elevada, mientras más nuevo sea el yacimiento. El fluido gaseoso de esta procedencia se capta mediante tuberías adecuadas que vinculan el centro de recolección con las diferentes baterías de separación

La separación física del fluido, se sustenta en tres grandes principios, que son la Cantidad de Movimiento, el Asentamiento por Gravedad y la Coalescencia. Para la industria petrolera Un Separador es un Cilindro, que se utiliza para separar la mezcla de hidrocarburos en sus respectivas fases. Un separador es un recipiente o dispositivo mecánico utilizado para separar un fluido en sus diferentes fases El separador puede ser bifásico o trifásico, vertical u horizontal Para diseñar separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados físicos en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre éstos tengan las diferentes fuerzas físicas El separador representa la primera instalación del procesamiento. Un diseño incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una reducción en la capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones asociadas con la unidad de separación, y otras unidades que dependen de la eficiencia del proceso de separación. En la actualidad el diseño de separadores se fundamenta casi en su totalidad en los modelos de simulación. El principal objetivo de este trabajo es encausar al futuro profesional de las áreas de gas, atener una clara expectativa del manejo y diseño de los separadores gas – petróleo, gas- petróleo- agua.

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Índice Página

Portada 001Introducción 002Índice 003Proceso de Separación del Gas y Petróleo 009El Fluido Denominado Crudo o Petróleo 009Análisis de los Hidrocarburos en el Pozo 009Flujo en el Yacimiento 013Producción en el pozo 013Recolección de crudo 013Separación del gas 013Almacenamiento de crudo 013Transporte por oleoductos 013Embarque a exportación 013Perforación de los Pozos Petroleros 013Refinación del Petróleo 014Empuje por Gas Disuelto 014Empuje de una Capa de Gas 014Empuje Hidrostático 014Conducción del Petróleo Crudo 015Almacenamiento del Petróleo 015Tanques de Producción y Almacenamiento 015Pérdidas por Llenado, Movimiento o Trabajo 015Pérdidas por Drenaje 017Factores que Afectan las Tasas de Pérdidas por Evaporación 017Variación de Temperatura en el Tanque 018Altura y Diámetro del Espacio del Tanque Ocupado por el Vapor 018Programación de los llenados y vaciados del tanque 018Deshidratación del Crudo 019Separación del Petróleo en sus Fracciones 019Gas Natural 020Reservas de Gas Natural 022Extracción del Gas Natural 023Almacenamiento del Gas 024Petróleo y Gas en el Yacimiento 024Principales Métodos de Separación entre Fases 025Separación de los Fluidos de Perforación 026Proceso de Separación de Fluidos Petroleros 027Funciones que debe Cumplir un Separador 028Hacer una primera separación de fases 028Refinar el proceso 028Liberar parte de la fase gaseosa 029Descargar por separado la fase líquida y gaseosa 029Evitar los problemas de turbulencia 029La acumulación de espuma 029Las salidas 029Las regiones de acumulación 029Funciones Operacionales de los Separadores 029Exigencias de funcionamiento de los Separadores 030

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Índice Página

Funcionamiento de un Separador Gas- Petróleo 030Principales Zonas de Separación en los Fluidos 031Separación Primaria 031Separación Secundaria 031Separación por Coalescencia 031Principios de la Separación 031Cantidad de Movimiento 032Asentamiento por Gravedad 032Coalescencia 032Clasificación de los Separadores Para Fluidos Petroleros 033Clasificación de los Separadores, según el Número de Fases a Separar 033Separadores Bifásicos 033Separadores Trifásicos 034Separadores Tetrafásicos 034Clasificación de los Separadores, según Forma Geométrica 035Separadores Esféricos 035Separadores Horizontales 035Ventajas de Un separador Horizontal 035Desventajas de Los Separadores Horizontales: 037Separadores de Producción 037Separadores Verticales 037Ventajas de los Separadores Verticales 037 Desventajas de los Separadores Verticales 038Clasificación de los Separadores, según Ubicación 039Separadores de Entrada 039Separadores en Serie 039Separadores Tipo Filtro 039Separadores Tipo Tanque de Venteo 040Separadores Convencionales 040Separadores de Liberación Instantánea 040Separadores Tipo Pulmón 041Separadores Tipo Centrífugo 041Separadores Tipo Depuradores 041Instalación de los Depuradores 041Tratadores Térmicos 041Torres de Destilación 042Goteo en Línea 042Clasificación industrial de los separadores 042Separadores de Baja Presión 042Separadores de Media presión 042Separadores de Alta presión 042Clasificación de los Separadores, según Avance de la Ciencia 043Separadores Convencionales 043Separadores Compactos 043Separadores Ciclónicos 043Funcionamiento de Un Separador Tipo Ciclónico 045Función del Ciclón 045El Tubo Ciclónico 045

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Índice Página

Características de la Separación Ciclónica 046Fuerzas que Actúan en un Proceso de Separación Ciclónica 048Separadores para Fluidos petroleros 048Separación Gas- Petróleo 049Condiciones Mecánicas de los Separadores 049Primera Sección de Separación 049Sección de las Fuerzas Gravitacionales 049Sección de Extracción de Neblina o Sección de Coalescencia 050Sección de Acumulación de Líquido 050Componentes Externos de un Separador. Convencional Bifásico 051Cuerpo 051Válvula de Descarga del Líquido 051Válvula de Entrada 052Válvula de Control de Presión de Gas 052Válvula de Drenaje 052Válvula de Seguridad 052Ventana o Tapa de Inspección 053Controlador y Regulador de Presión 053Control de Nivel 053Cristal de Nivel 053Boquillas 053Componentes Internos de un Separador 053Eliminadores de Niebla 053Fundamento del Proceso de Separación de los Fluidos Petroleros 053Mecanismos Separación 054Etapas del proceso de Separación 054Menor liberación de gas 055Mayor recuperación de líquido 055Obtención de un líquido de mayor gravedad API 055Separación en una Sola Etapa 056Separación en Dos Etapas 056Fundamento de los Diseños de Separadores 057Obtención de Flujo Petrolero 058Funciones de Operación de los Separadores 058Aspecto Básico del diseño de los Separadores 059Tiempo de Retención del Líquido 059Capacidad Volumétrica del Separador 059Separación Gravitacional 059Asentamientos de las Partículas de Agua 060Extractor de Niebla 060Características y Cantidad del Fluido a Separar en el Equipo 061Dimensiones del Separador a Diseñar 061Diseño de Separadores 061Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores 062Parámetros que Intervienen en el Diseño de los Separadores 063Deflectores 063Eliminadores de Niebla 064Rompe Vórtice 064

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PRIMERA SECCIÓN

DE SEPARACIÓN

Índice Página

Composición del fluido que se va a separar 064Presión y Temperatura de operación 064Determinación del Factor de Compresibilidad 064Especificaciones de los Parámetros Necesarios para el Diseño deSeparadores Gas- Petróleo 066Parámetros a Calcular para Diseñar Separadores Horizontales Convencionales Gas-Petróleo 068Parámetros a Calcular o determinar para el Diseño de SeparadoresVerticales convencionales bifásicos 068Selección de la Aplicación Adecuada para el Diseño de la Herramienta 069Diseño de Separadores Gas- Líquido 069Dispositivos Utilizados en el Diseño de Separadores Gas- Líquido 070Secciones de un Separador Bifásico 071Diseño de Separadores Bifásicos (Gas- Petróleo) 071Dispositivos, que cambian la cantidad de movimiento 071Dispositivos Tipo Deflectores 071Dispositivos Tipo Ciclón 071Diseño de Separadores Verticales Gas- Petróleo 072Parámetros de Soporte para el Diseño de Separador Bifásico 072La Separación Teórica del Fluido 072Normativa Utilizada en el Diseño del Separador 073Primera Sección de un Separador 074Velocidad Crítica 074Criterio de la GPSA 075Criterio Británico, el cual ha sido asimilado por PDVSA 075Alternativas Posibles para la Velocidad Crítica 076La Espuma como Agregado en el Diseño de Separadores 076Métodos Químicos para el Rompimiento de la Espuma 077Determinación de la Tasa Volumétrica del gas 077Calculo del Área de la Sección Transversal del Separador 079Determinación del Diámetro Interno del Separador 079Sección de Extracción de Neblina o Coalescencia 080Sección de Recepción de Líquidos 080Sección de Manejo de Fluidos 080El Tiempo de Retención del Líquido 081Velocidad en la boquilla de entrada en un separador vertical 082Determinación de la longitud total del Separador 083La boquilla de entrada 083Condición de la boquilla de entrada 083La distancia mínima 083La velocidad del gas en la boquilla de salida 084Diseño de Separadores Horizontales Bifásicos 084Área para el Gas en el Separador Horizontal 085Dimensiones de Estos Separadores Verticales Convencionales 087Distancia de la salida del vapor a la malla metálica 088Dimensiones de Orificios de entrada y salida en un separador 088Fórmulas Utilizadas en el Diseño de los Separadores 089Separación por Etapas 089

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Índice Página

Dimensiones de los Separadores 090Distancia de la salida del vapor a la malla metálica 090Dimensiones de Orificios de entrada y salida al separador 091Fórmulas Utilizadas en el Diseño de los Separadores 091Densidad y Composición del Fluido del Yacimiento 092Densidad y Composición del Fluido del Yacimiento 092Peso Molecular y la Densidad de la fracción más pesada 092Diseño de Separadores Horizontales Gas- Petróleo- Agua 093Determinación del Contenido de Agua 094Problemas de operación de los separadores Convencionales 096Crudos Espumosos 096Presencia de Arenas 097Velocidad de Erosión 097Parafinas 098Emulsiones 098Escape de Líquido y Gas 098Problemas de Arrastre 098Consecuencias del Arrastre 099Diseño de Separadores Ciclónicos 099Aspecto Básico del Diseño de Separadores Ciclónicos 100Ecuaciones utilizadas en el Diseño de Separadores Ciclónicos 102Comparación entre los Separadores Convencionales y Ciclónicos 103La Caída de Presión Aguas Arriba 104Tubería Aguas Arriba 104Tipo de Internos del Separador 104Utilidad de los cálculos de diseño de separadores 105Influencia de las Correlaciones en el Diseño de Separadores 105Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de G y P 107Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque 108La Gravedad Específica del Gas en los Separadores y Tanque 109Ecuaciones para el Diseño de separadores ConvencionalesGas Petróleo, a través de los Modelos de Simulación 110Ecuaciones Establecidas por la Norma PDVSA, para elDiseño de un Separador Horizontal 110Muestra de cálculos manuales para separadores Horizontales(Gas- Petróleo) 118Ecuaciones Establecidas por la Norma PDVSA, para elDiseño de un Separador Vertical 126Muestra de Cálculos Manuales para separadores verticales Gas- Petróleo, según norma PDVSA 127Resumen de Ecuaciones utilizadas para el diseño de separadoresHorizontales y Verticales Gas- petróleo, según PDVSA 133Bibliografía Consultada y Recomendada 136

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Índice de Figuras Página

Figura 1 Tanque Colector de Crudo 016Figura 2 Procesos del Gas natural 021Figura 3 Separador Horizontal Bifásico (Gas- Petróleo) 028Figura 4 Proceso de Coalescencia 032Figura 5 Separador Bifásico Gas- Petróleo 033Figura 6 Separador Trifásico 034Figura 7 Separador Tipo Esférico para Gas y Petróleo 035Figura 8 Separador Horizontal Gas- Petróleo 036Figura 9 Separador Vertical 038Figura 10 Depuradores Utilizados en la Industria Petrolera 042Figura 11 Separador Ciclónico Utilizado en la Industria Petrolera 044Figura 12 Parte de Un Separador Ciclónico 044Figura 13 proceso de Separación en un Separador Ciclónico 047Figura 14 Separación Gas- Petróleo en un Separador Ciclónico 047Figura 15 Fuerzas que Actúan en el Proceso de Separación Ciclónica 048Figura 16 Planta de Separación Gas- petróleo utilizado en la industria 049Figura 17 Fuerzas que Intervienen en Proceso de Separación 050Figura 18 Secciones Principales de un Separador Vertical Bifásico 051Figura 19 Secciones Principales de un Separador Horizontal 052Figura 20 Separador Vertical Bifásico, según Norma PDVSA 073Figura 21 Separador Horizontal Gas- Petróleo 084Figura 22 Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua 093Figura 23 Esquema de un Separador Ciclónico Vertical 100Figura 24 Separador Ciclónico Horizontal 101Figura 25 Internos Tipo Ciclón de los Separadores Ciclónicos 105

Índice de Cuadros Página

Cuadro 1 Corriente de Hidrocarburos 057Cuadro 2 Parámetros Adoptados a la Norma PDVSA 065Cuadro 3 Parámetros de Entrada para el diseño deSeparadores Convencionales: 066Cuadro 4. Tiempo de Retención. Para el Líquido 066Cuadro 5 Comparación entre Separadores 105Cuadro 6. Criterios para el Diseño. Para Separadores Horizontales yVerticales 110Cuadro 7 Siglas Utilizadas en el Diseño de Separadores 110Cuadro 8 Áreas y Alturas Fraccionadas de un Área Determinada 113

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PRIMERA SECCIÓN

DE SEPARACIÓN

Proceso de Separación de Hidrocarburo. Por definición un separador Gas-Petróleo o Gas- Líquido es un: recipiente con el cual se aísla el gas del petróleo En la industria del petróleo y del gas natural, un separador es un cilindro de acero que se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua, por ejemplo.

Los separadores son de utilidad, en una serie de procesos del gas natural, ya que se pueden emplear para separar el glicol utilizado en el proceso de deshidratación del gas natural, también es útil en la separación de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción, como también para la recuperación de aminas, utilizadas en el proceso de endulzamiento del gas natural

El Fluido Denominado Crudo o Petróleo: El petróleo es un aceite mineral que se caracteriza por ser inflamable; por ser este un componente de alta combustión, puede suministrar energía obtenida a partir de su combustión, es oleaginoso y su viscosidad depende de la clase de crudo, la que varia de acuerdo su composición la que lo caracteriza dependiendo de la situación geográfica y geológica del yacimiento; debido a que en el mundo el petróleo crudo se encuentra distribuido geográficamente en diferentes lugares, y a diferentes profundidades y con diferente presión y caudal o fluido, al cual se le ha estandarizado en el mundo como unidad de medida el barril.

El petróleo se encuentra en cavidades subterráneas y a diferentes profundidades, lo que hace que su búsqueda tenga un alto grado de dificultad, ero se ha contado siempre con recursos técnicos y científicos, que ha conllevado a los descubrimientos de los yacimientos petroleros. Una de las ciencias que se ha empleado en gran escala en la búsqueda de yacimientos de hidrocarburos es: La Sísmica y La Geología, esto ha conllevado que hoy en día se conozcan una gran cantidad de yacimientos petroleros en diferentes países del mundo

Análisis de los Hidrocarburos en el Pozo: la compresión de la composición del Petróleo crudo en las primeras etapas del proceso de desarrollo de un campo ayuda a optimizar la explotación de los recursos. En la actualidad se dispone de esa información gracias a una herramienta operada bajo cable que ofrece resultados en tiempo real para optimizar el muestreo de los fluidos en base a la composición medida en la localización del pozo. En algunos casos es necesario obtener una determinación temprana de la composición del gas y de la relación gas /petróleo (RGP) para decidir si terminar un pozo o no,, todo esto es valido, ya que las implicaciones económicas de desarrollar un pozo con gas asociado, y si el gas es rico en hidrocarburos líquidos, no puede ser lo mismo, que si el gas tuviese altos contenidos de gases ácidos, también los problemas con presencia de asfaltenos, hidratos e incrustaciones orgánicas en las líneas de flujo, que también inciden en el éxito económico de un pozo. Para obtener el petróleo en bruto; podría decirse que se realizan cuatro, pasos antes de llegar a ser refinado como son: Exploración, extracción, recolección y transporte, procesos todos de gran importancia para la producción de fluidos petroleros.

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a.- Exploración En esta fase se toma inicialmente una gran franja o extensión de territorio, el cual ha sido previamente seleccionado según estudios preliminares, a este territorio se le convierte en una gigantesca cuadricula con líneas imaginarias en donde se demarcan puntos específicos donde se introducirán en la profundidad de la tierra elementos de monitoreo para obtener lecturas que muestren indicios de presencia de hidrocarburos en forma de crudo petrolero Una vez se halla hecho los estudios de exploración inicial se procede a tomar las muestras, para dar una mayor probabilidades que verdad existan los yacimientos y se procede a la reconfirmación de la presencia de crudo por medio de la perforación El petróleo puede estar en el mismo lugar donde se formó, como también puede haberse filtrado hacia otros lugares, llamados reservorios, se puede haber desplazado por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas

Luego, para que se den las condiciones de un depósito o yacimiento de petróleo, es necesario que los mantos de roca sedimentaria estén sellados por rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso .Esto es lo que se llama una "trampa", porque el petróleo queda ahí atrapado. En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman formaciones y están debidamente identificadas por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. Esto ayuda a identificar los mantos que contienen las ansiadas rocas sedimentarias, a partir de las cuales se pueden obtener los hidrocarburos petroleros que se buscan, con el estudio.

La ciencia de la exploración consiste básicamente en identificar y localizar esos lugares, y se sustenta en investigaciones de tipo geológico. Uno de los primeros pasos en la búsqueda del petróleo es la obtención de fotografías o imágenes por satélite, avión o radar de una superficie determinada. Esto permite elaborar mapas geológicos en los que se identifican características de un área determinada, tales como vegetación, topografía, corrientes de agua, tipo de roca, fallas geológicas, anomalías térmicas. Esta información da una idea de las zonas que tienen condiciones propicias para la presencia de mantos sedimentarios en el subsuelo.

En la búsqueda se petróleo, también se utilizan sistemas magnéticos y gravimétricos desde aviones provistos de magnetómetros y gravímetros, con lo cual se recoge información que permite diferenciar los tipos de roca del subsuelo .Asimismo los geólogos inspeccionan personalmente el área seleccionada y toman muestras de las rocas de la superficie para su análisis. En este trabajo de campo también utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo .Con estos estudios se tiene una primera aproximación de la capacidad de generación de hidrocarburos y de la calidad de rocas almacenadotas que pueda haber en un lugar, utilizado para la búsqueda de los hidrocarburos petroleros, en la zona en estudio.

El paso más importante en la exploración es la sísmica, ya que permite conocer con mayor exactitud la presencia de trampas en el subsuelo La sísmica consiste en crear temblores artificiales mediante pequeñas explosiones subterráneas, para lo cual se colocan explosivos especiales en excavaciones

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de poca profundidad, normalmente entre 10 y 30 pies. En la superficie se cubre un área determinada con aparatos de alta sensibilidad llamados "geófonos", los cuales van unidos entre sí por cables y conectados a una estación receptora. La explosión genera ondas sísmicas que atraviesan las distintas capas subterráneas y regresan a la superficie. Los geófonos las captan y las envían a la estación receptora, donde, mediante equipos especiales computarizados van dibujando el interior de la tierra.

Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de interpretación en los centros geológicos y geofísicos de las empresas petroleras. Allí es donde se establece qué áreas pueden contener mantos con depósitos de hidrocarburos, cuál es su potencial contenido de hidrocarburos y dónde se deben perforar los pozos exploratorios para confirmarlo, con los que se obtienen los llamados "prospectos" petroleros.

b.- Extracción: una vez se ha perforado y reconfirmado la presencia de crudo se hacen diferentes análisis físico químicos al petróleo crudo contenido en la formación subterránea, estos estudios se realizan con el propósito de conocer tanto la calidad de crudo como la de otros compuestos o elementos que lo acompañan, los mas importantes suelen ser la cantidad de agua salada azufre y gas.

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las características propias de cada yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro, conocida como tubería de producción. Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo, como gas y agua, por ejemplo, éste saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado "árbol de navidad", que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo.

Si no existe esa presión, se emplean otros métodos de extracción. El más común ha sido el "balancín" o "machín", el cual, mediante un permanente balanceo, acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie. El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo que se encuentra en un yacimiento. En el mejor de los casos se extrae el 50 ó 60 por ciento. Por tal razón, existen métodos de "recobro mejorado" para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación, tales como la inyección de gas, de

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agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste.

c.- Recolección: Una vez se conocen las características del crudo del yacimiento se procede a su recolección, la cual se realiza en grande depósitos de almacenamiento. En esos tanques, generalmente se le separa del agua salada y el gas.

d.- Transporte: Cuando se tiene un crudo en condiciones aptas para ser refinado se procede a transportarle, por medio de carro tanques o con potentes bombas a través de oleoductos, especialmente diseñados para el transporte del crudo petrolero En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques tanques son los medios por excelencia para el transporte del crudo. El paso inmediato al descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la exportación Para ello se construye un oleoducto, que tendrá como misión transportar el petróleo. hasta los sitios indicados en el plan

El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de oleoductos enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan cada vez más tuberías reforzado, resistentes a la corrosión. La batería recibe la producción de un determinado número de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento. Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos tratamientos:

La capacidad de transporte de los oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más grande sea el diámetro, mayor la capa Estas líneas de acero pueden ir sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía. En la parte inicial del oleoducto una "estación de bombeo impulsa el petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de gran altura.

Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia El gas natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la tubería se denomina gasoducto Los buque-tanques son a su vez enormes barcos dotados de compartimientos y sistemas especialmente diseñados para el transporte de petróleo crudo, gas, gasolina o cualquier otro derivado. Son el medio de transporte más utilizado para el comercio mundial del petróleo. La capacidad de estas naves varía según el tamaño de las mismas y de acuerdo con el servicio y la ruta que cubran. Algunas pueden transportar cientos de miles de barriles e incluso millones. En términos, generales para la producción de petróleo se deben seguir los siguientes procedimientos:

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a.- Flujo en el Yacimiento. Esta fase se refiere a la difícil y complicada trayectoria que sigue el petróleo dentro del yacimiento, el cual se puede encontrar a miles de metros de profundidad, lo que significa que se encuentra en los microcanales de roca porosa y permeable hasta llegar al fondo del pozo. Este recorrido lo hace el petróleo gracias a la presión o energía natural que existe en el yacimiento

b..- Producción en el pozo. Una vez que el petróleo llega al fondo del pozo, continúa su recorrido por la tubería vertical de producción hasta alcanzar la superficie. A medida que el petróleo asciende (bien sea por medios naturales o por métodos de levantamiento artificial) la presión disminuye y ocurre la liberación del gas originalmente disuelto en el crudo

c.- Recolección de crudo. Después que el petróleo de cada uno de los pozos del yacimiento ha alcanzado la superficie, se recolecta mediante un sistema de líneas de flujo que van desde el cabezal de los pozos hasta las estaciones de flujo.

d.- Separación del gas. En las estaciones de flujo de petróleo y el gas producidos por los pozos entran a los separadores donde se completa la separación del gas que aún quedaba mezclado con el petróleo. Al salir por los separadores, el petróleo y el gas siguen rutas diferentes para cumplir con los distintos usos y aplicaciones establecidas, para la comercialización de cada uno de los componentes por separado.

e- Almacenamiento de crudo. Los diferentes tipos de petróleo que llegan a las estaciones de flujo son bombeados a través de las tuberías hasta los patios de tanques, donde finalmente se recolecta y almacena toda la producción de petróleo de un área determinada, para ser tratada, eliminando el agua y la sal, colocándolo bajo especificaciones comerciales.

f- Transporte por oleoductos. El crudo limpio (sin agua y desalado) almacenado en los patios de tanques es enviado a través de los oleoductos a las refinerías del país y a los terminales de embarque para su exportación a los mercados de ultramar, desde luego el gas que se debe de enviar por los gasoductos debe de estar dentro de la norma establecida.

g.- Embarque a exportación. El petróleo que llega a los terminales de embarque es cargado a la flota tanquera para su envío a los distintos mercados del mundo.

Perforación de los Pozos Petroleros: La única manera de saber realmente si hay petróleo en el sitio donde la investigación geológica propone que se podría localizar un depósito de hidrocarburos, es mediante la perforación de un hueco o pozo. El primer pozo que se perfora en un área geológicamente inexplorada se denomina "pozo exploratorio" y en el lenguaje petrolero se clasifica "A-3". El tiempo de perforación de un pozo dependerá de la profundidad programada y las condiciones geológicas del subsuelo. En promedio se estima entre dos a seis meses. La perforación se realiza por etapas, de tal manera que el tamaño del pozo en la parte superior es ancho y en las partes inferiores cada vez más

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angosto. Esto le da consistencia y evita derrumbes, para lo cual se van utilizando brocas y tubería de menor tamaño en cada sección.

Refinación del Petróleo El petróleo finalmente llega a las refinerías en su estado natural para su procesamiento. Aquí prácticamente lo que se hace es cocinarlo .Por tal razón es que al petróleo también se le denomina "crudo".Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la gran variedad de componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de compuestos, al punto que de él se pueden obtener por encima de los 2.000 productos. El petróleo se puede igualmente clasificar en cuatro categorías parafínico, nafténico, asfáltico o mixto y aromático

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir. El fluido llegará a la superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios. Los fluidos de un yacimiento petróleo; gas y Agua entran a los pozos impulsados por la presión a los que están confinados en el mismo. Los yacimientos tienen tres tipos principales de empujes naturales, todos los cuales hay que manejar en forma clara y precisa.

a.-:Empuje por Gas Disuelto. La fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20% En este tipo de mecanismo, todo el gas y el petróleo forman una sola fase, condición que ocurre a una temperatura y presión originalmente alta. Al comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento hacia los pozos durante su vida productiva, en algunos casos cuando se extrae petróleo, hace aparición la presión de burbujeo y comienza a hacer uso de presencia la capa de gas en el yacimiento. El mecanismo por empuje de gas se considera de alta eficiencia.

b.- Empuje de una Capa de Gas. Cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%. En este tipo de mecanismo, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. Al poner el pozo a producir, la diferencia entre la presión del yacimiento y la del cabezal del pozo hace que el petróleo y el gas disuelto en este lleguen a la superficie. Por, lo general el control de volumen de flujo en la superficie se hace mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de la tubería de producción en el cabezal del pozo. La cantidad de gas disuelto en el petróleo influye en la viscosidad del crudo en el yacimiento. A mayor cantidad de gas disuelto en el crudo, menor viscosidad del crudo en el yacimiento, y su movimiento de hace mayor.

c.- Empuje Hidrostático La fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60% Este mecanismo es considerado

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el mecanismo natural de mayor eficiencia para la extracción de crudo. Pero, este mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El frente de contacto agua –petróleo debe de mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua, también se debe de mantener la presión a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo., uno de estos métodos es la inyección de gas, con lo cual mantienen la presión de yacimiento Con la extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del yacimiento

Conducción del Petróleo Crudo. El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los pozos hasta baterías o estaciones colectoras a través de cañerías enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas

Almacenamiento del Petróleo La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular de las industrias y de los consumidores. Ahora bien, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías de las máquinas en las refinerías, a bordo de los buques o en los oleoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, las tormentas en el mar y en la tierra o los incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como.

Tanques de Producción y Almacenamiento Los tanques pueden ser clasificados según su forma de construcción, o su uso para producción o almacenamiento-, y finalmente por el tipo de líquido que van a contener. En los tanques de producción se produce la primera recolección y el primer procesamiento de separación. Este primer paso en la manipulación, previo al envío a la refinería o a un sistema de procesamiento de gas, se da en una batería de tanques o batería colectora localizada cerca del cabezal del pozo, o en un lugar donde es tratada la producción de varios pozos a la vez. Una batería tipo cuenta con: colector para la entrada de 30 pozos, separador de gas, calentadores, tanques de producción general (160 m3) y de control (40 m3), bombas, caudalímetros, separadores de líquidos, etc. En este primer juego de tanques y separadores, el petróleo crudo, el agua y el gas natural fluyen y son separados. En la figura 1 se presenta un tanque de almacenamiento de crudo petrolero

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Figura 1 Tanque Colector de Crudo

Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes volúmenes de petróleo y gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo. kerosén u otros derivados petroquímicos que se pueden conservar a presión y temperatura ambiente, se efectúa normalmente en tanques cilíndricos de fondo plano, con techo abovedado, esférico o elipsoidal, y algunas veces flotante, a fin de evitar la acumulación de gases inflamables dentro de los mismos, que pueden o no tener incorporado algún sistema de calefacción.

Para la construcción de los tanques se emplean láminas de acero de distintos espesores conforme su posición relativa en la estructura del tanque. Estas piezas se sueldan entre sí de acuerdo a normas de construcción que garantizan la integridad y posterior funcionamiento del almacenaje. Los tanques soldados están diseñados para soportar presiones internas del orden de 0,175- 0,350 Kg/cm2 y se han construido de hasta 240000 m3 de capacidad. A efectos de prever el daño que pudiera ocasionar la rotura o rebalse de los mismos, se construye un dique de contención alrededor de cada tanque instalado en el sitio. La infraestructura de los almacenamientos exige elevadas inversiones económicas.

Los tanques utilizados para el almacenamiento son cilíndricos y su altura y diámetro están en función de su capacidad. La fiscalización del almacenaje y despacho del volumen de crudo se hace según las normas y procedimiento vigente, de acuerdo con las leyes y reglamento de los diferentes entes del gobierno, que son los encargados de la fiscalización.

Las Normas Ambientales y los Criterios de Seguridad vigentes en el país hacen referencia al tipo de tanque bajo el cual tienen que estar almacenados los compuestos orgánicos volátiles (manejados por las empresas) dependiendo de su presión de vapor, por esta razón periódicamente se realizan evaluaciones que permitan determinar su cumplimiento. Los tanques de almacenamiento de

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petróleo, tienen pérdidas por evaporización de los hidrocarburos más volátiles, este parámetro se denomina pérdidas por respiración en tanques de almacenamiento o merma, que hace disminuir la cantidad de hidrocarburos almacenados Esta clase de pérdidas se debe fundamentalmente a dos razones. En primer lugar a que los vapores se expanden por efectos de calentamiento o por cambios en la presión barométrica. En segundo lugar, las pérdidas pueden ocurrir debido a la evaporación adicional que se produce en el líquido almacenado. La causa principal de las pérdidas permanentes de almacenaje son los ciclos diarios de temperatura, los cuales causan que la temperatura en el espacio de vapor del tanque sufra un incremento durante las horas del día y disminuya durante la noche.

Pérdidas por Llenado, Movimiento o Trabajo: Estas pérdidas son comunes en todos los tipos de tanques exceptuando los tanques de techo flotante. Las pérdidas por llenado ocurren cuando la presión dentro del tanque excede la presión de alivio. En tanques de techo fijo, la presión de alivio es baja, por lo tanto las pérdidas por llenado son relativamente altas. Cuando el tanque es llenado, los vapores que están presentes dentro del mismo son forzados a salir a la atmósfera, estos vapores pueden ser equivalentes a uno o más barriles. Estas pérdidas pueden ocurrir por desplazamiento del vapor contenido en el tanque por la entrada de líquido durante el llenado. Durante el vaciado del tanque el espacio de vapor aumenta disminuyendo la presión y aumentando la cantidad de líquido evaporado, por lo tanto, en las operaciones de carga y descarga de tanques ocurren pérdidas que son denominadas por trabajo del tanque.

Pérdidas por Drenaje: Se produce cuando se drena el agua acumulada en los tanques que almacenan productos o crudos. Durante esta operación es posible que se escape parte del producto, lo cual genera una merma, que son hidrocarburos que pasan al estado de vapor, y se pueden perder causando problemas económicos y de rentabilidad.

Factores que Afectan las Tasas de Pérdidas por Evaporación. Unos de los principales factores que afecta este proceso es la Presión de Vapor Reid La presión de vapor verdadera o Reid es aquella que poseen los vapores que están en equilibrio termodinámico con el producto líquido almacenado en un tanque, a una temperatura dada; y la presión de vapor Reid es aquella presión del producto o crudo que se obtiene en el laboratorio, a una temperatura de 100 F, mediante mediciones en presencia del aire

La volatilidad está directamente relacionada con las presiones de vapor Reid por lo tanto, a mayor presión verdadera y Reid, mayor volatilidad y mayor cantidad de pérdidas de productos o crudos por evaporación. Para obtener la presión de vapor verdadera de los productos o crudos, usualmente, se determina a través de mediciones de la presión de vapor Reid o mediante mediciones directas. Si la presión de vapor verdadera de un líquido sobrepasa la presión ejercida por las válvulas de venteo de los tanques de almacenamiento se liberan los vapores a la atmósfera. La presión Reid se obtiene en presencia de un volumen de aire equivalente a cuatro veces el volumen de productos o crudos a una temperatura de 70 F y a presión

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atmosférica Luego se calienta el producto hasta alcanzar la temperatura de 100 F; la presión alcanzada en este punto corresponde a la presión de vapor Reid, y se utiliza para determinar la calidad de los hidrocarburos líquidos, ya que determina la capacidad de volatilización de los mismos.

Variación de Temperatura en el Tanque: Los cambios de temperatura en el interior del tanque pueden ser originados por cambios atmosféricos como: lluvia, variaciones de temperatura y calor solar. Estos cambios tienden a causar exhalaciones en el espacio de vapor del tanque. Durante el día, el calor fluye a través del techo y de las paredes superiores, aumenta la temperatura del vapor y expande su volumen. El incremento del calor también puede aumentar la temperatura de la superficie líquida y acelerar la evaporación. En la noche, una reversión de este proceso contrae el vapor, originando la entrada de aire. El mejor método práctico para medir los efectos atmosféricos y del calor solar es el cambio promedio diario de temperatura atmosférica. Las pérdidas por evaporación son casi directamente proporcionales a estos cambios de la temperatura atmosférica.

Altura y Diámetro del Espacio del Tanque Ocupado por el Vapor: El volumen de la mayoría de los espacios ocupados por el vapor es directamente proporcional a la altura de ese espacio y al cuadrado del diámetro del tanque. Para un tanque de techo fijo, cuanto mayor sea el espacio ocupado por el vapor mayores son las pérdidas por evaporación. Esto se debe a que a mayor volumen de vapor, mayor es la pérdida por respiración.

El diámetro del tanque también tiene influencia en el volumen del espacio de vapor y en las condiciones de la superficie líquida. Cuando el volumen del espacio de vapor aumenta, debido a una altura de vapor más grande o a un diámetro más amplio, las pérdidas por respiración también se incrementan en cantidad. Por varias razones, sin embargo, el incremento en las pérdidas por respiración no es absolutamente proporcional al incremento en el volumen del espacio del tanque ocupado por el vapor.

Programación de los llenados y vaciados del tanque: En un período de tiempo, la frecuencia de rotación del producto y el espacio promedio ocupado por el vapor afectan las pérdidas totales. En general, y para bajas rotaciones, las pérdidas por llenado son directamente proporcionales a la capacidad de almacenaje anual o rotaciones totales del producto. Las pérdidas adicionales para capacidades de almacenamiento más altas son proporcionalmente menores que para capacidades de almacenamiento más bajas. Esto se debe a que los espacios ocupados por el vapor cuando el almacenamiento de hidrocarburos es más bajo crea un espacio de vapor con menor concentración de hidrocarburos pero de mayor volumen. Las operaciones que estimulan altos espacios de vapor pueden resultar en pérdidas por respiración relativamente altas por las razones mencionadas anteriormente.

El petróleo es uno de los más importantes productos que se negocian en el mercado mundial de materias primas Los precios se regulan por unos marcadores o "precios de referencia. El petróleo contiene tal diversidad de componentes que difícilmente se encuentran dos tipos idénticos. Además

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existen parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus calidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad. Los petróleos de mejor calidad son aquellos que se clasifican como livianos Los llamados livianos son los petróleos que tienen más de 26 grados API. Los "intermedios" se sitúan entre 20 y 26 grado API, y los "pesados" por debajo de 20 grados API.

El petróleo es el resultado de un complejo proceso físico-químico en el interior de la tierra, en el que, debido a la presión y las altas temperaturas, se produce la descomposición de enormes cantidades de materia orgánica que se convierten en petróleo y gas, junto a esa materia orgánica se depositaron mantos sucesivos de arenas, arcillas, limo y otros sedimentos que arrastran los ríos y el viento, todo lo cual conformó lo que geológicamente se conoce como rocas o mantos sedimentarios, es decir, formaciones hechas de sedimentos. Entre esos mantos sedimentarios es donde se llevó a cabo el fenómeno natural que dio lugar a la creación del petróleo y el gas natural. En un comienzo los mantos sedimentarios se depositaron en sentido horizontal. Pero los movimientos y cambios violentos que han sacudido a la corteza terrestre variaron su conformación y, por consiguiente, los sitios donde se encuentra el petróleo

La geología identifica hoy varios tipos de estructuras subterráneas donde se pueden encontrar yacimientos de petróleo etc. En todo caso, el petróleo se encuentra ocupando los espacios de las rocas porosas, principalmente de rocas como areniscas y calizas, para el caso del petróleo, los poros que se van desocupando son llenados de inmediato por el mismo petróleo que no alcanza a extraerse y por agua subterránea. En recolección del petróleo se distinguen las siguientes etapas.

Deshidratación del Crudo: Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta Deshidratadora. El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos, como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de estas exigencias se establece que el petróleo no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto .El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación.

Separación del Petróleo en sus Fracciones: La separación en fracciones se obtienen calentando el petróleo Así, a medida que sube la temperatura, los compuestos con menos átomos de carbono en sus moléculas (y que son gaseosos) se desprenden fácilmente; después los compuestos líquidos se vaporizan y también se separan, y así, sucesivamente, se obtienen las

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diferentes fracciones. En las refinerías petroleras, estas separaciones se efectúan en las torres de fraccionamiento o de destilación primaria. Para ello, primero se calienta el crudo a 400 C para que entre vaporizado a la torre de destilación. Aquí los vapores suben a través de pisos o compartimentos que impiden el paso de los líquidos de un nivel a otro. Al ascender por los pisos los vapores se van enfriando. Este enfriamiento da lugar a que en cada uno de los pisos se vayan condensando distintas fracciones, cada una de las cuales posee una temperatura específica de licuefacción.

La gasolina y los gases combustibles que salen de la torre de fraccionamiento todavía en forma de vapor a 100 C. Esta última fracción se envía a otra torre de destilación en donde se separan los gases de la gasolina. Ahora bien, en esta torre de fraccionamiento se destila a la presión atmosférica, o sea, sin presión. Por lo tanto, sólo se pueden separar sin descomponerse los hidrocarburos que contienen de 1 a 20 átomos de carbono. Para poder recuperar más combustibles de los residuos de la destilación primaria es necesario pasarlos por otra torre de fraccionamiento que trabaje a alto vacío, o sea a presiones inferiores a la atmosférica para evitar su descomposición térmica, ya que los hidrocarburos se destilarán a más baja temperatura. En la torre de vacío se obtienen sólo dos fracciones, una de destilados y otra de residuos. De acuerdo al tipo de crudo que se esté procesando, la primera fracción es la que contiene los hidrocarburos que constituyen los aceites lubricante y las parafinas, y los residuos son los que tienen los asfaltos, luego de esta forma se comienzan a obtener las diferentes fracciones del petróleo.

Gas Natural Es un combustible fósil catalogado como una de las fuentes de energía más limpia, segura y útil. Típicamente está compuesto de Metano; Etano, Propano y otros componentes más pesados. No tiene olor ni color y por lo general se encuentra en forma natural mezclado con otros hidrocarburos fósiles. Al momento de su extracción, el gas natural contiene impurezas como Agua, Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono y Nitrógeno que tienen que ser removidas antes de su transporte y comercialización, se cree que el gas natural procede. de la descomposición de materia orgánica Se encuentra generalmente en depósitos subterráneos profundos formados por roca porosa o en los domos de los depósitos naturales de petróleo crudo. Dependiendo de su origen se clasifica en gas asociado y no asociado. El gas asociado es el que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas. El gas no asociado es el que se encuentra en depósitos que contienen únicamente gas natural.

El gas natural se extrae usando pozos de perforación para luego llevarlo a la superficie por medio de gasoductos. En la mayoría de los pozos, la presión del gas natural es suficiente para impulsarlo hacia afuera y conducirlo por conexiones a puntos centrales de recolección. Luego de ser procesado, el gas natural es comprimido y distribuido.

El gas natural se obtiene principalmente en las baterías de separación esta constituido por Metano con proporciones variables de otros hidrocarburos, tales como Etano; propano, Butanos, Pentanos y Gasolina Natural y de contaminantes diversos. Entre los principales, tratamientos se encuentra la

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eliminación de compuestos ácidos, tales como el Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina Acido, el producto Gas Dulce y el proceso se conoce generalmente como endulzamiento, También la recuperación de Etano e hidrocarburos licuables mediante el proceso criogénico, proceso que se realiza a bajas temperaturas, de tal forma que se produzca un líquido separable por destilación fraccionada, el cual se debe de realizar previo al proceso de deshidratación para evitar la formación de sólidos.

También la recuperación de Azufre (S) de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento, como también el proceso de fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos, son proceso de gran importancia en el gas natural, en vista que se obtienen corrientes ricas en Etano, Propano, Butanos y Gasolina Natural; en ocasiones se obtiene también Isobutano, el cual tiene una serie de usos específicos En la figura 2 se presenta un esquema de los diversos procesos a los que tiene que ser sometido el gas natural.

Figura 2 Procesos del Gas natural

En la figura 2 se puede observar los diferentes procesos a los que tiene que ser sometido el gas natural, para poder ser utilizado, dentro de las normas establecidas, desde luego en estos procesos el gas natural es tratado, para alcanzar las normas internacionales, sobre la cantidad de gases ácidos permitidos, en la corriente de gas natural, lo mismo el contenido de agua. La no eliminación de los gases ácidos, puede ser un grave problema de corrosión, mientras que la no deshidratación conlleva a la formación de hidratos, además del incremento del proceso de corrosión, es de vital importancia recuperar las impurezas, ya que son materia prima para una serie de procesos.

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Reservas de Gas Natural: La República Bolivariana de Venezuela cuenta con un enorme volumen de recursos de gas natural, sin embargo en la actualidad no exporta más que pequeñas cantidades de productos derivados del mismo. Esto es un error, ya que dispone de reservas suficientes para abastecer durante muchos años al mercado doméstico e industrial y para exportar vía gasoductos o como gas natural licuado (GNL), y obtener un gran beneficio a cambio de ello, felizmente en la actualidad existen una serie de proyecto, que podrán al gas en los mercados nacionales e internacionales

La importancia del gas natural como recurso energético radica principalmente en el bajo impacto ambiental que tiene en el uso como combustible en comparación con otros carburantes, y en que se trata de un recurso muy importante como materia prima para el sector industrial, así como de un producto final de gran utilidad para los sectores domestico y comercial. Por estos motivos, por la abundancia de sus yacimientos y el bajo precio del producto, el valor de este hidrocarburo gaseoso ha aumentado significativamente, y deberé seguir aumentando, para eso se están planeando una serie de proyectos en el área de gas

En este contexto, Venezuela se encuentra en una posición privilegiada al ser el octavo país del mundo y el primero de América Latina en lo que a reservas probadas de gas natural se refiere, contando con cerca de 4,2 billones de metros cúbicos . Tal magnitud de reservas permite a un país del tamaño de Venezuela abastecer con amplitud al mercado doméstico y contar con excedentes para la exportación. La industria venezolana del gas natural es de grandes dimensiones y se espera que su importancia aumente según se vaya desarrollando el gran potencial con el que cuenta. Atendiendo a los datos ofrecidos en el anuario “Petróleo y otros datos estadísticos” que publica el Ministerio de Energía y Minas, la duración de las reservas probadas de gas natural para el año 2002 es de 111 años. Tanto el nivel de reservas como la producción neta anual de Venezuela han aumentado desde 1990.

Una de las principales características del mercado del gas natural venezolano, es la preponderancia del gas asociado. Esta particularidad es muy importante ya que provoca que el mercado esté sujeto a una alta vulnerabilidad a las variaciones en la producción de petróleo, debido a que la mayor parte del gas generado en el país proviene conjuntamente de la producción petrolera. Esto es, de los casi 4,2 billones de metros cúbicos de reservas probadas de gas, sólo un 10% aproximadamente proviene de yacimientos de gas libre. Por ello, y con el fin de favorecer la diversificación de la composición de las reservas de hidrocarburos, se está tratando de reorientar la visión de la industria mediante la concesión preferencial de licencias de exploración y explotación de yacimientos de gas libre, tanto en tierra firme como en alta mar., permitirán un extenso desarrollo del gas natural. En la República Bolivariana de Venezuela, los tres segmentos claramente diferenciados de la industria del gas natural, como son producción, transmisión y distribución los lleva a cabo la misma empresa estatal, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) o empresas subsidiarias de ésta, como PDVSA GAS, que es una empresa, que tiene que ver con todo lo relacionado con el gas natural, como por ejemplo la extracción, tratamientos y comercialización.

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Extracción del Gas Natural. Este fluido se extrae principalmente de los campos petroleros, lo que indica que una de las principales formas de recolección del gas natural producidos producido en un yacimiento. En los yacimientos el gas natural, en relación a su origen se diferencian dos tipos: La captación gasífera y la captación de las explotaciones petrolíferas. Se entiende por reserva gasífera a todo yacimiento o formación geológica subterránea que contiene hidrocarburos en estado gaseoso exclusivamente y al margen de toda formación petrolífera. El gas obtenido en las perforaciones de los horizontes gasíferos por regla general tiene en la boca de la perforación una presión suficientemente elevada que permite el transporte de la producción hasta el centro de recolección.

En los mantos petrolíferos la extracción del petróleo trae aparejada una producción de gas, tanto más elevada cuanto más nuevo es el yacimientoConociéndose este gas, como de explotación petrolífera y dependiendo su producción de la del petróleo, por cuanto esta vinculada a el y puede ser utilizada con dos distintas finalidades, que son captación y/o reinyección. El gas puede ser captado en forma similar al de la reserva gasífera, difiriendo las instalaciones en algunos aspectos, ya que el punto de partida de la captación no es un pozo gasífero, sino un separador petróleo- gas, los cuales se ubican en la baterías de recolección de petróleo. El fluido de estas procedencias se capta mediante cañerías adecuadas que vinculan el centro de recolección con las diferentes baterías en producción, si la presión en la batería no es suficiente para transportar al centro de recolección el caudal de gas disponible, se hace necesaria la instalación de una estación de bombeo.

El comportamiento y el manejo del yacimiento y de los pozos de gas influyen en la eficiencia de la producción y en el aprovechamiento eficiente de la producción. Los líquidos que pueda contener el gas se extraen en la superficie por medio de instalaciones de separación, absorción, refrigeración y plantas diseñadas específicamente, para tales propósitos. El gas se encuentra en el yacimiento a cierta presión y temperatura. La magnitud de la presión original, ya que es el agente propulsor del flujo de gas del yacimiento al pozo y del fondo de este hasta la superficie y las instalaciones conexas de tratamiento y manejo.

Por, lo general los sistemas de recolección de gas natural, parten del mismo principio, ya que el gas producido llega a través del anular de cada uno de los pozos, para su transporte hasta el módulo o batería con el objeto de ser utilizado en los equipos de tratamiento de crudo que requieren del gas como fuente combustible u otros insumos. El buen funcionamiento de un sistema de gas depende de un diseño que se ajuste a las condiciones requeridas por la infraestructura del campo. Si el sistema de recolección no satisface las necesidades que se presentan puede ocasionar problemas no solo a nivel del gas transportado sino también origina un efecto de contrapresión en los anulares que repercute en la producción de crudo.

Para el caso de captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre pero no necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la separación primaria de líquidos y el manejo y control de la

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producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. A continuación seguirá el mismo proceso que el gas asociado ya separado El movimiento del gas a plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos, bombeándolo mediante compresoras.

Almacenamiento del Gas: La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, su transporte, su distribución y su utilización es evidente en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y regular, la industria del petróleo como la del gas, están sometidas a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas. Como por averías de causas naturales imprevisibles,

Los tanques de almacenamiento están diseñados para el almacenamiento y manipulación de grandes caudales de gas, y son generalmente más grandes y considerados como más permanentes. El almacenamiento constituye un elemento de sumo valor en la explotación de los servicios de hidrocarburos ya que actúa como un pulmón entre producción y/o transporte para absorber las variaciones de consumo Cuando se trata del almacenamiento de gases licuados u otros derivados que deben conservarse a presión y temperaturas distintas a la atmosférica normal, la construcción, como así también los materiales a emplear, requieren para cada caso de un prolijo estudio técnico. El almacenamiento subterráneo de gas natural es ideal para abastecer el consumo en días de carga máxima.

Petróleo y Gas en el Yacimiento Los términos petróleo y gas describen el estado de un hidrocarburo como vapor o líquido, pero no especifican la composición química de los componentes. Es posible utilizar una medición detallada de los componentes de un hidrocarburo, como la obtenida en un laboratorio en superficie, para predecir los componentes de las fases de petróleo y gas, desde luego la determinación detallada de estas propiedades en un laboratorio puede significar mucho tiempo, mientras que con esta nueva herramienta, proporciona con extrema rapidez, algunos resultados de muy alta utilidad,

Los hidrocarburos comprenden una gran variedad de componentes que abarcan desde el Metano, hasta los compuestos de Carbono de cadena muy larga, además de moléculas cíclicas, aromáticas, y otras moléculas complejas, tales Como los asfaltenos y parafinas. Estos componentes sonDeterminantes en cuanto al comportamiento de las fases de un fluido de yacimiento. Un hidrocarburo se encuentra en una sola fase si la presión y la temperatura están fuera de la línea envolvente en un diagrama de fases. En condiciones que caen dentro de la línea envolvente, en ese caso coexisten dos fases. Sin embargo la composición de las fases cambia dentro de esta región bifásica. Cerca de la curva del punto de burbujeo, la fase de vapor corresponde predominantemente por el metano, pero ingresando más en la región de dos fases, otros componentes livianos o intermedios ingresan en la fase.

Los primeros componentes líquidos que se separan después de atravesar el punto de roció son los componentes más pesados, ya que los componentes livianos pasan a la fase líquida en las condiciones que prevalecen más allá de

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la curva del punto de rocío. Este, proceso se torna importante cuando se muestrean fluidos de gas condensados, ya que una vez, que un fluido ingresa en la región bifásica; los componentes pesados se pierden en la fase líquida.

La condición de presión y temperatura en la cual se unen las curvas del punto del punto de burbujeo y la del punto de rocío, se denomina punto crítico. En este punto la densidad y la composición de las fases líquidas y vapor son idénticas. Si la temperatura del yacimiento se encuentra entre al temperatura crítica y la cricondertérmica, se puede separar líquido de la fase gaseosa dentro del yacimiento. Estos se denominan yacimientos de gas condensado o de condensación retrograda. El gas presente en un yacimiento con una temperatura superior a la cricondertérmica, se conoce como gas húmedo.

Separación de Gases: Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad. El Metano (CH4) y el Etano (C2H6), componen el gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural. El Propano (C3H8) y el Butano (C4H10), constituyen el gas húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acero de 42-45 Kg. La apertura de la válvula, que los recoloca a presión atmosférica, lo reconvierte en gas.

Principales Métodos de Separación entre Fases: Los Métodos de Separación se basan en diferencias entre las propiedades físicas de los componentes de una mezcla, tales como Punto de Ebullición; Densidad; Presión de Vapor; Punto de Fusión; Solubilidad, etc. Los Métodos Más conocidos de separación son: Filtración; Decantación; Evaporación; Cristalización, Sublimación; Destilación, Extracción y Cromatografía.

a.- Filtración El procedimiento de Filtración consiste en retener partículas sólidas por medio de una barrera, la cual puede consistir de mallas, fibras, material poroso o un relleno sólido.

b.- Decantación El procedimiento de decantación consiste en separar componentes que contienen diferentes fases (por ejemplo, 2 líquidos que no se mezclan, sólido y líquido, etc.) siempre y cuando exista una diferencia bien marcada entre las densidades de las fases. La Separación se efectúa vertiendo la fase superior (menos densa) o la inferior (más densa).

c.- Evaporación El procedimiento de Evaporación consiste en separar los componentes más volátiles exponiendo una gran superficie de la mezcla. El aplicar calor y una corriente de aire seco acelera el proceso.

d.- Cristalización El procedimiento de Cristalización consiste en separar componentes a través de la formación de cristales o cristalización de algunos componentes

e.- Sublimación La Sublimación aprovecha la propiedad de algunos compuestos de cambiar del estado sólido al estado vapor sin pasar por el

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estado líquido. Por ejemplo, el I2 y el CO2 (hielo seco) poseen esta propiedad a presión atmosférica.

f.- Destilación Este método consiste en separar los componentes de las mezclas basándose en las diferencias en los puntos de ebullición de dichos componentes. Cabe mencionar que un compuesto de punto de ebullición bajo se considera “volátil” en relación con los otros componentes de puntos de ebullición mayor. Los compuestos con una presión de vapor baja tendrán puntos de ebullición altos y los que tengan una presión de vapor alta tendrán puntos de ebullición bajos. En muchos casos al tratar de separar un componente de la mezcla por destilación en la fase de vapor se forma una especie de asociación entre las moléculas llamada azeótropo el cual puede presentar un cambio en el punto de ebullición al realizar la destilación

Los tipos de Destilación más comunes son: La Destilación Simple, Destilación Fraccionada y la Destilación por Arrastre con Vapor:

Destilación Simple Aquí el proceso se lleva a cabo por medio se una sola etapa, es decir, que se evapora el líquido de punto de ebullición más bajo (mayor presión de vapor) y se condensa por medio de un refrigerante

Destilación fraccionada el proceso se realiza en multietapas por medio de una columna de destilación en la cual, se llevan a cabo continuamente numerosas evaporaciones y condensaciones. Al ir avanzando a lo largo de la columna, la composición del vapor es más concentrada en el componente más volátil y la concentración del líquido que condensa es más rica en el componente menos volátil. Cabe mencionar que este tipo de destilación es mucho más eficiente que una destilación simple y que mientras más etapas involucre, mejor separación se obtiene de los componentes.

Destilación por Arrastre con Vapor. En este proceso se hace pasar una corriente de vapor a través de la mezcla de reacción y los componentes que son solubles en el vapor son separados.

g.- Extracción Cuando los solutos se distribuyen libremente entre dos solventes inmiscibles se establece una diferencia entre las relaciones de concentración en el equilibrio

Separación de los Fluidos de Perforación Una vez que se encuentra un yacimiento petrolífero hay que encargarse de extraer el crudo. Esto representa una ardua y complicada tarea. La Extracción, producción o explotación del petróleo se lleva a cabo dependiendo de las características propias de cada yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja una tipo de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro. Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (gas y agua), este saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo. Si no existe esa presión, se emplean otros métodos, el más común es

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un equipo mecánico que mediante un permanente balanceo acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie.

El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación. El gas natural asociado se envía a plantas de tratamiento para aprovecharlo en el mismo campo y despacharlos como gas seco hacia los centros de consumo a través de gasoductos, que son efectivos sistemas de transporte de gas natural comprimido (GNC).

En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos requeridos para tratarlo (proceso de secado, mantenimiento de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo. A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo; en el mejor de los casos se extrae el 60 %.Por tal razón existen métodos de recobro mejorado para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a este.

Proceso de Separación de Fluidos Petroleros En el tratamiento y manejo de fluidos se utilizan varios procedimientos y técnicas que permiten un mejor rendimiento en la producción. Entre estos procesos se encuentra la separación de los Fluidos Petroleros. La separación física del fluido, se sustenta en tres grandes principios, que son la Cantidad de Movimiento, el Asentamiento por Gravedad y la Coalescencia. Para la industria petrolera Un Separador es un Cilindro, que se utiliza para separar la mezcla de hidrocarburos en sus respectivas fases. Aunque, también son importante los Depuradores, ya que estos equipos son separadores que no poseen. La capacidad para separar los hidrocarburos, en sus respectivas fases, sin tomar en cuenta que los volúmenes se encuentren en cantidades apreciables.

Tampoco, los depuradores tienen suficiente tamaño, para que el asentamiento por las fuerzas gravitacionales sea óptimo. Luego se puede indicar, que la función básica de los depuradores es remover pequeñas cantidades del líquido de una mezcla con predominio gaseoso, luego se puede señalar que la separación es el proceso mediante el cual se aíslan los diversos componentes que posee el fluido proveniente de los pozos (crudo, agua y gas), con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo y gas).

Un separador es un recipiente o dispositivo mecánico utilizado para separar un fluido en sus diferentes fases El separador puede ser bifásico o trifásico. El separador bifásico se utiliza para separar los líquidos de la fase gaseosa. Mientras que los separadores trifásicos tienen por objeto separar, aparte los hidrocarburos, el agua libre, y la corriente de gas. En la figura 3 se presenta un separador horizontal bifásico, de gran utilidad en la industria petrolera

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Figura 3 Separador Horizontal Bifásico ( Gas- Petróleo)

Para diseñar separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre éstos tengan las diferentes fuerzas físicas, en este caso especial solo se tomaran en cuentas las fases (líquido- Vapor). El propósito principal del proceso de separación es separar los diversos componentes y su posterior comercialización El separador representa la primera instalación del procesamiento. Un diseño incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una reducción en la capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones asociadas con la unidad de separación, y otras unidades que dependen de la eficiencia del proceso de separación.

Funciones que debe Cumplir un Separador Un recipiente separador bien diseñado hace posible una separación del gas libre de los diferentes líquidos. Un separador que tenga un diseño óptimo hace posible la liberación de gas libre de los diferentes líquidos, que conforman los hidrocarburos Antes de empezar el diseño es preciso estar muy claro en cuanto al uso que se le dará al recipiente. De ello dependerá la calidad de la respuesta. No es lo mismo un petróleo pesado, con arena, a altas velocidades que un fluido limpio volátil a la entrada de una planta de fraccionamiento. En efecto, el uso del recipiente determina en grado sumo las características del diseño y los componentes que interiormente lleva la unidad. Las principales funciones de un separador son:

a.- Hacer una primera separación de fases Entre los hidrocarburos que conforman la mezcla del fluido petrolero, debe de haber una primera separación, que es fundamentalmente por gravedad, cosa que ocurre cuando el proceso de separación esta fundamentalmente relacionado con los hidrocarburos en fase líquida y gaseosa

b.- Refinar el proceso La refinación se lleva a cabo mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa 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, de tal manera que la separación provoque que ambos fluidos, después de la separación puedan ser tratados en forma individual, y su utilidad estará relacionada con las propiedades del fluido separador.

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c.- Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida, lo cual se relaciona con el tiempo de residencia del líquido, en el fluido petrolero, que sé esta separando

d.- 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.

e.- evitar los problemas de turbulencia Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas-líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.

f.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser eliminadas.

g.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.

h.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases. Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras. Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc. Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas.

Funciones Operacionales de los Separadores Para que un separador pueda cumplir con estas funciones deben satisfacer lo siguientes:

a.- Controlar la energía del fluido al entrar al separador

b.- Las tasas de flujo de las fases deben responder a ciertos rasgos de volumen, el cual será una función del diseño del separador. Luego, fundamentado en ello es posible que al inicio del proceso de separación, se realice debido a las fuerzas gravitacionales, tal como, estas fuerzas actúan sobre los fluidos. Y obligan a un equilibrio interfásico. El flujo normal de la fase gaseosa, se refiere a la máxima cantidad de vapor alimentada a un separador o condiciones de operación. Lo que indica, que en ausencia de perturbaciones provocada por la inestabilidad del proceso o la capacidad de condensación aguas arribas del separador tengan una alta eficiencia

c.- Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas- líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada, de tal forma de incrementar la eficiencia del proceso

d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser eliminadas, si esto no se realiza el proceso de separación tendrá una baja eficiencia.

e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.

f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases.

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g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras.

h.-Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc.

i.-Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas

Si el separador cumple con todo estos requisitos el proceso de separación será funcional y de una alta eficiencia.

Exigencias de funcionamiento de los Separadores Para satisfacer las funciones que debe cumplir un separador, es necesario satisfacer lo siguiente:

a.-Controlar la energía del fluido al entrar al separador.

b.- Las tasas de flujo de las fases líquidas y gaseosas deben estar comprendidas dentro de ciertos límites.

c.-Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas-líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada.

d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser eliminadas.

e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.

f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases.

g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras.

h.- Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc.

i.- Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas.

Funcionamiento de un Separador Gas- Petróleo: Para entender lo que sucede en un proceso de separación, hay que visualizar lo que sucede cuando se vierte gasolina sobre un recipiente abierto. El gas tenderá a desprenderse dejando en el fondo los fluidos que permanecen en estado líquido. En este caso la separación se realiza a la presión atmosférica, que representa un valor de 14,73 lpca, mientras que temperatura del sitio donde se realiza la operación es 90 F, por ejemplo. Cuando cambian las condiciones de presión y temperatura a la cual se produce la separación, también cambiará la cantidad de gas y/o de líquido que se separa de la corriente. La cantidad de líquido que

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permanece en el fondo del recipiente será tanto mayor cuando más alta sea la presión y más baja la temperatura de operación.

De la misma manera, para cada patrón de presión y temperatura (P y T), será diferente la composición del gas y del líquido que se separan en la unidad. Desde el punto de vista práctico estas composiciones se pueden calcular teóricamente. La actividad se conoce como Separación instantánea.

Hasta hace algunos años estos cálculos eran sumamente tediosos fastidiosos, y además se requerían varias horas para conocer la cantidad de líquido y la composición resultante mediante cálculos manuales. En la actualidad, los cálculos se efectúan por medio de simuladores. No obstante, el ingeniero se debe mantener siempre alerta para interpretar la veracidad de la respuesta que eventualmente arroje un determinado simulador, porque es muy común que la persona se equivoque al introducir la información y, por lo tanto, serán erróneos los resultados.

Principales Zonas de Separación en los Fluidos: Zonas de Separación Por lo normal en un proceso de separación de fluidos petroleros se pueden distinguir tres zonas principales que son:

a.- Separación Primaria. Es el cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador, con lo cual genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los dispositivos de entrada, tales como los Deflectores

b.- Separación Secundaria. Durante el proceso de la separación secundaria se observan zonas de fases continúa con gas, sobre la cual actúan las fuerzas de gravedad, las cuales se encargan de decantar hasta cierto tamaño de gotas de la fase pesada discontinua en la fase liviana continua. También produce la flotación de hasta un cierto tamaño de gotas de la fase líquida liviana, la cual es la fase discontinua, en la fase pesada continua. En esta parte del separador la fase liviana continua se mueve a una velocidad relativamente baja y con muy poca turbulencia

c.- Separación por Coalescencia. En el proceso de separación por coalescencia, hay caso en que las gotas no pueden ser separadas porque tienen un tamaño muy pequeño, es por ello que se requiere que las gotas adquieran un mayor tamaño, lo por cual ocurre, a través de proceso de coalescencia, con lo cual tales gotas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para que puedan separase por gravedad, para que este proceso tenga una mayor eficiencia se requiere tener elementos como eliminadores de niebla.

Principios de la Separación En el diseño de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos. Los principios fundamentales considerados para lograr la separación física de sistemas gas-líquido son, la cantidad de movimiento, asentamiento por gravedad y coalescencia. Cualquier separador puede emplear uno o más de

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estos principios, pero los fluidos deben ser inmiscibles y tener diferentes densidades para que el proceso de separación ocurra.

a.- Cantidad de Movimiento Las fases fluidas con diferentes densidades tienen diferentes cantidades de movimiento. Si una corriente bifásica cambia de dirección bruscamente, la cantidad de movimiento se incrementa y no permite que las partículas de la fase pesada se muevan tan rápido como las fases livianas las partículas de la fase ligera, este fenómeno provoca la separación de los fluidos petroleros

b.- Asentamiento por Gravedad Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa si la fuerza gravitacional actuante sobre éstas es mayor que la fuerza de arrastre del gas fluyendo alrededor de la gota.

c.-. Coalescencia Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Estas se unen, por medio del proceso de coalescencia, para formar gotas mayores, las cuales se acercan lo suficiente como para superar las tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad. Este proceso ocurre fundamentalmente con las moléculas de agua es fase líquida, y es desde luego una forma de separación ya que al alcanzar las moléculas un tamaño suficiente, son separadas por gravedad, que esta relacionado con el tamaño de las moléculas. En la figura 4 se presenta en forma esquemática un proceso de coalescencia.

Figura 4 Proceso de Coalescencia

Este movimiento casi siempre ocurre, solo con las moléculas de agua, por lo tanto es aplicable en la separación Petróleo- Agua, luego las gotas de agua al obtener un tamaño suficiente calen al fondo del separador por gravedad.

El proceso de coalescencia se inicia al ocurrir choques entre gotas con fuerza suficientes para romper la película interfacial. Una vez en contacto físico, el proceso se completa por fuerzas superficiales. Sistemas de coalescencia en los separadores obligan al gas a fluir por un camino tortuoso. La cantidad de movimiento de las gotas les causa choques entre gotas, formando gotas de mayor tamaño. Estas gotas de mayor tamaño pueden separarse del gas por gravedad. Las redes de alambres o mallas son típicos sistemas de coalescencia usados en los separadores bifásicos.

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LAS GOTAS CAEN DEBIDO A LA

ATRACCIÓN DE LA GRAVEDAD

LAS PEQUEÑAS GOTAS COALESCEN PARA

FORMAR GOTAS GRANDES

Clasificación de los Separadores Para Fluidos Petroleros En vista que los separadores en la industria petrolera se utilizan, con un objetivo específico, el nombre que se le asigna a estas unidades está muy relacionado con la función que realizan en cada caso en particular es conveniente especificar las fases que entran en juego. El separador Gas- Petróleo es el recipiente que más comúnmente se encuentra en la industria del petróleo y del gas natural. El separador representa la unidad donde se produce la separación inicial del gas y del petróleo. El estudio de este tópico requiere del conocimiento y manejo preciso de una serie de fundamentos, de tal forma que el proceso tenga un alto grado de eficiencia. Para obtener una máxima eficiencia, se debe conocer la composición del fluido, además de la cantidad de ambos fluidos que ha de manejarse en el separador. También se debe conocer los valores de la temperatura y presión, a las cuales ocurrirá la operación de separación.

Clasificación de los Separadores, según el Número de Fases a Separar: La primera clasificación de los separadores está en función del número de fases que separa:

a.- Separadores Bifásicos Estos son separadores, que separan dos fases, como, por ejemplo Petróleo y Gas. Estos separadores, tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos, en este caso específico Gas y Petróleo. Los separadores bifásicos son muy comunes en un campo petrolero. En el proceso de separación es muy importante tener en cuenta los fluidos producidos y la relación existente entre ellos. En las figuras 5 se presenta un separador bifásico Gas- petróleo, utilizado en la industria de petrolera

Figura 5 Separador Bifásico Gas- Petróleo

En la figura 5 se observan los principales accesorios del separador, como por ejemplo la entrada del fluido, en este caso conformado por petróleo y gas. Se observa también el control de espuma, hasta que al final del proceso el gas sale por la parte de arriba del separador, mientras que el petróleo lo hace por la parte de abajo del mismo.

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Usualmente, el crudo petrolero fluye del pozo hacia el separador y luego a un tanque .En el separador, el flujo se divide en gas y líquido a la temperatura y presión de operación. El comportamiento de la fase de la mezcla gas- líquido gobierna la distribución de los componentes intermedios, de modo que cualquier componente dado, como por ejemplo el Butano

o simplemente se distribuye como parte del gas y del petróleo En el momento, en que el petróleo rico en gas deja el separador, puede pasar a través de una o más separaciones adicionales. Estas etapas de separación se llevan a cabo, en la medida en que la presión y temperatura varíen mientras se les reduce a las condiciones del tanque. Cuando el líquido ingresa al tanque, se produce una nueva separación gas- petróleo, a presión y temperatura atmosférica. En este caso, nuevamente, los hidrocarburos se distribuyen entre la fase gaseosa y líquida.

b.- Separadores Trifásicos: Estos separadores se diseñan para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo). Lo que indica que estos separadores se diseñan para separar los componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero. Por lo general, estos separadores se diseñan en un tamaño grande, ya que deben de garantizar que las fases líquidas (agua y petróleo) salgan del equipo completamente libre una de la otra. Es decir agua sin petróleo, y petróleo sin agua, estos separadores son de gran utilidad en la industria, en vista que los fluidos petroleros, siempre estas conformados por agua, gas y petróleo. En la figura 6 se presenta un separador trifásico

Figura 6 Separador Trifásico

En la figura 6 se puede observan la entrada del fluido al separador, también se observa la salida del gas por arriba del separador, y la salida por abajo del separador de los fluidos agua y petróleo.

c.- Separadores Tetrafásicos: En los procesos petroleros, se utilizan también los separadores Tetrafásicos, en los cuales se ha previsto, adicionalmente, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de fluidos, esto es de importancia ya que la formación de espumas, tiene

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una fuerte influencia, en la determinación de la eficiencia del proceso de separación.

Clasificación de los Separadores, según Forma Geométrica Si se toma en cuenta la posición del cilindro separador, habrá que reconocerlos como verticales; horizontales y esféricos

a.- Separadores Esféricos. Este: separador es una: unidad compacta de separación, de forma esférica, utilizada para gas de alta presión y con volúmenes pequeños de líquidos. Es de difícil construcción y poco usado en la industria petrolera. En la actualidad estos separadores prácticamente no se utilizan en la industria de separación de los hidrocarburos, debido a la poca eficiencia y alto costo del equipo. En la figura 7 se presenta un separador tipo esférico

Figura 7 Separador Tipo Esférico para Gas y Petróleo

b.- Separadores Horizontales: En los separadores horizontales, la fase pesada decanta perpendicularmente a la dirección horizontal del flujo de la fase liviana, permitiendo que la fase liviana continua pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua, desde luego todo esto ocurre hasta un cierto límite. Los separadores horizontales del punto de vista geométrico son un cilindro instalado horizontalmente, y se utiliza por lo general, cuando existen grandes caudales de líquido, crudos espumosos y agua. En la figura 8 se presenta un separador horizontal.

En la figura 8 se observa la entrada bifásica del fluido al separador, también se observa la salida por abajo del separador del fluido líquido (petróleo y agua) y por la parte de arriba del separador se observa la salida del fluido gaseosos.

Ventajas y Desventajas de Un separador Horizontal: Las ventajas o desventajas de un cilindro separador, utilizado para los hidrocarburos se convierten en desventajas o ventajas de otro separador. Entre las principales ventajas de tiene:

a.- Los separadores horizontales, por lo normal se emplean cuando la relación gas líquido es baja.

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Figura 8 Separador Horizontal Gas- Petróleo

a.- Por lo normal se emplean cuando la relación gas- líquido es baja

b.- Los separadores horizontales requieren de poco espacio vertical para su instalación

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

d.- Los separadores horizontales manejan grandes cantidades de líquido, optimizando el volumen de operación requerido En un separador horizontal se puede incrementar con cierta facilidad la capacidad volumétrica, tal como es posible agregar cilindros al separador

e.-Los volúmenes de retención facilitan la desgasificación del líquido y el manejo de la espuma, si se forma

f.- Son más económicas que los separadores verticales.

g.- Usado preferiblemente para altas RGP, corrientes espumosas y para la separación líquido-líquido. En vista que en el separador horizontal, se puede agregar mecanismos internos, para limpiar las arenas. Luego el manejo de partículas sólidas, se maneja con mayor eficiencia en este separador. También en este separador se puede dejar prevista en el diseño, algunos accesorios, como por ejemplo las bocas de visitas apropiadas, que ayudan a eliminar las partículas sólidas. Cuando el fluido a separar es de carácter espumoso, se recomienda utilizar un separador horizontal, en vista que en este separador, se puede diseñar una fase del separador libre para la espuma, aunque es lógico, que el hecho de añadir una fase para la espuma, hará incrementar el costo del separador, por lo que todos los accesorios que se añadan tienen que ser justificados del punto de vista técnico y económico, de tal forma de no encarecer demasiado los procesos.Desventajas de Los Separadores Horizontales:

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a.-Cuando existen variaciones a nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana

b.-Ocupan mucho espacio horizontal

c.-Es difícil la remoción de sólidos acumulados.

Separadores de Producción: Los separadores de producción, son un ejemplo de los separadores horizontales. La utilidad de estos separadores se sustenta en el hecho que se requiere de un separador Vapor- Líquido eficiente, especialmente cuando el gas fluye hacia un compresor, y se requiere que la separación del petróleo del gas sea de alta eficiencia para evitar la sobrecarga en el equipo aguas a bajo. También los separadores de alivio son Separadores Horizontales, estos se utilizan antes ante de que el vapor entre al menchurrio, y con ello se evita la quema de hidrocarburos líquido

c.- Separadores Verticales: Estos separadores son recipientes cilíndricos colocados verticalmente para separar el petróleo y el gas natural, en estos equipos la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Luego, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede levemente la velocidad de decantación de la fase pesada, no se producirá la separación de las fases, a menor que esta fase pesada coalesca en una gota más grande. Este tipo de separador es capaz de procesar mayores cantidades de tapones de líquido sin afectar seriamente la dispersión del mismo en el gas de salida. El uso de los separadores verticales se limita a condiciones operacionales en las cuales la acción de respuesta del controlador de nivel no es crítica. Por, otra parte, el separadora vertical requiere un diámetro mayor para un volumen dado de gas que los otros tipos de separadores, particularmente si no esta equipado con una malla corrugada o con un extractor de niebla. En la figura 9 se muestra un separador vertical

Ventajas y Desventajas de los Separadores Verticales

a.- Los separadores verticales por lo normal se emplean cuando la relación gas o vapor- líquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas

b.- Los separadores verticales tiene mayor facilidad, que un separador horizontal para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, tales como alarmas e interruptores

c.- Los separadores verticales ocupan poco espacio horizontal

d.- Tienen facilidades en remoción de sólidos acumulados en el proceso de separación

e.- La capacidad de separación de la fase liviana no se ve afectada por las variaciones en el nivel de la fase pesada.Figura 9 Separador Vertical

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Desventajas de los Separadores Verticales

a.- El manejo de grandes cantidades de líquido, produce fuertes variaciones en la entrada del líquido, lo que obliga a tener separadores con excesivos tamaños

b.- requieren de mayor diámetro que los separadores horizontales, para una capacidad dada de gas

c.- Requieren de mucho espacio vertical para su instalación, lo que provoca problemas de carácter económico, ya que no siempre las instalaciones cuentan con el espacio suficiente, y tienen que comenzar a adquirir terrenos adicionales para la implementación del separador, y de tal forma que su desempeño sea de alta eficiencia, y que las instalaciones no perjudiquen la utilización de otros equipos.

En conclusión se puede señalar lo siguiente:

a.- El separador vertical, por tener mayor altura, que el separador horizontal, es más fácil manejar el control de nivel, luego el control de nivel en un separador vertical no es crítico, como lo es en el horizontal.

b.- En un separador horizontal se puede incrementar con cierta facilidad la capacidad volumétrica, tal como es posible agregar cilindros al separador horizontal, mientras que es imposible hacerlo en un separador vertical.

c.- En el separador horizontal, se puede agregar mecanismos internos para poder limpiar las arenas, hace que esto se convierta en una ventaja. Luego el manejo de partículas sólidas, se maneja con mayor eficiencia en el separador

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horizontal. Además en este separador se puede dejar prevista en el diseño, algunos accesorios, como por ejemplo las bocas de visitas apropiadas, que ayudan a eliminar las partículas sólidas.

d.- Cuando el fluido a separar es de carácter espumoso, se recomienda utilizar un separador horizontal, en vista que en este separador, se puede diseñar una fase del separador libre para la espuma, aunque es lógico, que el hecho de añadir una fase para la espuma, hará incrementar el costo del separador.

Adicionalmente al calificativo por la posición del recipiente separador se le agrega el trabajo que realizan se tendrán separadores horizontales bifásicos o trifásicos. Esta, clasificación estará relacionada, con la posición del recipiente y el número de fases a separar. En vista que los separadores esféricos no son muy utilizados en la industria petrolera. Es, por ello que, en este capítulo se hará referencia solo a los separadores Verticales y Horizontales. Se supone, que es lógico, pensar que cuando se quiera diseñar un de alta presión y con volúmenes pequeños de líquidos., generalizando el proceso de separación el gas sale por el fondo del separador a través de un tubo que sirve de rompevórtices, su aplicabilidad es escasa en la industria del petróleo, y desde su uso esta muy limitado cilindro compresor vertical u horizontal, habrá que realizar un amplio análisis de las ventajas y desventajas de los mismos, es claro que las desventajas de un separador son ventajas del otro.

Clasificación de los Separadores, según Ubicación Los separadores se pueden clasificar también, según la ubicación que el separador tenga con respecto a los otros equipos:

a.- Separadores de Entrada Un separador de entrada es un recipiente instalado a la entrada de una planta para retirar los líquidos en suspensión e impurezas que arrastra el fluido. Se coloca a la entrada de una planta, con el fin de garantizar que el sucio y las impurezas que transporta la corriente no entren a la planta y contaminen la solución. 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.

b.- Separadores en Serie. Un separador en serie, se refiere a una unidad que esta colocada a continuación de otra. El líquido que se aísla en el primer separador en el primer separador pasa a ser la alimentación del siguiente, y así sucesivamente, hasta que se obtiene el petróleo del tanque, por ejemplo estabilizado en condiciones atmosféricas El término separadores en serie se refiere a los separadores que están colocados en serie, o en paralelo. En el primer caso la separación se realiza en forma progresiva, mientras que en la posición en paralelo los dos separadores realizan la separación en forma simultánea, en estos casos la depuración se realiza de manera progresiva.

c.- Separadores Tipo Filtro. Este equipo tipo filtro que, además de las condiciones características de un separador, tiene un extractor de niebla capaz de filtrar el gas , eliminando las partículas líquida que pudiera retener Este tipo de separador, por lo general tiene dos compartimientos. Uno de ellos es un

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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. Esto, ocurre debido al proceso de coalescencia. Una vez que las moléculas se han hecho de mayor tamaño, son empujadas con cierta facilidad por la presión del gas hacía el núcleo del filtro, y por ende separadas del gas

El extractor de niebla de los separadores tipo filtro se encarga de remover el líquido remante. La eficiencia de la separación gas- líquido esta relacionada con el tamaño de las partículas líquidas. En algunos caso, el separador tipo filtro puede Contener un recipiente adicional, para almacenar el líquido. La separación con el separador tipo filtro, es de utilidad para drenar partículas líquidas con anterioridad a que el gas sea succionado por los compresores. Los separadores tipo filtro promueven la separación eficiente de los líquidos, que eventualmente pudieran permanecer en la fase gaseosa. Esto evita que al condensarse aguas abajo, puedan dañar los equipos, que por lo general son muy costosos, como es el caso de los compresores y expansores. También puede ocurrir, que los líquidos que se depositan en el sistema ocasionan toda clase de inconvenientes. Por ello estas unidades están provistas de filtros, específicamente diseñados para retener el tamaño de las partículas que deban ser retiradas de la corriente.

d.- Separadores Tipo Tanque de Venteo. Estos equipos de separación, hace la función de un separador horizontal con tiempo de retención de líquidos que varían entre 20 y 45 minutos. El separador esta ubicado después de la torre de absorción, en el equipo se separa el gas absorbido en el contactor. También sirve de almacenamiento de la solución. El separador se utiliza en las plantas de deshidratación y de endulzamiento del gas natural. El separador es un recipiente empleado para separar el gas liberado cuando se reduce la presión de un líquido, por lo general actúa como un separador trifásico horizontal, colocado después del absorbedor para retirar el gas que se va con la solución y el cual sirve simultáneamente, de tanque de abastecimiento.. Los equipos son separadores que se utilizan para separar el gas que se produce cuando se reduce la presión del líquido. En la jerga petrolera se denomina “Flash” al cambio espontáneo que sufre un fluido cuando la presión desciende en forma violenta. Luego al caer la presión del fluido se producirá una separación de fases, con lo cual se obtendrá el gas y el petróleo. Luego el separador Tipo Tanque de Venteo realizará la separación de las fases formadas.

e.- Separadores Convencionales. Este es un envase que se utiliza para separar una mezcla de componentes en una o dos corrientes, líquida y otra gaseosa. Por lo general la o las corrientes líquidas contienen muy poco gas, mientras que la corriente gaseosa contiene poco líquido.

f.- Separadores de Liberación Instantánea. Este es un envase que se utiliza para separar fluidos conformados por un gas que se liberan de un líquido sometido a un proceso de liberación instantánea. En este caso parte del líquido se volatiliza al producirse una disminución de la presión en el preparado. La separación instantánea, es una: metodología de cálculo que permite conocer la composición de los fluidos que se separan en determinadas

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condiciones de presión y temperatura. Efecto de aislar el gas del petróleo en determinadas condiciones de presión y temperatura.

g.- Separadores Tipo Pulmón. Este separador es un envase, que, puede construirse en gran tamaño que permita la acumulación del líquido. Por lo general se instalan en sistemas de recolección de gas o en sistemas de flujo bifásico.

h.- Separadores Tipo Centrífugo. Estos separadores se utilizan para separar partículas sólidas y líquidas de la corriente de gas. . El separador centrífugo: sirve para separar sólidos y líquidos de la corriente de gas mediante el uso de fuerzas centrífugas.

i.- Separadores Tipo Depuradores. Un depurador es un separador cuya función básica es remover pequeñas cantidades del líquido de una mezcla con predominio gaseoso. Dispositivo sencillo para eliminar las gotas de líquido que pueda transportar el gas. Los depuradores no poseen la capacidad para realizar una separación, gas- petróleo, en especial, cuando el volumen del líquido sea alto. Los depuradores, tampoco tienen el tamaño adecuado, de tal forma que las fuerzas de gravedad puedan actuar, en forma óptima, para que de esa forma haya una separación por tamaño de partículas. Los depurados tienen en su diseño elementos de impacto para remover las partículas líquidas.

Instalación de los Depuradores: En la instalación de los depuradores es frecuente, que se instale un dispositivo Denominado Tabique, el cual se instala para garantizar que la producción del gas estará libre de partículas líquidas, en vista que la acumulación de partículas líquidas en el gas puede inferir en la succión del gas por el compresor. La acumulación de partículas líquidas puede ocurrir, también a la salida de un absorbedor de glicol. La función del tabique es actual como una superficie de impacto, de tal forma que se depositen las partículas líquidas que transporta el gas. Los depuradores de Tabique pueden remover hasta casi el 100% de las partículas líquidas, sobretodo si el tamaño es mayor a 100 micrones (100 mm)

Para la industria petrolera son importantes los Depuradores, ya que estos equipos son separadores que no poseen la capacidad para separar los hidrocarburos, en sus respectivas fases, tomando en cuenta que los volúmenes se encuentren en cantidades apreciables. Los depuradores no tienen suficiente tamaño para que el asentamiento por las fuerzas gravitacionales sea óptimo. Luego se puede indicar, que la función básica de los depuradores es remover pequeñas cantidades del líquido de una mezcla con predominio gaseosos. En la figura 10 se presentan los depuradores utilizados en la Estación de Flujo Amana

j.- Tratadores Térmicos. Este es un separador diseñado para tratar a una mezcla conformada por Crudo- Agua- Gas), y que además posee facilidades para filtrar y calentar los fluidos. Por lo general este equipo, se utiliza en el tratamiento de crudos livianos y medianos, es de gran utilidad en los campos petroleros de Venezuela.Figura 10 Depuradores Utilizados en la Industria Petrolera:

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k.- Torres de Destilación. 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. A las torres se les pueden adicionan equipos, tales como condensadores, rehervidores, separadores de reflujo, equipo de bombeo y equipo de control, que ayudan a la eficiencia del proceso de separación

.-Goteo en Línea. 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.

Clasificación industrial de los separadores En la industria se pueden clasificar los separadores, según sea el valor de la presión de operación empleado en el proceso de separación, desde luego este es una cifra promedio, ya que siempre se trabaja con rangos de presión, la clasificación es:

a.- Separadores de Baja Presión. Aquí el valor de presión aproximado de presión es 60 lpcm

b.- Separadores de Media presión. La separación ocurre a una presión aproximada de 600 lpcm

c.- Separadores de Alta presión: El proceso ocurre a una presión aproximada de 1200 lpcm

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Clasificación de los Separadores, según Avance de la Ciencia: Durante los últimos años la tecnología ha introducido variantes en el diseño de separadores que conducen a incrementar la capacidad de las unidades, mientras se reduce el tamaño y el peso de los equipos, fundamentado en esta observación los separadores se clasifican en:

a.- Separadores Convencionales: Estos separadores se caracterizan por emplear la aceleración de gravedad para producir la separación de las fases líquidas y gaseosa. La velocidad interna es del orden de 1 a 2 pies por segundo , velocidad que se obtiene trabajando con presiones relativamente elevadas, tales como 1000 lpcm. Ente tipo de separadores el ejemplo son los verticales y horizontales.

b.- Separadores Compactos: Estos separadores son recipientes diseñados con la misma filosofía de los separadores convencionales, que emplea extractores de niebla para velocidades relativamente alta, en valores tales, como 3 o 6 (pie/s) y que por lo tanto, puede manejar cantidades mayores de gas empleando para ello diámetros más en los recipientes.

c.- Separadores Ciclónicos: Estos separadores emplean la aceleración centrífuga para separar la mezcla en sus diferentes fases, tales como: gas, agua, petróleo y arena. Un concepto importante en la tecnología ciclónica es el número relativo de fuerzas gravitacionales desarrolladas por las fuerzas centrífugas, comparado con un valor de aceleración de gravedad “g” del separador gravitacional. Esto es una medida importante del comportamiento que se obtiene con los ciclones por encima de los separadores gravitacionales. La teoría ciclónica es una de las innovaciones más recientes, para la utilización de los separadores de hidrocarburos. La innovación esta relacionada con el uso de las fuerzas centrífugas para separar los fluidos que entran, como alimentación, al recipiente En la figura 11 y 12 se presenta un separador tipo ciclónico, muy utilizado en la industria de los hidrocarburos, específicamente en los procesos de separación gas- petróleo o gas- petróleo- agua, lo que indica que estos separadores se pueden utilizar en procesos bifásicos o trifásicos, en ambos casos con un alto grado de eficiencia.

En la figura 12 se observan los principales accesorios del separador ciclónico, como es por ejemplo la entrada tangencial del fluido, lo que se hace para minimizar los problemas de erosión, que puede causar el fluido que se va a separar, por la parte de arriba del separador sale el gas limpio. Se observa también el lugar donde se crea el vórtice, el cual crea succión y empuja el líquido reciclado hacia las pareces del tubo ciclónico.

Los separadores tipo ciclón hacen de la técnica del vórtice como, función para lograr la separación de los fluidos petroleros. Para, ello los fabricantes del separador ciclónico construyeron un tubo (ciclón) capaz de hacer rotar la mezcla que llega al equipo para separar las fases gaseosa y líquida. Adicionalmente el gas que entra al a tubo ciclónico, sigue rotando para despojar al gas de la película líquida remanente. Se entiende por vórtice, al remolino, que se origina en un separador de fluidos petroleros, y que se origina por efecto de rotación de los fluidos

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Figura 11 Separador Ciclónico Utilizado en la Industria Petrolera

Figura 12 Parte de Un Separador Ciclónico

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El vórtice puede aparecer en forma espontánea, cuando se abre la válvula para descargar los líquidos o como consecuencia de una rotación inducida. Cuando aparece en vórtice, el separador deja de cumplir la función de separación de los componentes, en sus respectivas fases.

Funcionamiento de Un Separador Tipo Ciclónico: Un separador ciclónico esta compuesto básicamente por un cilindro vertical con fondo cónico, dotado de una entrada tangencial normalmente rectangular. Los separadores ciclónicos emplean la fuerza centrífuga como elemento primordial para el logro de la separación de las fases con la calidad deseada Cuando el fluido ingresa al separador empieza a rotar, y la velocidad de entrada se multiplica varias veces a medida que aumentan las fuerzas centrífugas que producen la separación. Así el fluido se separa en sus diferentes fases, dando una respuesta más efectiva, que lo que de ordinario se obtiene con los separadores gravitacionales. La configuración geométrica de un separador ciclónico utiliza las fuerzas centrífugas y las gravitacionales, para la separación de las fases, la velocidad de asentamiento de las gotas se incrementa en mayor grado haciéndose más efectiva la separación.

La base del estudio de los separadores ciclónicos es el vorticismo, por cuanto el separador se diseña haciendo que el fluido rote al entrar al separador y siga girando cuando el gas que se separa. El gas libre busca el orificio de salida por la parte superior de la unidad, mientras el líquido se mueve hacia el fondo del recipiente. Al introducir un remolino en la parte inferior del separador, el agua y la arena también se separan; proporcionando un modelo más eficiente que los separadores convencionales.

Función del Ciclón El ciclón es un aparato estático, que mediante la fuerza centrífuga originada por un fluido en movimiento turbulento, separa las fases que lleva en suspensión. A medida que se han venido desarrollando los separadores ciclónicos, nuevos términos se han introducido en el mercado relacionado con esta tecnología, por ejemplo: vórtice, ciclón, tubo ciclónico:

El Tubo Ciclónico: Este tubo es una herramienta de forma cilíndrica ubicada dentro de un separador ciclónico, que se emplea para separar las fases líquida y gaseosa mediante el uso de la fuerza centrífuga. El tubo ciclónico. Posee turbinas fijas que obligan a rotar el fluido para generar la separación de las fases

Un ciclón es una cámara de separación en la cual la aceleración de gravedad es reemplazada por la aceleración centrífuga. A su vez, la fuerza centrífuga que produce la separación puede variar desde cinco veces la aceleración de gravedad, en diámetros muy grandes con ciclones de baja resistencia, a 2500 veces la gravedad, en ciclones de poco diámetro y de alta resistencia. Las velocidades en espiral, en el ciclón pueden alcanzar varias veces la velocidad promedio de la entrada. El ciclón, en su forma más elemental, tiende a confundirse con el vórtice, el fenómeno característico de los fluidos que rotan (tornados, huracanes, torbellinos), no obstante, también se le llama ciclón al tubo que define la parte fundamental de este tipo de recipientes. En el ciclón el

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fluido gira hacia abajo en movimiento rotatorio y, nuevamente, hacia arriba dentro del tubo ciclónico.

El gas entra tangencialmente la velocidad se reduce y se distribuye de tal manera que el componente tangencial de la velocidad aumenta, mientras disminuye el radio del ciclón cilíndrico Esto, a su vez, incrementa la velocidad tangencial varias veces por encima de la velocidad de entrada a medida que el gas se mueve en espiral hacia la salida de líquido. El cambio en el vector velocidad que introduce la rotación es expresado como la aceleración centrífuga, la cual es igual al cuadrado de la velocidad angular

Características de la Separación Ciclónica: Después que el fluido ingresa al separador ciclónico en forma tangencial, en el separador se distinguen dos zonas de características distintas en relación al movimiento. En la zona próxima a la entrada del fluido y en aquella más exterior del ciclón predomina la velocidad tangencial, la velocidad radial es centrípeta y la axial de sentido decente. La presión es relativamente alta. En la zona interior del cilindro, que corresponde al núcleo del ciclón y con un diámetro aproximadamente igual a 0,4 veces el del conductor de salida del gas. En este caso el flujo es altamente turbulento y la presión baja. Se da el predominio de la velocidad axial con sentido ascendente. El modelo de flujo seguido por el gas dentro de los ciclones es de un doble vórtice. Primero el gas realiza una espiral hacia abajo y por la zona exterior, para después ascender por la zona interior describiendo igualmente una hélice.

Las gotas de líquido, debido a su inercia, tienden a moverse hacia la periferia del separador ciclónico alejándose de la entrada de gas y recogiéndose en un colector situado en la base inferior de tipo cónica. Por, lo tanto, cualquier partícula se encuentra sometida a dos fuerzas opuestas en la dirección radial, la fuerza centrífuga y la de rozamiento. Ambas fuerzas son función del radio de rotación y del tamaño de la partícula, es por ello que las partículas de tamaño distinto tienden a girar en orbitas de radios distintos. En la figura 13 se presenta la acción del proceso descrito

En la figura 13 se observa la entrada y salida del aire, la placa deflectora, lo mismo el movimiento centrífugo del aire, el espacio colector del condensado y la salida del condensado propiamente tal.

Para el buen funcionamiento del separador ciclónico es de vital importancia garantizar que la salida de las gotas de líquido, se realice con una cierta estanqueidad. Se debe de impedir que el gas penetre en el interior del ciclón provocando la dispersión del líquido ya separado. En la figura 14 se presenta un esquema de lo que debe de ocurrir en el separador ciclónico, para que se lleve a cabo el proceso descrito.

En la figura 14 se presenta el proceso que se lleva acabo en el separador ciclónico, se observa la salida del gas por la parte de arriba del separador, la entrada del fluido conformado por gas y líquido, los niveles de operación, y por el fondo del separador deben de salir las impurezas sólidas en que caso que estén presentes en el proceso de separación gas – petróleo.

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Figura 13 proceso de Separación en un Separador Ciclónico

Figura 14 Separación Gas- Petróleo en un Separador Ciclónico

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Fuerzas que Actúan en un Proceso de Separación Ciclónica. En vista que la fuerza dirigida hacia el exterior que actúa sobre la partícula aumenta con la componente tangencial de la velocidad, y la fuerza dirigida hacia el interior aumenta con la componente radial, el separador ciclónico se debe de diseñar de manera que la velocidad tangencial sea lo más grande posible, mientras que la velocidad radial debe ser lo más pequeña posible. En la figura 15 se presenta la actuación de cada una de las fuerzas que actúan en el proceso de separación ciclónica.

Figura 15 Fuerzas que Actúan en el Proceso de Separación Ciclónica

En la figura 15, se tiene:

: Fuerza Centrífuga; = Fuerza de Rozamiento; : Velocidad

Tangencial; = velocidad Radial y (r)= radio de la órbita

Separadores para Fluidos petroleros: Los Principales fluidos petroleros son Gas, Agua y Crudos, por lo tanto los separadores a utilizar son: Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua Los separadores se utilizan para la separación física de fases. En la industria del petróleo y del gas natural los separadores son utilizados a gran escala, y la principal función del separador es disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la arena y el agua .Otras veces, cuando se utiliza en plantas de tratamiento el separador se emplea para, separar por ejemplo al glicol, el cual se utiliza como deshidratante del gas natural, también se pueden utilizar para atrapar las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción.

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Separación Gas- Petróleo: Las separaciones en sus componentes básicos (Gas- Petróleo- Agua) en la industria es una operación de gran importancia, tal como de al eficiencia de este proceso, dependerán la gran mayoría de los otros procesos, que necesariamente hay que realizar, tanto para el gas natural, como para el petróleo. El proceso de separación puede delimitar las posibles pérdidas de un caudal de hidrocarburos, tanto al inicio como al final de la operación de separación. Los estabilizadores proporcionar al operador el control de la presión y composición del producto. Los estabilizadores se utilizan frecuentemente en un esquema de separación de múltiples etapas, estos pueden extraer selectivamente los hidrocarburos más livianos del crudo, permitiendo así la recuperación de una cantidad máxima del líquido en el tanque de almacenamiento. En la figura 16 se muestra una planta de separación gas- petróleo utilizado en la República Bolivariana de Venezuela

Figura 16 Planta de Separación Gas- petróleo utilizado en la industria

Condiciones Mecánicas de los Separadores Los separadores deben poseer cuatro secciones principales, las cuales son:

a.- Primera Sección de Separación Comprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite absorber la cantidad de movimiento de los fluidos de alimentación. En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, produciéndose una separación inicial. Generalmente, la fuerza centrífuga originada por su entrada tangencial en el recipiente remueve volúmenes apreciables de líquidos y permite controlar la velocidad del gas.

b.-. Sección de las Fuerzas Gravitacionales En esta sección las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental. Las gotas líquidas que contienen el gas son separadas al máximo. Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. En este caso la velocidad del gas se reduce apreciablemente, por lo tanto, la corriente de gas asciende a una velocidad reducida. En algunos casos, en esta sección, se usan tabiques con el fin de controlar la formación de espuma y la turbulencia. En esta sección. Las gotas del líquido están sometidas a la influencia de varias fuerzas como se observa en la figura 17.

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Figura 17 Fuerzas que Intervienen en Proceso de Separación

Separador Vertical Separador Horizontal

Las principales fuerzas que participan en el proceso de separación son las de gravedad y las originadas por el movimiento del gas. Las fuerzas de flotación son pequeñas, si la turbulencia es controlada, no habrá mayor problema a que el proceso de separación se lleve a cabo.

Como se puede apreciar en el diagrama de la figura 17, el comportamiento de una gota de líquido en un separador vertical es diferente de su comportamiento en uno horizontal. En el separador vertical, las resultantes de la sumatoria de las fuerzas poseen una dirección vertical; mientras que en el horizontal las resultantes siguen una dirección inclinada. Esta diferencia hace posible que la velocidad del gas en un separador horizontal pueda alcanzar valores mayores que los que se obtiene en uno vertical.

c.-. Sección de Extracción de Neblina o Sección de Coalescencia Aquí se separan las pequeñas partículas de líquido que aún contiene el gas, después de haber pasado por las dos secciones anteriores. La mayoría de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extracción de neblina, la fuerza centrífuga o el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas de líquido son recolectadas en una superficie, donde son separadas de la corriente de gas, en forma de grandes gotas, que luego caen en la sección de acumulación de líquido.

Esta es la tercera sección del separador. En esta sección, se tienen que separar las pequeñas partículas líquidas, que no han podido ser separadas, por las fuerzas gravitacionales. Lo, que indica que estas son partículas líquidas de minúsculo tamaño, que aun están unidas a las partículas del gas. Para el control de la neblina, por lo general se utiliza la fuerza centrifuga o el principio de choque. Las pequeñas gotas de líquido se agrandan dando paso al proceso de Coalescencia, luego que obtiene un tamaño adecuado caen a la zona de recepción del líquido. Una vez que el gas sale de la sección anterior entra al extractor de niebla, en el cual se remueven las gotas de líquido que todavía quedan en gas. El objetivo es que el gas salga lo más seco posible.

d.- Sección de Acumulación de Líquido Esta es la cuarta sección del separador. Los líquidos separados en las secciones 1, 2 y 3 se acumulan en la parte inferior del separador, luego se requiere de un tiempo mínimo de retención que permita, que el proceso de separación sea de alta eficiencia.

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Del gas

Flotación

Gravedad

Resultante

Esta sección se diseña sobre la base que un pequeño volumen del líquido permanece en el separador, y se denomina tiempo de retención. Este tiempo de retención debe ser tal que permita la salida del gas atrapado en el fluido. Por lo general el diseño del separador obliga a que el tiempo de permanencia del crudo en el separador sea mayor que el lapso requerido para que cada una de las fases quede limpia una de la otra.

Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador. Por lo tanto, se requiere de un tiempo mínimo de retención que permita llevar a cabo el proceso de separación. También se necesita un volumen mínimo de alimentación, especialmente cuando el flujo es intermitente. Esta sección posee controles de nivel para manejar los volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. En las figuras 18 y 19 .se presentan el diagrama esquemático de un separador convencional destacando sus cuatro secciones principales.

La figura 18, presenta las secciones principales de un separador horizontal, clasificado como separador convencional. La Norma Utilizada, que se utilizara para cada uno de los accesorios es la Norma Empleada por: PDVSA., mientras que al figura 19 representa las secciones principales de un separador horizontal, también denominado separador convencional, clasificación que se establece con la aparición de la teoría ciclónica.

Figura 18 Secciones Principales de un Separador Vertical Bifásico

Componentes Externos de un Separador. Convencional Bifásico Los componentes son:

a.- Cuerpo: El cuerpo del separador es de forma cilíndrica o esférica y de tamaño variable, dependiendo de las condiciones del diseño.

b.- Válvula de Descarga del Líquido: Está en la parte inferior del separador y según la altura del líquido permite su salida, con mayor o menor velocidad, según sean las condiciones operacionales empleadas en el proceso de separación gas- petróleo.Figura 19 Secciones Principales de un Separador Horizontal

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PRIMERA SECCIÓN

DE SEPARACIÓN SECCIÓN DE LAS

FUERZAS

GRAVITACIONALE

S

SALIDA DEL

GAS

SECCIÓN DE

COALESCENCIA

SALIDA DEL

LÍQUIDO

SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE

LÍQUIDO

PRIMERA SECCIÓN

DE SEPARACIÓN

c.- Válvula de Entrada: Se encuentra casi a la mitad del separador. Permite la entrada de la mezcla bifásica en el recipiente separador, y con ello dar inicio al proceso de separación.

d.- Válvula de Control de Presión de Gas: Se ubica en la línea de salida del gas y es gobernada por un controlador. Sirve para mantener la presión más o menos constante en el separador.

e.- Válvula de Drenaje: Colocada en la parte inferior del recipiente (en el fondo), se usa cuando es necesario drenar el líquido que está por debajo de salida del separador.

f.- Válvula de Seguridad: Puede estar en la salida del gas o en otro orificio situado en la parte superior del separador. Garantiza la seguridad del separador y está calibrada para abrir a una determinada presión, con la cual se trabaja en el proceso de separación.

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PRIMERA SECCIÓN

DE SEPARACIÓN

SALIDA DEL

LÍQUIDO

SECCIÓN DE LAS

FUERZAS

GRAVITACIONALE

S

SECCIÓN DE

COALESCENCIA

SECCIÓN DE

COALESCENCIA

SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE

LÍQUIDO

SALIDA DEL

GAS

g.- Ventana o Tapa de Inspección: Se localiza en la parte frontal del recipiente. Facilita la inspección y la realización de los trabajos de limpieza en el interior del separador.

h.- Controlador y Regulador de Presión: Está ubicado en la línea de salida de gas y gobierna la válvula de presión del gas, y permite su regulación y control de la misma.

i.- Control de Nivel: Es un dispositivo que rige la apertura o cierre de la válvula de salida del líquido.

j.- Cristal de Nivel: El cristal de nivel debe estar colocado a una altura que permita un control visual de nivel del líquido dentro del separador.

k.- Boquillas: Son elementos que permiten la entrada y salida del fluido antes y después de ocurrida la separación. Las boquillas generalmente son del mismo tamaño que la tubería, no obstante si se prevé que puede ocurrir arrastre en la superficie del líquido el diámetro de la boquilla puede cambiar a un valor mayor. Estos accesorios representan un parámetro muy importante en el proceso de separación, debido a que el tamaño de los mismos determina la velocidad del fluido a la entrada y salida del separador. De esta manera si se tiene un orificio de entrada muy pequeño, la velocidad del fluido a la entrada del separador será alta, mayor a 30 pie/s, y por ende, la velocidad del gas será mayor también, ocasionando una fuerte tendencia al arrastre de líquido por la corriente de gas. De igual manera un diámetro muy pequeño en las boquillas de salida de gas y de líquido puede ocasionar escape de gas en la corriente de líquido por la alta velocidad y la restricción de tamaño para dejar salir el volumen de procesado.

Componentes Internos de un Separador Para ayudar al proceso de separación y/o impedir problemas de operación aguas abajo del equipo separador, se utilizan dentro del tambor ciertos aparatos, conocidos como “Internos”. Entre estos se encuentran:

Eliminadores de Niebla: Los eliminadores de niebla son dispositivos para eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción de la gravedad en separadores vapor-líquido. Entre los diferentes tipos existentes, destacan las mallas de alambre ó plástico, conocidos popularmente como “demisters” ó “Mallas”.

Fundamento del Proceso de Separación de los Fluidos Petroleros: Muchas personas se preguntan el principio, por el cual se sustenta el proceso de separación: Gas- Petróleo, y Gas- Petróleo- Agua. Lógicamente para cualquier estudiante que tenga dentro de sus asignaturas el tema de procesos, será muy fácil responder a esa pregunta. Ya que el proceso de separación, se sustenta en el proceso de separación instantánea. Para el caso de la separación (Gas- Líquido). La dificultad, para analizar la eficiencia del proceso de separación, sería en tener las herramientas necesarias para, cuantificar las cantidades de la fracción de vapor o gas y líquida o petróleo que se desprenden. Estas cantidades serán una función de las condiciones de

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operación, fundamentalmente de los valores que tengan la presión y temperatura de operación, en el proceso de separación. Se sabe, por ejemplo que la fracción de vapor o gas debe necesariamente desprenderse o escaparse de la fracción líquida. En la actualidad todos estos cálculos se realizan en forma fácil y eficiente.

Mientras que la fracción líquida debe de acumularse en el fondo del recipiente. Además, la cantidad de líquida que permanezca en el fondo del separador, será mayor, mientras más alto sea el valor de la presión de operación, y más bajo sea el valor de la temperatura de operación, todos estos parámetros son de mucha importancia conocerles y poder manejarlos, para obtener una alta eficiencia en el proceso de separación Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua, que son fundamentalmente los fluidos que se manejan en el área de petróleo, luego son los fluidos con los cuales se diseñan los separadores, tal como en este caso se esta hablando de fluidos petroleros, luego entonces los fluidos fundamentales son gas, petróleo y agua.

Los cálculos de las fracciones de vapor y líquido, se han hecho menos dificultoso, con el desarrollo de los paquetes de simulación, los cuales se han convertido en una gran Herramienta, para la determinación del fracciones gas – líquido. Pero, esto no quita que el ingeniero tenga, que tener una gran experiencia para la interpretación de los resultados, obtenidos a través del simulador, en vista que la persona que maneje el simulador puede equivocarse en la introducción de los datos, y por ende los resultados arrojados por el simulador serán erráticos. Luego, cuando se desea diseñar un separador, lo primero que deberá hacerse es calcular la cantidad de líquido que permanecerá en el fondo del recipiente y las respectivas composiciones y características de las fases que se separan. Eso servirá de punto de apoyo para hacer el diseño conceptual.

Mecanismos Separación: En el procesamiento del gas y del petróleo existe una amplia variedad de separadores de mezclas de diferentes fases. El proceso de separación gas- petróleo se considera una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento del gas natural. Los mecanismos mediante los cuales se puede lograr la separación óptima del gas y del petróleo y contaminantes son: Fuerza de Gravedad, Fuerza Centrífuga, Cambios en la Cantidad de Movimientos; Fuerza Electrostática, Absorción, Adsorción, Difusión Térmica, Filtración, Efectos Sónicos y la Combinación de todos los efectos señalados.

En los campos petroleros los efectos de separación más usados son: Fuerzas de Gravedad, Fuerza Centrífuga, Cambios en la Cantidad de Movimientos y Fuerzas Electrostática. Mientras que en el procesamiento de gas los efectos más usados son: Absorción, Adsorción, Fuerzas de Gravedad, Fuerzas Centrífugas, Filtración y Cambios en la Cantidad de Movimiento

Etapas del proceso de Separación: Quienes trabajan en diseño y operación de instalaciones de superficie, saben que incrementando el número de etapas de separación entre líquido y gas, mejora la eficiencia del proceso. Esta mayor eficiencia se traduce en

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a.- Menor liberación de gas (Menor RGP). Este parámetro resulta de dividir una cantidad de gas en condicione normales por una determinada cantidad de petróleo, también en condiciones normales (PCN/BN). Existen varias forma de Relación Gas- Petróleo; Razón Gas- Petróleo en Solución (RGSP) o también (RS). Es el gas en solución a condiciones normales en (PCN), por unidad volumétrica de Petróleo en (BN). Razón Gas- Petróleo Instantánea (R) o Razón de Gas producido- Petróleo como también Razón Gas- petróleo de Polución, todo esto corresponde a la RGP

b. Mayor recuperación de líquido (Menor Bo). El factor volumétrico de petróleo (B0). Este factor viene dado por el volumen en barriles a presión y temperatura del yacimiento ocupado por un barril normal a 14,7 lpca y 60F más el gas en solución, y se representa por la siguiente fórmula:

Barriles de crudo saturado con gas a P y TB0= -------------------------------------------------------------- (1)

Barril de crudo a 14,7 lpca y 60F

Él (B0) tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y el gas en solución sobre el volumen del crudo. Por lo general B0>1, solo B0<1 cuando el crudo tiene muy poco gas en solución y esta sometido a altas presiones y temperatura. Mientras que el (BG)

c.- Obtención de un líquido de mayor gravedad API. Esta es una forma de expresar el peso específico o densidad relativa, es una medida relativa de la densidad. En vista que la presión tiene un mínimo efecto sobre la densidad de los compuestos en estado líquido, lo que provoca que sea la temperatura la única variable que se debe de tener en cuenta, al sentar las bases para el peso específico. La densidad relativa de un líquido es la relación de la densidad a cierta temperatura, con respecto a la densidad del agua a una temperatura normalizada, que también puede ser estandarizada o que se trabaja en condiciones estándares o condiciones de base:

La sigla API, pertenece al Instituto Americano de Petróleo, la cual es una asociación estadounidense de la industria petrolera, que patrocina una división de la producción petrolera en la Ciudad de Dallas. El instituto fue fundado en 1920 y se constituyo en la sociedad de mayor importancia en la normativa de los equipos de producción y perforación petrolera. Publica códigos que se aplican en distintas áreas petroleras y, elabora indicadores, como el caso del peso específico o gravedad específica de los crudos, que tienen por nombre gravedad API

El grado API se fija mediante una escala adoptada, para medir la densidad de los petróleos brutos .La escala varía, por lo General en valores de 10 (equivalente a una densidad de 1,0000 y 100), lo que representa una densidad de 0,6112 g/cm3), con relación al agua a 4 C de temperatura Los petróleos crudos pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta

La gravedad específica de un líquido es entonces la relación de la densidad del líquido (rL) y la densidad del agua (rA), según lo siguiente:

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go=rL del líquido a cierta temperatura/rA del agua a 60F (2)

Para determinar la densidad relativa de un líquido se utiliza un hidrómetro, para el Hidrómetro normalmente se utilizan dos escalas:

a.- La escala API, que se utiliza para productos de petróleo, lo que da la siguiente ecuación para productos de petróleo:

go(60 F )= (3)

b.- La escala Baumé, que a su vez sé divide en dos tipos, uno para líquidos más pesados que el agua, lo cual da la siguiente ecuación;

go(60 F )= (4)

La escala para líquidos más livianos que el agua, da la ecuación:

go(60 F )= (5)

A determinar el número de etapas necesarias para que el proceso de separación con una alta eficiencia se puede llegar mediante mediciones de laboratorio o mediante modelos de simulaciones termodinámicas, los cuales tienen una alta aplicación, en el diseño de separadores. El objetivo, que se plantea al utilizar estos conceptos es dar una explicación conceptual de este fenómeno. Para ello será necesario a analizar la liberación de gas, a partir de una determinada corriente de hidrocarburos, en un proceso de una etapa de separación y otro de dos etapas de separación, todas ellas realizadas a, condiciones estándar, que en este caso son una presión de 1 atmósfera y temperatura de y 15.5C). Si se asume que la corriente de hidrocarburos es la mostrada en el Cuadro 1

Separación en una Sola Etapa. En este caso, a la mezcla de hidrocarburos se le permite alcanzar el equilibrio termodinámico directamente a presión atmosférica y 15.5 C. En otras palabras, todo el gas se libera en una sola etapa. Luego de alcanzar el equilibrio se separan el gas y el líquido. En consecuencia tanto el gas como el líquido producidos se encuentran saturados con la otra fase. El gas se encuentra en su punto de rocío y el líquido en su presión de burbuja, ambos a presión atmosférica. Llevando a cabo este proceso se obtiene una Relación Gas-Petróleo cercana a 100 m3/m3.

Separación en Dos Etapas. En este caso la secuencia de operaciones es la siguiente: A la mezcla de hidrocarburos se le permite alcanzar el equilibrio termodinámico a una presión intermedia (100 lpca). Se separa el gas en equilibrio. Al líquido de esta primera etapa se lo somete a un nuevo proceso de separación a presión atmosférica y 15.5 C En resumen, el gas se separa mediante dos etapas de equilibrio.Cuadro 1 Corriente de Hidrocarburos

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Componente % MolarNitrógeno 0,706 Dióxido .de Carbono 0,125 Metano 33,505 Etano 7,731 Propano 6..348 i-Butano 0,973 n-Butano 3,574 i-Pentano 1,.392 n-Pentano 2,.173 Hexanos 2,897 Heptanos + 40,.576 Total 00.000

El resultado de este nuevo proceso conduce a una Relación Gas-Petróleo cercana a 90 m3/m3.La disminución de la (RGP) se acompaña, invariablemente, de una mayor recuperación de líquido, pues la disminución del volumen de gas liberado se logra a expensas de dejar una fracción adicional de componentes "intermedios" en el líquido. La masa total del sistema es, naturalmente, un invariante. Como es de esperar, existe una presión a la cual el proceso de separación intermedio conduce a un máximo de recuperación de líquido. A muy altas presiones sólo se libera poco gas, de modo que el efecto analizado disminuye y el proceso tiende a parecerse al de una sola etapa. A muy bajas presiones casi todo el gas se separa en la etapa intermedia. Por lo tanto el proceso tiende a parecerse, nuevamente, al proceso de una sola etapa, que al parecer tal es el proceso de separación.

En consecuencia, en alguna presión intermedia se obtiene el máximo de eficiencia de separación. A la presión en que se recupera la máxima cantidad de líquido se la conoce genéricamente como Presión Óptima de Separación. Aumentando el número de etapas de separación y optimizando la eficiencia de cada una de ellas, es posible mejorar aún más el proceso de separación. Sin embargo, las mejoras asociadas a cada etapa adicional van decreciendo en magnitud.

Fundamento de los Diseños de Separadores: El diseño de los separadores se fundamenta en el estudio de los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que tengan sobre estos las distintas fuerzas físicas. Luego en el diseño de un separador se deben de tomar en cuenta algunos factores y propiedades de los fluidos que se van a procesar. En términos generales, se considera que un separador representa la primera instalación del procesamiento, y por ende si se utiliza un diseño incorrecto, el proceso puede traer una serie de consecuencias que dificultarían las otras etapas de operación. El diseño de los separadores es un parámetro de mucha importancia, para la eficiencia del proceso de separación, por lo tanto en el diseño hay que tomar en cuenta todos los parámetros y factores necesarios.Obtención de Flujo Petrolero: El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, en la mayoría de las veces esta compuesto por hidrocarburos,

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agua, arena, contaminantes etc. Luego la separación física de estas fases es una de las operaciones de gran interés económico- industrial, sobre todo en el procesamiento y tratamiento de los crudos y del gas natural. Para diseñar un aparato que pueda separar estas fases se debe de tomar en cuenta los diferentes estados en que se puede encontrar los fluidos y el efecto que sobre estos tengan las diferentes fuerzas físicas. El objetivo del proceso de separación es separar los diversos constituyentes del yacimiento, con el fin de optimizar el procesamiento y comercialización de los crudos y del gas asociado.

Funciones de Operación de los Separadores La única forma, para que el separador pueda cumplir con estas funciones deben satisfacer lo siguientes:

a.- Controlar la energía del fluido al entrar al separador

b.- Las tasas de flujo de las fases deben responder a ciertos rasgos de volumen, el cual será una función del diseño del separador. Luego, fundamentado en ello es posible que al inicio del proceso de separación, se realice debido a las fuerzas gravitacionales, tal como, estas fuerzas actúan sobre los fluidos. Y obligan a un equilibrio interfásico. El flujo normal de la fase gaseosa, se refiere a la máxima cantidad de vapor alimentada a un separador o condiciones de operación. Lo que indica, que en ausencia de perturbaciones provocada por la inestabilidad del proceso o la capacidad de condensación aguas arribas del separador tengan una alta eficiencia

c.- Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas- líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada, de tal forma de incrementar la eficiencia del proceso..

d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser eliminadas, si esto no se realiza el proceso de separación tendrá una baja eficiencia.

e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión.

f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases.

g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras.

h.-Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc.

i.-Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas

Si el separador cumple con todo estos requisitos el proceso de separación será funcional y de una alta eficiencia.

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Aspecto Básico del diseño de los Separadores: El análisis e interpretación del modelo para el diseño de los separadores obliga a interpretar el proceso de diseño en su totalidad.

a.- Tiempo de Retención del Líquido: Los diversos parámetros que intervienen en el diseño, es importante el valor del tiempo de residencia del fluido, el cual se ha obtenido por el análisis de cientos de casos y observaciones en el campo. Es común que en los separadores convencionales, se diseñe con tiempos de retención que varían entre 1,5 min. y 5,0 minutos, dependiendo del tipo de fluido que se esté separando. En los separadores ciclónicos el tiempo de residencia es más bajo, por lo tanto, las unidades resultan más pequeñas.

Con la gravedad API o densidad de los fluidos, se seleccionará el tiempo de retención que deba tener el líquido, para garantizar la separación Fluidos livianos por encima de 40 grados API tendrán 1,5 minutos como tiempo de residencia; para aquellos por debajo de 25 grados API o que sean considerados petróleos espumosos, indistintamente de su densidad, se reservan cinco minutos de tiempo de retención y, tres minutos para los que están en el centro de la clasificación entre 25 y 40 grados AP). Los tanques de venteo se diseñan con lapsos de 20 a 45 minutos como tiempo de permanencia de los fluidos en la unidad. De esa manera el interesado podrá calcular el espacio que debe reservar para que el recipiente tenga la capacidad necesaria para retener el líquido que se va a separar y el fluido disponga del tiempo necesario para que se produzca la separación.

b.- Capacidad Volumétrica del Separador: Si se diseña un separador para un determinado caudal de gas, lo cual se apoya en la teoría de coalescencia de las partículas que pudiera arrastrar el fluido, y el cálculo de la velocidad máxima que se puede utilizar dentro del separador. Ello obliga al diseñador a verificar previamente las velocidades más altas que se pueden emplear en estas unidades.

Los diseños de los separadores ciclónicos se deben hacer para los caudales máximo y mínimo que se deban manejar, así como, la viscosidad y los cambios en las propiedades de los fluidos a las diferentes condiciones de trabajo del separador. Así se calcula el tamaño de la gota y se compara con el 1,0% de agua en el petróleo y petróleo en el agua, fijada como cantidad máxima permisible.

Se debe analizar el flujo en exceso, lo cual establece una limitante para los separadores de pequeño diámetro, porque, indistintamente de las ventajas que tengan disponen de poco volumen para manejar los líquidos, de tal manera que no están en condiciones de trabajar con baches de líquido que eventualmente caigan al separador.

c.- Separación Gravitacional: La separación gravitacional se fundamenta en las leyes de Stokes, pero también toma en cuenta los aspectos no ideales y los efectos de la turbulencia. Se calcula la máxima velocidad horizontal y se

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compara con la velocidad terminar de la partícula de petróleo que asciende. Así se calcula el factor de diseño real.

Esta filosofía, hasta ahora aplicada en los separadores convencionales trifásicos, pareciera ser la principal fortaleza de las herramientas ciclónicas, gracias a que, de su aplicación resultan unidades muy grandes y, por lo tanto, más costosas. De donde se percibe que la competencia de las nuevas tecnologías no será con respecto a los separadores convencionales compactos, que ahora son capaces de manejar caudales de gas muy altos, sino con los separadores trifásicos

d.- Asentamientos de las Partículas de Agua: El asentamiento de las partículas de agua se calcula con las leyes de Stokes. Es una práctica común determinar los tiempos de residencia para el agua y el petróleo y, a su vez, el tiempo requerido para que las partículas de petróleo en el agua se desplacen hacia su propia fase, igual que las de petróleo en el agua. La distribución de la gota de petróleo que decanta afecta las estrategias para obtener agua limpia o que satisfaga los requerimientos de calidad. El diseño para la gota más pequeña corresponde al 1% de agua en el petróleo y así se calcula. En trampas para agua con una sección para la coalescencia, este diámetro se correlaciona con la viscosidad del petróleo y se puede aumentar instalando un tratador electrostático.

e.- Extractor de Niebla: Los extractores de niebla también llamados “Demisters”, son los elementos de choque que se colocan a la salida del separador, con el fin de perfeccionar la separación evitando el arrastre de líquido en el gas de salida. Aunque ya se producen extractores de niebla de gran capacidad operativa, los tubos ciclónicos, tienden a mejorar de manera considerable los resultados que se obtienen con las unidades convencionales. A pesar de que los fabricantes de nuevas tecnologías se apresuran a ofrecer los méritos de las herramientas ciclónicas, la primera tendencia de la industria se dirige a utilizar los tubos ciclónicos conjuntamente con los nuevos extractores de niebla para mejorar el diseño de los separadores convencionales, que tal como se señalado, corresponde a los separadores horizontales y verticales bifásicos.

Algunos de los extractores de niebla que se emplean en la producción de petróleo y gas han sido los de malla de alambre o deflectores de aletas, no obstante los "Ciclones de Flujo Axial a juzgar por su fabricante, cada vez se emplean con mayor frecuencia debido a las ventajas que ofrecen: Mayor eficiencia a altas presiones.; Alta capacidad para gas y líquido; Capacidad para romper la espuma.; No produce escamas, ensuciamiento u obstrucciones, que pueden participar en forma activa en el proceso de separación causando irregularidades operacionales, que pueden causar graves problemas al equipo.

Se afirma que los ciclones tienen aproximadamente 10 veces la capacidad de un extractor de malla de alambre y de 4 veces la de un extractor de aletas. En consecuencia sirven para mejorar la capacidad de los recipientes existentes y sus diseños son más compactos en separadores nuevos. Si bien es cierto que, dadas las velocidades relativas, que pueden manejar los tubos ciclónicos,

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están en condiciones de manejar mayores caudales, también es recomendable que, antes de decidir la adquisición de unidades ciclónicas, se compare con la capacidad de respuesta de las herramientas compactas.

En los separadores ciclónicos no existen problemas de deposición, debido a las velocidades elevadas que emplean. Cuando trabajan conjuntamente con extractores de niebla se pueden lograr mejoras notables.

f.- Características y Cantidad del Fluido a Separar en el Equipo: Con estos parámetros se suelen calcular el diámetro del separador, con capacidad para manejar la cantidad de gas que habrá de producirse en las peores condiciones. Ello corresponde al fluido más liviano, a la presión más baja y a la más alta temperatura que eventualmente pueda producirse durante la vida útil de la unidad. Después es necesario verificar. el fluido que permanecerá en el fondo del recipiente. Teóricamente 30 segundos deberían ser suficientes para que la espuma que se forma por agitación se reduzca al mínimo, de tal manera que ese lapso debería ser suficientes para considerar que el gas se ha separado de los líquidos. En la práctica la normativa vigente impone condiciones más seguras. Al dividir el volumen retenido entre el área transversal correspondiente al diámetro seleccionado, se tendrá la altura teórica que se debe reservar para el almacenamiento de los líquidos, lo que indica que se debe de determinar la altura necesaria para el petróleo. Igual que en los diseños convencionales, lo que a su vez obliga a respetar las reglas de esbeltez (L/D), establecidas según la norma de diseño.

g.- Dimensiones del Separador a Diseñar: Una vez calculado el diámetro del separador y la cantidad de líquido que se ha de recibir se procede a dimensionar el equipo, según lo establece PDVSA, lo que indica que se debe seleccionar el diámetro comercial y calcular la longitud del recipiente Una serie de normas perfectamente establecidas le sirven de guía al diseñador para seleccionar la altura de cada una de las partes que configuran el separador: altura de la zona líquida, espacio entre el nivel de líquido y la boquilla de entrada, diámetro de la boquilla de entrada de los fluidos, altura entre el tope de la boquilla y el extractor de niebla, espacio libre requerido para instalar el extractor de niebla y la zona inmediata superior hasta la costura del separador. Al sumar estas longitudes se debe obtener una razón de esbeltez (altura / diámetro) que, de acuerdo a la Norma PDVSA debe de oscilar entre 2 y 6.

En resumen: Los diseñadores de separadores ciclónicos afirman que, este separador a una presión de 1000 lpcm, pueden remover gotas de 10 micrones de tamaño. Los separadores ciclónicos. Ofrecen una capacidad de 10 veces más que los extractores de alambre. Además en vista de su alta aceleración centrífuga los ciclones pueden ser colocados en posición horizontal o vertical, tal como se hace en los separadores convencionales.

Diseño de Separadores Al diseñar y estudiar la eficiencia de un separador se debe tomar en cuenta los parámetros que afectan el comportamiento del sistema de separación. También se deben de analizar las propiedades del fluido, las cuales derivan del comportamiento de las fases que se separan cuando la mezcla de hidrocarburos, entra al separador.

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El diseño de los separadores es determinante en la eficiencia del proceso de separación. Se sabe, que para que el proceso de separación sea efectivo, los fluidos a separar tienen que ser inmiscible y además tener diferentes densidades. Las especificaciones de las Normas (API) cubren los requerimientos mínimos para el diseño y fabricación de separadores de fluidos petroleros: Para un diseño óptimo de un separador, es necesario tomar en cuenta los diferentes estados y procesos, por los cuales deberá de pasar el fluido. Además, se debe de analizar el efecto, que sobre el fluido puedan tener las diferentes fuerzas físicas que le caracterizan.

El principal objetivo del diseño de un separador es obtener en forma separada los diferentes componentes de un fluido, de tal forma de proceder a su tratamiento y comercialización. Además, se debe tener siempre presente, que por lo general el separador es la primera instalación del procesamiento del fluido. Luego un diseño incorrecto puede traer consecuencias incalculables al proceso y a las otras instalaciones. Con el objetivo de satisfacer las funciones que debe de cumplir un recipiente separador Gas- Petróleo, por ejemplo, será necesario tomar en cuenta una serie de puntos, que son de vital importancia para el correcto diseño del separador.

Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores

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.

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 y de esa forma establecer un mejor control del separador.

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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. Por, lo es de gran importancia haber realizado un diseño correcto y adecuado del cilindro separador, de tal forma que el proceso sea de alta eficiencia.

i.- También es muy importante tener en cuenta las propiedades del fluido, que se va a separar, se debe conocer, por ejemplo: las tasas máximas y mínimas de las fases, la temperatura y presión de operación, la densidad, viscosidad, índice de corrosión; la presión de diseño ;el número de fases que se manejaran en el proceso de separación, el contenido y tipo de impurezas que contenga en fluido a separar, la tendencia del fluido a la formación de espuma y el impacto de esta en la corriente aguas arriba; el efecto de la velocidad de erosión; las variaciones que pueda tener en algún intervalo de tiempo la tasa de alimentación, para que pueda ser el factor determinante en la eficiencia del proceso de separación.

Antes de comenzar el diseño de un separador es preciso tener muy en claro, el uso que se le dará al recipiente, esto es muy importante, ya que de ello dependerá la eficiencia del proceso de separación. La verdad es que el uso que se le dará al separador es determinante, en cuanto al diseño y las dimensiones que tendrá en recipiente. En la actualidad se utilizan mucho los modelos de simulación para el diseño de los separadores. También 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 utiliza. Es decir, que una gota líquida en un separador de posición vertical tendrá un comportamiento diferente, que sí el separador fuera de posición horizontal. En el separador vertical, la resultante de la sumatoria de las fuerzas poseen una dirección vertical, mientras que en un separador horizontal la resultante de las fuerza tendrá una dirección inclinada. Esta diferencia, trae como consecuencia que la velocidad del gas en un separador horizontal alcance valores mayores, que los se obtendrían en un separador vertical, es por ello que el parámetro velocidad hay que tenerlo bien en cuenta para el diseño.

Parámetros que Intervienen en el Diseño de los Separadores. Para que el proceso de separación y, además impedir problemas de operación aguas abajo del separador, dentro del separador se le incluyan ciertos aparatos, los cuales serán conocidos genéricamente como “Internos”, entre los más conocidos se tiene

a.- Deflectores. Estos dispositivos internos adosados a las boquillas de entrada, 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, separación que debe de ocurrir por el tamaño de las partículas de separador a diseñar. Además de generar, un patrón de flujo dentro de recipiente que facilite la separación final de las fases, que se están separando en el equipo diseñado, y se con ello se reduce el

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tamaño de la boquilla de entrada, y en cierta medida, las dimensiones del separador a diseñar, los cuales son de importancia sobre todo para controlar la velocidad de ingreso al separador, y al controlar la velocidad de ingreso al separador se controla el proceso de erosión de las válvulas.

b.- Eliminadores de Niebla. Estos son aditivos que se colocan para eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción de la gravedad.

c.- Rompe Vórtice Estos utensilios están adosados internamente a las boquillas de líquido y su función es evitar el arrastre de burbujas de vapor, en la corriente que dejar el separador. El arrastre es toda porción de sólidos y/o líquidos presentes en al tubería de gas. El arrastre es un fenómeno complejo donde la gran cantidad de variables que entran al juego.

En la actualidad el diseño de los separadores se maneja a través de los modelos de simulación, pero de todas maneras, se debe tener en cuenta en forma teórica, cuales son los parámetros que intervienen en el diseño, esto es fundamental, sobre todo para poder cotejar los valores obtenidos con el simulador.

d.- Composición del fluido que se va a separar. La mayoría de los diseñadores no analiza el fluido antes del diseño, sino que simplemente parte de un determinado volumen, sin embargo 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. Para la determinación de la constante de equilibrio líquido- vapor, se recomienda la utilización de las ecuaciones de estado cúbicas, y se debe de tener en cuenta que de las tres raíces que se obtienen en la ecuación, el mayor valor debe de corresponder al volumen molar del componente en la fase de vapor, mientras que el valor menor será para el volumen específico en fase líquida.

e.- Presión y Temperatura de operación. Estos son parámetros de gran importancia de manejar en el diseño de los separadores, ya que 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. Estos parámetros tienen, también una alta participación en la composición de las fases, y por ende en los espacios del separador, que va a diseñar.

f.- Determinación del Factor de Compresibilidad La importancia de este parámetro se ha analizado bastante en estos apuntes, luego el diseñador deberá buscar la manera más precisa y exacta de obtener el valor del parámetro (Z), para los cálculos de diseño del separador, de tal forma que tenga una mayor precisión, en cuanto a los valores del Factor de Compresibilidad, que tiene una gran influencia el diseño del separador El factor de compresibilidad se puede determinar, por alguno de los métodos clasificados en este texto, si se utilizan métodos computacionales, las

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ecuaciones cúbicas son las más utilizadas. En este hay que tener en cuenta la regla de mezclado, ya que se esta trabajando con mezclas, para los cual existen una serie de parámetros, que están claramente establecidos, para no cometer errores, que pueden influir finalmente en el resultado, y por lo tanto en la eficiencia del equipo a diseñar.

En el cuadro 2 se presentan los parámetros de Entrada Adoptados a las Normas PDVSA, para el diseño de separadores

Cuadro 2 Parámetros Adoptados a la Norma PDVSA

Caudal de petróleo en MBNPD

Caudal de Gas en MMPCND

Presión de Operación en lpca

Temperatura de Operación en F

Gravedad Específica del Gas al aire adimensionalGravedad APIFactor de Compresibilidad (Z) AdimensionalTiempo de Retención en minutos

Constante Universal de los Gases

Los parámetros mostrados en el cuadro 2 son los utilizados por PDVSA para el diseño de separadores horizontales y verticales Gas-Petróleo. El diseño de estos equipos adopta de las Normas API y GPSA, necesarios para poder obtener a través de formulas los parámetros a calcular e inicial el diseño de acuerdo al procedimiento establecido por la Norma PDVSA para el Diseño de Separadores Horizontales y verticales Gas-Petróleo. Cada uno de estos parámetros es esencial para el diseño y pueden ser suministrados por la empresa, a través de mediciones con mediciones con equipos especializados; o calculados a través de correlaciones, bajo las unidades mencionadas. Las unidades físicas utilizadas en el cuadro 2 corresponden al Sistema Británico de Unidades, desde la conversión a otro sistema de unidades se puede realizar con cierta facilidad utilizando los factores de conversión.

Cada uno de estos parámetros depende uno del otro, es por ello que sus cálculos deben ser precisos y exactos, para poder lograr un diseño eficiente, capaz de cumplir con estándares de operacionalidad del mismo y con las exigencias de la empresa, garantizando así resultados confiables. En cuanto a los criterios para el diseño, la Norma PDVSA establece una serie de especificaciones, que la empresa considero de acuerdo a sus necesidades. Toda esta información es de gran importancia para lograr un diseño eficiente, que cumpla con estándares de operacionalidad estable del proceso manteniendo la seguridad del mismo y a su vez con los requerimientos exigidos por la industria y por el mercado petrolero, garantizando resultados confiables, con una alta precisión y exactitud o simplemente que pueda estar dentro de los rangos de valores establecidos previamente, según lo indica la norma establecida , para el diseño de los separadores utilizados, en la industria para la separación de hidrocarburos.

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Especificaciones de los Parámetros Necesarios para el Diseño de Separadores Gas- Petróleo Una vez seleccionada la Norma de PDVSA para el Diseño de Separadores Horizontales y Verticales Gas-Petróleo, se especifico toda la metodología necesaria para llevar a cabo el diseño; lo cual indica los parámetros de entrada, los parámetros a calcular y diferentes criterios de diseño. En el caso de los parámetros de entrada, los mismos se presentan en el Cuadro3

Cuadro 3 Parámetros de Entrada para el diseño de Separadores Convencionales:

Norma PDVSA Unidades Rango LímiteCaudal de petróleo MBND 1,5-250Caudal de Gas MMPCND 1,5-900Presión de Operación Lpca 25-1500Temperatura de operación

F 100-200

Gravedad Específica del gas al aire

adimensional 0,10-1,2

Gravedad API Grados 24-40Factor de Compresibilidad

adimensional 0,25-0,98

Tiempo de Retención minutos 1,5-5,0Constante de los gases lpca x pie3/lbmolxR 10,73

Los valores de los parámetros mostrados en el cuadro 3 se encuentran en el Sistema Británico de Unidades. Los rangos de trabajo de cada uno de los parámetros fueron establecidos en base a las condiciones operacionales del área de trabajo de la empresa Muchos de estos datos pueden ser obtenidos a través de mediciones con equipos especializados o través de correlaciones. El Factor de Compresibilidad (Z), por ejemplo puede ser obtenido de dos formas, la primera a través de pruebas experimentales y la segunda a partir de correlaciones El tiempo de retención es un parámetro que depende de la gravedad API. En el Cuadro 4 se presentan los valores utilizados en el diseño

Cuadro 4. Tiempo de Retención. Para el Líquido

Gravedad API Tiempo de Retención (minutos)Entre 24 y 40 3

1,55

Parámetros a Calcular para Diseñar Separadores Horizontales Convencionales Gas-Petróleo :

La Gravedad Específica del Petróleo, Adimensional

Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en pie3/s

Caudal de Gas a condiciones de operación, en pie3/s

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Caudal de la Mezcla, en pie3/s

Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador, Adimensional

Densidad del Petróleo, en lb/pie3

Densidad del Gas, en lb/pie3

Densidad de la Mezcla, en lb/pie3

Velocidad Crítica del Gas, en pie/s

Área vertical requerida para el flujo de gas, en pie2

Volumen de retención de petróleo, en pie3

Volumen de retención máximo de petróleo, en pie3

Diámetro del separador, en pie

Longitud efectiva de operación LEFF , en pie

Área vertical, en pie2

Área del separador, en pie2

Área vertical en pie2

Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en pie2

Área vertical de petróleo requerida, en pie2

Distancia vertical, en pulgadas

Área vertical, en pie2

Distancia vertical, en pulgadas

Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s

Velocidad de salida del gas, en pie/s

Velocidad de salida del petróleo, en pie/s

Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas

Área de la malla, en pie2 Ancho de la malla, en pulgadas

Distancia mínima permisible, en pulgadas

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Distancia vertical disponible para cada uno de los fluidos, que participan en el proceso de separación en pulgadas

Parámetros a Calcular o determinar para el Diseño de Separadores Verticales convencionales bifásicos para los fluidos Gas-Petróleo, aunque pueden ser utilizados también para otros fluidos de características parecidas

La Gravedad Específica del Petróleo, Adimensional

Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en pie3/s

Caudal de Gas a condiciones de operación, en pie3/s

Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador, Adimensional

Densidad del Petróleo, en lb/pie3

Densidad del Gas, en lb/pie3

Densidad de la Mezcla, en lb/pie3

Velocidad Crítica del Gas, en pie/s

Área vertical requerida para el flujo de gas (AG), en pie2

Diámetro del Separador, en pie

Volumen de retención de petróleo, en pie3

Volumen de retención máximo de petróleo, en pie3

Altura del petróleo en pulgadas

Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s

Velocidad de salida del gas, en pie/s

Velocidad de salida del petróleo, en pie/s

Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas

Altura, en pulgadas

Altura desde Boquilla Entrada hasta el Fondo de la Malla, en pulgadas

Área de la malla, en pie2

Diámetro de la malla, en pie

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Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulgadas

Altura efectiva de separación del separador, en pie

Selección de la Aplicación Adecuada para el Diseño de la Herramienta La elaboración de los cálculos manuales permitió establecer los criterios en que debió seleccionarse una de las dos aplicaciones disponibles en la empresa: Microsoft Access y Microsoft Excel; que permitiera la codificación de la herramienta. De las cuales la selección de una de ellas para el desarrollo de la herramienta se realizo sobre la base de los siguientes criterios: facilidad de manejo, que permitiera deshacer y rehacer varias acciones en la vista diseño, que tuviera su propia base de datos, versatilidad para indicar y ubicar el error, facilidad para modificaciones, precisión, y que proporcionara un eficaz lenguaje de programación. Para la selección de una de estas aplicaciones, se especificaron las características de cada una de ellas, las cuales fueron comparadas con cada uno de los criterios establecidos, seleccionándose como la aplicación adecuada, la que más se ajustara a estos criterios

Esta aplicación permitió introducir todos los parámetros de entrada y las ecuaciones establecidas en la Norma PDVSA y adaptarlas al mismo, a su vez permitió introducir datos que permitieron otros cálculos necesarios para el diseño de los separadores

Diseño de Separadores Gas- Líquido Estos separadores fundamentalmente, se diseñan para operar a alta velocidad, proceso que ocurre fundamentalmente por la diferencia de densidad entre el líquido y gas. En estos separadores Una gota de líquido esta sometida a tres fuerzas. La de Gravedad, La de Flotación, y La de Empuje de Gas. La suma de las tres fuerzas, da como resultado una fuerza resultante del proceso de separación .Cuando la fuerza dominante es la fuerza de gravedad, se obtiene un asentamiento por gravedad. En este caso la velocidad de asentamiento ( t ) del fluido se obtiene a través de la siguiente ecuación

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En donde:( t)=velocidad final de una partícula de diámetro. La unidad de este parámetro dependerá del sistema de unidad, en el que estén los parámetros de la ecuación; si se trabaja en el Sistema Británico de Unidades, la velocidad tendrá las unidades de (pie/s). La velocidad indicará si el proceso es controlado por la fuerza gravitacional en (pie/s) ;(g)= aceleración de gravedad en (pie /s2); (DP)= diámetro de una partícula en (pie) ;(rL)= densidad de la fase líquida en (lb/PC); (rG)= densidad del gas fluyente en (lb/PC) y (C')= Coeficiente de dragado total, el cual es adimensional.

Para partículas que tengan un tamaño entre (1000-100000 micrones) el asentamiento por gravedad se puede describir mediante la ley de Newton:, la cual tiene para un Número de Reynolds entre (500-200000).Cuando las

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partículas son muy pequeñas, tal como ocurre con la neblina, en donde se hace imposible el asentamiento por gravedad. En este caso las partículas pueden coalescer y formar partículas de mayor diámetro, lo que provoca un asentamiento directo por gravedad, y la fórmula es.

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En la industria existen equipos, que se les denomina Extractores de Neblina, los cuales fuerzan al gas a seguir senderos tortuosos. La cantidad de movimiento de las partículas permite el choque entre ellas o que choquen con el equipo de coalescencia. En consecuencia se forman gotas más grandes, y las partículas de mayor tamaño se asientan por gravedad. Lo que indica, que las moléculas de menor tamaño, y que no pueden ser separadas por gravedad, en el proceso de coalescencia se unen entre sí, y formar moléculas de mayor tamaño, y por lo tanto adquieren la posibilidad de ser separadas por gravedad. El fluido al entrar en él Separador, y el gas debe de reducir su velocidad en forma abrupta, con lo que permite el inicio del proceso de separación Gas- Petróleo, de un modo efectivo. Luego las fuerzas de gravedad realizan el proceso de separación. Aquí las gotas del líquido bajan, mientras que las gotas del gas suben.

Dispositivos Utilizados en el Diseño de Separadores Gas- Líquido: En la mayoría de los separadores gas- líquido se utilizan dispositivos con el objetivo de producir cambios en. En la Cantidad de Movimiento, en la Dirección de los Fluidos, y en su Aceleración. Para esto se toma en cuenta que los fluidos con diferente densidad deben poseer diferente cantidad de movimiento, y con ello se logra una separación entre ambas fases. En el separador gas- líquido el cambio de cantidad de movimiento se aplica como una primera etapa de separación. Es de hacer notar que los equipos Extractores de Neblina, el Cambio en la Cantidad de movimiento son un factor importante para lograr la coalescencia de las partículas líquidas entrampadas en el gas.

Existen ocasiones, en donde la aceleración en el proceso de separación gas- petróleo, ocurre por las fuerzas centrífugas. En este caso el flujo es diferente al de un separador gas líquido convencional. Estos separadores, por lo general son cilíndricos y/o verticales, los cuales dependen de la acción de la fuerza centrífuga para que se produzca la separación. Aquí la corriente de entrada se dirige de tal manera que fluye alrededor de la pared en un movimiento espiral. El líquido más pesado se mueve hacia la pared, luego cae por la pared al fondo. El gas se mueve en la parte central del separador y fluye hacia arriba por donde sale.

Secciones de un Separador Bifásico: En general se puede señalar que un separador bifásico (Gas- Líquido) tiene 2 secciones básicas (la sección superior y la sección inferior). En la superior, el gas fluye hacia arriba, a través del separador y del extractor de niebla, y las gotas del líquido caen en la fase líquida. La sección inferior permite que las burbujas de gas en el líquido emerjan y pasen a la fase de gas. Un recipiente de tamaño adecuado tendrá un

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espacio apropiado en cada sección, para permitir que estas funciones se lleven a cabo con una máxima eficiencia. Es posible que siempre haya algún arrastre de una fase a la otra, aunque es lógico que ese arrastre haya que mantenerlo dentro de los límites, donde no cause problemas al proceso. Es necesario hacer resaltar, que la selección de un separador nunca debe de ser arbitraria.

Por ejemplo no se debe de seleccionar un Separador Horizontal, Vertical, Bifásico o Trifásico, ya que todos ellos, pueden ser efectivos si están bien diseñados, es posible que la selección haya que hacerla más sustentado en factores económicos. En vista que en igualdad de costos, un separador horizontal, por ejemplo, tendrá mayor capacidad para la fase líquida que un separador vertical. Aunque; cuando si hay problemas de arenas sería recomendable utilizar el separador vertical

Diseño de Separadores Bifásicos (Gas- Petróleo) Estos recipientes se diseñan sobre el fundamento de que el crudo así tenga agua, no será deshidratado dentro del separador. El objetivo es separar las fases líquidas y gaseosas. Por lo general la corriente de alimentación tiene a la entrada del separador una velocidad apreciablemente alta. Lo que provoca, que la cantidad de movimiento en la entrada del separador sea alto. Esto trae como consecuencia, que se tengan que utilizar unos dispositivos, con el objetivo de producir cambios en la cantidad de movimiento además de establecer cambios en la dirección del fluido de alimentación y en su aceleración.

Dispositivos, que cambian la cantidad de movimiento

a.- Dispositivos Tipo Deflectores Estos dispositivos tiene su función de trabajo por agitación mecánica y se diseñan en forma de placa o de ángulo, en forma de cono o de semiesfera. El principal objetivo de los deflectores es lograr un cambio rápido en la dirección y en la velocidad de la corriente de entrada, ya que esto es una de las principales razones de separación de los fluidos (gas- líquido). El diseño de los deflectores se fundamenta en que deben resistir la carga que origina el impacto de los fluidos a la entrada del separador.

b.- Dispositivos Tipo Ciclón Estos dispositivos funcionan mediante fuerzas centrífugas. Luego la entrada de los fluidos al separador se hace mediante chimenea ciclónica. Estos equipos tienen una velocidad de entrada de 20 pies por segundo (20 pie/s). El proceso se lleva a cabo en una chimenea, en la cual el diámetro es cercano a las 2/3 del diámetro del separador. Mientras, que la caída de presión se encuentra en el rango de 1- 5 (lpca). Es posible, que cuando se utilice un separador vertical, a la entrada del separador la velocidad del líquido sea tangencial hacia las paredes internas del separador, lo que provoca la formación de un vórtice, y el separador queda desactivado y el gas se iría con el petróleo por la parte inferior del separador.

Diseño de Separadores Verticales Gas- Petróleo: El diseño de un separador, en general involucra la aplicación de las fórmulas inherentes al comportamiento de los fluidos y la posterior dimensión de la unidad. Sustentado en ello es que se desea que el diseñador, tenga los conocimientos básicos, de fases, constante de equilibrio de fases líquido-vapor, en muchos

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casos se presentan dos alternativas, para la gran mayoría de los parámetros que intervienen en forma directa el diseño. Una sugerida por la GPSA y la otra por PDVSA. Al compararse los espacios que deben preverse para cada parte del recipiente, resultará la longitud final recomendada, así como la relación de esbeltez (/D). Aquí primero se realizaran las indicaciones para los cálculos de las unidades verticales

En la industria del petróleo, la mezcla de hidrocarburos se introduce en un cilindro, por lo general de acero, en el cual el fluido se separa produciendo una porción gaseosa que sale por el tope y otra que se recoge en estado líquido. A su vez estos líquidos no siempre están completamente limpios y se deberán llevar a otros separadores o a un tanque de almacenamiento en el cual se perfecciona la separación. A medida que se desciende la presión del líquido que se ha condensado en la primera ocasión, el gas se sigue separando. Cada una de las etapas en las cuales se desciende la presión implica una nueva etapa de separación y, obviamente, la existencia de otro separador.

Parámetros de Soporte para el Diseño de Separador Bifásico: Si se analiza lo que se debe hacer para diseñar la unidad y cuáles son los parámetros de soporte que se requieren para dimensionar el equipo, se encuentra con que la: Composición y características del fluido que se va a separar es de gran importancia y se refiere a la mezcla que alimenta el separador. También los valores de presión y temperatura a lo cual se requiere realizar la separación, y se necesita conocer los valores máximos y mínimos de estos parámetros durante la operación. En este caso se hace referencia a. los valores de P y T a las cuales se desea operar el separador. No obstante estos valores cambian hasta lograr la cantidad óptima de líquido. El comportamiento del fluido con respecto a la presión dependerá de la composición de la mezcla Cuando se trabaja con valores de presión y temperatura ubicados dentro del diagrama de fases, el descenso de la temperatura siempre contribuye a aumentar la cantidad de líquido que se deposita en el sistema. Así el operador en perfecto conocimiento del fluido que alimenta el separador puede establecer las condiciones óptimas con las cuales debe hacer la operación.

La Separación Teórica del Fluido: La separación teórica del fluido a presión y temperatura A esta parte del trabajo de ordinario se le conoce como separación instantánea y se refiere a la predicción matemática de cómo habrá de comportarse el fluido cuando esté en equilibrio a determinadas condiciones de presión y temperatura. También es importante el caudal a condiciones normales, composición y características del gas y del líquido que se han separado. Con los cálculos anteriores se obtiene el caudal de gas y de líquido que se separan en la unidad. A partir de estas cifras se calculan los caudales de ambas fases a las condiciones de operación. Esta será la base para dimensionar el cilindro separador.

Normativa Utilizada en el Diseño del Separador: La normativa que se desea aplicar a los efectos del diseño. La normativa a utilizar condiciona los: parámetros que entran en juego. La norma en la cual se apoya el diseñador para seleccionar el separador es fundamental porque define la manera de calcular la velocidad crítica, con la cual se calcula el área seccional que se

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debe emplear. Al escoger el diámetro, la cantidad de líquido que entra al sistema nos define la altura que se debe prever para el depósito de los líquidos y, en consecuencia, la altura total del separador. Para dimensionar las diversas secciones del separador PDVSA se apoya en una fracción del diámetro o en una longitud fija, la mayor de las dos. La altura del extractor de niebla se coloca en forma horizontal no obstante, dependiendo del fabricante, en la mayoría de los recipientes el extractor de coloca en forma vertical, con lo cual se gana espacio y eficiencia. Cada fabricante construye los separadores siguiendo sus propios lineamientos

En el Diseño de Separadores Verticales Bifásicos. En la figura 20 se presenta una figura que representa el diseño de un separador vertical bifásico, según la norma PDVSA.

Figura 20 Separador Vertical Bifásico, según Norma PDVSA

En la figura 20 se observan todas las dimensiones que tiene que tener el separador vertical bifásico (Gas- petróleo), para una eficiente separación de los fluidos, y de acuerdo al diseño se tiene:Primera Sección de un Separador Tal como fue señalado antes, en esta sección deben predominar las fuerzas de gravedad .Las gotas del líquido están sometidas fundamentalmente a las fuerzas de gravedad y las originadas por el movimiento del gas, como son, por ejemplo las fuerzas de flotación .Pero, esta fuerza es pequeño si se controla la turbulencia en el gas. Para el fluido gaseoso se tiene la velocidad crítica, que se relaciona con las densidades de los fluidos y una constante empírica. La densidad del gas es una función de la presión y temperatura, por lo tanto hay que determinarla, según (P y T).

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Velocidad Crítica (VC). Esta velocidad es de gran importancia, ya que cuando se trabaja por debajo de su valor, se tendrá la seguridad, que las fuerzas de gravedad predominan en la sección. Esto significa, que cuando se diseña un separador se tiene que tener, en cuenta que la velocidad del gas, tiene que ser menor que la velocidad crítica cuantificada. Esto es de vital importancia, ya que si se logra ese efecto, las gotas del líquido caen por gravedad al fondo del recipiente, en caso contrario serán arrastradas por la corriente del gas. El cálculo de la velocidad crítica se fundamenta en la ley de caída libre de Newton y se sustenta en la siguiente ecuación:

(8)

En donde (nC)= velocidad crítica en (pie/s); (rg) es la densidad del fluido gaseoso a condiciones de operación en (lb/pie3) y (rL) es la densidad líquida en condiciones normales o estándar si sé esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, la presión será 14,7 lpca y la temperatura 60 F o 520 R La ecuación (8) se utiliza para determinar la velocidad crítica, parámetro de gran importancia para el fácil y correcto diseño de los separadores .La ecuación es válida, tanto para separadores verticales, como horizontales, solo hay que tomar en forma correcta el valor de la constante (K). Esta constante (K), es la constante de Souders y Brown. Para los separadores verticales este parámetro se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

(9)

El coeficiente de dragado se determina, según lo siguiente:

(10)

(11)

(12)

Donde: (D): diámetro del separador = Densidad del gas ; = Coeficiente

de dragado y = Número de Reynold; =Densidad del gas ; =

densidad del líquido ; =diámetro promedio de las partículas; =velocidad

de asentamiento y = Viscosidad del gas

El valor numérico de la misma es de gran importancia, en el proceso de separación, tanto para un separador bifásico o trifásico, horizontal o vertical. El valor de la constante permite predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. Por lo generan se manejan 2 consideraciones, para obtener el valor de (K), para un Separador Vertical, se tiene:

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a.- Criterio de la GPSA Esta empresa, asume que la constante tiene un valor de (0,35), valor tomado a una presión de 100 (lpcm). Luego el valor de (K) disminuye en (0,01) por cada 100 (lpcm)

b.- Criterio Británico, el cual ha sido asimilado por PDVSA, y se considera dentro de la Normativa PDVSA, para el diseño de separadores. Para obtener el valor de (K) en un separador vertical se deben de conocer las tasas másicas del líquido (WL) y del gas (WG). Ambas en (lb/s), y según el valor de la relación másica (WL/ WG). Lo que significa que hay que obtener las tasas másica, para la fracción líquida y de vapor, luego el valor de (K) será el siguiente.

K = 0,35 (13)

K = 0,25 (14)

K =0,20 (15)

Los valores de (K), según el criterio del cálculo serán determinantes en la cuantificación de la velocidad crítica del gas dentro del separador, y por ende en la selección del diámetro del separador. Una de las formas rápidas y precisas de obtener las tasas másicas es a través de los factores de conversión, para ilustrar esta aseveración se utilizará un ejemplo concreto.

Determinar las tasas másica del líquido y gas, si se quieren separar ochenta millones de pies cúbicos normales de gas por día (80 MMPCND) gas, cuya gravedad específica al aire es 0,67 de quince mil barriles normales de petróleo diario (15 MBNPD), cuya densidad en condiciones estándares en el Sistema Británico de Unidades es 55,57 Las condiciones de temperatura y presión de operación son 120 F y 1200 lpca, respectivamente ¿Cual sería el valor de K, para este fluido?

Entonces se tiene que:

K=0,20

Para determinar la velocidad crítica del fluido se necesita determinar la densidad del gas, para lo cual hay que encontrar el valor de (Z) a las condiciones operacionales, luego se tiene que en forma gráfica con la gravedad específica se obtienen las condiciones críticas del fluido:

; 665 lpca Luego : 1,53 : , luego Z=0,84

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0,68(pie/s)

Alternativas Posibles para la Velocidad Crítica:

a.- Cuando el fluido a separar esta conformado por crudos espumosos. En este caso algunos diseñadores de separadores acostumbrar a dividir entre diez (10) la velocidad del gas calculada, como si fueran crudos convencionales.

b.- Algunos diseñadores de separadores instalan tabiques enderezadores o placas en la sección central de la unidad. Con, ello se logra reducir la turbulencia y se obtiene un asentamiento del fluido con menor cantidad de espuma, partiendo de la base que la espuma es una emulsión, y participa en las pérdidas de los fluidos de separación.

c.-Con el objetivo de reducir la formación de espuma, se puede permitir un mayor tiempo de retención del líquido, y con ello es posible garantizar la separación con mayor eficiencia y reducir la formación de espumas. Ahora para garantizar; que se cumpla este postulado la longitud del separador debe de ser la adecuada, para el separador y su sección transversal tiene que ser la mínima requerida. Cuando se diseña un separador horizontal, por ejemplo se puede dejar un espacio libre para la formación de espuma. Cuando esto sucede la empresa PDVSA, recomienda que al diseñar separadores horizontales trifásicos, la mínima longitud para cada fase sea de doce (12) pulgadas.

La Espuma como Agregado en el Diseño de Separadores: La espuma es un agregado de burbujas separadas unas de las otras por películas delgadas, lo cual forma un sistema coloidal, producto de al dispersión de un gas en un líquido. Una burbuja se puede definir como un glóbulo de gasa rodeado por una masa o película fina de líquido.

La formación de espuma es producto de la elevación de un gas hasta la superficie de un líquido, en donde por acción de la tensión superficial del líquido se originan las burbujas, las cuales permanecen durante cierto periodo de tiempo sin coalescencia y sin ruptura dando origen a la espuma Si, en el fluido existen componentes disueltos o sin disolver, puede ser los causantes de la aparición de la espuma. en la superficie. La estabilidad de la espuma producida puede variar. Por lo general la espuma se forma en fluidos que contienen agentes surfactantes activos. Estos compuestos, por lo general son adsorbidos en la interfase. Se podría señalar que la formación de espuma tiene sus inicios en los yacimientos, donde las rocas productoras, por diferencia de permeabilidad, humectabilidad, mojabilidad, gravedad del crudo, altas temperaturas y presiones permiten el flujo del mismo. La espuma puede presentarse en columnas de proceso, tanques agitados y en reactores en los que el producto formado es gaseoso. La espuma es producida en sistemas que

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poseen como única combinación de tensión interfacial, viscosidad y concentración de soluto o sólido suspendido.

Las espumas son termodinámicamente inestables, respecto a la separación de sus componentes de gas, y una apreciable energía superficial es liberada en el rompimiento de las burbujas de la espuma. Las espumas son de fácil generación. Son emulsiones esféricas separadas por películas de líquidos que pueden tener hasta varios pies de espesor. Las espumas tienen la característica de perecer frente al drenaje del líquido y formar poliedros. Las investigaciones han propuesto una serie de sistema para la inhibición de las espumas. Es por ello que se han desarrollado las técnicas físicas antiespumantes, las cuales incluyen métodos mecánicos o eléctricos para producir deformaciones en la espuma.

También existen los métodos térmicos que involucran calentamiento o enfriamiento, y con Inhibir la acción de espuma. También están los métodos mecánicos, los cuales consisten en la aplicación de choques a la superficie de la espuma, esto se hace con el propósito de colapsar o romper la burbuja, por lo general estas acciones tienen una baja eficiencia, en vista que ellas no tienen un efecto consistente y sus requerimientos de energía pueden no justificar sus resultados.

Métodos Químicos para el Rompimiento de la Espuma: También existen dos métodos químicos, para el rompimiento de la espuma. Uno de ellos se fundamenta en causar la desestabilización de la sustancia a ser adsorbida. El otro método consiste en realizar cambios químicos en la capa de adsorción, dejando una estructura nueva. Aunque, quizás una forma eficiente de romper las espumas, es con la acción de los rompedores de espuma química, en vista que los antipuespumantes efectivos causan una rápida desintegración de la espuma

Determinación de la Tasa Volumétrica del gas (JG) Uno de los aspectos, que habría que tener muy en cuenta en el diseño de separadores, es que el flujo volumétrico del gas (JGV) se conoce o viene expresado en millones de pies cúbicos normales por día (MMPCND). Pero, el transporte por gasoductos nunca se realiza en estas condiciones, sino que se lleva a cabo en condiciones de presión y temperatura de operación muy por encima de los valores estándares. Según las unidades expresadas para el flujo volumétrico, son las del Sistema Británico de Unidades. Es decir una presión de 14,73 (lpca) y temperatura de 60 F o 520 K Una de las fórmulas propuestas para cambiar el flujo volumétrico en condiciones normales o estándar a condiciones de operación es:

(16)

En donde: (JC0)= tasa de flujo volumétrico a condiciones de operación en (/s); (JCE) =flujo volumétrico en condiciones normales o estándar, en el Sistema Británico de Unidades son temperatura (60 F o 520 R), presión (14,73 lpca). En este caso el caudal se expresa en millones de pies cúbicos normales por

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día (MMPCND) ;(PCE) = presión en condiciones estándar o normal ;(TCO)= temperatura en condiciones de operación (R) ;(Z)= Factor de compresibilidad a condiciones de operación ;(PCO)= presión a condiciones de operación en (lpca) y (TCE)= temperatura en condiciones estándar o normal. En estos casos es preferible señalar en forma, clara el Sistema de Unidades que se utiliza, para evitar ambigüedades en cuanto a las unidades, en este caso se trabaja con el Sistema Británico de Unidades, aunque se sabe que se puede cambiar las unidades físicas a cualquier sistema de unidades, para ello solo hace falta utilizar los factores de conversión.

Hay autores que cuestionan la utilización de la fórmula (16), para determinar el caudal de operación. El cuestionamiento esta relacionado con los problemas con las unidades, ya que para convertir pies cúbicos normales (PCN) a pies cúbicos de operación (PCO), habría que utilizar el volumen molar. En el Sistema Británico de Unidades el volumen molar es igual a 379,63 (PCN/lbmol). Esto tiene como significado que una libramol de un gas a una presión de 14,73 lpca y temperatura de 60 F o 520 (R) ocupa un volumen de 379,63 pies cúbicos normales (PCN). Quizás, para que esta observación quede clara, habría que resolver un problema concreto. Para, ello se tiene que un flujo volumétrico tiene un caudal en condiciones estándar de 80 MMPCND ¿Cuál será entonces la tasa volumétrica del gas a una presión de 1200 lpca y 120 F de temperatura? Si se sabe que la gravedad específica del gas al aire es 0,67

Para utilizar la ecuación (16) se necesita el valor de (Z), y tal como se indico antes su valor es de =0,84. . Una vez obtenidos los valores de los parámetros es posible aplicar la ecuación (16), con lo cual se obtiene el caudal del gas en condiciones de operación en (pie3 / s))

Para determinar si hay error en la ecuación utilizada habría que recurrir a los factores de conversión, y resolver el problema utilizando la ecuación y los factores de conversión, y con ello determinar el error que se comete. Se sabe que la densidad del gas se determina, por una fórmula previamente conocida, en anteriores capítulo y que aplicándola se obtiene. En este caso las unidades están diseñadas en el Sistema Británico de Unidades. Si se utilizan los factores de conversión el caudal operacional en (PC/s) queda:

El error porcentual entre estos dos valores es de (0,28%). Lo que indica que el error es despreciable y se podría asumir que tienen el mismo valor, que da el mismo resultado por ambos métodos de cálculo. Es decir, por cualquiera de las formas de cálculo el resultado es el mismo, porque el error es despreciable. Lo que indica, que es válido calcular la tasa volumétrica del gas por la fórmula (23). En todo caso lo importante es determinar el flujo volumétrico del gas, en vista que se utiliza para calcular el área de la sección transversal del

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separador. Aunque en algunos casos es necesario determinar la tasa volumétrica de operación, para ello se utiliza la siguiente fórmula:

JG(diseño) =1,2 JG(operacional) (17)

Calculo del Área de la Sección Transversal del Separador (Ag). Esta sección se determina por la siguiente fórmula

(18)

En donde (AG) = área de la sección transversal para el gas en pie cuadrado (pie2); JG = Tasa volumétrica del gas en (pie3/s) y (nC)=velocidad crítica del gas en (pies). En algunos casos se prefiere determinar para separadores verticales el área de flujo (Aar), para ello se utiliza la siguiente ecuación:

(19)

Determinación del Diámetro Interno del Separador. Este parámetro se calcula bajo la premisa que el área del separador bifásico se debe cumplir que A=2 Ag

(20)

En donde:(Di)= diámetro interno del separador en pie; (AG) = área de la sección transversal del separador en pie cuadrado (pie2). La fórmula (20) tiene validez, cuando se supone que la longitud costura a costura del separador tiene un valor inicial de 7,5 pies y los cambios son de un mínimo de 2,5 pies. Se recomienda aproximar la selección a la de un diámetro práctico inmediato superior, uno que se ajuste a un cabezal estándar y recalcular el área de la sección transversal. La altura de cada una de las fases debe seleccionarse considerando estos factores. Después de seleccionar el diámetro comercial adecuado del separador, se puede proceder a estimar la altura del separador La selección de este parámetro se fundamenta en el tipo de fluido que se va a separar. Se considera que la altura de la sección transversal del separador reservada para cada una de las fasesSección de Extracción de Neblina o Coalescencia: Una vez que el gas sale de la sección de las fuerzas gravitacionales entra al extractor de niebla. Aquí deben de ser removidas todas las gotas de líquido que se encuentran en el gas, el objetivo de esta sección es que gas salga lo más seco posible. Para que este proceso sea efectivo, en algunos casos se instalan unos dispositivos, como lo son los extractores de tabiques o mallas de alambre. La eficiencia de estos dispositivos dependerá de la velocidad del gas, si la velocidad del gas son muy altas o muy bajas, todos estos dispositivos no tienen ninguna utilidad práctica.

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Sección de Recepción de Líquidos: Esta parte del separador se diseña sobre la base del tiempo de retención del líquido (trl). Este tiempo debe ser suficiente para permitir la salida del gas atrapado en el fluido. Si el separador es trifásico (agua- petróleo- gas). El (trl) tiene que ser suficiente para hacer posible que ocurra la separación del crudo en el agua, y el agua debe quedar libre de crudo. El diseño obliga a que el tiempo de permanencia del crudo en el separador sea mayor que el lapso requerido para cada una de las fases quede completamente libre de la otra.

Es de suponer que el tamaño de las partículas de agua en el crudo o las partículas del crudo en el agua incidan significativamente en el tamaño requerido para el separador, este parámetro siempre hay que tenerlo en cuenta, ya que se utiliza para determinar la eficiencia del separador

Sección de Manejo de Fluidos: Existen ocasiones, en que la sección de manejos del fluido líquido del separador tendrá un tamaño basado en el tiempo de retención. También hay ocasiones en que el separador tiene como función no solo separar fases, sino que también puede servir como compensador del líquido amortiguando las variaciones del flujo, de tal forma que los controles automáticos del separador aguas abajo puedan operar con no más de un minutos de perturbación. El principio físico para los cálculos del separador es la ley de caída libre de una partícula. En este caso se asume que la partícula en cuestión tiene la forma de una esfera a través de un fluido, con ello se puede determinar la velocidad de asentamiento, para lo cual se obtiene la siguiente ecuación:

(21)

En donde :(nt ) es la velocidad de asentamiento; (g) es la aceleración de gravedad ;(Dp) diámetro de las partículas;(rp) densidad de las partículas ;(r) densidad del fluido y (C) coeficiente de arrastre. Este coeficiente es una función del número de Reynolds .La ecuación (21) se utilizará de dos formas, ambas forman se sustentan en que las burbujas del líquido que suben o caen a través del líquido, se fundamentan en un flujo de tipo flujo laminar, lo cual es válido cuando las partículas son de tamaño pequeño, la fórmula matemática queda:

(22)

(bajando) (23)

Para cuantificar el (trl) se pueden utilizar pruebas de campo, al no disponer de datos de campo se puede utilizar la ecuación de Stokes:

(24)

En donde: (DP) = diámetro de las partículas. Cuando no se conoce el diámetro de las partículas se pueden utilizar 100 micrones (100 mm). Hay empresas

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como la EXXON que recomienda utilizar como tamaño de partículas para crudos menores a 35 API 125mm. Mientras que para crudos con gravedad mayor a 35 API, se usa un tamaño de partículas de 90 mm. En la ecuación (26) (r1 -r2) = densidad de las partículas y ( ) = viscosidad del fluido, estos parámetros se puede estimar a partir de las propiedades físicas de los fluidos; y (nP) es la velocidad de las partículas, para la cual la EXXON considera como máximo valor a 10 pulgadas/ minuto. Para determinar la tasa volumétrica del líquido en separadores bifásicos se utiliza la siguiente ecuación:

(25)

Donde: (JL) = tasa volumétrica líquida (PC/s) ;(WL) = tasa másica líquida (lb/s) y (rL)= densidad líquida (lb/PC). El volumen de retención de líquido para un separador vertical se determina por:

Vrl=60xJLxtrl (26)

Donde: (Vrl) = volumen de retención del líquido en (PC); (JL)= tasa volumétrica del líquido en (PC/s); (trl) = tiempo de retención del líquido en (minutos). En la fórmula (26) en algunos casos se puede utilizar, la tasa volumétrica del líquido de diseño (JL diseño), en lugar de (JL), para ello basta con multiplicar (JL)x1,2,) y se obtiene el caudal de diseño que se debe de utilizar en el separar, para obtener una mayor eficiencia del proceso de separación.

El Tiempo de Retención del Líquido (trl). Este tiempo de retención para crudos livianos y medianos se estima en tres minutos (3), pero si hay problemas de emulsiones debe de ser mayor a los tres minutos. Si se calculan las velocidades de asentamiento y se conoce el nivel del líquido se puede estimar el tiempo de retención, el cual se obtiene dividiendo la distancia máxima que las partículas de líquido deben recorrer entre la velocidad de asentamiento. El tiempo de retención multiplicado por el flujo volumétrico es igual al volumen del líquido retenido en la sección inferior del separador. Es de hacer notar que en la actualidad se están utilizando Técnicas Nucleares, que permiten determinar el tiempo de retención de líquido en una forma mucha más precisa y exacta Las normas de PDVSA para el cálculo de separadores verticales, tiene los siguientes criterios para el tiempo de retención, el que casi siempre se estima en función de los grados API:a.- 1,5 minutos para destilados y crudo con gravedades API³ 40

b.- 3 minutos para crudo espumosos, en condiciones operaciones y gravedades API entre 25 y 40

c- 5 minutos para crudos que sean considerados espumosos y/o gravedades API por debajo de 25. Para separadores horizontales bifásicos el (trl) se determina, según: la siguiente fórmula:

(27)

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Donde: (VL)= volumen de retención del líquido en ( ) y (JL)= tasa volumétrica del líquido en ( /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 PDVSA. Para separadores horizontales bifásicos. Para determinar la altura del líquido en un separador vertical se utiliza:

(28)

También en un separador vertical se puede utilizar la siguiente ecuación:

Altura de Líquido: (29)

Donde: =Caudal líquido; = tiempo de retención del líquido y (D) diámetro: (HL)= altura del líquido (pies); (Vrl)= volumen de retención del líquido en (

) y A= área de la sección transversal en (P2) Para determinar la longitud o altura del separador vertical, se tiene que:

HS=2CM+HM+Nod+Ho+Hr (30)

(31)

(32)

Altura total (33)

Se recomienda que la distancia entre la entrada al separador y el nivel más alto del líquido sea un mínimo de dos pies, luego (Ho=2 pies).

Velocidad en la boquilla de entrada en un separador vertical. Esta .velocidad se debe de calcular, sobre la premisa, que la velocidad permisible en la boquilla, no debe de exceder del 80% de la velocidad de erosión, si esta premisa se cumple, se podrá estar seguro que la entrada del fluido al separador tendrá una alta eficiencia. La experiencia indica, que la velocidad real del fluido en la boquilla no debe exceder de un valor máximo igual a 30 (P/s). Esto debe ser aplicable, en forma independiente a que el cálculo indique lo contrario, según las determinaciones de los parámetros relacionados, con la determinación de esta velocidad, y la fórmula es:

(34)

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Donde: ( b)= velocidad en la boquilla en (pie/s) y (rm) = densidad de la mezcla en (lb/ ) Para determinar la densidad de la mezcla se utiliza la siguiente fórmula:

(35)

Donde: (WL) =tasa másica de flujo líquido; (WG)= tasa másica de flujo gaseosa en (lb/s); (JLy JG)= tasa Volumétrica líquida y gaseosa en ( /s). El diámetro de la boquilla (Db), el cual debe quedar expresada en pies, y se utiliza la fórmula:

(36)

Determinación de la longitud total del Separador Para determinar la longitud total del separador, de tal forma que se cumpla la norma que (L/D) debe estar entre 2,5 y 6, hay atender a una serie de indicaciones:

a.- La boquilla de entrada debe estar aproximadamente 2/3 de la carcasa, por encima de la costura inferior de la cabeza la carcasa.

b.- Condición de la boquilla de entrada debe de estar equipada con un dispositivo denominado deflector o caja, a la entrada del separador. La sustentación de este aparato es para que el proceso de eliminación del gas de la fase líquida sea más eficiente, y con ello se asegure la eficiencia del proceso de separación de fluidos petroleros.

c.- La distancia mínima entre la entrada y el nivel normal del líquido debe de ser de dos pies (2 pie).

d.- Se debe de dejar un mínimo de tres pies (3pie) entre la entrada y el fondo del extractor de niebla.

e.- Distancia mínima entre la boquilla de entrada y el nivel normal del líquido debe ser 0,3 veces el diámetro

f.- Se debe de permitir un espacio igual a 0,60 veces el diámetro entre la entrada y el fondo del extractor de niebla.g.- La velocidad del gas en la boquilla de salida ha de ser de 60-90 (P/s), mientras que la velocidad del líquido en la descarga del separador debe de ser de tres pies por segundo (3pie/s). La determinación de estos parámetros es de gran importancia, para la cuantificación de la eficiencia del cilindro compresor, utilizados en la compresión del gas natural.

h.- La conexión del drenaje no deberá utilizarse como salida normal del líquido. Todos los parámetros de diseño del separador bifásico (Gas- petróleo) convencional de forma vertical, tienen que ser tomado en cuentas, y utilizados en forma correcta de tal forma, de poder obtener una proceso de separación de gas y de petróleo, con una alta eficiencia, de tal forma que sale por la parte de

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arriba del separador, tenga la menor cantidad posible de impurezas, sean en estado líquido o sólido.

Diseño de Separadores Horizontales Bifásicos: En los separadores horizontales bifásicos, el fluido entra al separador y choca con el deflector interno causando la separación. A este proceso se le llama separación inicial del líquido y gas, la fuerza de gravedad provoca que el líquido se vaya hacia el fondo y el gas vaya hacia el domo del separador. La recolección de líquido en el fondo depende del tiempo de retención, el cual ayuda a que el gas y el líquido encuentren un equilibrio a una presión de operación dada..En la figura 21 se presenta un separador horizontal bifásico:

Figura 21 Separador Horizontal Gas- Petróleo

En la figura 21 se observa la entrada del fluido al separador, las secciones de separación, la válvula de control de la presión, la salida del gas por la parte de arriba del separador, mientras que el líquido lo hace por la parte de abajo, donde hay una válvula para controlar el nivel del líquido que sale.. Para determinar la velocidad crítica en estos separadores, también es necesario conocer el valor de la constante (K) de la ecuación (8) El Criterio de la GPSA, la cual recomienda un valor para el parámetro (K) entre 0,40 y 0,50 valor que se ha obtenido en forma empírica, por lo tanto no hay posibilidad de demostración o justificar su valores.

Criterio de PDVSA. En este caso, PDVSA hace la selección sobre la base de la relación longitud / diámetro (L/D) del separador ambos expresados en pie. Se recomienda para la longitud tenga un valor mínimo de 7 pies (P). El criterio que se sigue para seleccionar el valor de K se expresa de la siguiente forma:

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K =0,40 (37)

K=0,50 (38)

(39)

(Lbase]= (6,0(x(D) (40)

En la ecuación (40): (D)= diámetro del separador en pie En general la constante (K) tiene un valor mayor en el separador horizontal que en uno vertical. Además se emplea un factor de corrección de la longitud, que por lo general incrementa el valor de (K). Aunque, es necesario dejar en claro que este valor varía de acuerdo a los diseñadores. Esto hace variar el valor de la velocidad crítica. Por ejemplo para separadores verticales:

Un incremento en el valor de (K) puede ocasionar, que al calcular la velocidad crítica del fluido, su valor permita, inferir un aumento en el arrastre del líquido en la fase gaseosa. Por lo que es de vital importancia el manejo adecuado de la constante. Además, se debe de tener en cuenta que la calidad del gas depende fundamentalmente de la velocidad permitida en el proceso de separación. Además es necesario tener en cuenta, que para determinar la velocidad del gas, se debe considerar su tendencia a formar espumas, si Esto ocurre, es posible utilizar alguna de las siguientes alternativas, es necesario tener en cuenta que en algunos casos esta constante se simboliza también, a través de la letra (F), pero hay que dejar claro que tanto una forma como la otra, tienen el mismo sentido, solo son diferentes formas de simbolizarlas.

Área para el Gas en el Separador Horizontal en (pie2). Esta se calcula a través de la siguiente ecuación:

(41)

Donde es la tasa volumétrica del gas a condiciones operacionales en

(pie3/s), y es la velocidad crítica o máxima velocidad del gas en (pie/s).

Preselección del Separador: Aquí se pueden seguir dos rutas diferentes:a.- dar al área separador el gas del área del gas, es decir:

(42)

Diámetro Interno del Separador Horizontal

(43)

85

b.- Aplicando la Regla Práctica de PDVSA

(44)

Diámetro Interno del Separador Horizontal se utiliza la ecuación (43)

Se puede obtener el diámetro promedio a través de los dos valores obtenidos, y con ello se obtiene el área del diámetro promedio seleccionada.

(45)

El diámetro interno del separador horizontal bifásico se puede obtener, también a través de la siguiente ecuación:

(46)

Donde; M= área transversal para separación de gas (para efectos de diseño se asume un valor de 0,5

La longitud del separador horizontal bifásico se puede determinar a través de la siguiente ecuación:

(47)

En la ecuación (47) se tiene: = tiempo de retención ; = caudal del líquido

y = diámetro interno del separador

La longitud inicial del separador horizontal bifásico de calcula, según lo siguiente:

(48)

Volumen de líquido retenido:

(49)Para los separadores convencionales horizontales bifásicos, se tiene lo siguiente. Para la corriente de gas un tamaño de partículas de líquido de 100 micrones es por lo común utilizado en el diseño de los separadores convencionales. Las partículas de tamaño menor a 100 micrones son retenidas por el Extractor de Niebla

La velocidad de Ascenso de la Burbuja de se determina, según lo siguiente

(50)

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Donde: es la fuerza de gravedad estándar; es el diámetro de la burbuja ;

es la densidad de la burbuja: es la densidad del petróleo y es la viscosidad del petróleo. Con la velocidad de descenso de las burbujas de gas y el tiempo de retención se calcula el diámetro mínimo de las burbujas de gas separado . Todos estos parámetros de gran importancia para el diseño de los separadores horizontales gas- petróleo.

Si, se llega a la selección adecuada del separador horizontal bifásico. La altura para el gas (hg),tiene la misma dimensión que la altura del líquido (hL) Esto significa que la altura para el gas y el líquido son de igual dimensión. Para determinar el diámetro de un separador horizontal bifásico. Primero se parte de una relación (hg/D) igual a 0,50 (estos son datos que están tabulados, y son de utilidad para relacionar los diámetros con los volúmenes parciales). Esto significa que se comienza el diseño dejando la mitad de la sección transversal para el gas, y la otra mitad para el petróleo. En el caso que el petróleo fuese espumoso, será necesario dejar un espacio permisible para la espuma. Lo recomendable es dejar el espacio ubicado en el centro del separador, y equivale a 1/3 del diámetro (hg/D=0,333).

La sección restante se reserva para el líquido (hL/D) =0,333. La altura mínima del espacio de vapor encima del nivel del líquido más alto debe ser, por lo menos igual al 20% del diámetro del separador. Si se utiliza un extractor de niebla, debe colocarse en un plano horizontal de 38 a 45 cm, como mínimo por encima del nivel máximo del líquido, para evitar que se tapen los fluidos arrastrados por el oleaje. Se supone que la longitud costura a costura de un separador y longitudes comunes comienzan con 7,5 pies y aumentan en incrementos de 2,5 pies.

Dimensiones de Estos Separadores Verticales Convencionales Las dimensiones que debe tener un separador para una máxima eficiencia, esta relacionado con el tipo de fluido y tipo de separador a diseñar. En la actualidad la utilización de los modelos de simulación, han ayudado a incrementar la eficiencia del diseño. Es posible, que los parámetros de mayor importancia, y a tener en cuenta para el diseño de los separadores sean La sección transversal de la zona de gas ;Caudal de gas que pueda manejar, volumen de retención de líquido, velocidad crítica, área disponible para el gas, características del crudo y tiempo de retención asignado al líquido. Para un separador vertical, por ejemplo. Se distinguen cuatro secciones que se pueden dimensionar de manera independiente:, y que se pueden caracterizar para este tipo de separadores de la siguiente manera:

a.- Distancia de la salida del vapor a la malla metálica Esta distancia por lo general esta especificada, aunque se puede calcular ajustándose a las normas establecidas, tanto por PDVSA, como por otras compañías, de tal manera de mantener la norma. Previamente establecida

b.- Distancia de la malla metálica al orificio de entrada. PDVSA utiliza 3 pies, mientras que la GPSA, recomienda un mínimo de 2 pies: La separación entre el

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extractor de niebla y el orificio de salida se diseña dé acuerdo con los esquemas planteados previamente.

c.- Distancia del orificio de entrada al nivel más alto del líquido. Esta distancia ha de ser, por lo menos igual al diámetro del orificio de entrada, aunque por lo general se utiliza una distancia mínima de 2 pies, para evitar que el líquido sea atrapado de nuevo por la corriente gaseosa. PDVSA utiliza para este caso una distancia de 0,3 veces el diámetro interno del separador, si resultará mayor de 24 pulgadas.

Distancia de la salida del vapor a la malla metálica

a.- Un separador horizontal, por ejemplo. El volumen asignado al gas esta comprendido entre 1/2 y 2/3 del volumen total del separador. La razón óptima de la relación (L/D) debe estar entre 4 y 6. Pero, hay que tener en cuenta que es más económico aumentar la longitud que el diámetro.

b.- Para el separador vertical el ingeniero de diseño puede optar por seleccionar las dimensiones, según sean las normas establecidas. Aunque en forma general, se puede señalar que todos los parámetros, tanto para separadores verticales, como horizontales están relacionados con:

1.- Sección transversal de la zona de gas. Este parámetro depende de la velocidad crítica.

2.- Caudal de gas que puede manejar. Depende del área disponible para el gas.

3.- Volumen de retención de líquido, el cual depende de las características del crudo y del tiempo de retención asignado. En la actualidad existen una serie de Métodos precisos y exactos, para determinar el tiempo de retención de líquidos, lo que hará más eficiente el diseño de los separadores.

4.- Espacio asignado al líquido. La sección inferior del separador sé dimensiona tomando en cuenta el tiempo de retención del líquido. Se utiliza un mínimo de 2 pies por encima de la línea tangente inferior. El nivel más alto del líquido debe estar por lo menos 2 pies por encima del nivel normal.

Dimensiones de Orificios y Dispositivos de entrada y salida en un separador Por lo general el diámetro de las entradas y salidas debe ser un poco mayor que el de la tubería que va al separador, con ello se disminuyen las pérdidas por efecto de entrada y salida de los fluidos. Las normas de PDV para el diseño de separadores establecen que las velocidades permisibles en las boquillas de entrada y salida del gas y del líquido, con las cuales se pueden determinar y seleccionar los diámetros con gran exactitud tienen que ser bien conocidas o calculadas.

Fórmulas Utilizadas en el Diseño de los Separadores: El diseño de un separador involucra la aplicación de fórmulas inherente al comportamiento de

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los fluidos y las posteriores dimensiones de la unidad. Luego para diseñar un separador de debe tener en cuenta lo siguiente:

a.- Composición del fluido que se va a separar. Se recomienda que el diseñador este familiarizado con el concepto de equilibrio de fases y separación instantánea.

b.- Caudal del gas en condiciones normales: En necesario conocer en forma precisa los volúmenes de gas y líquido de separación a condiciones de operación, cálculo que se puede realizar a través de la cuantificación de las fases, o utilizando el equilibrio líquido.c.- Presión y temperatura de operación (P y T): Conocer los cambios de presión y temperatura es de mucha importancia, para la selección del equipo a utilizar.

d.- Valor de Z en condiciones de operación: El valor de Z determina el volumen del gas en las condiciones de operación. Se recomienda seleccionar en equipo más adecuado de tal forma que los resultados obtenidos en el proceso de separación sean coincidentes, con los mismos determinados en el campo.

e.- Densidad de los fluidos en condiciones de operación. La densidad de los fluidos interviene en forma directa. La densidad del gas, se puede determinar con cierta facilidad. Mientras, que para el caso de los líquidos por lo general se acostumbra a trabajar en condiciones normales, bajo él supuesto que los cambios de presión y temperatura afecten poco el resultado final.

Separación por Etapas. En un separador bifásico (Gas- Petróleo). El vapor y líquido se separan durante el paso del fluido a través de los separadores. Varias unidades de separadores pueden ser operadas en serie, en un proceso de separación (gas- Petróleo).Cada una de las etapas recibe la fase líquida proveniente del separador anterior. La condición de presión y temperatura a la cual el vapor y el líquido se separan se le denomina Etapa de Separación, en la industria petrolera, por lo general se utilizan dos o tres etapas, en un proceso de separación Gas- Petróleo.

Cuando un separador esta trabajando a presión y temperatura dadas, siempre el deseo es recuperar el máximo caudal de líquido a las condiciones del tanque. Pero, esta condición cambia cuando los procesos están dirigidos a recuperar en forma simultánea la máxima cantidad de petróleo, como también la máxima cantidad de riqueza líquida (GPM) en el gas, fracción que es dirigida hacia las plantas de fraccionamiento, como también se desea obtener el máximo caudal de gas. Uno de los métodos que de mayor utilidad, para determinar el máximo caudal de líquido en el tanque, se refiere a la cuantificación del Factor Volumétrico del petróleo , para lo cual se varía la presión de separación, mientras que la temperatura se fija, según sea la temperatura del fluido que entra a la temperatura ambiente

El valor de presión que resulte en un valor mínimo del factor volumétrico del petróleo, se considera que es la presión óptima de separación El factor volumétrico se puede determinar, también a partir del resultado del cálculo de

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Dimensiones de Estos Separadores: Las dimensiones que debe tener un separador para una máxima eficiencia, esta relacionado con el tipo de fluido y tipo de separador a diseñar. En la actualidad la utilización de los modelos de simulación, han ayudado a incrementar la eficiencia del diseño. Es posible, que los parámetros de mayor importancia, y a tener en cuenta para el diseño de los separadores sean La sección transversal de la zona de gas ;Caudal de gas que pueda manejar, volumen de retención de líquido, velocidad crítica, área disponible para el gas, características del crudo y tiempo de retención asignado al líquido. Para un separador vertical, se tiene por ejemplo. Se distinguen cuatro secciones que se pueden dimensionar de manera independiente:

a.- Distancia de la salida del vapor a la malla metálica Esta distancia por lo general esta especificada, aunque se puede calcular ajustándose a las normas.

b.- Distancia de la malla metálica al orificio de entrada. PDVSA utiliza 3 pies, mientras que la GPSA, recomienda un mínimo de 2 pies: La separación entre el extractor de niebla y el orificio de salida se diseña dé acuerdo con los esquemas planteados previamente.

c.- Distancia del orificio de entrada al nivel más alto del líquido. Esta distancia ha de ser, por lo menos igual al diámetro del orificio de entrada, aunque por lo general se utiliza una distancia mínima de 2 pies, para evitar que el líquido sea atrapado de nuevo por la corriente gaseosa. PDVSA utiliza para este caso una distancia de 0,3 veces el diámetro interno del separador, si resultará mayor de 24 pulgadas.

Distancia de la salida del vapor a la malla metálica

a.- Un separador horizontal, por ejemplo. El volumen asignado al gas esta comprendido entre 1/2 y 2/3 del volumen total del separador. La razón óptima de la relación (L/D) debe estar entre 4 y 6. Pero, hay que tener en cuenta que es más económico aumentar la longitud que el diámetro.

b.- Para el separador vertical el ingeniero de diseño puede optar por seleccionar las dimensiones, según sean las normas establecidas. Aunque en forma general, se puede señalar que todos los parámetros, tanto para separadores verticales, como horizontales están relacionados con:

1.- Sección transversal de la zona de gas. Este parámetro depende de la velocidad crítica.2.- Caudal de gas que puede manejar. Depende del área disponible para el gas.

3.- Volumen de retención de líquido, el cual depende de las características del crudo y del tiempo de retención asignado. En la actualidad existen una serie de Métodos precisos y exactos, para determinar el tiempo de retención de líquidos, lo que hará más eficiente el diseño de los separadores.

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4.- Espacio asignado al líquido. La sección inferior del separador sé dimensiona tomando en cuenta el tiempo de retención del líquido. Se utiliza un mínimo de 2 pies por encima de la línea tangente inferior. El nivel más alto del líquido debe estar por lo menos 2 pies por encima del nivel normal.

Dimensiones de Orificios y Dispositivos de entrada y salida en un separador Por lo general el diámetro de las entradas y salidas debe ser un poco mayor que el de la tubería que va al separador, con ello se disminuyen las pérdidas por efecto de entrada y salida de los fluidos. Las normas de PDV para el diseño de separadores establecen que las velocidades permisibles en las boquillas de entrada y salida del gas y del líquido, con las cuales se pueden determinar y seleccionar los diámetros con gran exactitud tienen que ser bien conocidas o calculadas, o también utilizadas a través de los modelos de simulación.

Fórmulas Utilizadas en el Diseño de los Separadores: El diseño de un separador involucra la aplicación de fórmulas inherente al comportamiento de los fluidos y el posterior dimensionamiento de la unidad. Luego para diseñar un separador de debe tener en cuenta lo siguiente:

a.- Composición del fluido que se va a separar. Se recomienda que el diseñador este familiarizado con el concepto de equilibrio de fases y separación instantánea.

b.- Caudal del gas en condiciones normales: En necesario conocer en forma precisa los volúmenes de gas y líquido de separación a condiciones de operación.

c.- Presión y temperatura de operación (P y T): Conocer los cambios de presión y temperatura es de mucha importancia, para la selección del equipo a utilizar.

d.- Valor de Z en condiciones de operación: El valor de Z determina el volumen del gas en las condiciones de operación. Se recomienda seleccionar en equipo más adecuado de tal forma que los resultados obtenidos en el proceso de separación sean coincidentes, con los mismos determinados en el campo.

e.- Densidad de los fluidos en condiciones de operación. La densidad de los fluidos interviene en forma directa. La densidad del gas, se puede determinar con cierta facilidad. Mientras, que para el caso de los líquidos por lo general se acostumbra a trabajar en condiciones normales, bajo él supuesto que los cambios de presión y temperatura afecten poco el resultado final.Separación por Etapas. En un separador bifásico (Gas- Petróleo). El vapor y líquido se separan durante el paso del fluido a través de los separadores. Varias unidades de separadores pueden ser operadas en serie, en un proceso de separación (gas- Petróleo).Cada una de las etapas recibe la fase líquida proveniente del separador anterior. La condición de presión y temperatura a la cual el vapor y el líquido se separan se le denomina Etapa de Separación, en la industria petrolera, por lo general se utilizan dos o tres etapas, en un proceso de separación Gas- Petróleo.

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Cuando un separador esta trabajando a presión y temperatura dadas, siempre el deseo es recuperar el máximo caudal de líquido a las condiciones del tanque. Pero, esta condición cambia cuando los procesos están dirigidos a recuperar en forma simultánea la máxima cantidad de petróleo, como también la máxima cantidad de riqueza líquida (GPM) en el gas, fracción que es dirigida hacia las plantas de fraccionamiento, como también se desea obtener el máximo caudal de gas. Uno de los métodos que de mayor utilidad, para determinar el máximo caudal de líquido en el tanque, se refiere a la cuantificación del Factor Volumétrico del petróleo , para lo cual se varía la presión de separación, mientras que la temperatura se fija, según sea la temperatura del fluido que entra a la temperatura ambiente

El valor de presión que resulte en un valor mínimo del factor volumétrico del petróleo, se considera que es la presión óptima de separación El factor volumétrico se puede determinar, también a partir del resultado del cálculo de fases a la presión y temperatura (P y T) de cada separador y del tanque, para lo cual es necesario conocer:

a.- Densidad y Composición del Fluido del Yacimiento. Este fluido es el fluido de alimentación). Si solo se conoce la composición del fluido del yacimiento, se puede calcular la densidad a las condiciones del yacimiento, según los métodos utilizados en la característica del gas natural.

b.- Peso Molecular y la Densidad a Condiciones de Tanque de la fracción más pesada. La fracción tomada como, fracción más pesada de los fluidos del yacimiento por lo general se expresa como Heptanos y compuestos más

pesados, este compuesto se simboliza como fases a la presión y

temperatura (P y T) de cada separador y del tanque, para lo cual es necesario conocer:

a.- Densidad y Composición del Fluido del Yacimiento. Este fluido es el fluido de alimentación). Si solo se conoce la composición del fluido del yacimiento, se puede calcular la densidad a las condiciones del yacimiento, según los métodos utilizados en la característica del gas natural.

b.- Peso Molecular y la Densidad a Condiciones de Tanque de la fracción más pesada. La fracción tomada como, fracción más pesada de los fluidos del yacimiento por lo general se expresa como Heptanos y compuestos más

pesados , donde quedan involucrados todos los hidrocarburos a partir del

Heptano hacia delante..Diseño de Separadores Horizontales de Gas- Petróleo- Agua. En. la figura 22 se presenta un Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua

Figura 22 Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua

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En la figura 22 se observan los principales componentes que conforman el separador horizontal trifásico (Gas- Petróleo- Agua). Se observan las zonas para el gas, petróleo y el agua, y sus respectivas líneas interfásicas, lo mismos las alturas para las zonas de cada componente, que se quiere diseñar. En la actualidad estos separadores han perdido vigencia, por la poca eficiencia con que se realiza el proceso de separación, y bajo estas condiciones era más económico hacer solo las separaciones de gas y petróleo.

Las dimensiones de los separadores horizontales trifásico se fundamenta en lo particular, en el tiempo de retención, en donde las tres fases se separan eficientemente, y normalmente la separación dura entre 3y 30 minutos, tiempo que depende de la composición de los fluidos, que se van a separar, también influye en la separación, el trabajo de laboratorio, ahora sino se cuenta con esta información. El tiempo de retención del petróleo y del agua, según el diseño del separador alcanza un tiempo de 10 minutos. La fracción de agua obtenida por el asentamiento de gravedad se denomina agua libre.

En el separador horizontal gas- petróleo- agua el fluido entra y choca con e deflector para llevar a cabo una separación rápida e eficiente, en la mayoría de los diseños el deflector tiene un bajante que conecta el flujo del líquido debajo de la interfase gas- petróleo y la proximidad de la interfase petróleo- agua. La selección del colector de líquido del tanque provee suficiente tiempo para que el petróleo y el agua se separen pro gravedad, como el agua libre es más pesada, esta queda en el fondo del separador.

En los separadores horizontales gas- petróleo- agua el vertedero mantiene el nivel de petróleo, y la válvula de control de nivel se acciona cuando, la misma esta en un nivel apropiado y manda la señal a la válvula para que se abra y cuando baja el nivel, la válvula controladora de nivel se cierra, de igual manera se opera la del nivel del agua. El gas, sin embargo, fluye en dirección a un extractor de niebla, cuya función es no dejar pasar partículas de gas, y el cual

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al llegar a una presión mayor que la del tanque, se abre y manda el flujo hacia la siguiente etapa de separación, y de esta forma hasta alcanzar la culminación del proceso de separación.

En los separadores horizontales trifásicos hay un parámetro de gran importancia para el diseño, que se denomina Valor Discriminante (FI), y su valor es de importancia para saber cual de las viscosidades de los fluidos líquidos se tomará en cuenta para el diseño:

Si FI<0,5, se dará el valor de la viscosidad del líquido más liviano al diseño

Si FI>2, se debe de dar al diseño el valor de la viscosidad del líquido más pesado, y si el valor de FI esta entre los valores 0,5 y 2 se dará al cálculo el valor de la viscosidad de ambos fluidos. Líquidos, es decir se utilizará el valor de la viscosidad del petróleo y del agua, para los efectos del diseño del separador a diseñar.

En los separadores horizontales trifásicos se ha de permitir que el agua y el petróleo se desprendan uno del otro, ya se sabe que en estos separadores la altura para el gas ocupa la mitad del área del separador (hg=0,5 del área total), mientras que la otra mitad es ocupada por la altura del agua (ha) y la altura del petróleo (ho). Luego, entonces para inicial el diseño de estos separadores. Se parte de un valor arbitrario (hg/D=0,5). La velocidad crítica del gas se determina, por algunas de las ecuaciones señaladas Anteriormente. (AL)= área disponible para el líquido en (pie2) y (L)= es la longitud del separador en pies Los pies adicionales de longitud, espacio que se utilizará para acomodar los indicadores de nivel, controles de nivel, válvulas de drenaje etc.

Determinación del Contenido de Agua El contenido de agua del crudo que sale del separador, no debe de ser mayor al 5%(V/V), para fluidos que llegan al separador con un contenido de 10% o más V/V de agua La determinación de las tasas volumétrica del gas (JG=Wg/rg), y líquido (JL=WL/rL), ya fueron determinadas en los separadores bifásicos, verticales e horizontales convencionales bifásicos, mientras que la tasa volumétrica del agua se determina, según lo siguiente:

(51)

Donde: JW= tasa volumétrica del agua (pie3/s) ;Ww= tasa másica del agua (lb/s) y (rw) = densidad del agua a P y T de operación en (lb/pie3) Para determinar la relación de áreas entre el agua y petróleo, se tiene que:

(52)

Donde Ao= área para flujo de petróleo en pies cuadrados (P2) y Aw= área para flujo de agua (P2);(JW) = tasa volumétrica del agua en pie cúbicos por segundo, y (J0)= Tasa volumétrica para el petróleo en (PC/s). El área para flujo de agua es:

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(53)

El Área para el flujo de petróleo se determina, según lo siguiente:

AO= (AO+ Aw)- Aw (54)

El (Aw) esta tabulado. Para determinar la velocidad de elevación de las gotitas de petróleo a través de la fase de agua, para un tamaño de partículas de 150 micrones), se utiliza la siguiente ecuación:

(55)

Donde :( O)= velocidad de elevación de las gotitas de petróleo en pie por minutos (pie/ min) ; (Do) = diámetro de las gotas de petróleo (mm); (rw)= densidad del agua en (g/cm3) ;(ro)= densidad de las gotas de petróleo (g/cm3) y (mw)= viscosidad del agua se expresa en Centipoise (CPs). La velocidad de asentamiento de las gotas de agua en el petróleo para un tamaño de partículas de 150 micrones es:

(56)

Donde: ( w)= velocidad de asentamiento de las gotas de agua en el petróleo (P / min) ;(Dw) = diámetro de las gotas de agua (mm) y (mo)= viscosidad del petróleo ( CPS ). La velocidad de asentamiento para los líquidos en (pie/s), se determina, según lo siguiente:

(57)

Donde: = diámetro de las partículas en (pie);( ) = Densidad del líquido

más pesado en (lb/pie3) ; = Densidad líquida del componentes más

liviano y = Viscosidad tomada en cuenta al determinar (FI)

El tiempo de retención mínimo requerido para el petróleo:

(58)

Donde: (tw)= tiempo de retención para el agua en (min): (hw)= altura del agua (pies) y ( o)= velocidad de elevación de petróleo en pie por minuto (pie/min). La velocidad de elevación del petróleo se puede determinar, también por la siguiente ecuación:

o AoxL (59)

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(L) = longitud del separador en pie (P): El tiempo de retención mínimo requerido para el agua es:

(60)

Donde: (to)= tiempo de retención de petróleo en (min); (ho) = altura del petróleo en pie (P) y ( w) = velocidad de asentamiento del agua en pie por minuto (pie/min). La velocidad de asentamiento del agua, se determina, por la siguiente fórmula:

w=hw x L (61)

La longitud requerida para el separador, que viene a representar un parámetro de gran importancia para la eficiencia del cilindro separador. Para esta longitud se supone que solo las 2/3 están disponibles para un asentamiento efectivo de las partículas es:

(62)

(63)

Donde :(Lw)= longitud para el agua (pie) y (Lo)= longitud para el petróleo en (pie) Se recomienda tomar la longitud de mayor valor para el diseño. Si fuese necesario se deberán ajustar los niveles de líquido para proveer un diseño razonable del separador (L/D) debe de estar entre 2,5 y 6,0, de tal forma que el separador diseñado cumpla con la establecidos en la norma de diseño, y que el proceso sea de alta eficiencia.

Problemas de operación de los separadores Convencionales Los principales problemas de operación de los separadores son:

a.- Crudos Espumosos: La espuma, es causada por las impurezas y el agua presente en el crudo. Y los problemas que causa la espumo son.

1.- Dificultad para controlar el nivel del líquido

2.- Problemas en la separación del líquido del gas.

3.- Probabilidad que el gas y el líquido salgan del separador junto con la espuma, y con ello causar considerables pérdidas económicas. Se recomienda tener en cuenta que el espumaje, depende fundamentalmente de la presión de trabajo y de las características del líquido a las condiciones de separación. La capacidad del separador se puede incrementar mediante el empleo de los inhibidores de espuma

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Uno de los puntos que se recomienda tener en cuenta en el manejo de los separadores, son las causales de la formación de espumas, tal como las espumas actúan en forma tal, que hacen disminuir la eficiencia de los procesos de separación. Las espumas se clasifican en: espumas de tipo mecánico, las cuales son producidas por los altos volúmenes o las altas velocidades del fluido dentro del separador. También existen las espumas de tipo químico. Estas espumas se producen fundamentalmente por el uso indebido de reactivos químicos

b.- Presencia de Arenas: Los principales problemas son:

1.- Taponamiento de los dispositivos internos del separador

2.- Erosión y corte de válvulas y líneas

3.- Acumulación en el fondo del separador. Se recomienda instalar válvulas y elementos resistentes el efecto abrasivo de las arenas, esto se debe realizar cuando se trabaja con fluidos arenosos. Los dispositivos instalados deben de ser capaces de remover la arena acumulada en el separador.

c.- Velocidad de Erosión (P/s) Esta es la máxima velocidad hasta donde se puede permitir que se produzca una erosión aceptable o aquella por encima de la cual el desgaste del material es exagerado. Cuando se diseñan tuberías se deben de tener en cuenta la erosiva del gas dentro de la tubería, y por ende el desgaste de la misma. La fórmula para determinar la velocidad de erosión es:

(64)

Donde :( e) es la velocidad de erosión en (pie/s),(rf) es la densidad del fluido para las condiciones de operación en (lb/ ) y (C) es una constante se utiliza como 100 para servicio continuo y 125 para servicio intermitente y cuando el gas tiene presencia de arena, se puede utilizar un valor menor se 100 cuando. El conocimiento de la máxima velocidad de erosión permisible en una tubería, con el objetivo de evitar la erosión, es una gran ayuda para seleccionar el caudal de producción, de tal forma de evitar los problemas de erosión. La fórmula (64) indica que la velocidad de erosión aumenta cuando disminuye la densidad del fluido, pero los trabajos experimentales indican lo contrario. En vista que en tuberías donde hay arena. Los gases de baja densidad producen mayor erosión que los líquidos, cuya densidad es alta. Lo que indica que la ecuación no es aplicable cuando hay arenas en el fluido. Para corregir esta anomalía Salama y Venkatesh plantearon la siguiente ecuación:

(65)

En donde :(h)= Tasa de penetración, en milésimas de pulgadas por año (mpa) ;(w) = Tasa de producción de arena (bl/mes); ( L) = Velocidad de impacto de la partícula (P/s); (T)= Dureza del material (lpc) y (D) = Diámetro de la tubería

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(pulgadas). Si, por ejemplo T=1,55x105 (lpc) y h=10 (mpa), se obtiene que la velocidad de erosión es:

(66)

La ecuación (66) no es válida para fluidos líquidos y se debe usar solo con gases.

d.- Parafinas: El funcionamiento de un separador se puede afectar con la acumulación de parafina. Y, para evitar o disminuir su presencia se recomienda utilizar inyecciones de vapor, con lo cual se limpian las regiones del taponamiento. La teoría indica que la presencia de parafinas incrementa la deposición de asfaltenos, que puede ser también un problema operacional del proceso de separación por la formación de sólidos.

e.- Emulsiones La presencia de emulsiones crea problemas en los separadores de 3 fases. Las emulsiones constituyen un serio problema en separadores trifásicos. Cuando existe la tendencia a la formación de emulsiones, el tiempo de asentamiento requerido para obtener la separación aceptable entre el agua y el crudo puede ser apreciable. Este tiempo, en muchas ocasiones, suele ser varias veces mayor que el necesario para la separación.

f.- Escape de Líquido y Gas: Las pérdidas de líquido que ocurren con la fase de gas pueden producirse por alto nivel de líquido, daños internos, espuma, inapropiado diseño, altas velocidades del fluido a la entrada del separador, entre otros. El escape de gas en el líquido puede generarse debido al bajo nivel de líquido, a los efectos de vórtice y a fallas en los controles de nivel. Este efecto de “Vórtice” se origina debido a la rotación de los fluidos. El mismo puede aparecer espontáneamente cuando se abre la válvula para descargar líquidos o como consecuencia de una rotación inducida. Generalmente dicho efecto se produce cuando el tamaño de la boquilla de líquido es muy pequeño para el caudal procesado. El orificio de salida de líquido del separador determina que tan alta será la velocidad de líquido a la salida, debido al efecto de vorticismo. Esto a su vez tiene influencia en el nivel mínimo de líquido, ya que éste debe ser mayor que la altura del vórtice para no generar escape de gas en la corriente de líquido.

g.- Problemas de Arrastre, se entiende por arrastre a toda porción de sólido y/o líquidos presentes en tuberías de gas. El arrastre es un fenómeno complejo donde gran cantidad de variables entran en juego. En algunos casos la mayoría de éstas pueden ser controladas de una manera óptima siempre que se conozca específicamente el origen de cada una de ellas. Las variables remanentes que se desvían de los sistemas de control tradicionales o comunes deberán ser tratadas por mecanismos alternos, que la ubique dentro de un rango operativo seguro y confiable para el desarrollo general del proceso.Cuando la velocidad del gas es relativamente elevada, éste se dispersa totalmente en el líquido, el cual a su vez es agitado hasta formar la espuma. En el momento cuando el gas se desprende de la espuma, pequeñas gotas de

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líquido son acarreadas por el gas. En un determinado intervalo de tiempo este líquido tendrá la capacidad de acumularse y formar cantidades considerables de líquido en la corriente gaseosa. Es posible también encontrar arrastre de líquido por exceso en la capacidad de los separadores, en términos de relación gas/líquidos y su composición respectivo. Otra variable del fenómeno de arrastre, con un carácter no menos importante es la acumulación de sólidos en las corrientes gaseosas, los cuales pueden provenir del proceso de extracción de crudo del pozo.

Consecuencias del Arrastre Las consecuencias que causa el arrastre va a depender del proceso que se estudie, estos efectos dependerán de los fluidos que se manejen, como de los procesos globales que se evalúen. En el caso particular de las estaciones de flujo este puede tener tres efectos principales: paradas a las plantas compresoras, la precipitación de asfáltenos y por último la influencia al proceso corrosivo en las tuberías de transporte. El arrastre de líquido afecta también a las plantas compresoras de gas, las cuales están diseñadas para el manejo exclusivo de corrientes gaseosas. Su función en el proceso de producción es comprimir este fluido y llevarlo a niveles específicos de presión de acuerdo con la necesidad de su uso posterior. En general, el gas que descarga las plantas compresoras se transporta vía gasoducto hacia el criogénico respectivo o se utiliza para procesos de reinyección. El efecto del arrastre de líquido hacia las plantas se traduce en paradas para mantenimiento de los compresores, por esta razón es necesario que exista coordinación en el ámbito de operación entre las estaciones de flujo y la planta compresora, de tal forma de evitar las paradas de plantas

Diseño de Separadores Ciclónicos: Los separadores ciclónicos hacen uso del vorticismo como método de separación de los componentes, que se desean separar, con este objetivo los diseñadores de separadores han construido un tubo capaz de hacer rotar la mezcla que llega al separador para separar las fases gaseosa y líquida. Adicionalmente el gas que entra al a tubo ciclónico sigue rotando para despojar al gas de la película líquida remanente. A este tubo se le conoce con el nombre de ciclón. En las figuras 23 y 24 se presentan modelos de separadores ciclónicos vertical e horizontal, respectivamente.

Tal como se ha indicado antes los separadores de las figuras 23 y 24 emplean la fuerza centrífuga como elemento primordial para el logro de la separación de las fases con la calidad deseada, la cual en muchos casos alcanza hasta valores de 99% de eficiencia. En el momento en que el fluido ingresa al separador empieza a rotar, y la velocidad de entrada del fluido se multiplica varias veces a medida que aumentan las fuerzas centrífugas que producen la separación. Así el fluido se separa en sus diferentes fases, en este caso (Gas y Petróleo), dando una respuesta más efectiva, que lo que de ordinario se obtiene con los separadores gravitacionales. Los separadores ciclónicos tienen también una alta eficiencia, en la separación de los fluidos gas- petróleo- agua, por lo que su utilidad dentro de la industria del gas natural y del petróleo, se estima como muy amplia.Figura 23 Esquema de un Separador Ciclónico Vertical

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El fundamento de los separadores ciclónicos es el vorticismo, por cuanto el separador se diseña haciendo que el fluido rote al entrar al separador y siga girando hasta que el gas se separe. El gas libre busca el orificio de salida por la parte superior de la unidad, mientras el líquido se mueve hacia el fondo del recipiente. Al introducir un remolino en la parte inferior del separador, el agua y la arena también se separan; proporcionando un modelo más eficiente que los separadores convencionales, aunque desde luego el operador del separador deberá tener cuidado porque la presencia de arena tiende a introducir erosión en el sistema.

En el separador tipo ciclónico el fluido gira hacia abajo en movimiento rotatorio y, nuevamente, hacia arriba dentro del tubo ciclónico. En el momento en que el gas entra en forma tangencial al separador la velocidad se reduce y se distribuye de tal manera que el componente tangencial de la velocidad aumenta, mientras disminuye el radio del ciclón cilíndrico. Este sistema a su vez, incrementa la velocidad tangencial varias veces por encima de la velocidad de entrada a medida que el gas se mueve en espiral hacia la salida de líquido. El cambio en el vector velocidad que introduce la rotación se expresa como la aceleración centrífuga, la cual es igual al cuadrado de la velocidad angular expresa en (pie/s) dividida por el radio del patrón circular, unidad que se expresa en pies.

Aspecto Básico del Diseño de Separadores Ciclónicos: Entre los diferentes parámetros que intervienen en el diseño de separadores, se encuentra el valor del tiempo de residencia del fluido, el cual, por lo general se ha obtenido por el análisis de cientos de casos y observaciones en el campo.Figura 24 Separador Ciclónico Horizontal

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Es común que los separadores convencionales, se diseñen con tiempos de retención que varían entre 1,5. y 5,0 minutos, tiempo que depende del tipo de fluido que se esté separando. En los separadores ciclónicos el tiempo de residencia es más bajo, por lo tanto, las unidades resultan más pequeñas. Es una práctica común determinar los tiempos de residencia para el agua y el petróleo y, a su vez, el tiempo requerido para que las partículas de petróleo en el agua se desplacen hacia su propia fase, igual que las de petróleo en el agua.

Los diseños de los separadores ciclónicos se deben hacer para los caudales máximo y mínimo que se van a manejar, así como, la viscosidad y los cambios en las propiedades de los fluidos a las diferentes condiciones de trabajo del separador. Así se calcula el tamaño de la gota y se compara con el 1,0% de agua en el petróleo y petróleo en el agua, fijada como cantidad máxima permisible. La distribución de la gota de petróleo que decanta afecta las estrategias para obtener agua limpia o que satisfaga los requerimientos de calidad. Unos de los equipos de importancia en los separadores ciclónicos es el extractor de niebla, este equipo representa al .elemento de choque que se colocan a la salida del separador, con el fin de perfeccionar la separación evitando el arrastre de líquido en el gas de salida, por lo tanto el proceso tiene una mayor eficiencia, por lo arrastrar líquidos

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En la actualidad se producen extractores de niebla de gran capacidad operativa. Pero, los tubos ciclónicos, tienden a mejorar de manera considerable los resultados que se obtienen con las unidades convencionales. Los diseñadores de nuevas tecnologías se apresuran a ofrecer los méritos de las herramientas ciclónicas, la primera tendencia de la industria se dirige a utilizar los tubos ciclónicos conjuntamente con los nuevos extractores de niebla para mejorar el diseño de los separadores convencionales. Algunos de los extractores de niebla que se emplean en la separación de petróleo y gas han sido los de malla de alambre o deflectores de aletas, no obstante los "Ciclones de Flujo Axial, son los que cada se emplean con mayor frecuencia debido a las ventajas que ofrecen, como por ejemplo:

a.-Mayor eficiencia a altas presiones.

b.- Alta capacidad para gas y líquido.

c.- Capacidad para romper la espuma. d.- No produce escamas, ensuciamiento u obstrucciones.

La experiencia con los separadores ciclónicos, permite afirmar que los ciclones tienen aproximadamente 10 veces la capacidad de un extractor de malla de alambre y de 4 veces la de un extractor de aletas. En consecuencia sirven para mejorar la capacidad de los recipientes existentes y sus diseños son más compactos en separadores nuevos, con lo que se mejora en forma significativa el proceso de separación de hidrocarburos.

Si, para un separador ciclónico se dieran las velocidades relativas, que pueden manejar los tubos ciclónicos, se estaría en condiciones de manejar mayores caudales. La experiencia indica que los separadores ciclónicos, con una presión de operación de 1000 lpcm pueden remover gotas de 10 micrones de tamaño, también los separadores ciclónicos ofrecen 10 veces más capacidad que los extractores de alambre, tienen una capacidad es 4 veces mayor que la de los extractores de aletas, además. sirven para mejorar la eficiencia de los separadores existentes. En razón de su alta aceleración centrífuga, los ciclones pueden ser colocados en posición horizontal o vertical, tal como se hace en los separadores convencionales. Con los ciclones, por lo general no existen problemas de deposición, debido a las velocidades elevadas que emplean.

Ecuaciones Matemáticas utilizadas en el Diseño de Separadores Ciclónicos: Muchas de las ecuaciones que se utilizan para el diseñar separadores ciclónicos son las mismas, que se usan en el diseño de los separadores convencionales. La idea, es que el equipo se diseñe, según sean los requerimientos operacionales.

a.- La Constante de Souders y Brown se calcula, según lo siguiente:

(67)

102

Donde = diámetro de las partículas, = fuerza de gravedad estándar y

= Coeficiente de Dragado

b.- El Número de Reynols de determina, según lo siguiente:

(68)

Donde: = densidad del petróleo; = velocidad de asentamiento = viscosidad del gas.

c.- La velocidad de asentamiento:

(69)

Donde: = densidad del líquido y = densidad del gas

d.- Diámetro Interno del Separador

(70)

Donde: = tasa volumétrica del gas y = Máxima velocidad del gas, que es lo mismo que la velocidad crítica.e.- Altura del Líquido

(71)

Donde: = tasa volumétrica del líquido y =tiempo de retención del líquido

f.- Altura Total(72)

Comparación entre los Separadores Verticales, Horizontales y Ciclónicos: El proceso de separación de los fluidos representa la tarea básica y necesaria de mayor importancia en el procesamiento del petróleo y del gas. Desde el cabezal del pozo hasta el separador ocurre una reducción de la presión y de la temperatura. En el proceso de separación, el gas se separa del líquido continuamente a lo largo de la línea de flujo, pero en el proceso de separación el líquido arrastra partículas del gas, mientras que el gas arrastra partículas del líquido, todo esto ocurre a nivel de los separadores, y desde luego influyen en la eficiencia del proceso de separación. En la evaluación de la eficiencia de los separadores, hay que tener en cuenta, el parámetro de mayor importancia, como por ejemplo la caída de presión, la distribución del flujo y la selección de los internos del separador, además la tubería aguas arriba:

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a.- La Caída de Presión Aguas Arriba: Este parámetro define la distribución de partículas que el proceso aguas abajo tendrá que manejar , en el proceso de separación. La función de caída de presión, esta relacionada con el tamaño de las partículas, en vista que mientras más caída de presión hay, más pequeñas serán las partículas a separar, también la caída de presión esta relacionada con el tiempo, tal como mientras, menor sea el tiempo, para que haya caída de presión más pequeñas serán las partículas, presentes en la separación, y mientras mayor cantidad haya de fase dispersa, mayor será el tamaño de las partículas presentes en el proceso de separación.

b- Tubería Aguas Arriba: En este caso hay que tener en cuenta dos factores que deben de ser considerados, para evaluar la eficiencia de un separador, que son la distancia y el diámetro. La distancia de la tubería gobierna, el proceso de coalescencia dentro de la tubería. Entre más distancia tenga la tubería, habrá mayor tiempo para que ocurra el proceso de coalescencia y así la distribución de partículas serán más grandes antes de ingresar al separador, lo que hace más fácil el proceso de separación, desde luego si se trata de petróleos con alta viscosidad el tiempo requerido será mayor, ya que la separación se hace con mayor dificultad.

c.- Tipo de Internos del Separador: La principal ventaja de los separadores ciclónicos, sobre los separadores convencionales, es que utiliza internos tipo ciclón, los cuales mejoran el tiempo de residencia del líquido, además que utiliza la fuerza centrífuga, la utilización de los ciclones evita la formación de espuma, y por lo tanto evita la pérdida de los fluidos de separación, causa una mayor eficiencia en el proceso de separación. Los internos del separador ciclónico pueden ser utilizados, para manejar procesos bifásicos, como gas- petróleo o trifásicos, como sería gas- petróleo- agua. En la figura 25 se presentan los internos tipo ciclón de separadores ciclónicos.

Figura 25 Internos Tipo Ciclón de los Separadores Ciclónicos

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Los internos de los separadores convencionales son, por ejemplo Tubo abierto, que impide que haya mala canalización de flujo, y el flujo sale disparado por el otro lado del separador, otro interno es La Placa de Choque, que puede destrozar las gotas y/o burbujas, también puede general espuma. El tubo inverso, que otro interno de los separadores convencionales, ayuda a que no haya mala canalización de flujo, y el flujo sale disparado por la parte de abajo del separador

Cuadro 5 Comparación entre Separadores

Separador Vertical Horizontal CiclónicoDiámetro (pie) 5,5 7,0 2,5Altura(longitud)(pie)

15 15 15

Caudal Líquido (MBNPD)

8,5 24,7 12,0

Caudal de Gas (MMPCND)

28,4 28,7 28

D100(micrones) 770 470 960

En el cuadro 5 se observa, que los separadores ciclónicos tienen casi la misma posibilidad de separar flujos de igual caudal, pero con un separador de menor tamaño. En el cuadro se observa que el diámetro del separador es de 2,5 pie, por lo tanto el tamaño del separador ciclónico es la mitad menor que el vertical, casi tres veces menor que el separador horizontal, para la misma capacidad de caudal. La capacidad del líquido del separador convencional disminuye cuando d100 disminuye, mientras que la capacidad del líquido en los ciclónicos. se incrementa cuando d100 disminuye. Se creo que la mayor utilidad de los separadores ciclónicos en los procesos de separación gas- petróleo- agua.

Utilidad de los cálculos de diseño de separadores El diseño de separadores se puede llevar a cabo también utilizando simuladores. Aunque hay que tener bien claro, el tipo de simulador que se utiliza, de tal forma que se puedan cotejar los datos. Para la utilización de simuladores en el diseño de separadores, se utilizan programas computaciones, que previamente y han sido diseñados y elaborados, con paquetes matemáticos En este caso la precisión y exactitud del diseño dependerá del modelo utilizado. El proceso de separación, se lleva a cabo en varias etapas, dependiendo del número de etapas del proceso se tiene: Si por ejemplo, un proceso de separación gas- petróleo se realiza a través de 3 etapas, se tiene que:

RGPxgG del separador +RGPxgG del tanquegG= --------------------------------------------------------- (73)

RGP separador +RGP del tanque

R= RGP separador +RGP tanque (74)

Influencia de las Correlaciones Matemáticas en el Diseño de Separadores: En el proceso de separación muchos datos se pueden obtener por correlación, en donde los datos se encuentran graficados, y se pueden encontrar

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correlaciones aplicadas al proceso de separación .Por ejemplo el volumen equivalente (VEQ), Este volumen representa al volumen del gas en el segundo separador y se determina por la siguiente fórmula:

(75)

También la adición de gas producido (AGP), que esta relacionado con la masa de gas producido en el segundo separador y junto al gas del tanque se relaciona con las tres etapas del proceso de separación, el (GAP) se determina de siguiente forma:

AGP= (76)

(77)

Donde (gGR) es la gravedad del gas residual en el proceso de separación

Proceso de Separación Gas- Petróleo: Si se esta trabajando con un Proceso de Separación (Gas- Petróleo), y el proceso de separación, se realiza, bajo la condición de una Separación Instantánea. En donde (nL), representa el número de moles de la fase líquida y (nV) el número de moles de la fase de vapor, mientras que (nT), representa el número de moles totales del sistema , se tiene lo siguiente:

(78)

La ecuación (78) permite determinar la composición de las fases vapor y líquido de una mezcla en equilibrio. Si la ecuación (78) se coloca en términos de la fracción de vapor (YI), queda la siguiente ecuación:

(79)

Para encontrar la solución de las ecuaciones (78 y 79), por lo común se requiere de un proceso de ensayo y error. Aunque el proceso puede ser simplificado, si se toma en cuenta como base las fracciones molares de los componentes en la fase de vapor y líquida, luego queda lo siguiente:

; : (80)

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Luego la ecuacion (80) conlleva a que las ecuaciones (78 y 79) se pueden expresar en forma simplificada de la siguiente forma:

(81)

La ecuación (81) permite determinar la composición de las fases asumiendo valores de (Y) o (V), mientras que otras ecuaciones determinan la composición de las fases, asumiendo valores de (X o L), a una presión de operación determinada

(88)

(P) y a una presión de vapor (PV). Estas últimas dos ecuaciones se aplican tanto a vapores o líquidos ideales. A partir de la ecuación (88) son de utilidad para la determinación de la composición de las fases líquida y vapor, las cuales coexisten en determinar el equilibrio a una presión y temperatura de operación de un sistema multicomponente. Lo que significa que las ecuaciones son validas en cualquier punto de la región de dos fases., y desde luego también dentro de las líneas previamente establecidas para el diseño de los equipos, que deben de participar en el proceso

Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y Gas Por lo general, cuando se habla de las condiciones óptimas, se refiere a los parámetros presión y temperatura (P y T) La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de petróleo. La presión óptima de un separador es aquella que estabiliza en fase líquida el máximo número de moles de mezcla. De acuerdo a la definición, 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

En el proceso de separación de petróleo y gas, una corriente de fluido, denominada alimentación (fluido que sale del pozo), se permite que alcance el equilibrio a la P y T del separador. La presión del separador esta sujeta a control directo por medios de instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina con el fluido que entra al separador. Y .en ciertos casos la temperatura del separador es controlada por calentamiento o refrigeración.

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Proceso de Separación Gas- Petróleo: Si el proceso de separación- gas- petróleo es de dos etapas de separación, en este caso se recomienda seguir los siguientes pasosa.- Se calcula la composición en moles de líquido y vapor por mol de petróleo del yacimiento, cálculo que se realiza a un cierto número de presiones del separador y la temperatura fijada de antemano

b.- Se toma la fase líquida del separador cuya composición se ha calculado y se determina la composición y los moles de líquido y vapor a las condiciones de P y T del tanque.

c.- Se determina el volumen de una libramos (lbmol), esto es válido para el Sistema Británico de Unidades, ya que el Sistema Internacional, sería un gramomol (gmol) del petróleo del yacimiento. Este volumen se determina a través del peso molecular aparente del petróleo del yacimiento la densidad

del petróleo a condiciones de presión y temperatura del yacimiento para ello se utiliza la fórmula

(89)

d.- El volumen por mol de cada componente se obtiene dividiendo el peso molecular por la densidad líquida correspondiente. El volumen por mol de cada componente se obtiene:

VMi =Mi/rLi (90)

e.- Se calcula el Factor Volumétrico (Bo) a cada presión del separador considerada y a temperatura del separador, según la fórmula siguiente:

(91)

Si el proceso de separación se realiza en tres etapas. En este caso el cálculo de las condiciones óptimas se obtiene de forma similar a un proceso de dos etapas, solo que pasa cada una de las presiones de la primera etapa se deben considerar varias presiones para la segunda etapa. Lo que, que indica que al finalizar la etapa (e), se tendrá una familia de curvas para el Factor Volumétrico, una para cada presión de la primera etapa. La curva que presente el valor mínimo para el Factor Volumétrico será la correspondiente a la presión óptima del primer separador y a la presión correspondiente al Factor volumétrico mínimo, se leerá la presión óptima del segundo separador

Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque La gravedad específica de un líquido sé define como la razón de la densidad del líquido a la densidad de un líquido base a las mismas condiciones de presión y temperatura, por lo general el líquido base que se toma es el agua, y tal como la densidad del agua, tiene pocos cambios con la presión y temperatura, su valor que el Sistema Británico de Unidades es (62,4 lb/pie3), se puede considerar constante,

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y queda, una ecuación válida. Para determinar la densidad de un componente líquido del sistema. Y se asume que la densidad del líquido no es influenciada por la presión ni por la temperatura.

(92)

(93)

La Gravedad Específica del Gas en los Separadores y Tanque. La gravedad específica del gas sé determinar por la relación entre el peso molecular aparente de la mezcla y el peso molecular del aire, luego entonces fácilmente se puede determinar la gravedad específica del gas en los separadores y el tanque

Principios de un Proceso de Separación Tal como se ha mencionado el proceso de separación se fundamento en una serie de tópicos fisicoquímicos, en donde la precisión y exactitud de los mismos esta relacionado con el diseño del equipo, y muchas otras que son de gran importancia, por ejemplo:

a.- Las especificaciones del diseño. Muchas son las fábricas que se dedican al diseño de separadores, el usuario debe reclamar las especificaciones y que las mismas estén en forma clara y precisa.

b.- Peso y el área del separador. El peso (Wb) puede ser estimado a través de la siguiente ecuación:

Sistema Métrico :Wb=3,47 dxt (94)

Sistema inglés: Wb=15 xd xt, (95)

Donde : Wb= masa por unidad de longitud en (kg/m ) o (lb/pie3) , d= diámetro interno en (cm) o (pulgadas) y t= espesor incluyendo la posible corrosión en (cm ) o (pulgadas)

Principios de una Separación. Uno de los principales problemas que se tiene en el proceso de separación gas- petróleo y gas- petróleo- agua, es el tamaño de las partículas. Normalmente el diámetro de las partículas se expresa en micrones (mm=1x10-6 metros). Si las partículas tienen tamaños mayores a 10 mm, pueden ser separadas con cierta facilidad, siempre y cuando el equipo cumpla con el diseño requerido, pero si son menores, pueden representar serios problemas para la separación, sobre todo si el proceso no es totalmente controlado por las fuerzas de gravedad. En estos casos se recomienda determinar el tamaño de las partículas, según lo siguiente:

1.- Diámetro esférico a través del volumen promedio:

DP =[ (nD3)( ]1/3 (96)

2.-Diámetro esférico a través del área promedio

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DP =[ (nD2)( ]1/2 (97)Ecuaciones para el Diseño de separadores Convencionales Gas Petróleo, a través de los Modelos de Simulación. En la actualidad los diseños de separadores se realizan por lo general, a través de los modelos de simulación. Los resultados obtenidos a través de los modelos de simulación tienen que ser cotejados con data real, para poder cuantificar la precisión y exactitud de los resultados obtenidos, los cuales tienen que ser ajustados a las necesidades de la empresa, que los utilizará. Los principales criterio de diseño de los separadores verticales y horizontales, se presentan en el cuadro 6

Cuadro 6. Criterios para el Diseño. Para Separadores Horizontales y Verticales

Separador Horizontala.- Servicios limpio y crítico, por lo que se recomienda el uso de una malla horizontal, con una densidad de 5 (lb/pie3) y espesor de 6 pulgadas

Separador Verticala.- Servicio crítico, por lo que se recomienda el uso de una malla, con una densidad de 5 (lb/pie3) y espesor de 6 pulgadasb.- No tendrá entrada tangencial horizontal

En el diseño de separadores convencionales, tanto horizontales, como verticales se utiliza una Serie de Normas, como también algunas siglas, que involucran aspectos de los parámetros establecidos para el diseño. Estas siglas, que son adoptados por las Normas de diseño de PDVSA, las cuales se muestran en el cuadro 7

Cuadro 7 Siglas Utilizadas en el Diseño de Separadores

Siglas SignificadoNAAO Nivel alto-alto de petróleoNAO Nivel alto de petróleoNBO Nivel Bajo de PetróleoNBBO Nivel bajo- bajo de petróleoFS Fondo del separador

Ecuaciones Establecidas por la Norma PDVSA, para el Diseño de un Separador Horizontal:

1.- Velocidad critica del gas, en pie/s

Donde Densidad del gas en (lb/pie3) Densidad del petróleo en (lb/pie3)

F1 = 0,157. Es la constante establecida por la Norma PDVSA.

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2.- Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO, en (pie2)

Donde: ( )= Caudal de gas a condiciones de operación, (pie3/s)

3.- Volumen de retención de petróleo entre NAO y NBO, en (pie3)

Donde:( ) = Caudal de petróleo a condiciones de operación, pie3/s

= Tiempo de retención del petróleo, minutos

3.- Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO- NAAO y NBO-NBBO, en (pie3)

4.- Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en (pie3)

Donde: (Vr1)= Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO en (pie3)

(Vr2) = Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO-NAAO y el NBO-NBBO en (pie3)

5.- Longitud efectiva de operación LEFF , en pie

Para este calculo sé asume un diámetro y se selecciona dé acuerdo con la presión de operación uno de los siguientes rangos.

lpca 1,5 =<F24*(LEFF/DS) <3,0264,7<P<514,7 3,0 =< F24*(LEFF/ DS) <4,0

P>= 514,7 4,0 =< F24*(LEFF/ DS) <= 6,0

6.- Área vertical entre el NBBO–NAAO, en (pie2)

Donde: = Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en (pie3)

(LEFF) = Longitud efectiva de operación, en (pie)7.- Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A1

*), adimensional

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Donde: (R1*) = Altura del área fraccional, Adimensional.

(hNBBO) = Altura del nivel bajo-bajo de petróleo = 9 pulgadas. = 0,75 pie

(DS) = Diámetro del separador, en (pie)

Con este valor se busca en el cuadro 8 el valor de A1*

8.- Área del separador, en (pie2)

Donde: (DS) = Diámetro del separador, en (pie)

8.- Área vertical entre el NBBO-FS, en (pie2)

Donde: (A1*) = Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO,

Adimensional.

(AS) = Área del separador, en (pie2)

9.-Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en (pie2)

Donde: (AS) = Área del separador, en (pie2)

(AFS-NBBO) = Área vertical entre el NBBO-FS, (pie2)

(ANBBO-NAAO)= Área vertical entre el NBBO-NAAO, pie2

NOTA: Este valor se compara con el área vertical requerida para el flujo de gas

(AG) y :Sí AG = ADG; el diámetro asumido es correcto.

Sí ADG >> AG ; el diámetro asumido es demasiado grande

Sí ADG << AG ; el diámetro asumido es demasiado pequeño.

Sino resulta cualquiera de las dos últimas condiciones, debe asumirse otro diámetro del separador menor o mayor según sea el caso, que puede estar relacionado con los caudales, que se vayan a separar o con las condiciones operacionales del proceso de separación, como también puede estar relacionado con las condiciones del fluidos que salga del separador.

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Cuadro 8 Áreas y Alturas Fraccionadas de un Área Determinada

R* A* R* A* R* A* R* A* R* A* R* A*

0.030 0.0087 0.089 0.0439 0.148 0.0922 0.207 0.1496 0.272 0.220 0.450 0.4360.031 0.0092 0.090 0.0446 0.149 0.0932 0.208 0.1506 0.274 0.222 0.455 0.4430.032 0.0096 0.091 0.0453 0.150 0.0941 0.209 0.1516 0.276 0.225 0.460 0.4490.033 0.0101 0.092 0.0460 0.151 0.0950 0.210 0.153 0.278 0.227 0.465 0.4550.034 0.0105 0.093 0.0468 0.152 0.0959 0.211 0.154 0.280 0.229 0.470 0.4620.035 0.0110 0.094 0.0475 0.153 0.0968 0.212 0.155 0.282 0.231 0.475 0.4680.036 0.0115 0.095 0.0483 0.154 0.0977 0.213 0.156 0.284 0.234 0.480 0.4750.037 0.0119 0.096 0.0490 0.155 0.0986 0.214 0.157 0.286 0.236 0.485 0.4810.038 0.0124 0.097 0.0498 0.156 0.0996 0.215 0.158 0.288 0.238 0.490 0.4870.039 0.0129 0.098 0.0505 0.157 0.1005 0.216 0.159 0.290 0.241 0.495 0.4940.040 0.0134 0.099 0.0513 0.158 0.1014 0.217 0.160 0.292 0.243 0.500 0.5000.041 0.0139 0.100 0.0520 0.159 0.1023 0.218 0.161 0.294 0.2450.042 0.0144 0.101 0.0528 0.160 0.1033 0.219 0.162 0.296 0.2480.043 0.0149 0.102 0.0536 0.161 0.1042 0.220 0.163 0.298 0.2500.044 0.0155 0.103 0.0544 0.162 0.1051 0.221 0.164 0.300 0.2520.045 0.0160 0.104 0.0551 0.163 0.1061 0.222 0.165 0.302 0.2550.046 0.0165 0.105 0.0559 0.164 0.1070 0.223 0.166 0.304 0.2570.047 0.0171 0.106 0.0567 0.165 0.1080 0.224 0.167 0.306 0.2590.048 0.0176 0.107 0.0575 0.166 0.1089 0.225 0.168 0.308 0.2620.049 0.0181 0.108 0.0583 0.167 0.1099 0.226 0.169 0.310 0.2640.050 0.0187 0.109 0.0591 0.168 0.1108 0.227 0.171 0.312 0.2660.051 0.0193 0.110 0.0598 0.169 0.1118 0.228 0.172 0.314 0.2690.052 0.0198 0.111 0.0660 0.170 0.1127 0.229 0.173 0.316 0.2710.053 0.0204 0.112 0.0614 0.171 0.1137 0.230 0.174 0.318 0.2730.054 0.0210 0.113 0.0623 0.172 0.1146 0.231 0.175 0.320 0.2760.055 0.0215 0.114 0.0631 0.173 0.1156 0.232 0.176 0.322 0.2780.056 0.0221 0.115 0.0639 0.174 0.1166 0.233 0.177 0.324 0.2810.057 0.0227 0.116 0.0647 0.175 0.1175 0.234 0.178 0.326 0.2830.058 0.0233 0.117 0.0655 0.176 0.1185 0.235 0.179 0.328 0.2850.059 0.0239 0.118 0.0663 0.177 0.1195 0.236 0.180 0.330 0.2880.060 0.0245 0.119 0.0671 0.178 0.1204 0.237 0.181 0.332 0.2900.061 0.0251 0.120 0.0680 0.179 0.1214 0.238 0.182 0.334 0.2930.062 0.0257 0.121 0.0688 0.180 0.1224 0.239 0.183 0.336 0.2950.063 0.0263 0.122 0.0669 0.181 0.1234 0.240 0.185 0.338 0.2970.064 0.0270 0.123 0.0705 0.182 0.1244 0.241 0.186 0.340 0.3000.065 0.0276 0.124 0.0713 0.183 0.1253 0.242 0.187 0.342 0.3020.066 0.0282 0.125 0.0721 0.184 0.1263 0.243 0.188 0.344 0.3050.067 0.0288 0.126 0.0730 0.185 0.1273 0.244 0.189 0.346 0.3070.068 0.0295 0.127 0.0738 0.186 0.1283 0.245 0.190 0.348 0.3090.069 0.0301 0.128 0.0747 0.187 0.1293 0.246 0.191 0.350 0.3120.070 0.0308 0.129 0.0755 0.188 0.1303 0.247 0.192 0.355 0.3180.071 0.0314 0.130 0.0764 0.189 0.1313 0.248 0.193 0.360 0.3240.072 0.0321 0.131 0.0773 0.190 0.1323 0.249 0.194 0.365 0.3300.073 0.0327 0.132 0.0781 0.191 0.1333 0.250 0.196 0.370 0.3360.074 0.0334 0.133 0.0790 0.192 0.1343 0.251 0.197 0.375 0.3430.075 0.0341 0.134 0.0798 0.193 0.1353 0.252 0.198 0.380 0.3490.076 0.0347 0.135 0.0807 0.194 0.1363 0.253 0.199 0.385 0.3550.077 0.0354 0.136 0.0816 0.195 0.1373 0.254 0.200 0.390 0.3610.078 0.0361 0.137 0.0825 0.196 0.1383 0.255 0.201 0.395 0.3670.079 0.0368 0.138 0.0833 0.197 0.1393 0.256 0.202 0.400 0.3740.080 0.0375 0.139 0.0842 0.198 0.1403 0.257 0.203 0.405 0.3800.081 0.0382 0.140 0.0851 0.199 0.1414 0.258 0.204 0.410 0.3860.082 0.0389 0.141 0.0860 0.200 0.1424 0.259 0.205 0.415 0.3920.083 0.0396 0.142 0.0869 0.201 0.1434 0.260 0.207 0.420 0.3990.084 0.0403 0.143 0.0878 0.202 0.1444 0.262 0.209 0.425 0.4050.085 0.0410 0.144 0.0886 0.203 0.1454 0.264 0.211 0.430 0.4110.086 0.0417 0.145 0.0895 0.204 0.1465 0.266 0.213 0.435 0.4170.087 0.0424 0.146 0.0904 0.205 0.1475 0.268 0.216 0.440 0.4240.088 0.0431 0.147 0.0913 0.206 0.1485 0.270 0.218 0.445 0.430

10.- Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en (pie2)

113

Donde: (AFS-NBBO)= Área vertical entre el NBBO-FS, en (pie2)

(ANBBO-NAAO)= Área vertical entre el NBBO-NAAO, en (pie2)

11.- Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAAO, en (pie2)

Donde: (AFS-NAAO)= Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en (pie2)

(AS) = Área del separador, en (pie2)

Si A2* es mayor que 0,5 (A2

* > 0.5). Se busca un A´ *

A´ * = 1 - A2*

Con este valor de A´ * se va al cuadro8, y se obtiene R´ * ; luego se calcula la altura de esa área fraccional con la siguiente formula:

R2* = 1 - R´ *

Donde: R2* = Altura fraccional de A2

*, adimensional.

12.- Distancia vertical entre el FS-NAAO, en (pulgadas)

Donde: (R2*) = Altura fraccional de A2

*, adimensional

(DS) = Diámetro del separador, en (pie)

13.- Área vertical entre el NBBO-NBO, en (pie2)

Donde:( ) = Caudal de petróleo a condiciones de operación, (pie3/s(LEFF) = Longitud efectiva, (pie)14.- Área vertical entre el NAAO-NAO, en (pie2)

Donde: (ANBBO-NBO) = Área vertical entre el NBBO-NBO, (pie2)

15.- Área vertical entre el NAO-NBO, en (pie2)

Donde: (Vr1) = Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, (pie3)

114

(LEFF) = Longitud efectiva, (pie)16.- Área vertical entre el FS-NBO, en (pie2)

Donde: (AFS-NBBO) = Área vertical entre el NBBO-FS, (pie2)

(ANBBO-NBO) = Área vertical entre el NBBO-NBO, (pie2)

17.- Área vertical entre el FS-NAO, en (pie2)

Donde:(AFS-NBO) = Área vertical entre el NBO-FS, (pie2)

(ANAO-NBO) = Área vertical entre el NAO-NBO, (pie2)

18.- Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAO, en (pie2)

Donde: (AFS-NBO) = Área vertical entre el NBO-FS, (pie2)

(AS) = Área del separador, (pie2)

Con este valor se busca en el Cuadro8 el valor de R3*

19.- Distancia vertical entre el FS-NBO, en (pulgadas)

DondeR3*) = Altura fraccional de A3

*, adimensional

(DS) = Diámetro del separador, (pie)

20.- Área fraccional de la sección entre el FS-NAO, en (pie2)

Donde: (AFS-NAO) = Área vertical entre el FS-NAO, en (pie2)

(AS) = Área del separador, (pie2)Con este valor se busca en el Cuadro8 el valor de la altura fraccional de A4

*

(R4*)

21.-Distancia vertical entre el FS-NAO, en (pulgadas)

Donde: (R4*) = Altura fraccional de A4

*, adimensional

115

(DS) = Diámetro del separador, (pie)

22.- Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, en (pie/s)

Donde: = Densidad de la mezcla, (lb/pie3)

23.-Velocidad de salida del gas, en (pie/s)

Donde:( )= Densidad del gas, (lb/pie3)

24.-Velocidad de salida del petróleo, en (pie/s)

25.- Diámetro de la boquilla de entrada, en (pulgadas)

12

Donde ( )= Caudal de la mezcla, (pie3/s)

= Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, (pie/s)

26.- Diámetro de la boquilla de salida del gas, en (pulgadas)

12

Donde: = Caudal de gas, (pie3/s)

= Velocidad de salida del gas, en (pie/s)27.-Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en (pulgadas)

12

Donde: = Caudal de petróleo, (pie3/s)

= Velocidad de salida del petróleo, en (pie/s)

116

28.- Área de la malla, en (pie2)

Donde: = Caudal de gás em (pie3/s)

= Velocidad critica del gas, en (pie/s)

29.- Ancho de la malla, en (pulgadas)

Donde: (F25)=12 pulgadas

(AMalla)= Área de la malla, (pie2)

30.- Diámetro de la malla, (pulgadas)

Donde: (aMalla) = Ancho de la malla, en pulgadas

31.- Distancia mínima permisible entre el Tope de Malla –Boquilla de salida gas (TM-BSG), en (pulgadas)

Donde: (DMalla) = Diámetro de la malla, pulgadas

(DBSG) = Diámetro de la boquilla de salida del gas, pulgadas

32.-Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla-NAAO, en (pulgadas)

Donde: (DS) = Diámetro del separador, pulgadas(hFS-NAAL)= Distancia vertical entre el FS-NAAO, en pulgadas

(hO)= Distancia mínima permisible entre el TM-BSG, en pulgadas

(eMalla) = Espesor de la malla, 6 pulgadas

MUESTRA DE CÁLCULOS MANUALES Para Separadores Convencionales Horizontales (Gas- Petróleo). En vista que los modelos de simulación utilizados para el diseño de separadores, tienen que ser cotejados con datos

117

reales, para poder evaluar su precisión y exactitud se realizaron los cálculos manuales de tal forma de poder cotejar los datos simulados, se partió con el procedimiento del diseño de los separadores horizontales gas- petróleo.

Datos: Caudal de petróleo 7,5 MBNPD; Caudal de Gas 74 MMPCND, Presión de separación 1000 lpca, temperatura de separación 100 F, gravedad específica del gas al aire 0,70, gravedad API del petróleo 40, factor de compresibilidad a las condiciones operacionales 0,98, tiempo de retención del líquido 1, 5 minutos

Cálculo de Parâmetros, necesarios para el diseño del separador convencional horizontal:

La Gravedad Específica del Petróleo :

=

Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en (pie3/s):

Densidad del Gas , en (lb/pie3) Para: determinar la densidad de un gas se utilizan las fórmulas conocidas, y deducidas de las ecuaciones de estados válidas para gases reales

Caudal de Gas a condiciones de operación, en (pie3/s). Este parámetro se puede determinar: a través de fórmulas o simplemente utilizando los factores de conversión.

Densidad del Petróleo , en (lb/pie3)

= 0,8251*62,4 lb/pie3 = 51,4845 lb/pie3

Tasa Másica del Petróleo y Gas

WG= =

WO=

118

Caudal de la Mezcla (Qm.), en pie3/s:

Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador :

Densidad de la Mezcla, en lb/pie3: utilizando la fórmula, se obtiene:

=

Velocidad Crítica del Gas, en (pie/s):

= =0,63(pie/s)

Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO en pie2

Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO , en pie3

Vr1 = QO * tr * 60 s= 0,4874 pie3/s.*(1,5 s)*60 s = 43,8639 pie3

Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma , en pie3

Vr2 = QO * 600 s= 0,4874pie3/s. * 600 s = 292,4262 pie3

Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO , en pie3

Vr = Vr1 + Vr2 = 43,8639 pie3 + 292,4262 pie3 = 336,2901 pie3

Longitud efectiva de operación LEFF en pie

Como la POP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 F24*LEFF / D 6,0

Diámetro del separador asumido: DS = 6,2336 pie

F24*LEFF = 4 pie

LEFF = (4*6,2336) / 1 = 24,9344 pie

Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 25 pie.

Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2

119

ANBBO-NAAO = Vr/LEFF

ANBBO-NAAO = 336,2901 pie3/ 25 pie = 13,4516 pie2

Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A1*)

R1* = hNBBO / DS

R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6.2336 pie = 0,120; con este valor se busco en el

cuadro8 A1* = 0,0680

Área del separador (AS), en pie2

AS = (3,1416 *(DS)2) / 4

AS = (3,1416*(6,2336)2) / 4 = 30,5198 pie2

Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2

AFS-NBBO = (A1*) * AS

AFS-NBBO = 0,0680 *30,5198 pie2 = 2,0753 pie2

Área de la sección transversal vertical disponible para el gas en pie2

ADG = AS - (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO)

ADG = 30,5198 pie2 - (2,0753 pie2 + 13,4516 pie2) =14,9919 pie2

Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (AG) y se determino que esta área es menor que la requerida, lo que indica que el diámetro asumido es muy pequeño; por lo que se debió asumir un diámetro mayor al anterior y repetir el procedimiento Longitud efectiva de operación LEFF en pie

Como la POP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 F24*LEFF / D 6,0

Diámetro del separador asumido: DS = 6,5617 pie

F24*LEFF = 4 pie

LEFF = (4*6,5617) / 1 = 26,2467 pie

Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 27,5 pie

Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2

ANBBO-NAAO = Vr/LEFF

ANBBO-NAAO = 336,2901 pie3/ 27,5 pie = 12,2287 pie2

Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A1*)

R1* = hNBBO / DS

R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6,5617 pie = 0,114; con este valor se busco en el

cuadro8 el valor de A1*:

120

A1* = 0,0631

Área del separador (AS), en pie2

AS = (3,1416*(DS)2) / 4

AS = (3,1416 * (6,5617)2) / 4 = 33,8160 pie2

Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2

AFS-NBBO = (A1*) * AS

AFS-NBBO = 0,0631 * 33,8160 pie2 = 2,1338 pie2

Área de la sección transversal vertical disponible para el gas en pie2

ADG = AS – (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO)

ADG = 33,8160 pie2 – (2,1338 pie2+ 12,2287 pie2) = 19,4535 pie2

Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (AG) y se determino que esta área es menor que la requerida, lo que indica que el diámetro asumido es muy pequeño; por lo que se debió asumir un diámetro mayor al anterior y repetir el procedimiento

Longitud efectiva de operación LEFF en pie

Como la POP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 F24*LEFF / D 6,0

Diámetro del separador asumido: DS = 6,8898 Pie

F24*LEFF = 4 pie

LEFF = (4*6,8898) / 1 = 27,5591 pie

Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 30 pie

Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2

ANBBO-NAAO = Vr/LEFF

ANBBO-NAAO = 336,306 pie3/ 30 pie = 11,2097 pie2

Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A1*)

R1* = hNBBO / DS

R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6,8898 pie = 0,109; con este valor se busco en el

cuadro8 el valor de A1*:

A1* = 0,0591

Área del separador (AS), en pie2

AS = (3,1416*(DS)2) / 4

121

AS = (3,1416*(6,8898)2) / 4 = 37,2819 pie2

Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2

AFS-NBBO = (A1*) * AS

AFS-NBBO = 0,0591 * 37,2819 pie2 = 2,2034 pie2

Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en pie2

ADG = AS – (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO )

ADG = 37,2819 pie2 – (2,2034 pie2+ 11,2097 pie2) = 23,8689 pie2

Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (AG) y se determino que esta área no es significativamente mayor que la requerida, por lo que se determino un % error entre ambas áreas, dando como resultado un error porcentual menor al 6%, porcentaje aceptable en la industria. Este % error se determino de la siguiente manera:

% Error = ((ADG - AG / AG) * 100%

% Error = ((23,8689 pie2 – 22,6557 pie2) / 22,6557 pie2) * 100%

% Error = 4,0308 %

Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en pie2

AFS-NAAO = AFS-NBBO + ANBBO-NAAO

AFS-NAAO = 2,1997 pie2 + 11,2102 pie2 = 13,4130 pie2

Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAAO, en pie2

A2* = AFS-NAAO / AS

A2* = 13,4099 pie2

/ 37,2823 pie2 = 0,360

Con este valor se busco en el cuadro8, el valor de R2*, pero como no apareció

directamente en la tabla, entonces se interpolo entre los dos números que lo contenían. Para ello se uso la siguiente ecuación: Números que contenían el valor calculado y la ecuación utilizada para obtener R2

*

R2* A2

*

R2* = (0,390–0,385)/(0,361-0,355)*(0,360-0,355)+0,385 =

R2* =0,389

0,385 0,3550,360

0,390 0,361

Distancia vertical entre el FS - NAAO, en pulgadas

hFS-NAAO = R2* * DS * 12 pulgadas

hFS-NAAL = 0,389 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 32,1614 pulgadas

122

Área vertical entre el NBBO-NBO, en pie2

ANBBO-NBO = (Qo * 300s) / LEFF

ANBBO-NBO = (0,4874 *300 s) / 30 pie = 4,8738 pie2

Área vertical entre el NAAO-NAO, en pie2

ANAAO-NAO = ANBBO-NBLO

ANAAO-NAO = 4,8738 pie2

Área vertical entre el NAO-NBO, en pie2

ANAO-NBO = Vr1 / LEFF

ANAO-NBO = 43,8639 pie3 / 30 pie = 1,4621 pie2

Área vertical entre el FS-NBO, en pie2

AFS-NBO = AFS-NBBO + ANBBO-NBO

AFS-NBO = 2,2034 pie2 + 4,8738 pie2 = 7,0771pie2

Área vertical entre el FS- NAO, en pie2

AFS-NAO = AFS-NBO + ANAO-NBO

AFS-NAO = 7,0771 pie2 + 1,4621 pie2 = 8,5393 pie2

Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBO, en pie2

A3* = AFS-NBO / AS

A3* = 7,0771 pie2 / 37,2819 pie2 = 0,190

Con este valor se busco en el cuadro8, el valor de R3*:

R3* = 0,245

Distancia vertical entre el FS-NBO, en pulgadas

hFS-NBO = R3* * DS * 12 pulgadas

hFS-NBO = 0,245 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 20,2394 pulg

Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAO, en pie2

A4* = AFS-NAO / AS

A4* = 8,5359 pie2 / 37,2819 pie2 = 0,229

Con este valor se ubico en el cuadro8, el valor de la altura de esa área R4*:

R4* = 0,280

Distancia vertical entre el FS-NAO, en pulgFS-NAO = R4

* * DS * 12 pulg

hFS-NAO = 0,280 * 6,8898 pie * 12 pulg = 23,1497 pulg

Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s

= 26,4588 pie/s

123

Velocidad de salida del gas, en pie/s

= 32,3378 pie/s

Velocidad de salida del petróleo, en pie/s

VSO = 3 pie/s

Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas

= 9,7700 pulg.

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de entrada utilizado fue de 10 pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulg

= 8,6797 pulgadas

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 10 pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas

= 5,4577 pulgadas

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del petróleo utilizado fue de 6 pulgadas

Área de la malla, en pie2

AMalla = QG/ VC

124

AMalla = (13,2876 pie3/s) / 0,5865 pie/s = 22,6557 pie2

Ancho de la malla, en pulgadas

= 57,1176 pulg

Distancia mínima permisible entre el Tope de Malla-Boquilla de salida gas, en pulgadas

ho = (DMalla – DBSG) / (2)

ho = (57,1176 pulg. – 10 pulg) / (2) = 23,5588 pulgadas

Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla-NAAO, en pulgadas

hFM-NAAO = DS - hFS-NAAO - ho - eMalla

hFM-NAAO = (6,8898 *12) -32,1614 -23,5588 - 6 = 20,9569 pulg

Ecuaciones Establecidas por la Norma PDVSA, para el Diseño Separador Vertical:

1.-Velocidad critica del gas, en (pie/s)

Donde: Densidad del gas, lb/pie3

Densidad del petróleo, lb/pie3

F1 = 0,157. Es la constante establecida por la Norma PDVSA.

2.- Área Vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO, en (pie2)

Donde: QG = Caudal de gas a condiciones de operación, pie3/s

= Velocidad critica del gas en el separador, pie/s

3.- Volumen de retención de petróleo entre NAO y NBO, en (pie3)

Donde: QO = Caudal de petróleo a condiciones de operación, pie3/s

tr = Tiempo de retención del petróleo, minutos

125

4.- Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO- NAAO y NBO-NBBO, en (pie3)

Donde: QO = Caudal de petróleo a condiciones de operación, pie3/s

5.- Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en (pie3)

Donde: VrM = Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, pie3 ;

VrL = Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO – NAAO y el NBO - NBBO, pie3

6.-Diámetro del separador, en (pie)

Donde: AG = Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO, (pie2)

7.- Altura del petróleo entre NAAO-NBBO, en (pulgadas)

Donde: Vr = Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, pie3;

DS = Diámetro del separador, en pie8.-Altura desde el FS-NAAO, en (pulgadas)

Donde: hNAAO-NBBO = Altura del petróleo entre NAAO-NBBO, pulgadas

hNBBO = Altura del nivel bajo-bajo de petróleo, 9 pulgadas

9.- Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, en (pie/s)

Donde: = Densidad de la mezcla, lb/pie3

10.-Velocidad de salida del gas, en (pie/s)

126

Donde: = Densidad del gas, lb/pie3

11.- Velocidad de salida del petróleo, en (pie/s)

12.-Diámetro de la boquilla de entrada, en (pulgadas)

x12 pulgadas

Donde: Qm = Caudal de la mezcla, pie3/s

= Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, pie/s

13.- Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en (pulgadas)

12 pulgadas

Donde: QG = Caudal de gas, pie3/s

= Velocidad de salida del gas, pie/s

14.- Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en (pulgadas)

Donde:DBOQ ENT = Diámetro de la boquilla de entrada, pulgadas

15.- Área de la malla, en pie2

Donde:QG = Caudal de gas, pie3/s

= Velocidad critica del gas, pie/s

15.- Diámetro de la malla, en (pie)

Donde:DS = Diámetro del separador, pie

127

16.- Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en (pulgadas)

Donde: DMalla = Diámetro de la malla, pie

F8 = 12 pulgadas

DBSG = Diámetro de la boquilla de salida del gas, pulgadas

17.- Altura efectiva de separación del separador, en (pie)

Donde: hFS-NAAO = Altura desde el FS-NAAO, pulgadas

hNAAO-BOQENT =Altura desde el NAAO hasta la boquilla de entrada, pulgadas;

DBOQENT = Diámetro de la boquilla de entrada, pulgadas; hFM-BoqEnt =Altura desde el fondo del separador hasta la boquilla de entrada, pulgadas

eMalla = Espesor de la malla, 6 pulgadas

hO = Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, pulgadas

F25 = 12 pulgadasMuestra de Cálculos Manuales para Separadores Verticales Gas- petróleo

Los datos para la resolución del problema son. Caudal de petróleo 5 MBNPD, caudal de gas 50 MMPCND, la gravedad específica al aire del gas es 0,70, mientras que la gravedad API del petróleo son 4º grados. Las condiciones operacionales de presión y temperatura son 1000 lpca y 100 F, respectivamente. El factor de compresibilidad bajo las condiciones operacionales tiene un valor de 0,83

Cálculo de Parâmetros Necesarios para el Diseño:

La Gravedad Específica del Petróleo

= 0,8251

Caudal de Petróleo a condiciones de operación (QO), en pie3/s

128

Caudal de Gas a condiciones de operación (QG), en pie3/s

Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador

= (0,3249 pie3/s) / (0,3249 pie3/s + 7,6222 pie3/s) = 0,0409

Densidad del Petróleo , en lb/pie3

o * 62,4 lb/pie3= 0,8251*62,4 lb/pie3 = 51,4845 lb/pie3

Densidad del Gas , en lb/pie3

=4,06(lb(PC)

Velocidad Crítica del Gas , en pie/s

= 0,5369 pie/s

Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO en pie2

AG = QG / VC= (7,6222 pie3/s.) / (0,5370 pie/s) = 14,1955 pie2

Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO , en pie3

Vr1 = QO * tr * 60 s = 0.3249 pie3/s *(1,5 s)*60 s = 29,2426 pie3

Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma , en pie3

Vr2 = QO * 600 s =0,3249 pie3/s * 600 s = 194,9508 pie3

Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO , en pie3

Vr = Vr1 + Vr2 = 29,241pie3 + 194,94 pie3 = 224,1934pie3

Diámetro del separador (DS), en pie

DS = (4* AG / 3,1416)1/2= (4* 14,1940 pie2 / 3,1416)1/2 = 4,2512 pie Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro del separador utilizado fue de 4,2651 pieAltura del petróleo entre NAAO – NBBO, en pulgadas

hNAAO-NBBO =( 4 * Vr / p* (DS)2 ) * 12 pulgadas

129

hNAAO-NBBO =( 4 * 224,181 pie3 / 3,1416 * (4,2512 pie)2)* 12 pulgadas

hNAAO-NBBO = 188,3031 pulgadas

Altura desde el FS-NAAO, en pulgadas

hFS-NAAO = hNAAO-NBBO + hNBBO

hFS-NAAO = 188,2919 pulg + 9 pulg = 197,3031 pulg

Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s

= 24,5069 pie/s

Velocidad de salida del gas, en pie/s

= 29,7960 pie/s

Velocidad de salida del petróleo, en pie/s

VSO = 3 pie/s

Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas

= 7,7110 pulgadas

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de entrada utilizado fue de 8 pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas

= 6,8485 pulgadas

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 8 pulgadas

Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas

130

= 4,4561 pulgadas

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 6 pulgadas

Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en pulgadas

hNAAO-BOQENT = DBOQ ENT

hNAAO-BOQENT = 8 pulgadas

Altura desde la boquilla de entrada – fondo malla, en pulgadas

hBOQENT-FM = 0,5 * DS *12 pulgadas

hBOQENT-FM = 0,5 * 4,2651 *12 pulgadas = 25,5906 pulgadasÁrea de la malla, en pie2

AMalla = QG/ VC

AMalla = 7,622 / 0,5370 = 14,1950 pie2

Diámetro de la malla, en pie

DMalla = DS

DMalla = 4,2651 pieDistancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulgadas

ho= (F8 * DMalla – DBSG) / (2)

ho= (12 pulg * 4,2651 pie – 8 pulg) / (2) = 21,5906 pulg

Altura efectiva de separación del separador, en pie

LEFF=(hFS-NAAL+hNAAL-BOQENT+DBOQENT+hFMALLA-BoqEnt+eMalla+ho)/(F25)

LEFF=(197,2919 pulg+8 pulg+8 pulg+25,5906 pulg+6 pulg+21,5906 pulg )/ 12

LEFF = 22,2061 pie

Como esta longitud no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto la longitud efectiva de operación utilizada fue de 22,5 pie

131

Resumen de Ecuaciones Matemáticas Necesarias a Tener en Cuenta Para el Diseño de Separadores Convencionales Gas- Petróleo Horizontales y Verticales

a.- Separadores Horizontales:

1.- La Gravedad Específica del Petróleo, Adimensional2.- Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en pie3/s3.- Caudal de Gas a condiciones de operación, en pie3/s4.- Caudal de la Mezcla, en pie3/s5.-Fracción Volumétrico de petróleo Alimentado al separador, Adimensional6.- Densidad del Petróleo, en lb/pie3

7.- Densidad del Gas, en lb/pie3

8.- Densidad de la Mezcla, en lb/pie3

9.- Velocidad Crítica del Gas, en pie/s10.-Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAL (AG), en pie2

11.-Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, en pie3

12.- Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO-NAAO y el NBO-NBBO, en pie3

13.- Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en pie3

14.- Diámetro del separador, en pie15.- Longitud efectiva de operación LEFF , en pie16.- Área vertical entre el NBBO–NAAO, en pie2

17.- Área del separador, en pie2

18.- Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2

19.- Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en pie2

20.- Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en pie2

21.- Distancia vertical entre el FS-NAAO, en pulgadas22.- Área vertical entre el NBBO-NBO, en pie2

23.- Área vertical entre el NAAO-NAO, en pie2

24.- Área vertical entre el NAO-NBO en pie2

25.- Área vertical entre el FS-NBO, en pie2

26.- Área vertical entre el FS-NAO, en pie2

27.- Distancia vertical entre el FS-NBO, en pulgadas28.- Distancia vertical entre el FS- NAO, en pulgadas29.- Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s30.- Velocidad de salida del gas, en pie/s31.- Velocidad de salida del petróleo, en pie/s32.- Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas33.- Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas34.- Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas35.- Área de la malla, en pie2 36.- Ancho de la malla, en pulgadas37.- Distancia mínima permisible entre el Tope de Malla –Boquilla de salida gas (TM-BSG), en pulgadas38.- Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla-NAAO, en pulgadas

b.- Separadores Verticales:

132

1.- La Gravedad Específica del Petróleo, Adimensional2.- Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en pie3/s3.- Caudal de Gas a condiciones de operación, en pie3/s4.- Fracción Volumétrico de petróleo Alimentado al separador, Adimensional5.- Densidad del Petróleo, en lb/pie3

6.- Densidad del Gas, en lb/pie3

7.- Densidad de la Mezcla, en lb/pie3

8.- Velocidad Crítica del Gas, en pie/s9.- Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAL (AG), en pie2

10.- Diámetro del Separador, en pie11.- Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, en pie3

12.- Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO-NAAO y el NBO-NBBO, en pie3

13.-Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en pie3

14.- Altura del petróleo entre NAAO-NBBO, en pulgadas15.- Altura desde el FS-NAAO, en pulgadas16.- Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s17.- Velocidad de salida del gas, en pie/s18.- Velocidad de salida del petróleo, en pie/s19.- Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas20.- Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas21.- Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas22.- Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en pulgadas23.-. Altura desde Boquilla Entrada hasta el Fondo de la Malla, en pulgadas24.- Área de la malla, en pie2

25.- Diámetro de la malla, en pie26.- Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulgadas27.- Altura efectiva de separación del separador, en pie

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Bibliografía Consultada y Recomendada

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134

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APÉNDICE AÁreas y Alturas Fraccionadas de un Área determinadaAPÉNDICE C

135