Fase: cualquier parte homogénea y distinta de un sistema, que se encuentra separada de las otras partes por un límite definido. Agua libre: agua que se separa por gravedad al dejar la muestra en reposo. Agua emulsionada: agua que continúa mezclada con el crudo luego de la separación del agua libre. Emulsión: mezcla heterogénea de dos líquidos inmiscibles. Crudo limpio: crudo que cumple con las condiciones requeridas para ser bombeado a través del oleoducto. Well testing para determinar el potencial de un pozo en cualquier momento. Está conformado por: El separador La TEA Container Tanques Laboratorio Sistemas de separación: Se puede realizar con un separador fijo o Well testing. Los fluidos de los pozos se alinean al separador, (gas crudo agua) estos se miden de manera diferente con medidos dinámicos(coriollis) (los resultados dependen de la calibración de los medidores) Equilibrio de fases – Análisis PVT. Los análisis PVT son un conjunto de pruebas que se hacen en el laboratorio a diferentes presiones, volúmenes y temperaturas para determinar las propiedades de un yacimiento petrolífero. Existen dos tipos de liberación: Diferencial – Instantánea o Flash. Liberación diferencial: la composición total del sistema VARÍA durante el proceso, es decir, el gas liberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. (De los resultados se obtiene: Z, RS, Bo, Bg, Bt, densidad del petróleo, gravedad especifica del gas vg, API) Separación flash: se da por una reducción de presión por debajo de la presión de saturación (presión de burbuja), que lleva a la liberación una fase gaseosa Pruebas de separadores. Son pruebas de liberación instantánea en un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de separación (P y T) en superficie sobre las propiedades del crudo. El proceso de esta prueba consiste en pasar a través de un separador para luego expandir a presión atmosférica la muestra de crudo saturado a la temperatura del yacimiento y presión de burbuja. Cuando cambia la presión en el separador es posible obtenerse una presión tal que se produzca mayor cantidad de líquido, mayor gravedad API | del crudo y menor factor volumétrico de formación del petróleo, esta presión es denominada optima de separación. Al finalizar la prueba de separadores se tiene: - Factor volumétrico del petróleo, Bo Relación gas – petróleo en solución, Rs Gravedad API del crudo en el tanque Composición del gas separado Gravedad específica del gas en el separador, Ygs Gravedad especifica del gas en el tanque, Ygt Principales ventajas que se obtienen al realizar un análisis PVT: Ajuste en la determinación de volúmenes In situ Datos de entrada clave para simulación de aplicación de procesos EOR Caracterización de fluidos y su distribución en el yacimiento Rediseño de facilidades de superficie Mejor ajuste de los modelos del yacimiento Clave para la reactivación del campo Facilita la toma de decisiones de ingeniería y de inversiones Tren de separación de alta presión | Selección de la presión de operación. Cuanto mayor sea la presión de operación del separador, menor será el requerimiento del compresor para comprimir el gas de ventas; sin embargo, puede añadir contrapresión a los pozos, lo que restringe su flujo, y permite más venteo de gas a la atmosfera en el tanque de almacenamiento. Una presión de operación entre 50 y 1000 psig es óptima. | Clasificación de los separadores CONSTRUCCIÓN Vertical Esférico Horizontal Simple Dos cuerpos CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES TIPO DE SEPARACIÓN UBICACIÓN Bifásico- Trifásico Producción/ general Trifásico Prueba Bifásico- Trifásico Separadores en serie/ paralelo Torres de destilación El proceso de manejo de la producción: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo. En todas las estaciones de flujo ocurre el mismo proceso Separador de petróleo y gas: recipiente “vasija” presurizado, para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componente líquidos y gaseosos. También se le llama: Separador de petróleo y gas, separador por etapas, recipiente de retención, tambor de retención, cámara de separación flash/ Recipiente de separación flash, separador por expansión o recipiente de expansión CUANDO TENGO PROBLEMAS DE CAUDALES SEPARADORES PARALELOS CUANDO TENGO PROBLEMAS DE ALTAS PRESIONES SEPARADORES EN SERIE VÁLVULAS DE CONTROL: Se emplean en todo el proceso para controlar la presión, el nivel, la temperatura o el flujo. Aunque solo es suficiente tener válvulas para T y P es raro tener para el control del flujo SEPARACIÓN BIFÁSICA DE PETRÓLEO Y GAS A medida que una corriente de pozo fluye desde el yacimiento de petróleo caliente y de alta presión, experimenta reducciones de presión y temperatura. Los gases evolucionan de los líquidos y la corriente del pozo cambia de carácter. La velocidad del gas lleva gotas de líquido, y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas en la producción, procesamiento y tratamiento de petróleo y gas. En el diseño del separador de petróleo y gas, separamos mecánicamente de una corriente de hidrocarburos los componentes líquidos y gaseosos que existen a una temperatura y presión específicas. El diseño apropiado del separador es importante porque un recipiente de separación normalmente es el recipiente de procesamiento inicial en cualquier instalación, y el diseño incorrecto de este componente del proceso puede “embotellar” y reducir la capacidad de toda la instalación. | El equipo aguas abajo no puede manejar mezclas gas-líquido. Por ejemplo, las bombas requieren liquido sin gas para evitar la cavitación, mientras que los compresores y los equipos de deshidratación requieren gas sin líquido. Los dispositivos de medición para gases o líquidos son altamente inexactos cuando hay otra fase presente. Los separadores se clasifican como “bifásicos” si separan el gas de la corriente liquida total y “trifásicos” si también separan la corriente liquida en sus componentes de petróleo crudo y agua. LA PRODUCCIÓN SE PUEDE DIVIDIR EN ETAPAS: Recolección Separación Depuración Calentamiento Deshidratación Almacenamiento Bombeo Principios de separación de mezclas de hidrocarburos. | La fuerza de gravedad. Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. Las fuerzas centrifugas. El agua contaminada con solidos e hidrocarburos se inyecta tangencialmente a lo largo de la circunferencia del estanque para permitir la separación de las partículas pesadas. El efecto de deflectores Platos perforados o mallas Efecto de mojabilidad. Propiedad que poseen las pequeñas gotas del líquido de adherirse a deflectores y platos de adhesión y capilaridad. Cambios en la cantidad de movimiento: los fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum, si una corriente de las dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum no permiten que las partículas de la fase pesada se mueven tan rápidamente como las de la fase liviana, ese fenómeno provoca la separación. La cantidad de movimiento se define como el producto de la masa del cuerpo y su velocidad en un instante determinado Los separadores son construidos de tal forma que el fluido ingrese produciendo un movimiento rotacional, impartiendo al fluido un movimiento centrifugo que ocasiona que el líquido choque con las paredes del recipiente y caiga por gravedad. Coalescencia. Fusión de pequeñas partículas o gotas para dar paso a una gota de mayor tamaño que pueda separarse por la gravedad. Fuerzas electrostáticas- (Sep. trifásica). Someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, esta aplicación de corriente induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y posterior coalescencia. Finalmente se obtiene aumento de las gotas, lo que permite sedimentación por gravedad. Funciones de un separador 1. Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla bifásica. 2. Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa y partículas del gas atrapadas en la fase liquida. 3. Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida. 4. Descargar por separado la fase líquida (parte inferior) y gaseosa (parte superior), con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar. 5. Operar de forma continua. Equilibrio de fases. El equilibrio de fase es una condición en la que los líquidos y los vapores han alcanzado ciertas condiciones de presión y temperatura en las que pueden separarse. Factores que afectan la separación. | Tasas de flujo de gas y líquido (mínimo, promedio y pico) Presiones y temperaturas de operación y diseño Tendencias de aumento o slugging de las corrientes de alimentación Propiedades físicas de los fluidos, como la densidad y el factor de compresibilidad Grado de separación diseñado (Ej., eliminación del 100% de partículas mayores a 10 micras) Presencia de impurezas (parafinas, arena, escamas, etc.) Tendencias espumosas del petróleo crudo Tendencias corrosivas de los líquidos o gases SECCIONES FUNCIONALES DE UN SEPARADOR GAS-LÍQUIDO 1. Sección de deflector de entrada (Separación primaria). Elemento que cambia abruptamente la dirección de flujo, causando la liberación de gas (disminuir el impulso). Se diseña en forma de placa, Angulo, cono, ciclones o semiesfera. El separador ciclónico de entrada usa la fuerza centrífuga en lugar de la agitación mecánica para separar el petróleo del gas. | El deflector tipo veleta permitirá la separación de las burbujas de gas seco del líquido, pero creará una espuma liviana, que luego se elimina con deflectores y/o bafles. 2. Sección de asentamiento por gravedad (Separación secundaria). Se presenta una reducción de las velocidades de flujo de la corriente gaseosa, lo que permite que las gotas de líquido suspendidas caigan por el efeto de la gravedad. SE DISEÑA DE TAL MANERA QUE LAS GOTAS MAYORES DE 100-140 MICRAS SEAN MOVIDAS. Las gotas que no pueden ser removidas se van con la corriente de gas aguas abajo. En esta sección las gotas se separan por gravedad, por lo que la turbulencia del flujo debe ser mínima, para esto el separador debe tener suficiente longitud, en algunos caos se emplean veletas o aspas para reducir la turbulencia. La eficiencia de separación en esta sección depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia. 3. Sección de recolección de líquidos. Ubicada en el fondo del recipiente. Proporciona el tiempo de retención requerido para que cualquier gas arrastrado en el líquido escape a la sección de asentamiento por gravedad hacia la parte superior. 4. Sección extractor de niebla (constituido por veletas o aspas, alambre entretejido o por tubos ciclónicos). Generan numerosos cambios en la dirección en el flujo de gas, haciendo que las pequeñas gotas de líquidos, menores a 100 micras, sean capturados por elementos coalescedores y caigan por gravedad. | ACCESORIOS ADICIONALES: Rompedores de vórtices Drenaje de solidos Rompedores de olas Placas/platos anti-espumas.0 1. ROMPEDORES DE VÓRTICES: El objetivo es disminuir vórtices (remolinos), cuando la válvula está abierta debido a que esto absorbe el gas del vapor y lo puede remezclar en la salida de líquido. DOS PLACAS CON 2 VECES EL DIAMETRO EN FORMA DE CRUZ PARA ELIMINAR EL VÓRTICE. 2. DRENAJE DE SÓLIDOS: Para eliminar los sólidos se instalan unos drenajes que operan de manera controlada, inyectando fluido a alta presión, estos pueden ser. SAND JETS WATER INLET: Se inyecta agua alta presión para generar una agitación y eliminar los sólidos, este es un mecanismo convencional en separadores horizontales, SE DEBE PARAR LA OPERACIÓN Y BYPASEARLO A OTRO SEPARADOR. | 3. ROMPEDORES DE OLAS: Es usado en separadores horizontales, este dispositivo regulador vertical por donde atraviesa el flujo de gas-líquido en forma perpendicular. Esto se debe a que el fluido no entra de forma constante. 4. PLACAS ANTIESPUMANTE: La espuma se forma cuando las burbujas de gas se liberan del líquido, la espuma causa rendimiento pobre en los separadores. La separación de espuma limita la separación gas-líquido. Los parámetros controladores de espuma son: | Una adecuada área de superficie Tiempo de retención Estabilizador de espuma como silicón u otras sustancias químicas compatibles con el crudo. ACCESORIOS EXTERNOS: Válvula de control de contrapresión Válvula de seguridad y alivio Válvula de control de líquido Controles de procesos Dispositivos livianos Líneas de descarga CAUSAS DE SOBREPRESIÓN: Incendio externo: Volatización de livianos Efecto ambiental: cambios de Presión y Temperatura Actuaciones incorrectas: Mal operación, distracción en el personal Fallos de instrumentación: fallas en los equipos u operaciones Fallos de válvulas: presurización Fallos de equipos: ruptura de tubos, etc. ACCESORIOS EXTERNOS | Válvulas de control de contrapresión: colocadas en la tubería de salida de gas del separador y controlan la presión del separador Válvulas de seguridad y alivio: válvulas que se calibran a la máxima presión de operación y sirven para proteger la integridad física del equipo contra presiones excesivas, en el caso de existir alguna obstrucción en las salidas o un aumento anormal en la entrada Válvulas de control de líquido: va en la descarga de líquidos y son reguladoras mediante un controlador de nivel de líquidos Controles de procesos: Dispositivos de alivio: todos los separadores independientemente del tamaño o la presión deberán estar provistos de dispositivos de protección de presión fijados de acuerdo con los requerimientos del código ASME Líneas de descarga: Deberán considerarse de manera individual, una discusión detallada sobre el particular va más allá del alcance de esta especificación Discos de ruptura: diseñados para funcionar por estallido o venteo de un disco CONSIDERACIONES DE SELECCIÓN La geometría y las características físicas y operativas otorgan a cada tipo de separador ventajas y desventajas. Los separadores horizontales son más pequeños, más eficientes en el manejo de grandes volúmenes de gas y menos costosos que los separadores verticales para una capacidad de gas dada. Los separadores horizontales ofrecen una mayor capacidad de líquido y son los más adecuados para la separación líquido-líquido y para el foamy oil. DESVENTAJAS SEPARADORES HORIZONTALES: 1. No son tan buenos como los separadores verticales en el manejo de sólidos. 2. En un recipiente horizontal, es necesario colocar varios drenajes a lo largo del recipiente, los cuales deben estar espaciados a intervalos muy cercanos. Los intentos de alargar la distancia entre los drenajes, proporcionando sand jets en las proximidades de cada drenaje para fluidificar los sólidos mientras los drenajes están funcionando, son caros y sólo han tenido un éxito marginal en las operaciones de campo. 3. Requieren más área de instalación. Esto podría ser importante en offshore. Si se usan varios separadores, esta desventaja se puede superar apilando un separador horizontal encima del otro. VENTAJAS SEPARADOR HORIZONTAL: | Eficiente en el manejo y procesamiento de altos volúmenes de gas y de liquido Más eficiente en el manejo de crudos espumosos Más eficientes en el manejo de emulsiones Más eficientes en el manejo de producción con altas relaciones gas/aceite Mayor facilidad en el manejo y mantenimiento de instrumentos de control Son de fácil transporte DESVENTAJAS SEPARADORES VERTICALES 1. Dificulta el mantenimiento y el control de las válvulas de alivio, cabezote de seguridad, etc. 2. Se dificulta su transporte VENTAJAS SEPARADORES VERTICALES Eficientes para el manejo de solidos Eficientes para absorber turbulencia Menor tendencia a la reincorporación de líquido al caudal del gas Más efectivo en el manejo de caudales de producción con bajas relaciones gas/aceite Ocupa un menor espacio en la facilidad En general. los separadores horizontales son menos costosos que los separadores verticales de igual tamaño. Dado que los separadores verticales son soportados solo por el Bottom skirt, las paredes deben ser algo más gruesas que un separador horizontal clasificado y de tamaño similar, que puede estar soportando las monturas. Los recipientes horizontales son los más económicos para la separación normal de gas y petróleo, particularmente cuando puede haber problemas con las emulsiones, la espuma o las altas relación de gas y aceite (GOR). Los recipientes verticales funcionan de manera más efectiva en aplicaciones de bajo GOR. También se usan en algunas aplicaciones de GOR muy altas, como scrubbers donde solo se eliminan las nieblas de fluido del gas y donde se necesita una capacidad de sobrecarga adicional para permitir que se active el apagado antes de que el líquido se lleve a la salida del gas. Es recomendable el uso de separadores horizontales, pueden estos ofrecer una mayor área para las interfases (g/o y o/w) con lo que e consigue un mejor equilibrio de fases y una separación más rápida. En general *En algunos casos es recomendable el uso de separadores verticales: | -Los separadores horizontales no son buenos en el manejo de sólidos. En un separador vertical puede instalarse un drenaje en la parte inferior, cosa que no es posible en uno horizontal -Los separadores horizontales ocupan más espacio, sin embargo, al usar varios separadores, estos pueden ubicarse uno sobre otro -Los separadores verticales son más versátiles para el manejo de tasas de producción variables PARTES INTERNAS DE UN SEPARADOR BIFASICO Funciones internas: Separación primaria de las fases Reducción en oleaje o salpicaduras Coalescencia de gotas muy pequeñas Reducción del arrastre de burbujas de vapor/gas en la salida de liquido Reducción mecánica de formación de espuma Limpieza interna de recipientes Reducción del tiempo de decantación Deflector de entrada Sirven para impartir la dirección del flujo de la corriente de vapor/líquido entrante y proporcionan una separación primeria entre el líquido y el vapor. Los pres tipos principales son placas deflectoras, desviadores centrífugos y codos. Una placa deflectora logra un cambio rápido en la dirección y velocidad de los fluidos y, por lo tanto, desacople del gas y el líquido. A la misma velocidad, el líquido de mayor densidad posee más energía y, por lo tanto, no cambia de dirección o velocidad tan fácilmente como el gas. Por lo tanto, el gas tiende a fluir alrededor del desviador mientras el líquido golpea el desviador y luego cae al fondo del recipiente. La ventaja de usar dispositivos como un codo o cono de media esfera es que crean menos perturbaciones que los platos o el ángulo de hierro, reduciendo el reingreso o problemas de emulsión. Los deflectores de entrada centrífugos utilizan la fuerza centrífuga, en lugar de la agitación mecánica, para desacoplar el petróleo y el gas. Pueden diseñarse para separar eficientemente el líquido y minimizar la posibilidad de problemas de espuma o emulsión. Su diseño es sensible a la velocidad. A bajas velocidades, no funcionarán correctamente. Se | recomienda para operaciones de producción donde no se espera que las tasas sean estables. Stilling Well Es una conexión de tubería ranurada que rodea un desplazador de control de nivel interno, protege al desplazador de corrientes, ondas y otras perturbaciones que podrían causar que el desplazador detecte una medición de nivel incorrecta. Sand Jets y Desagües En los separadores horizontales una preocupación es la acumulación de arena y sólidos en el fondo del recipiente. Si se permite que se acumulen, estos sólidos alterarán las operaciones del separador al absorber el volumen del recipiente. Para eliminar los sólidos, los desagües de arena se abren de manera controlada, y luego se bombea fluido a alta presión, generalmente agua producida, a través de los jets para agitar solidos y descargarlos por los desagües. Los sand jets normalmente están diseñados con una velocidad de punta de chorro de 20 ft/s y apuntan de tal manera que brinden una buena cobertura del fondo del recipiente. Para evitar que la arena sedimentada obstruya los desagües de arena, se utilizan bandejas de arena o canales de arena para cubrir las salidas. Extractores de niebla Diseñados para eliminar las gotas de líquido y las partículas sólidas de la corriente de gas. Se deben evaluar los siguientes factores: Tamaño de las gotas que el separador debe eliminar Caída de presión que se puede tolerar para lograr el nivel requerido de remoción Susceptibilidad del separador a la obstrucción por sólidos Capacidad de manejo de líquido del separador Si el extractor de niebla se puede instalar dentro del equipo existente, o si requiere un recipiente independiente en su lugar Disponibilidad de los materiales de construcción comparables con el proceso Costo del extractor de niebla y de los recipientes, tuberías, instrumentación y servicios públicos requeridos Los extractores de niebla se basan en algún tipo de intervención en el equilibrio natural entre las fuerzas gravitacionales y de arrastre. Esto se logra de las siguientes maneras: | Superar la fuerza de arrastre al reducir la velocidad del gas Introducir fuerzas adicionales Incremento de la fuerza gravitacional al aumentar el tamaño de gota A medida que el gas en un recipiente fluye hacia arriba, hay dos fuerzas opuestas que actúan sobre una gota de líquido: una fuerza gravitacional que actúa hacia abajo para acelerar la gota, y una fuerza de arrastre opuesta que actúa para disminuir la velocidad de caída de la gota. Extractor de niebla tipo Impacto. Es el más utilizado, ya que ofrece un buen equilibrio entre eficiencia, rango de operación, requerimiento de caída de presión y costo de instalación. Consisten en deflectores, mallas de alambre y almohadillas de microfibra. A medida que el gas se acerca a la superficie del deflector o disco, las líneas de flujo de fluido se extienden alrededor del deflector. Cuanto mayor es la velocidad de la corriente, más cerca del deflector comienzan a formarse estas líneas de corriente. El deflector puede capturar una gota en un extractor de niebla tipo impacto mediante cualquiera de los tres mecanismos siguientes: impacto inercial, intercepción directa y difusión. | Impacto inercial. Debido a su masa, las partículas de 1 a 10 micras de diámetro en la corriente de gas tienen el impulso suficiente para atravesar las líneas de corriente de gas y continuar moviéndose en línea recta hasta que inciden en el objetivo (deflector). Interceptación directa. Hay partículas en la corriente de gas que son más pequeñas, entre 0.3 y 1 micras de diámetro, que las de arriba. Estas no tienen impulso suficiente para romper las líneas de flujo de gas. La efectividad de la intercepción es una función de la estructura de los poros. Cuanto más pequeño son los poros, mayores son los medios para interceptar partículas. Difusión. El movimiento aleatorio hará que las pequeñas partículas golpeen el objetivo y se recojan, incluso su la velocidad del gas es cero. Las partículas se difunden desde las líneas de corriente hacia la superficie del objetivo donde la concentración es cero. La difusión se ve favorecida por los gradientes de baja velocidad y alta concentración. Deflectores. Este tipo de extracto de niebla de impacto consiste en una serie de deflectores o placas entre los cuales debe fluir el gas. El más común es la paleta o forma-chevron. la superficie de las placas sirve como objetivo para el impacto y la recolección de gotas. El espacio entre los deflectores varía de 5 a 75 mm. Su funcionamiento generalmente está dictado por una velocidad de diseño expresada de la siguiente manera: El factor “K”, es determinado experimentalmente para cada geometría de plato. Su valor se encuentra entre 0.3 a 1.0 ft/s en diseños típicos. A un valor demasiado bajo de “K” las gotas pueden permanecer en las líneas de flujo de gas y pasar a través del dispositivo sin recoger. Se pueden manejar velocidades de gas más altas si las paletas se instalan en un flujo de gas horizontal, en lugar de un flujo ascendente vertical. En la configuración horizontal el líquido puede drenarse fácilmente hacia abajo debido a la gravedad, lo que minimiza el re-arrastre del líquido. Los extractores de niebla tipo paleta son menos eficientes en la eliminación de gotas muy pequeñas. Aparecen en los sistemas de proceso donde el arrastre de líquido está contaminado por sólidos, o donde existe una alta carga de líquido. Malla de alambre. El tipo más común de extractor de niebla que se encuentra en las operaciones de producción. Tienen una área superficial y volumen de vacío alto. A menudo se especifica mediante un cierto espesor (3 a 7 in) y una densidad de malla (10 a 12 lb/ft3). Se instalan normalmente en un flujo vertical ascendente de gas, aunque se emplean en flujos horizontales en algunas aplicaciones especializadas. La efectividad depende en gran medida de que el gas esté en el rango de velocidad adecuado. Si las velocidades son demasiados altas, los líquidos eliminados serán reincorporados. Si las velocidades son bajas, el vapor simplemente se desplaza a través del elemento de malla sin que las gotas se incrusten y se unan. La caída de presión a través de una unidad de malla de alambre es una combinación de caída de presión “seca” debido solo al flujo de gas, más la caída de presión “húmeda” debido | a la retención de líquido. La caída de presión “en seco” se puede calcular a partir de la siguiente ecuación: La caída de presión “húmeda”, una función de la carga de líquido, así como la geometría de la malla metálica, se puede obtener experimentalmente en un rango de velocidades de gas y cargas de líquido. Ya sea que se instale dentro de un equipo de proceso o se coloque dentro de un recipiente separado, un extractor de niebla de malla de alambre o deflector ofrece una baja caída de presión. Una unidad de malla de alambre del tamaño adecuado puede eliminar el 100% de las gotas de líquido de más de 3 a 10 micras de diámetro. Microfibra. Usan fibras de diámetro muy pequeño, generalmente menos de 0,02 mm, para capturar gotas muy pequeñas. El drenaje por gravedad dentro de la unidad es limitado. | La tabla 4-1 resume los principales parámetro que deben considerarse al seleccionar un extractor de neblina. Otras configuraciones. Algunos separadores usan extractores de niebla de centrifuga, que hacen que las gotas de líquido se separen por la fuerza centrífuga. Pueden ser más eficientes que las mallas de alambre y son las menos susceptibles a la obstrucción. No son de uso común en las operaciones de producción porque su eficiencia de eliminación es sensible a pequeños cambios en el flujo. Requieren caídas de presión relativamente grandes para crear la fuerza centrífuga. Selección final. La selección de un tipo de extractor de niebla implica un análisis típico de costo-beneficio. Las almohadillas de malla de alambre son las más baratas, pero son las más susceptibles de taponarse con parafinas, hidratos de gas, etc.; también con la edad, tienden a deteriorarse y liberar trozos de las almohadillas en la corriente de gas, lo que puede ser extremadamente dañino para los equipos agua abajo. Las unidades tipo paleta son más caras y menos susceptibles de obstrucción y deterioro que las almohadillas de malla. Las unidades de microfibra son las más caras y son capaces de capturar gotas muy pequeñas, pero son susceptibles de obstrucción. La selección de un tipo de extractor de niebla se ve afectada por las características del fluido, los requisitos del sistema y el costo. | TIPOS DE SEPARADORES Existen diversos tipos de separadores, que cumplen determinadas funciones: + Separadores Horizontales + Separadores Verticales + Separadores Esféricos + Botas de gas + Separadores de doble barril + Scrubbers + Slug Catchers + Separadores Centrífugos + Separadores Venturi SEPARADORES HORIZONTALES. Normalmente operan medio lleno de líquido para maximizar el área de superficie de la interfaz líquido. Son más pequeños y, por lo tanto, menos costosos que un separador vertical para un caudal de gas líquido dado. Se usan comúnmente en corriente de flujo con altas relaciones gaslíquido y crudo espumoso. | SEPARADORES VERTICALES. Se usan comúnmente en corrientes de flujo con relaciones gas-líquido bajas a intermediad. Son adecuados para la producción que contiene arena y otros sedimentos y a menudo están equipados con un fondo de cono falso para manejar la producción de arena. SEPARADORES ESFÉRICOS. Emplean un flotador que mantiene el nivel del líquido, ese flotador está conectado a una válvula de descarga, la presión se mantiene mediante una válvula de control de contrapresión, mientras que el nivel de líquido se mantiene mediante una válvula de descarga de líquido En la práctica, estos separadores experimentaron las peores características y son muy difíciles de dimensionar y operar Ineficiente cuando se presentan arenas y/o sedimentos sólidos o cuando cambia la velocidad | SEPARADORES CENTRÍFUGOS. Este tipo de separador posee grandes beneficios, no tienen partes móviles, bajo mantenimiento, compacto, en términos de espacio y peso, insensible al movimiento, bajo costo en comparación con la tecnología de separación. Consta de tres secciones principales: entrada tangencial inclinada, salida de líquido tangencial y salida de gas axial. Los patrones de flujo son tales que las velocidades radiales se dirigen hacia las paredes, lo que hace que las gotas choquen con las paredes de los vasos y corran hacia el fondo de la unidad. No se usan comúnmente en operaciones de producción porque su diseño es bastante sensible al caudal y requieren una mayor caída de presión que las configuraciones estándar descritas anteriormente. Como la eficiencia de separación disminuye a medida que disminuye la velocidad, el separador centrífugo no es adecuado para caudales muy variables. SEPARADORES VENTURI. Aumenta la coalescencia de las gotas al introducir fuerzas adicionales en el sistema. Actúa según el principio de acelerar el gas linealmente a través de un camino de flujo restringido con un fluido motriz para promover la fusión de las gotas. Normalmente son los más adecuados para aplicaciones que contienen una mezcla de sólidos y líquido. Normalmente no son rentables para eliminar el arrastre de líquido solo, debido a la caída de alta presión y la necesidad de un fluido motriz. SEPARADORES HORIZONTALES DE DOBLE BARRIL. Se usan comúnmente en aplicaciones donde hay altos caudales de gas y donde existe la posibilidad de grandes baches de líquido, por ejemplo, Slug Catchers. El separador horizontal de un solo barril puede manejar grandes caudales de gas, pero ofrece capacidades de sobrecarga de líquido deficientes. El separador horizontal de doble barril alivia parcialmente esta deficiencia. Las cámaras de gas y líquido En los sistemas de manejo, acondicionamiento y procesamiento de gases, estos separadores de gas usan como depuradores de gases, en la entrada de los compresores. | SEPARADOR HORIZONTAL CON BOTA. El cuerpo principal del separador funciona esencialmente seco como en un separador de dos barriles. Las pequeñas cantidades de líquido en el fondo fluyen hacia el extremo del maletero, que proporciona la sección de recolección de líquido. Son menos costosos que los separadores de doble barril, pero también contienen menos capacidad de manejo de líquidos. Se utiliza cuando hay caudales de líquido muy bajos, especialmente cuando los caudales son lo suficientemente bajos como para que la “bota” pueda servir también como un separador líquido-líquido. SEPARADORES DE FILTRO. Se usa con frecuencia en algunas aplicaciones de alto flujo de gas/bajo líquido. Pueden ser horizontales o verticales. Están diseñados para eliminar pequeñas partículas líquidas y solidas de la corriente de gas. Se usan en aplicaciones donde los separadores convencionales que emplean fuerzas gravitaciones o de centrifuga son ineficaces. Se usan comúnmente en las entradas de compresores en las estaciones de compresores de campo, los scrubbers finales aguas arribas de las torres de contacto glicol y las aplicaciones de instrumentos/gas combustible. Su diseño es exclusivo y depende del tipo de elemento de filtro empleado. | SCRUBBERS. Es un separador de dos fases que está diseñado para recuperar líquidos transportados desde las salidas de gas de los separadores de producción o para atrapar líquidos condensados debido a enfriamiento o caídas de presión. La carga de líquido es mucho menor que la de un separador. SE EMPLEAN PARA QUITAR LÍQUIDO Y CONTAMINANTES QUE LLEVE EL GAS. SLUG CATCHERS. Comúnmente utilizado en las tuberías de recolección de gas. Está diseñado para manejar grandes capacidades de gas y baches de líquido de forma regular. La figura 4-13 es un diagrama esquemático de un slug catcher horizontal de dos fases con “dedos” de líquido. | Otras configuraciones como: Botas de gas: Su diseño es más simple que el de un separador, al igual que sus componentes internos *Deflector: tiene forma de un sombrero chino, con un ángulo de 45º, y se encuentra a la salida del tubo interno concéntrico por donde asciende el fluido multifasico. El deflector cambia la dirección del flujo, ocasionando la liberación de gas que ha sido arrastrado o se encuentra en solución en la corriente de líquido en la salida del separador *Bafles perforados: la bota de gas tiene arriba del deflector una serie de placas o bafles. El gas atraviesa los bafles perforados, reteniéndose los líquidos arrastrados en la corriente de gas POSIBLES PROBLEMAS OPERATIVOS | DISCOS Y MECANISMOS DE RUPTURA DISCO DE RUPTURA: Es un dispositivo de alivio instantáneo de sobrepresiones o depresiones, son membranas diseñadas en diversos materiales, diseñados para romperse y permitir la evacuación o paso del fluido a una presión/depresión determinada. Tienen ventaja sobre otros sistemas de alivio: Bajo costo y prácticamente sin mantenimiento Respuesta instantánea sin fallos Fugacidad prácticamente nula Apertura completa Alta fiabilidad TIPOS DE RUPTURA: 1. DISCOS DE RUPTURA ANVERSOS: Se caracterizan por disponer de un lado convexo en contacto con el fluido a presión. Estos discos permiten un proceso a prueba de fallos. La ruptura se da cuando la presión / depresión supera la resistencia mecánica del material después de haber aumentado progresivamente la curvatura del disco. Excelente para el servicio con gases y líquidos, y en condiciones estáticas, cíclicas o pulsantes con una apertura instantánea con la sobrepresión y sin fragmentación. Es particularmente eficaz para la protección de válvulas de seguridad. Existen varios tipo como: Disco de ruptura modelo DCD: Óptimo para gases y líquido y bajas presiones Disco de ruptura modelo SCD: óptimo para gases y líquidos, eficaz para la protección de válvulas de seguridad. 2. DISCOS DE RUPTURA REVERSOS: Se caracterizan por disponer su lado cóncavo en contacto con el fluido a presión. Estos discos permiten un proceso a prueba de fallos con presiones pulsantes. Los discos reversos presentan una superficie convexa sujeta a la acción de la presión: la forma del disco no se modifica por la presión hasta alcanzar el punto de ruptura. Esto permite al dispositivo de operar con relaciones entre presión de ejercicio y presión de ruptura de hasta el 90% y de resistir a miles de ciclos sin que se vea afectada su fiabilidad. Existen varios tipo como: Disco de ruptura modelo SR: Óptimo para altas presiones, servicios de gas y líquido a condiciones estándares. | Disco de ruptura modelo YGO: Operan entre presiones de ejercicio y presiones de ruptura hasta el 90%, resisten miles de ciclos, sin afectar su fiabilidad. 3. DISCOS DE RUPTURA PLANA: La membrana plana le confiere unas determinadas características de ruptura a bajas presiones o el trabajo por los dos lados aplicando convenientemente los soportes de vacío o contrapresión, caracterizados por poseer propiedades de ruptura a bajas presiones o el trabajo por ambos lados. Existen varios tipo como: Disco de ruptura modelo DCD versión plana: DCD, también puede ser plano, con las mismas características del DCD abovedado. Discos de ruptura modelo DIF: Compuesto por 4 partes, sección metálica cortada y agujerada, membrana de contención, sección de protección, anillo calibrado. Se inserta directamente en las bridas, óptimo para gases y líquidos, con bajas presiones. Disco de ruptura modelo IPD: Conformado por las mismas partes del anterior, diseñado para proteger tanques de procesos o de alimenta miento con riesgo de ruptura. 4. DISCO EN GRAFITO: Son fabricados en grafito en una sola pieza. Es un disco versátil y perfecto para innumerables aplicaciones, permitiendo su instalación directa entre bridas. Los discos de ruptura en grafito se caracterizan por la resistencia a fluidos agresivos, y a una baja sensibilidad a la presión de ruptura y los cambios de temperatura. Existen varios tipo como: Disco de ruptura modelo GM: Monobloque, disco versátil y perfecto para muchas aplicaciones, instalación directa en bridas, ALTA RESISTENCIA A FLUIDOS AGRESIVOS, BAJA SENSIBILIDAD A P RUPTURA. Disco de ruptura modelo GA: Disco de membrana de grafito, montado en discos de acero inoxidable, instalación directa en bridas. Versátil, une las características de la resistencia mecánica del acero, con propiedades de los discos de grafito. SISTEMA TORE: Dispositivo de hidro transporte de solidos que utiliza las fuerzas naturales para levantar y mover los sólidos de manera controlada. Quita la arena de los separadores y es igualmente eficaz para eliminar las partículas finas de arena. | Dispositivo de fluidificación de solidos que puede funcionar incluso cuando está enterrado totalmente en la arena. Funciona generando un vórtice debajo de cada boquilla que fluidifica la arena en esta zona. Cuando se fluidifica, la arena es atraída por el núcleo central del vórtice hacia el tubo de descarga, lo que permite un transporte controlado. CARACTERISTICAS Y BENEFICIOS. Elimina paradas imprevistas, esto permitiendo eliminar la arena de los recipientes mientras el separador permanece en producción completa. Permite que los separadores funcionen continuamente, con la máxima eficiencia, lo que permite mantener la producción, de los fluidos en los niveles máximos Dispositivo TORE, puede eliminar hasta 3 TON de arena por hora, se activa cuando sea necesario. Fácil de adaptar Elimina la necesidad de desanders delicados, ahorrando espacio y peso. CATALIZADOR: Acelerador o desacelerador de sustancias en reacciones químicas. PROBLEMAS OPERACIONALES: Formación de espumas. 1. ESPUMAS: Presencia de CO2 generalmente presenta espumas, para controlar estos problemas de espumas generalmente se tienen. MALLAS ANTIESPUMANTES AGREGAR TIEMPO DE RETENCIÓN (mayor longitud) USAR ADITIVOS QUÍMICOS. 2. FLUJO DE AVANCE: OLEAJE: Para evitar que se presenten, se colocan platos rompedores. 3. CRUDOS PARAFÍNICOS: Materiales pegajosos, pueden presentar problemas operativos, debido al ensuciamiento y taponamiento de los elementos internos. PUNTO DE NUBE ALTO PRESIPITACIÓN DE PARAFINAS 4. PRESENCIA Y ACUMULACIÓN DE SÓLIDOS: Se pueden eliminar inyectando agua o vapor periódicamente. 5. BAJAS TEMPERATURAS: Poco probable en Colombia. 6. CRUDOS VISCOSOS: Se presentan inconveniente, se debe incrementar el tiempo de retención durante el proceso de separación, recomendable 4 veces el tiempo CRUDOS VISCOSOS, TIENEN ALTOS CONTENIDOS DE REINAS Y ASFÁLTENOS. | FOAMY OIL La principal causa de la espuma en el petróleo crudo es la presencia de impurezas, distintas del agua, que no son prácticas para eliminar antes de que la corriente llegue al separador. Una impureza que casi siempre causa espuma es el CO2. A veces, los fluidos de completamiento y workover, que son incompatibles con los fluidos del pozo, también pueden causar espuma. La espuma no presenta ningún problema dentro de un separador si el diseño interno garantiza un tiempo adecuado o una superficie de coalescencia suficiente para que la espuma se "rompa". La formación de espuma en un recipiente de separación es un triple problema: 1. El control mecánico del nivel del líquido se ve agravado porque cualquier dispositivo de control debe ocuparse esencialmente de tres fases líquidas en lugar de dos. 2. La espuma tiene una gran relación volumen-peso. Por lo tanto, puede ocupar gran parte del espacio del recipiente que de otro modo estaría disponible en las secciones de recolección de líquido o de asentamiento por gravedad. 3. En un banco de espuma no controlado, se hace imposible eliminar el gas separado o el aceite desgasificado del recipiente sin arrastrar parte del material espumoso en las salidas de líquido o gas. Las tendencias de espuma de cualquier aceite se pueden determinar con pruebas de laboratorio. Solo las pruebas de laboratorio, realizadas por empresas de servicio calificadas, pueden determinar cualitativamente la tendencia a la formación de espuma de un aceite. Una de estas pruebas es ASTM D 892, que implica burbujear aire a través del aceite. Alternativamente, el aceite puede saturarse con su gas asociado y luego expandirse en un contenedor de gas. Esta prueba alternativa modela más de cerca el proceso de separación real. Ambas pruebas son cualitativas. No existe un método estándar para medir la cantidad de espuma producida o la dificultad para romper la espuma. La espuma no es posible predecir de antemano sin pruebas de laboratorio. Sin embargo, se puede esperar espuma cuando el CO2 está presente en pequeñas cantidades (1–2%). Cabe señalar que la cantidad de espuma depende de la caída de presión a la que se somete el líquido de entrada, así como de las características del líquido en condiciones de separación. La comparación de las tendencias de formación de espuma de un aceite conocido con respecto a uno nuevo, sobre el cual no se conoce información operativa, proporciona una comprensión del problema relativo de la espuma que se puede esperar con el aceite nuevo comparado con el aceite conocido. Se puede hacer una cantidad de ajuste relacionada en | los parámetros de diseño, en comparación con los que se encuentran satisfactorios para el caso conocido. Los efectos de la temperatura en un foamy oil son interesantes. Cambiar la temperatura a la que se separa un foamy oil tiene dos efectos sobre la espuma. El primer efecto es cambiar la viscosidad del aceite. Es decir, un aumento en la temperatura disminuirá la viscosidad del aceite, lo que facilitará que el gas escape del aceite. El segundo efecto es cambiar el equilibrio gas-oil. Un aumento de temperatura aumentará la cantidad de gas, que evoluciona del petróleo. Es muy difícil predecir los efectos de la temperatura en las tendencias espumosas de un aceite. Sin embargo, se han hecho algunas observaciones generales. Para el crudo de baja gravedad API (aceites pesados) con bajos GOR, el aumento de la temperatura de operación disminuye las tendencias de espuma de los aceites. De manera similar, para el crudo con alto API (aceites ligeros) con altos GOR, el aumento de la temperatura de operación disminuye las tendencias de espuma de los aceites. Sin embargo, aumentar la temperatura de funcionamiento para un crudo de alta gravedad API (aceite ligero) con bajos GOR puede aumentar las tendencias de espuma. Los aceites en la última categoría son típicamente ricos en intermedios, que tienden a evolucionar a la fase gaseosa a medida que aumenta la temperatura. En consecuencia, el aumento de la temperatura de funcionamiento aumenta significativamente la evolución del gas, lo que a su vez aumenta las tendencias de espuma. Los productos químicos depresores de espuma a menudo harán un buen trabajo al aumentar la capacidad de un separador dado. Sin embargo, al dimensionar un separador para manejar un crudo específico, no se debe suponer el uso de un depresor efectivo porque las características del crudo y de la espuma pueden cambiar durante la vida del campo. Además, el costo de los depresores de espuma para la producción de alta velocidad puede ser prohibitivo. Se debe proporcionar suficiente capacidad en el separador para manejar la producción anticipada sin el uso de un depresor o inhibidor de espuma. Una vez colocado en funcionamiento, un depresor de espuma puede permitir un mayor rendimiento que la capacidad de diseño. Parafina El funcionamiento del separador puede verse afectado negativamente por una acumulación de parafina. Las placas coalescentes en la sección líquida y los extractores de niebla de almohadilla de malla (mesh pad) en la sección de gas son particularmente propensos a obstruirse por acumulaciones de parafina. Cuando se determina que la parafina es un problema real o potencial, se debe considerar el uso de extractores de niebla tipo placa o centrífugos. Se deben proporcionar caminos, agujeros de mano y boquillas para permitir el vapor, solvente u otros tipos de limpieza de las partes internas del separador. La temperatura aparente del líquido siempre debe mantenerse por encima del punto de nube del petróleo crudo. | Arena La arena puede ser muy problemática en los separadores al causar el corte de la valve trim, el taponamiento de las partes internas del separador y la acumulación en el fondo del separador. Hard trim especial puede minimizar los efectos de la arena en las válvulas. Las acumulaciones de arena pueden eliminarse inyectando periódicamente agua o vapor en el fondo del recipiente para suspender la arena durante el drenaje. La Figura 4-23 es un corte de un sistema de lavado y drenaje de arena instalado en un separador horizontal provisto de sand jets y un canal invertido. A veces, un separador vertical está equipado con un fondo cónico. Este diseño se usaría si se anticipara que la producción de arena sería un problema importante. El cono está normalmente en un ángulo de entre 45 y 60 con respecto a la horizontal. La arena producida puede tender a adherirse al acero a 45°. Si se instala un cono, podría ser parte de las paredes del recipiente que contienen presión (consulte la Figura 4-39), o por razones estructurales, podría instalarse internamente al cilindro del recipiente (consulte la Figura 4-40). En tal caso, se debe instalar una línea de ecualización de gas para asegurar que el vapor detrás del cono esté siempre en equilibrio de presión con el espacio de vapor. | El taponamiento de las partes internas del separador es un problema que debe considerarse en el diseño del separador. Un diseño que promueva una buena separación y tenga un mínimo de trampas para la acumulación de arena puede ser difícil de lograr, ya que el diseño que proporciona el mejor mecanismo para separar las fases de gas, petróleo y agua probablemente también proporcionará áreas para la acumulación de arena. Un equilibrio práctico para estos factores es la mejor solución. Arrastre de líquidos El arrastre de líquido ocurre cuando el líquido libre escapa con la fase gaseosa y puede indicar un alto nivel de líquido, daños en el interior del recipiente, espuma, diseño incorrecto, salidas de líquido obstruidas o una velocidad de flujo que excede la tasa de diseño del recipiente. El arrastre de líquido generalmente se puede evitar instalando un sensor de nivel alto de seguridad (LSH) que cierra el flujo de entrada al separador cuando el nivel de líquido excede el nivel máximo de líquido normal en algún porcentaje, generalmente 10-15%. Gas Blowby: (Arrastre de líquidos) El gas blowby ocurre cuando el gas libre escapa con la fase líquida y puede ser una indicación de nivel bajo de líquido, vortxing o falla de control de nivel. Esto podría conducir a una situación muy peligrosa. Si hay una falla en el control de nivel y la válvula de descarga de líquido está abierta, el gas que ingresa al recipiente saldrá de la línea de salida de líquido y | tendrá que ser manejado por el próximo recipiente aguas abajo en el proceso. A menos que el recipiente aguas abajo esté diseñado para la condición de gas blowby, se puede sobrepresionar. El gas blowby generalmente se puede evitar instalando un sensor de nivel bajo de seguridad (LSL) que se cierra en la entrada y / o salida del recipiente cuando el nivel del líquido cae a 10-15% por debajo del nivel operativo más bajo. Además, los componentes del proceso aguas abajo deben estar equipados con un sensor de seguridad de presión alta (PSH) y una válvula de seguridad de presión (PSV) dimensionada para gas blowby. Baches de líquido Las líneas y tuberías de flujo de dos fases tienden a acumular líquidos en puntos bajos de las líneas. Cuando el nivel de líquido en estos puntos bajos aumenta lo suficiente como para bloquear el flujo de gas, entonces el gas empujará el líquido a lo largo de la línea como un bache. Dependiendo de las velocidades de flujo, las propiedades del flujo, la longitud y el diámetro de la línea de flujo, y el cambio de elevación involucrado, estos baches líquidos pueden contener grandes volúmenes de líquido. Las situaciones en las que pueden ocurrir baches de líquidos deben identificarse antes del diseño de un separador. El nivel de funcionamiento normal y el apagado de alto nivel en el recipiente deben estar lo suficientemente separados como para acomodar el volumen previsto de baches. Si no se proporciona un volumen de recipiente suficiente, los baches líquidos dispararán el apagado de alto nivel. Cuando se anticipan baches líquidos, se debe establecer el volumen de baches para fines de diseño. Luego, el separador puede dimensionarse para la capacidad de flujo de líquido utilizando el nivel de funcionamiento normal. La ubicación del punto de ajuste de alto nivel puede establecerse para proporcionar el volumen de la bala entre el nivel normal y el nivel alto. Luego se debe verificar el tamaño del separador para garantizar que se proporcione suficiente capacidad de gas incluso cuando el líquido esté en el punto de ajuste de alto nivel. Esta verificación de la capacidad del gas es particularmente importante para los separadores horizontales porque, a medida que aumenta el nivel del líquido, disminuye la capacidad del gas. Para los separadores verticales, el dimensionamiento es más fácil ya que se puede agregar una altura suficiente para el volumen del bache a la longitud de la costura del recipiente. A menudo, el tamaño potencial del bache es tan grande que es beneficioso instalar un gran volumen de tubería aguas arriba del separador. La geometría de estas tuberías es tal que funcionan normalmente vacías de líquido, pero se llenan de líquido cuando el bache entra en el sistema. Este es el tipo más común de “slug catcher” que se usa cuando las tuberías de dos fases son pigged rutinariamente. La figura 4-13 es un diagrama esquemático de un slug catcher de dedo líquido. | DISEÑO DE SEPARADORES BIFASICOS Los siguientes factores deben ser determinados antes de realizar el diseño del separador: Caudales de gas y líquidos (mínimo, promedio y máximo) Presiones y temperaturas de diseño y operación – Normas ANSI Tendencia de las corrientes de alimentación a presentar precipitación Propiedades físicas de los fluidos tales como la densidad, Z, viscosidad Grado de diseño de separación (eliminación del 100% de las partículas>10 micras) Presencia de impurezas (parafina, arena, escale, etc.) Tendencias del petróleo crudo a formar espuma Tendencias corrosivas de los líquidos o de gas Aspectos a evaluar: Acumulación de arena en un separador de producción Parámetros que intervienen en el diseño: Composición del fluido que se va a separar: importante equilibrio de fases, separación instantánea, con el fin de predecir cuál será la cantidad y calidad del gas y de líquido que se formaran en el separador a condiciones de presión y temperatura de diseño Caudal de los fluidos a separar en condiciones normales: conocer volúmenes de gas y de líquido que se van a manejar durante la vida útil del proyecto Presión y temperatura de operación: conocer variaciones de la presión y temperatura en el sitio donde se instalará la unidad, afectará de manera determinante la selección del separador Factor de compresibilidad del gas en condiciones de trabajo: el valor Z determina el volumen del gas en las condiciones de operación Densidad de los fluidos en las condiciones de operación: las densidades de los fluidos dentro del separador intervienen de modo directo Velocidad terminal del gas dentro de la unidad: el cálculo de la velocidad del gas dentro del separador es uno de los factores con mayor énfasis influye en la respuesta Tiempo de retención asignado al líquido: Se recomienda la selección del tiempo de residencia del petróleo con base en la gravedad API del fluido Dimensionamiento del separador: Al completar para seleccionar la unidad, el diseñador tiene la obligación de indicar las dimensiones mínimas del recipiente que desea especificar | Variables operacionales 1. 2. 3. 4. Presión: -Entrada, Separación Temperatura Caudales: gas, aceite, agua Niveles Propiedades de los fluidos 1. 2. 3. 4. 5. Densidad: gas, aceite, agua Viscosidad Contenido de agua: agua libre, BSW Contenido de sal Propiedades del gas CRITERIOS DE DISEÑO- TECNICOS Unos de carácter general OBLIGATORIOS, dependiendo del material del equipo a diseñar y otros optativos: | Tamaño y espesor Separación entre equipos Disponibilidad de recursos energéticos Composición de los fluidos Instalación asistida o desasistida Velocidad de los fluidos Temperatura de operación Composición del material Forma geométrica Cargas estáticas y cíclicas Configuración de la superficie y textura Métodos/técnicas especiales de protección Mantenimiento Compatibilidad con materiales adyacentes CRITERIOS DE DISEÑO – PARTICULARES / ECONOMICOS Disponibilidad y cantidades requeridas Formas metalizadas y pre-tratadas (galvanizadas, prefabricación, plateado, etc.) Formas revestidas (revestimiento de acero inoxidable) Uniformidad del material Libre de defectos Tiempos de entrega Costo en formas diferentes: barras, hojas, esféricas etc., fundición, extrusión Limitaciones de tamaño y tolerancias en formas diferentes: longitud, peso, medida, ancho NORMAS TÉCNICAS DE DISEÑO: API 12J “ESPECIFIACION PARA SEPARADORES GASPETROLEO”, ASME, SECCION VII DIVISION 1 “DISEÑO, CONSTRUCCION E INSPECCION DE TANQUES Y RECIPIENTES DE PRESION” | PARAMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES | Nivel bajo-bajo de líquido (o bajo, cuando se aplique): distancia mínima desde el nivel bajo-bajo de líquido (si se tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajobajo de líquido), hasta la boquilla de salida del líquido es 230 mm mínimo (9 pulgadas). APLICA TANTO PARA SEPARADORES VERTICALES COMO HORIZONTALES Nivel alto- alto de líquido: De un 10 a 15% por encima del nivel de volumen alto de liquido Longitud efectiva de operación (leff): longitud de tambor requerida para que suceda la separación vapor/gas-líquido y se puedan tener los volúmenes requeridos de líquidos tanto de operación como de emergencia. Para casos de tambores horizontales de una sola boquilla de alimentación, la distancia corresponde entre la boquilla de entrada y la de salida de gas, la cual es la distancia horizontal que viaja una gota de líquido desde la boquilla de entrada, gasta que se decanta totalmente y se une al líquido retenido en el recipiente, sin ser arrastrada por la fase vapor que sale por la boquilla de salida de gas Volumen de operación: volumen de líquido existente entre nivel alto de líquido y el nivel bajo de líquido (liquid holdup). | TIEMPO DE RETENCIÓN: tiempo en el cual el flujo de liquido puede llenar el volumen de operación en el recipiente bajo estudio. DISEÑO SEPARADORES HORIZONTALES Y VERTICALES. 1. CONSIDERACIONES SEPARADORES HORIZONTALES: El volumen de los cabezales no se toma en cuenta en los cálculos de las dimensiones del separador. Las salidas de líquido llevan accesorios anti-vórtices Se especifican valores de L/D entre 2,5- 6 pero en ciertas empresas fabricantes usan 3, 4, 5 como valores de esta relación. El volumen de operación será el volumen comprendido entre el nivel NAL y el nivel NBL La distancia entre la parte baja del extractor y el NAAL debe ser 12 in. 2. CONSIDERACIONES SEPARADORES VERTICALES. Diámetro entra la boquilla de entrada y el máximo nivel de líquido, será igual a la mirad del diámetro o por lo menos 2 fts. Las entradas deberán tener accesorios internos, para desviar el flujo hacia el fondo del separador y las salidas deberán tener dispositivos anti-vórtices. Los eliminadores de neblina tipo malla, deberá tener 4 in de espesor, 9lb/ft3 de densidad y se hechos en acero inoxidable. La altura del nivel del liquido en un separador vertical, depende esencialmente del tiempo de retención el cual a sus vez se fija sobre la base de consideraciones del proceso. A MAYOR RELACIÓN DE ESBELTEZ, MAYOR DIÁMETRO, PERO MENOR LONGITUD ENTRE COSTURAS FLUJO MULTIFÁSICO: El flujo multifásico en tuberías es definido como el movimiento concurrente de gas libre y liquido en las tuberías. Este flujo puede desplazarse en cualquier dirección. El gas y el líquido pueden encontrarse en una mezcla homogénea o, también, el líquido presentarse en tapones, con el gas empujándolo desde atrás. El flujo multifásico se presenta cuando dos o más fases viajan a través de un mismo recipiente, tal y como ocurre en una tubería de producción o transporte de hidrocarburos, un sistema multifásico consiste en una fase continua, o un medio fluido, y una fase dispersa, cualquiera de las dos puede ser un medio líquido o gaseoso. Por esto el flujo multifásico es un fenómeno difícil de entender, predecir, y modelar (Saad y Ribeiro, 2017). LEY DE STOKES: Propuesta en 1851 como una forma de caracterizar el movimiento vertical de objetos esféricos en el seno de un fluido. | FLUJO MULTIFÁSICO EN TUBERIAS: Es el movimiento simultáneo de gas y líquido a través de una tubería o conducto que lo transporta, el flujo multifásico puede ser dividido en las siguientes categorías. Flujo multifásico vertical o direccional Flujo multifásico horizontal Flujo multifásico inclinado HOLD UP DE LÍQUIDO (COLGAMIENTO): Puede ser definido como la relación entre el volumen de líquido existente en una sección específica de tubería a las condiciones de flujo, y el volumen de la sección aludida. El hold up permite conocer las propiedades físicas de una mezcla de gas/liquido junto con la velocidad a la que fluye cada fase, lo cual es fundamental para calcular gradientes de presión en el flujo multifásico. El hold up ocurre cuando la fase liquida dentro de la tubería viaja a una menor velocidad que la fase gaseosa y así provocando resbalamiento entre las fases PATRONES DE FLUJO: Diferencia entre el flujo de una fase o dos, en el qué pueden estar distribuidos en la tubería una variedad de configuraciones de flujo. PATRONES DE FLUJO VERTICAL: Flujo burbuja Flujo tapón Flujo transición Flujo anular PATRONES DE FLUJO HORIZONTAL Flujo segregado: Las fases se encuentran separadas, se dividen en: o Flujo estratificado o Flujo ondular o Dlujo anular FLUJO INTERMITENTE: Donde el gas y el líquido fuyen alternamente a través de la tubería, se divide en. o Flujo bache o Flujo tapón EXISTEN 3 TIPOS DE TAPONAMIENTO. 1. TAPONAMIENTO HIDRODINÁMICA: Se debe a la inestabilidad de las ondas a ciertas tasas de flujo de gas y líquido. 2. TAPONAMIENTO OPERACIONAL: Generado por el cambio en las condiciones de flujo, tales como operaciones de marraneo, cierre de operaciones y aumento de las tasas de flujo | 3. TAPONES TOPOGRÁFICOS: Causados por la acumulación y la extracción continua del líquido en la inclinación de las líneas de lujo a bajas tasas. PROCESO DE SEPARACIÓN TRIFÁSICA: GAS-ACEITE-AGUA Se pueden separar si existe una diferencia de densidades, el separador ayuda a retirar el agua libre, ni la emulsionada, debido a que los tiempos de retención serían muy altos. Se va disminuyendo la presión y aumentando el tiempo de retención, se está separando más agua tendré un crudo de mejor calidad. TIPOS DE SEPARADORES TRIFÁSICOS: SEPARADORES HORIZONTALES: Normalmente operan medio lleno de líquido para maximizar el área de superficie de la interfaz líquido. Son más pequeños y, por lo tanto, menos costosos que un separador vertical para un caudal de gas líquido dado. Se usan comúnmente en corriente de flujo con altas relaciones gaslíquido y crudo espumoso. SEPARADOR HORIZONTAL CON CONTROL DE INTERFASE Y VERTEDERO: El vertedero mantiene el nivel de aceite y el controlador de nivel mantiene el nivel del agua. El aceite pasa rápidamente el vertedero, el nivel es controlado posteriormente por un controlador de fluido. VERTEDERO: Altura que deseo romper para pasar a la siguiente fase. SEPARADOR CON DOS VERTEDEROS Y UN CUBO: se elimina la necesidad de controlador de nivel de interfase de líquidos, tanto el aceite como el agua fluyen sobre vertederos y el controlador de nivel se ambia por un simple flotador. Es recomendable en aplicaciones de flujo pesado, altamente emulsionado y con la presencia de parafinas. SEPARADORES TRIFÁSICOS VERTICALES: El flujo entra al separador y el desviador de entrada separa la mayoría de gas, un tubo contracorriente (DOWM COMER) para no perturbar el desnatado de aceite contiene una chimenea igual a la presión del gas entre la sección inferior y la sección del gas. | CONTROLADORES DE NIVEL: Control Del Nivel De Interfase Control De Nivel De Interfase Con Cámara De Aceite Pierna De Agua Con O Sin Cámara De Aceite 1. CONTROL DE NIVEL DE INTERFASE: NO hay desnatado, se usa un flotador común para controlar la interfaz de gas-oil, limpieza de solidos fácil, no hay buen desnatado, no espero un crudo de buena calidad. 2. CONTROL DE NIVEL DE INTERFASE CON CAMARA DE ACEITE: La cámara me sirve para hacer pasar el crudo más limpio por un proceso de desnatado, debo parar la operación para hacer limpieza del equipo, lo utilizo cunado tengo pocos sólidos en suspensión para evita el paro de la operación. 3. PIERNA DE AGUA CON O SIN CAMARA DE ACEITE: controladores viejos, es el principio de los GUMBARRELS, la ventaja es que elimina el control de nivel de interfase, y la desventaja es que requiere una tubería externa adicional y un mayor espacio. SEPARADOR FWKO: “FREE WATER KNOCKOUT TANK”: No manejan gas, no hacen tratamiento del crudo, su única es función es eliminar el agua libre que está en el proceso, lo empleo cuando tengo altos volúmenes de agua libre. FACTORES QUE AFECTAN EL DESEMPEÑO DE LA SEPARACIÓN Tamaño de la partícula Velocidad de asentamiento Tiempo de retención Gravedad API del crudo Contenido de sólidos Formación de espumas ASENTAMIENTO DE AGUA EN ACEITE: es de régimen laminar, regulado por la ley de Stokes, a partir de estas velocidades y tiempos de retención especifico de la base aceite. CONCEPTOS FUNDAMENTALES PARA EL DISEÑO: Tamaño de gota de agua en aceite Tamaño gota de aceite en agua Tiempo de retención Relación de esbeltez 500micras 200micras 3-30 min 1,5-3 Separadores trifásicos verticales 3-5 separadores trifásicos horizontales | MECANISMOS CON BARRA DE TORSIÓN: Consiste en un flotador parcialmente sumergido en un líquido y conectado mediante una palanca a un tubo de torsión unido rígidamente a un tanque, dentro del tubo y unido a su extremo libre se encuentra una varilla que transmite el movimiento de giro a un indicador o trasmisor. DISEÑO DE SEPARADORES TRIFÁSICOS: El primer caso para el dimensionamiento de un separador es establecer los parámetros para el diseño básico, esto incluye. | Tasas de flujo máximos y mínimos Presiones y temperaturas de operación Tamaño de gotas retiradas Definición del tiempo de retención a partir del tipo de fluido.
