Capitulo 3 Separación de Los Fluidos Producidos

SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS.

Universidad Nacional Autónoma de México

FACULTAD DE INGENIERÍAFACULTAD DE INGENIERÍA

Las mezclas de líquido y gas, se presentan en los campos petroleros principalmente por las siguientes causas: – a) Por lo general los pozos producen líquidos y

gas mezclados en un solo flujo – b) Hay tuberías en las que aparentemente se

maneja sólo líquido o gas; pero debido a los cambios de presión y temperatura que se producen a través de la tubería, hay vaporización de líquido o condensación de gas, dando lugar al flujo de dos fases

– c) En ocasiones el flujo de gas arrastra líquidos de las compresoras y equipos de procesamiento, en cantidades apreciables.

Las razones principales por las que es importante efectuar una separación adecuada de líquido y gas, son:

• a) En campos de gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separación adecuado y además el gas se quema, una cantidad considerable de aceite ligero que es arrastrado por el flujo del gas también es quemado, ocasionando grandes pérdidas si se considera que el aceite ligero es el de más alto valor comercial.

b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es conveniente eliminarle la mayor cantidad de líquido, ya que este ocasiona problemas, tales como: corrosión y abrasión del equipo de transporte, aumento en las caídas de presión y reducción en la capacidad de transporte de las líneas.

c) Como se menciona, el flujo de gas frecuentemente arrastra líquidos de proceso, como el glicol, los cuales se deben recuperar ya que tienen un valor considerable.

En la industria petrolera, entre los equipos de separación aplicados con mayor frecuencia, están los siguientes:

• Separadores: Son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente de los pozos. Las relaciones gas-aceite de estas corrientes disminuyen en ocasiones, debido a las cabezadas de líquido que repentinamente se presentan, siendo estas más frecuentes cuando los pozos producen artificialmente.

• Separadores a baja temperatura.- Estos dispositivos se utilizan para la separación de gas y condensados, a baja temperatura, mediante una expansión. Están diseñados para manejar y fundir los hidratos que se pueden formar al disminuir la temperatura del flujo.

• Eliminadores.- Estos dispositivos se utilizan para eliminar los líquidos (hidrocarburos y agua) de una corriente de gas a alta presión. Se utilizan generalmente en los sistemas de separación a baja temperatura. Algunos eliminadores sólo separan el agua de la corriente de gas.

• Depuradores (rectificadores, scrubber).-Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altas relaciones gas-líquido. Se aplican también para separar gotas muy pequeñas de líquido suspendidas en corrientes de gas, ya que éstas no son eliminadas generalmente por un separador ordinario. Dentro de este tipo específico de separadores están los depuradores de polvo y los filtros, que eliminan además de las gotas pequeñas de líquido, el polvo arrastrado en la corriente de gas. Es muy recomendable instalar depuradores antes de las compresoras, con el fin de protegerlas de los daños que pueden causar las impurezas arrastradas por el gas.

Descripción y clasificación del equipo de separación.

En este capitulo se describen las partes de un separador y los diferentes tipos de separadores, mencionando brevemente las características de operación de los separadores de dos y tres fases, en su forma horizontal, vertical y esférica.

Descripción de un separador.

Un separador consta de las siguientes secciones:

a) Sección de separación primaria.

b) Sección de separación secundaria.

c) Sección de extracción de niebla.

d) Sección de almacenamiento de liquido.


• Sección de separación primaria.- la separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrifuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de liquido.


• Sección de separación secundaria.- en esta sección se separa la mayor cantidad de gotas de liquido de la corriente de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe de ser mínima.

• La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de las propiedades físicas del gas y del liquido, del tamaño de las gotas de liquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.


• Sección de extracción de niebla.- en esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de liquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador.

• En esta parte del separador se utilizan, el efecto de choque y/o la fuerza centrifuga. Como mecanismos de separación.

• (se utiliza el dispositivo conocido como extractor de niebla)


• Sección de almacenamiento de líquidos. en esta sección se almacena y descarga el liquido separado de la corriente de gas.

• Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de liquido que se pueden presentar en una operación normal.


Esta sección debe contar con los siguientes instrumentos:

– Controlador de nivel.– Indicador de nivel.– Un flotador.– y una válvula de descarga.


• Partes de un separador


Dispositivos de seguridad para un separador:

– Válvula de seguridad.– Tubo desviador de seguridad.– Controles de presión.

Tipos de extractores de niebla.

Existen tres tipos de extractores de niebla.

1. Extractores de niebla tipo veleta.

2. Extractores de niebla de malla entretejido.

3. Extractores de niebla de tipo ciclonico.


Los principios mecánicos bajo los cuales operan los extractores de niebla son:

– Asentamiento por gravedad.– La fuerza centrifuga.– La fuerza por choque.– Filtración.


• Tipo veleta.

– Consisten de placas metálicas paralelas formando un laberinto. Cada una de estas placas , cuentan con varias bolsas para retener el liquido.


• De malla de alambre entretejido.

– Consiste básicamente de un cojinete de malla de alambre, que tiene aberturas asimétricas y desalineadas. El mecanismo de separación de liquido es el choque, aunque también hay acción centrifuga.


• Tipo ciclónico.

– Este tipo de extractores , consiste de un conjunto de pares de tubos concéntricos. El numero de tubos concéntricos depende del gasto de gas que se va a manejar.

Clasificación de los separadores

Separadores Generalmente son

llamados Convencionales

Forma Fases

Dos fases ( gas y liquido)

Tres fases (gas, aceite y agua)

Horizontales Verticales Esféricos

Ventajas y Desventajas de los Tipos de Separadores

Separadores verticales.

Ventajas.1. Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se

recomienda para manejar fluidos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material solidó.

2. El control de nivel de liquido no es critico.3. Debido a que el nivel de liquido se puede

mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático.

4. Hay menor tendencia de revaporización de líquidos.

Separadores verticales.

Desventajas.

1. Son más costosos que los horizontales.

2. Son más difíciles de instalar que los horizontales.

3. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.

Separadores horizontales.

Ventajas.

1. Tienen mayor capacidad para manjar gas que los verticales

2. Son más económicos que los verticales.

3. Son más fáciles de instalar que los verticales.

4. Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma.(placas rompedoras de espuma).

Separadores horizontales.

Desventajas.

1. No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil de limpiar.

2. El control de nivel de liquido es más critico que en los separadores verticales.

Separadores esféricos.

Ventajas.

1. Son más baratos que los horizontales o verticales.

2. Más compactos que los horizontales o los verticales, por lo que se usan en plataformas costa afuera.

3. Son más fáciles de limpiar que los separadores verticales.

4. Los diferentes tamaños disponibles lo hacen el tipo mas económico para instalaciones individuales de pozos de alta presión.

Separadores esféricos.

Desventaja.

1. Tienen un espacio de separación muy limitado.

Separadores de tres fases.

Diferencias con los de dos fases ya que cuentan con equipo adicional como:– Una capacidad de líquidos suficiente para

proporcionar el tiempo de retención necesario para que se separe el aceite y el agua.

– Un sistema de control para la interfase agua-aceite.

– Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua.

Fundamentos de la separación de mezclas gas - liquido

Mecanismos de separación.

La separación de mezclas de gas y liquido, se logra mediante una combinación adecuada de los siguientes factores:

– Gravedad.– Fuerza centrifuga.– Fuerza de choque.

Mecanismos de separación.

Separación por gravedad.

– En los separadores el asentamiento por gravedad tiene lugar principalmente en la sección secundaria, que se conoce también como sección de asentamiento por gravedad.

– El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad de flujo.


– La velocidad de asentamiento calculada para una gota de liquido de cierto diámetro, indica la velocidad máxima que debe tener el gas, para permitir que partículas de este diámetro o mayor se separen. Para calcular la velocidad de asentamiento se puede establecer el siguiente balance de fuerzas que actúan sobre una partícula de liquido en una corriente de gas.


Esquema de fuerza sobre una partícula

• Para calcular la velocidad de asentamiento, se puede establecer el siguiente balance de fuerzas

O sea


• Sustituyendo cada termino por su valor, queda:

Dividiendo la ecuación anterior entre

• Tomando en cuenta que la velocidad de asentamiento es constante, el primer miembro es cero. Despejando Vt

• Considerando las gotas de líquido como partículas esféricas y rígidas, su volumen es , y su área es Por lo tanto:


• Sustituyendo

El coeficiente de arrastre f se puede calcular de la figura siguiente donde se grafica contra el parámetro adimensional


• Para objeto de diseño de separadores se ha comprobado que:

• Que corresponde a la sección recta de la figura anterior. combinando las expresiones anteriores, queda:


• Al sustituir f esta ecuación toma la forma de la ley de Stokes

Separación por fuerza centrifuga.

Este principio mecánico de separación se emplea en un separador, tanto en la sección de separación primaria como en algunos tipos de extractor de niebla, por ejemplo en el extractor tipo ciclónico.

Se recomienda que la velocidad del gas debe ser tal (ρgV2) se debe mantener en 900. v es la velocidad del gas a la entrada del tubo ciclónico en pie/seg. También se recomienda que v sea menor de 45 pie/seg.


La ley de Stokes se puede aplicar al proceso de separación centrifuga, sustituyendo g por la aceleración debida a la fuerza centrifuga (a), entonces:

Considerando que Vt es constante en magnitud e igual a Vm, y que:


• Combinando la ecuación anterior con las expresiones Fc=mpa y S=2πrN resulta:

• Sustituyendo 3.9 en 3.7 y despejando dp

• Con la ecuación 3.10 se puede calcular el tamaño de las partículas del liquido que se puede separar por fuerza centrifuga.

10.3)(VN

S9dp

9.3S

VN2a

2/1

gpm

g

2

m

Separación por choque.

Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la eliminación de las partículas pequeñas de liquido suspendidas en una corriente de gas.

La separación por choque se emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.

Separación por choque.

Se conoce como distancia de paro, a la distancia que una partícula de cierto diámetro, viaja a través de una línea de corriente de gas. Esta distancia se puede obtener modificando la ley de Stokes de la siguiente forma:

11.318

2

g

igpp

vdS

Principales factores que afectan la eficiencia de separación de gas y liquido.

Factores.

1. Tamaño de las partículas de liquido. Es un factor importante en la determinación de la velocidad de asentamiento en la separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga. Se observa que en un proceso de separación se separa, por ejemplo, un 50% de un tamaño X de partículas y que sólo se elimina un 22% de las partículas de tamaño X/2 mientras que se elimina un 90% de partículas de tamaño 3X.

2. Distribución del tamaño de las partículas de liquido y el volumen de liquido que entra al separador.

3. Velocidad del gas. Generalmente los separadores se diseñan de tal forma que las partículas de líquidos mayores de 100 micras, se deben separar del flujo de gas en la sección de separación secundaria, mientras que las partículas más pequeñas en la sección de extracción de niebla. aunque se incremente el volumen de gas manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores de 100 micras en la sección de separación secundaria.

4. Presión de separación. En ocasiones al disminuir la presión de separación, la recuperación de líquidos aumenta;, es necesario considerar el valor económico del incremento de volumen de líquidos, contra la compresión extra que puede necesitarse para transportar el gas. La capacidad de los separadores también es afectada por la presión de separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad de separación de gas y viceversa.

5. Temperatura de separación. En cuanto a la recuperación de líquidos, a medida que disminuye la temperatura de separación, se incrementa la recuperación de líquidos en el separador. En la figura siguiente se observa que a una temperatura de separación de 0°F, la recuperación de líquidos en el separador es de aproximadamente 5000 galones por millón de pie cúbico de gas, mientras que el volumen de líquidos que se recupera en el tanque de almacenamiento es del orden de 2000 galones por millón de pie cúbico

6. Densidad del liquido y del gas. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente proporcional a la diferencia de densidades del líquido y del gas e inversamente pro-porcional a la densidad del gas.

7. Viscosidad del gas. Se deduce que a medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.

Calculo de la capacidad de tratamiento de los separadores de 2 fases.

Método de Nolasco

Método de Nolasco.

Los factores que intervienen en forma fundamental en la capacidad de los separadores de aceite y gas son:

1. El diámetro y la longitud del separador.2. El diseño y arreglo de las partes

internas del separador.3. Las características físicas y químicas

del aceite y el gas que se van a separar.

Método de Nolasco

4. La presión y la temperatura de operación del separador.

5. El numero de etapas de separación.

6. El nivel del liquido en el separador.

7. La tendencia del aceite a formar espuma.

8. La cantidad de material sólido arrastrado por los fluidos que se van a separar.

9. Las condiciones del separador y de sus componentes.

Capacidad de tratamiento de separadores verticales.

• Capacidad de separación de gas.– De la ecuación de continuidad:

– Resulta


• De la ecuación general de los gases, para condiciones base y condiciones de operación del separador.

• Despejando qsg


• Sustituyendo 3.14 en 3.16, considerando Ts=520o R, Ps=14.7 lb/pg2 abs. Y multiplicando el segundo miembro por 86400, para obtener qsg en pies3/día a las condiciones estándar.

• La velocidad de asentamiento Vt, con la ecuación 3.6


• Sustituyendo 3.6 en 3.17:

• qsg es el gasto a condiciones estándar que puede manejar el separador

OMPEC Y EPN

• Las graficas EPN están basadas en las siguientes condiciones.

1. Las partículas de liquido en la corriente de gas tienen una densidad de 35oAPI y su tamaño es de 10 micras o mayor.

2. La densidad de liquido es de 35oAPI

3. La temperatura de operación es de 60oF, suponiendo que este punto esta por arriba del punto de formación de hidratos.

4. No existen condiciones excesivas de espuma y no hay cabezadas de liquido.

Cálculo de la capacidad de separación de liquido.

• Para calcular la capacidad de manejo de liquido de un separador, ya sea vertical o horizontal, se deben considerar el diámetro del separador, el nivel del liquido arriba de la salida del aceite en el separador, el factor de volumen del aceite a las condiciones de operación del separador y el tiempo de retención del liquido.


• Para separadores verticales se recomienda que el nivel máximo de liquido, este en el rango de uno a tres veces el diámetro del separador, dependiendo del diseño.

• El volumen disponible para manejo de liquido en un separador vertical es:


• Por lo tanto el gasto de liquido a las condiciones estándar que el separador puede manejar es:

• Donde:

qsL en pie3/min

Para obtener qsL se multiplica la ecuación 3.20 por 1440/5.615, quedando


• La OMPEC recomienda los siguientes tiempos mínimos de retención para que sus separadores operen eficientemente.

Rango de presión (lb/pg2) Tiempo de retención (s)

0-600 60

600-1000 50

>1000 30


• En separadores horizontales, se recomienda que el nivel máximo de liquido sea menor que la mitad del diámetro interior del separador.

• El volumen disponible para manejo de liquido en un separador horizontal es:


• Por lo tanto el gasto de liquido a las condiciones estándar, que el separador puede manejar es:

• Donde

qsL en pie3/min @ c.s.

Para obtener qsL se multiplica la ecuación 3.32 por 1440/5.615, quedando


• Los tiempos de retención recomendados por la compañía OMPEC, son los mismos que para los separadores verticales.

Método gráfico para determinar la capacidad de los separadores horizontales y verticales convencionales.

• Con el uso de las gráficas que se presentan a continuación se determinan las capacidades de separadores de aceite y gas, eliminando cálculos tediosos.

• Este método gráfico esta realizado con el objeto de utilizarse en separadores cilíndricos de dos fases, horizontales o verticales y de una sola pieza.

• La confiabilidad de estas curvas, ha sido verificada mediante pruebas de campo y contemplan una amplia variedad de condiciones. Hasta hace poco, se hacia mayor énfasis en la separación de las gotas de líquidos del gas, que en la separación del gas del aceite.

• Si se tienen aceites que producen espumas, el tiempo de retención requerido se incrementará de tres a seis veces en relación al que se requerirá para aceites no espumosos.

• El incremento en el tiempo de retención es proporcional a la tendencia de formar espuma del aceite. En la medición con aceite espumoso, la necesidad de incrementar el tiempo de retención, se elimina, cuando el separador usado mide el aceite tornando como base su densidad.

• Las capacidades de aceite y gas que se muestran en las curvas para separadores convencionales tanto verticales como horizontales están basadas en una longitud de 10 pies, deberá hacerse una corrección para alcanzar la capacidad adecuada.

SEPARADOR VERTICAL

• La capacidad de separación de gas de un separador vertical de aceite y gas es directamente proporcional al área de la sección transversal del separador e inversamente proporcional a la longitud del cuerpo.

• Por ejemplo, un incremento en la longitud del cuerpo del separador vertical convencional de 10 a 15 pies, incrementaría la capacidad de gas en menos del 5% y de un decremento en la longitud del cuerpo de 10 a 7 pies puede resultar un decremento inferior al 3% en la capacidad del gas. El cambio en la capacidad de separación depende de los líquidos producidos por el pozo y otras condiciones.

• También se acostumbra utilizar antiespumantes para evitar el empleo de separadores con mayores dimensiones.

CAPACIDAD DE LÍQUIDO DE UN SEPARADOR VERTICAL

Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:

1) Un parámetro, que indica el tiempo de retención. 2) Flujo estable, no hay cabeceo. 3) Aceite no espumoso.4) La temperatura del aceite debe ser superior a la

cual se forma la parafina.5) La densidad relativa del aceite de 35°API o mayor.6) La viscosidad de 50 S.S.U. o menor. 7) El nivel del líquido en el separador no deberá

exceder a tres veces el diámetro del separador.

E J E M P L O:

• Un separador vertical de 30 pg. de diámetro exterior, 10 pies de longitud, presión de diseño de 1000 lb/pg2 , con 30 pg de altura de líquido maneja 2700 bl/día con un tiempo de retención de 1 minuto.

• Con 2700 bl/día de aceite, un tiempo de retención de un minuto, y una presión de trabajo de 1000 lb/pg2, las dimensiones requeridas serán de 30 pg., de diámetro exterior del recipiente con 30 pg. de altura del líquido.

CAPACIDAD DE GAS DE UN SEPARADOR VERTICAL

Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:

1) Volúmenes medidos a condiciones estándar (60 ºF y 14.7 lb/pg2)

2) Flujo estable, no hay cabeceo. 3) Aceite no espumoso 4) Longitud del recipiente de 10 pies. 5) Temperatura de operación superior a la de

formación de hidratos 6) La densidad relativa del gas de 0.65 (aire=l.0) 7) El gas deberá de acarrear menos de 1.0 gal. de

líquido/MMPCD.

EJEMPLO

• Un separador vertical de aceite y gas de 20 pg. De diámetro exterior, 10 pie de longitud, presión de diseño de 1000 lb/pg2 operando a 700 lb/pg2 manométricas tiene una capacidad de 8.2 MMPCD Este problema puede ser resuelto en forma inversa si se conocen el gasto diario y la presión de trabajo.

SEPARADOR HORIZONTAL

• La capacidad de gas de un separador horizontal es proporcional al área de la sección transversal del recipiente disponible al flujo de gas. De esta manera, el diámetro de un separador horizontal y la altura del líquido controlan la capacidad de separación del gas.

• Al cambiar la longitud de los separadores horizontales con respecto a la longitud convencional de 10 pies, no afecta en gran medida la capacidad del gas de estos separadores, excepto en condiciones especiales, como el caso del aceite espumoso.

CAPACIDAD DE LÍQUIDO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL

• Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:

1) Un parámetro que indica el tiempo de retención 2) Flujo estable, no hay cabeceo. 3) Aceite no espumoso. 4) La temperatura del aceite debe ser superior a la

cual se forma la parafina. 5) La densidad relativa del aceite de 350API o mayor. 6) La viscosidad de 50 S.S.U. o menor 7) La longitud del recipiente de 10 pies.

E J E M P L O

• Un separador horizontal de 24 pg. de diámetro exterior, 10 pies de longitud, con una altura de líquido de 8 pg. maneja 2400 bl/día con un tiempo de retención de 1 minuto.

• Con 2400 bl/día de aceite, un tiempo de retención de un minuto, 24 pg., de diámetro exterior, el separador horizontal de aceite y gas requiere una altura de líquido de 8 pg.

CAPACIDAD DE GAS DE UN SEPARADOR HORIZONTAL

• Las capacidades están basadas en las siguientes consideraciones:

1) Volúmenes medidos a condiciones estándar (600F, 14.7 lb/pg2 ).

2) Flujo estable, no hay cabeceo.

3) Aceite no espumoso.

4) Longitud del recipiente de 10 pies.

EJEMPLO

• Un separador horizontal de aceite y gas de 24 pg. de diámetro exterior, 10 pies de longitud, con una altura de líquido de 8 pg. Pop= 75 lb/pg2 y una Pd=125 lb/pg2 y maneja 2.1 MMPCD. Este problema puede ser resuelto en forma inversa si se conocen el volumen diario y la presión de trabajo.

MÉTODO DE ARNOLD PARA DIMENSIONAR SEPARADORES VERTICALES Y HORIZONTALES.

DESIGNING OIL AND GAS PRODUCTION SYSTEMSKEN ARNOLD

WORLD OIL, NOVEMBER 1984

• SEPARADORES VERTICALES. Este tipo de separadores requiere de un diámetro mínimo para permitir que las gotas de líquido se separen del gas que presenta un movimiento vertical. El tiempo de residencia del líquido requiere de una combinación del diámetro con la altura del líquido. Puede elegirse cualquier diámetro mayor al mínimo requerido para la capacidad de gas.

• Capacidad de gas:

• Capacidad de líquido:

Donde:h = altura del volumen de líquido, pulgadas.La longitud de tapa a tapa de la vasija debe

determinarse por la geometría una vez que el diámetro y la altura del volumen de líquido sean conocidos.

PTQ

kD gi 5042

12.02 Lri

QThD

• SEPARADOR HORIZONTAL. Es necesario seleccionar un diámetro y la longitud de tapa a tapa de la vasija. Esta elección debe de satisfacer las condiciones para capacidad de gas que permita que las gotas de líquido pasen del volumen de gas al volumen de líquido mientras el gas atraviesa la longitud efectiva de la vasija. El diseño debe proporcionar el suficiente tiempo de retención para permitir que el líquido alcance el equilibrio.

• Para una separación de gotas de líquido del tamaño de 100 micras en una vasija al 50% de capacidad del líquido, se aplican las siguientes ecuaciones:

• Capacidad de gas:

• Donde:Di = diámetro interior de la vasija, en pulgadas.Leff= longitud efectiva de la vasija donde la separación se

lleva a cabo, pies. (Para permitir la turbulencia en la entrada y la colocación de la boquilla en la salida, la longitud efectiva puede aproximarse al valor de 0.75 veces la longitud de tapa a tapa, Ls-s).

T= temperatura, ºR.Qg= gasto de gas, MMPCD.P= presión, lb/pg2.

PTQ

kLD geffi 42

• K es una constante que está en función de las propiedades del gas y del líquido de la gota que será separada. K se define como:

• Donde:CD= Coeficiente de arrastre.dm= gota de líquido a separar, micrasρg= densidad del gas, lb/pie3.ΡL = densidad del líquido, lb/pie3.Para una separación de gotas con tamaño de 100

micras, k puede ser aproximada utilizando la figura 10.

2/1/

gL

gmd dCk

• Capacidad de líquido.

• Donde:Tr= tiempo de residencia deseado para el

líquido, minutos.

QL= gasto de líquido, bpd.

7.02 Lr

effiQTLD

METODOLOGÍA PARA DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES VERTICALES.

Separadores Verticales.

a) Obtener .

b) Con el valor de , se obtendrá k posteriormente por medio de la gráfica de la Figura 10, la constante k también puede ser obtenida por la siguiente expresión:

2/1/

gL

gmd dCk

TPS g

TPS g

• Para separar partículas de 100 micras, k se puede obtener utilizando un método presentado por Poole Lon et al, a la siguiente ecuación:


Donde:CD: Coeficiente de arrastre.

dm: gota de líquido a separar, micras.

ρg: densidad del gas, lb/pie3.

ρL: densidad del líquido, lb/pie3.• Nota: Para una separación de gotas con

tamaño de 100 micras, k puede ser aproximada utilizando la figura 10.


c) Se deberá conocer el diámetro mínimo requerido para la capacidad de gas que el separador deberá manejar de acuerdo a las condiciones que se presentan en el problema. Para ello se utilizará la siguiente expresión:

Donde:d: diámetro interno de la vasija, en pulgadas.T: temperatura, en ºR.z: factor de compresibilidad del gas.qg: gasto de gas, en MMPCD. Psep: presión de separación, en lb/pg2.k: constante que está en función de las propiedades del gas y del

líquido.

kP

Tzqd

sep

g

5042


• El diámetro resultante es el mínimo valor de diámetro que permitirá manejar la cantidad de gas que nuestro el ejercicio indica.

d) A continuación, considerando el valor del diámetro mínimo obtenido en el inciso anterior para poder cumplir el manejo de gas, se propondrán diámetros variados por arriba del mínimo.

• Suponiéndose un tiempo de residencia de 3 minutos y un diámetro para la capacidad de líquido se obtendrá un valor de h al sustituir y despejar el valor de h de la siguiente expresión:


Donde:D1: diámetro supuesto, en pulgadas.

h: altura del volumen de líquido, en pulgadas.

Tr : tiempo de residencia supuesto, en minutos.

QL: gasto de líquido, en bpd.

12.0

12 LrQThD


e) Posteriormente se obtendrá la longitud de tapa a tapa, sustituyendo el valor de h obtenido en el inciso anterior, por medio de la siguiente expresión:

Donde:Ls-s: Longitud de tapa a tapa.h: altura del volumen de líquido, en pulgadas.

12

76h

L ss


f) Se procederá a obtener la Relación de esbeltez (RE) característica del método de Arnold para dimensionar los separadores. De acuerdo a lo planteado por Arnold los diámetros que se encuentren dentro de este rango serán factibles de ser encontrados en los catálogos y cumplirán asimismo con las condiciones de manejo del gas para el problema.

3<RE<4

Donde:RE: relación de esbeltez, adimensional.Ls-s: longitud de tapa a tapa, en pies.d: diámetro interno de la vasija, en pulgadas.

d

LRE ss

12


g) Repetir los incisos d al f para tiempos de residencia restantes de 1 y 2 minutos.

h) Finalmente, se realizará una gráfica de d vs. L s-s, para cada tiempo de residencia a fin de poder conocer los valores de diámetros que nos permitirán cumplir con la capacidad de gas.

i) Graficar el diámetro mínimo para la capacidad de gas.

j) Graficar las relaciones de esbeltez de que se encuentren entre los valores de 3 y 4.

k) Seleccionar el separador adecuado con diámetro mayor al mínimo, que cumpla con el tiempo de residencia requerido y las necesidades que se tengan.

Determinar las dimensiones de un separador vertical que deberá operar @1000 lb/pg2 abs. y 60 °F, manejando una producción de 2000 blo/día @ c.s.

Qg = 10 MMp3/día @ c.s. ; γg = 0.6; γo = 40 °API ; Z = 0.84

- Cálculo de la constante K

Ejemplo:

y 40 °API en gráfica de K

K ≈ 0.301538.1

520

)1000)(6.0(

T

Pg

- Capacidad de manejo de líquido

- Capacidad de manejo de gas

tr (min) d (pg) h (pg) Lss=[(h+76)/12] (pie) Rel. esbeltez = (12 Lss/d)

3 24 86.8 13.6 6.8

30 55.6 11.0 4.4

36 38.6 9.6 3.2

42 28.3 8.7 2.5

48 21.7 8.1 2.0

2 24 57.9 11.2 5.6

30 37.0 9.4 3.8

36 25.7 8.5 2.8

42 18.9 7.9 2.3

1 24 28.9 8.7 4.4

30 18.5 7.9 3.2

36 12.9 7.4 2.5

Se elabora una gráfica de Lss vs. D (x) vs. (y)

Se hace una tabla suponiendo: tr’s y d’s

METODOLOGÍA PARA DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES HORIZONTALES

Separadores Horizontales.

a) Obtener .b) Con el valor de , se obtendrá k

posteriormente por medio de la gráfica de la Figura 10, , la constante k también puede ser obtenida por la siguiente expresión:

Donde:CD: Coeficiente de arrastre.dm: gota de líquido a separar, micras.ρg: densidad del gas, lb/pie3.ρL: densidad del líquido, lb/pie3.

TPS g

TPS g

2/1/

gL

gmd dCk


• Nota: Para una separación de gotas con tamaño de 100 micras, k puede ser aproximada utilizando la figura 10.

(Figura 10)c) Se deberá conocer el diámetro mínimo requerido

para la capacidad de gas que el separador deberá manejar de acuerdo a las condiciones que se presentan en el problema. Para ello se utilizará la siguiente expresión:

d) Obtener la longitud efectiva Leff por medio de las siguientes expresiones, ya sea para el caso de líquido o para gas dependiendo de las condiciones dadas. Suponiendo un tiempo de residencia de 3 minutos para el caso de líquido.


Para gas:

Donde:d i: diámetro interno de la vasija, en pulgadas.Leff: Longitud efectiva, en pies.k: constante que está en función de las

propiedades del gas y del líquido.T: temperatura, en ºR.z: factor de compresibilidad del gas.Qg: gasto de gas, en MMPCD. P: presión de operación, en lb/pg2abs.

P

kTzQLd geffi 422


• Para líquido:

Donde:d: diámetro del separador, en pulgadas.

Leff: Longitud efectiva, en pies.

Tr: tiempo de residencia supuesto, en minutos.

qo: gasto de líquido que el separador manejará, en bpd.

7.02 or

eff

qTLd


e) Obtener la longitud de tapa a tapa, Ls-s, sustituyendo el valor anterior de longitud efectiva en la siguiente expresión:

Donde:Ls-s: Longitud de tapa a tapa, en pies.

Leff: Longitud efectiva, en pies.

75.0eff

ss

LL


f) Obtener la relación de esbeltez con al sustituir el valor de Ls-s, en la siguiente expresión:

Donde:R: Relación de esbeltez, adimensional.Ls-s: Longitud de tapa a tapa, en pies.d: diámetro interior de la vasija supuesto, en pulgadas.De acuerdo a lo planteado por Arnold los diámetros que se

encuentren dentro de este rango serán factibles de ser encontrados en los catálogos y cumplirán asimismo con las condiciones de manejo del gas para el problema.

3<RE<4

d

LR ss

12


g) Repetir los incisos d al f para tiempos de residencia restantes de 1 y 2 minutos para el caso de líquido.

h) Finalmente, se realizará una gráfica de d vs. L s-s, para cada tiempo de residencia a fin de poder conocer los valores de diámetros que nos permitirán cumplir con la capacidad de gas.

i) Graficar las relaciones de esbeltez de que se encuentren entre los valores de 3 y 4.

j) Seleccionar el separador adecuado con diámetro mayor al mínimo, que cumpla con el tiempo de residencia requerido y las necesidades que se tengan.

Determinar las dimensiones de un separador horizontal que deberá operar @1000 lb/pg2 abs. y 60 °F, manejando una producción de 2000 blo/día @ c.s.

Qg = 10 MMp3/día @ c.s. ; γg = 0.6; γo = 40 °API ; Z = 0.84

- Cálculo de la constante K

Ejemplo:

y 40 °API en gráfica de K

K ≈ 0.30

- Capacidad de manejo de gas

1538.1520

)1000)(6.0(

T

Pg

04.553.01000

1084.05204242

K

P

TZQdL g

eff

Se hace una tabla suponiendo valores 16” < d < 48” (Estos valores se pueden consultar en los manuales de fabricantes de separadores)

d (pg) Leff(pie) Lss=Leff + d/12

16 3.44 4.8

20 2.75 4.4

24 2.29 4.3



7.0

)2000(

7.02 trQtrLd Leff

16” < d < 48”

1 < tr < 3 min

tr (min)

d (pg) Leff (pie) Lss=(4/3) Leff (pie) Rel. esbeltez = (12 Lss/d)

3 24 14.9 19.8 9.9

30 09.5 12.7 5.1

36 06.6 08.8 2.9

42 04.8 06.5 1.8

2 24 09.9 13.2 6.6

30 06.3 08.4 3.4

36 04.4 05.9 2.0

1 20 07.1 09.5 5.7

24 05.0 06.6 3.3

28 03.6 04.9 2.1Se elabora una gráfica de Lss vs. D (x) vs. (y)

Separador horizontal

Optimización de la presión de separación en un sistema de

separación en etapas.

Objetivos:

• Mínimos requerimientos de compresión

• Máxima recuperación de líquidos a las condiciones de tanque de almacenamiento

• Máximas ganancias (análisis económico)

El proceso principal de separación del gas y el aceite es la separación en etapas en la cual los hidrocarburos líquidos y gaseosos son segregados en sus respectivas fases por dos o más separadores, operados en serie a presiones cada vez más bajas.

Se considera una etapa de separación como la condición a la cual el gas y el aceite alcanzan el equilibrio físico a la presión y temperatura a la cual trabaja el equipo.

El proceso de separación de hidrocarburos líquidos y gaseosos puede ser de dos tipos:

• Separación diferencial: En la cual el gas que se libera del aceite después de cada pequeño decremento de presión, se extrae del sistema.

• Separación flash: En la cual el gas que se libera del aceite queda siempre en contacto con el aceite durante todos los decrementos de presión.

Comparando los procesos, el primero produce más aceite y el segundo mas gas. En los sistemas de producción de hidrocarburos se presentan ambos procesos de separación.

Cuando los fluidos del yacimiento pasan a través de la tubería de producción, estranguladores y líneas superficiales, se presenta una reducción en la presión quedando el gas en contacto con el líquido, este proceso corresponde a una separación instantánea. Cuando los fluidos pasan a través de los separadores, el aceite y el gas se separan y descargan independientemente, lo cual representa una separación diferencial.

Como uno de los objetivos de la separación es obtener la mayor cantidad de hidrocarburos líquidos, por su mayor valor económico, el sistema de separación aceite – gas debe aproximarse a una separación diferencial. Este objetivo se logra colocando una serie de etapas de separación que permita extraer el gas liberado de la corriente de líquido en cada etapa.

En un sistema de separación, la formación de las fases en cada etapa se ocasiona por una reducción en la presión de operación. Un proceso de este tipo se comporta isoentálpicamente, pero cuando las condiciones de operación en cada etapa son conocidas resulta más simple considerar, para su análisis, el proceso de separación como isotérmico en cada etapa, independientemente de la presión en cada una.

La siguiente figura muestra un proceso de etapas de separación. El liquido separa a una presión inicial y después sucesivamente a presiones mas bajas hasta llegar al tanque de almacenamiento.

Sistema de separación

Figura. Tren de separación

Es posible demostrar mediante cálculos flash que en la separación con mas etapas, el aceite tiene mayor tendencia a la estabilización de los componentes ligeros en la fase liquida. Además los requerimientos de potencia disminuyen debido a que al haber mas etapas de separación, las presiones en ellas son mayores que cuando hay menos etapas, y por lo tanto, el gas se separa a mayores presiones, necesitando menos potencia para comprimir el gas separado. En la tabla se presenta para una muestra rica en condesados la simulación del proceso de separación bajo diferentes escenarios:

• De la información presentada puede concluirse que el gasto máximo y los requerimientos mínimos de compresión se obtienen para un sistema de separación con cuatro etapas, sin contar el tanque de almacenamiento.

• En forma ideal, la recuperación máxima de líquidos se obtiene con un sistema de separación con un número infinito de separadores. El líquido adicional que se recupera al ir agregando un separador cada vez más pequeño, por lo que llega un punto en que las ganancias adicionales no pagan los separadores e instalaciones. Es claro entonces que para cada caso en particular existen un número óptimo de separadores.

• La siguiente tabla es una guía general del número óptimo de etapas de separación, excluyendo el tanque de almacenamiento, desarrollada en base a la experiencia de campo. Esta tabla no reemplaza los cálculos flash, ni estudios de ingeniería detallados y se incluye solamente para normar criterios.

La presión en la primera etapa de separación es dependiente de la presión disponible en la cabeza de los pozos y los requerimientos de presión necesarios para transportar los hidrocarburos desde los pozos a la batería donde se van a separar.

La presión en la última etapa comúnmente se supone como la presión en el tanque de almacenamiento, pero debe tomarse en cuenta que se pueden presentar grandes perdidas de ligeros, con el consecuente encogimiento del aceite y aumento de densidad; además de acuerdo a la reglamentación para protección del medio ambiente, no debe haber vaporización excesiva. Para evitar este problema en varios lugares se utiliza un tanque elevado como ultima etapa de separación, cuya presión de operación se determina en base a la presión de vapor de la mezcla a separar.

En las presiones intermedias es donde se tiene mayor control, por lo que se pueden realizar simulaciones para determinar cuales son la presiones optimas de acuerdo al criterio de evaluación que se elija, si se tienen 3 etapas de separación se optimará la presión en la segunda etapa, si son 4 etapas, se buscara la combinación optima de las presiones en la segunda y tercera etapa.

Método empírico de Frick para calcular la presión de separación en un sistema

de separación por etapas.

Método Empírico de Frick.

• T. Frick, publico una tabla que puede ser útil para formarse un criterio, respecto al número de etapas de separación, en una central de recolección (batería)

• El numero de etapas más económico se encuentra entre un rango de 3 a 4 etapas.

Etapas de separación

% de aproximación

a una separación diferencial

2 0

3 75

4 90

5 96

6 98.5

Método Empírico de Frick.

• Las relaciones de presiones de operación entre etapas en una separación de múltiple-etapa puede ser aproximada con la ecuación siguiente:

• Los datos son P1 y P4

35.3

34.3

32

43

4

3

3

2

2

1

RPP

RPP

RPP

PP

PP

Método Empírico.

• Sustituyendo P3 de 3.34 en 3.35

• Haciendo:• Se tiene:• Donde:

K1n

PRP

PRP

n

1n

1

4

3

1

4

2

42PRRRPP

entoalmacenamide tanque el en PresiónPn;

etapa segunda la en Presión;P

etapa primera la en Presión;P

etapasde Número

2

l

;n

36.3P

PR K

n

1

Método de Campbell para determinar la presión óptima de separación en la segunda

etapa en un sistema de 3 etapas.

Método de Campbell

La determinación de la presión óptima de la segunda etapa, se basa en una correlación que consta de dos ecuaciones:

a) Para mezclas que entran al sistema de separación con densidad relativa mayor que 1 respecto al aire:

38.30233.0057.0

37.3)(

1

1686.0

12

AC

donde

CPAP

b) Para mezclas que entran al sistema de separación con densidad relativa menor que 1 respecto al aire:

La constante A se determina con la fig. III.20, utilizando la densidad relativa de la mezcla que entra al sistema de separación y el porciento molar de metano, etano y propano.

40.3012.0028.0

39.3)(

2

2765.0

12

AC

donde

CPAP

Método de Campbell

Método de Campbell

Figura III.20• Esta correlación da resultados con un error medio del 5%.

Ejemplo de Aplicación. Método de Campbell

• Determinar la presión óptima de separación en la segunda etapa en un sistema de 3 etapas.

• Datos: Presión de separación en la primera etapa, P1 = 800 lb/pg2 abs.

• De donde:

• Como la densidad relativa de la mezcla es mayor que 1, s e utiliza la ecuación 3.37:

• Si

• De la fig. III.20 A=0.45

Balance de materia en un proceso de separación gas-aceite

• El proceso de separación del gas y el aceite es realizado por una serie de etapas de separación.

• Una etapa de separación se define como la condición a la cual el aceite y el gas alcanzan el equilibrio, a la presión y temperatura existentes en el separador.

• Para determinar las cantidades de gas y líquidos separados se llevan a cabo cálculos de balance de materia, estos se presentan a continuación:

• Haciendo un balance de materia global en una etapa de separación, con la figura, se tiene que:

• De un balance global por componente, se determina:

• Por otra parte la constante de equilibrio vapor-líquido se define como:

• La Ki se puede determinar de correlaciones, gráficas, tablas, ecuaciones de estado.

• Considerando un mol de alimentación F=1.00, se tiene:

• De (1:

• De (2: …(4

• De (3: …(5

• De (4 y (5

• Por lo tanto

• Además, para las fases liquida y vapor debe ampliarse

• …(7

• …(8

• La solución de la ecuación (6 es en forma iterativa, suponiendo valores de V que satisfagan (6), (7) y (8)

• Ejemplo:

• Nota: en los apuntes de la facultad utilizan V para designar al número de moles, en estas notas se utiliza ng

Determinación de gastos, RGA, ρo por etapa y total

• Un sistema de separación en etapas puede simularse efectuando cálculos de balance de materia en cada etapa, obteneniendose la RGA, °API, y la ρo.

• F= numero de moles de alimentación• nt= numero de moles totales

• moles de liquido recuperados después de cada etapa de separación

• moles de liquido recuperados por mole de alimentación al sistema (F=1.00)

• para m etapas:

• volumen de liquido recuperado por mole de alimentación al sistema

• Donde

• moles de gas separados por etapa

• moles de gas por mole de alimentación (F=1.00)

• para la etapa m:

• Los volúmenes de gas separados por etapa se obtienen multiplicando cada numero de moles por el volumen molar de gas @ c. s.

• Donde

• RGA total

• Bo

Objetivos:

• Mínimos requerimientos de compresión

• Máxima recuperación de líquidos a las condiciones de tanque de almacenamiento

• Máximas ganancias (análisis económico)

Mínimos requerimientos de compresión

Las condiciones de operación en un sistema de separación en etapas, pueden determinarse con el fin de disminuir los costos o potencia de compresión requerida para transportar el gas. Estos costos pueden ser muy significativos, ya que generalmente se liberan grandes volúmenes de gas en las baterías de separación; por especificaciones de diseño, el gas debe llegar a las plantas de tratamiento a una presión de 1,000lb/pg2 después de vencer las caídas de presión en los gasoductos.

Al igual que con el criterio de Máxima recuperación de líquidos, el método consiste en asignar presiones a las etapas de separación, realizar los cálculos de equilibrio vapor – liquido y estimar los valores de la potencia necesaria para comprimir el gas separado; esto se repite con todas las presiones posibles en las etapas de prueba y se eligen las presiones que proporcionen el valor mínimo de potencia requerida.

El método supone la instalación independiente de un compresor por etapa de separación, cuya presión de succión es la presión de separación y la de descarga es la presión necesaria para enviar el gas a la planta de tratamiento.

En la aplicación del método es necesario disponer previamente de los siguientes datos:

1) El numero de etapas de separación 2) Las temperaturas de cada etapa 3) La composición de la corriente que se

alimenta al sistema. 4) La presión de envío a la planta de

tratamiento del gas ( Presión de descarga de las compresoras)

El procedimiento utilizado es iterativo y en cada iteración se asignan valores de presión a cada una de las etapas intermedias, obteniéndose el volumen de gas separado y la potencia necesaria para comprimir el gas y poder enviarlo a la planta de tratamiento.

Las presiones en la primera y la última etapa por lo general, permanecen fijas, ya que la presión en la primera etapa será la de envío a la planta de tratamiento o a la que llegue la corriente de hidrocarburos a la batería de separación; para la última etapa la presión será la del tanque de almacenamiento, la cual equivale prácticamente a la especificada por las condiciones estándar.

El proceso se repite para todos los posibles valores de presión en cada etapa, hasta encontrar aquellos con los que se obtenga la mínima potencia.


• El proceso se repite para todos los posibles valores de presión en cada etapa, hasta encontrar aquellos con los que se obtenga la mínima potencia.

El gasto de gas liberado en la etapa j, se determina por la siguiente ecuación:

donde:qgj , gasto de gas liberado en la etapa j, en millones de pie

cúbico por día a condiciones estándar.

RGAj , relación gas-aceite en la etapa j, pie3/bl

qo , gasto de aceite de alimentación al sistema, en bl/día a condiciones estándar.

• La relación gas aceite liberado en la etapa j (RGAj ), se puede obtener por medio de cálculos de equilibrio vapor-líquido. Sin embargo, para fines prácticos se pueden utilizar correlaciones PVT como la de Vázquez, Standing, etc. o ecuaciones de estado como Peng-Robinson, Soave, etc.

• La potencia teórica para incrementar la presión del gas separado en cada etapa, se calcula mediante la siguiente expresión:

HP , potencia teórica, en caballos de fuerza (HP). Nc , número de pasos de compresiónRc , relación de compresión, Pd/Ps k , relación de calores específicos, Cp/Cv qgj gasto de gas liberado en la etapa j, en millones de pie cúbico

por día a condiciones estándar.

• La presión de descarga de las compresoras (Pd) corresponde a la presión de envío, mientras que la presión de succión (Ps) , corresponde a la de separación.

• La relación de compresión (Rc) , que se define como la presión de descarga entre la de succión (Pd/Ps) , se recomienda que su valor sea menor de cuatro. Esta limitación es debida a que, al aumentar la relación de compresión, disminuye la eficiencia mecánica de las compresoras y se incrementan los esfuerzos a que se somete el equipo. Cuando el valor de la relación de compresión resulte mayor de cuatro, el proceso de compresión debe realizarse en varios pasos o etapas.


• Cuando el valor de la relación de compresión resulte mayor de cuatro, el proceso de compresión debe realizarse en varios pasos o etapas.

• Para calcular el número de pasos de compresión se utiliza la siguiente ecuación:

Donde: Rc , relación de compresión; debe ser menor que cuatro

Pd , presión de envío a la planta de tratamiento, en lb/pg2 absoluta.

Ps , presión de separación, lb/pg2, absoluta.

Nc , número de pasos de compresión

Ejemplo de la Relación de compresión

• Pd = 1000 (lb/pg2)abs• Ps = 40 (lb/pg2)abs

• Considerando:

• La relación de calores específicos (k), se ha determinado para hidrocarburos gaseosos de diferentes pesos moleculares a la temperatura de 150°F, y se obtiene con la siguiente expresión:

Donde:

k , relación de calores específicos medidos a 150°F

PMg, peso molecular del gas

La potencia real requerida por etapa, se calcula dividiendo la potencia teórica (HP.) entre la eficiencia de compresión ( Ec. ) . Este último valor se obtiene mediante una correlación empírica que esta en función de la relación de compresión y es:

Donde:

Ec, eficiencia de compresión

Rc , relación de compresión

• Por lo tanto la potencia real de compresión es:

Donde:

BHP , potencia real en la etapa j, (HP)

HP , potencia teórica en la etapa j, (HP)

Ec, eficiencia de compresión

• Una vez calculada la potencia real requerida para transportar el gas separado en cada etapa del sistema se suman para obtener la potencia real total, la cual se grafica respecto a las presiones asignadas a cada etapa. Cuando la potencia alcance su valor mínimo, las presiones en cada etapa serán las optimas para minimizar los costos por compresión del gas separado en el sistema.

• DIAGRAMA DE FLUJO PARA TRES ETAPAS DE SEPARACIÓN CON MÍNIMOS REQUERIMIENTOS DE COMPRESIÓN

• Si se tiene más etapas de separación, el procedimiento seguido es similar excepto que se fijan unas y se suponen otras, teniendo como datos la presión en la primera y en la última etapa

• Ej. Si son 4 etapas, se fija la P2 y se pueden suponer diferentes P3.

• Si son 5 etapas se fija 2 y se calcula la otra

Optimización por recuperación de hidrocarburos líquidos a condiciones de Almacenamiento

Máxima recuperación de líquidos

Dado que la producción de hidrocarburos líquidos tiene mayor valor comercial que el gas, frecuentemente la eficiencia de separación se relaciona con la cantidad hidrocarburos licuables contenidos en la fase gaseosa que abandona el separador.

Si se conoce la composición de la mezcla de hidrocarburos producidos, es posible obtener la cantidad de liquido recuperable simulando el proceso de separación mediante el empleo de ecuaciones de estado o correlaciones, cálculos de equilibrio y balance de materia.

El método consiste en asignar presiones a las etapas de separación, realizar los cálculos de equilibrio vapor – líquido y calcular los valores de la densidad del aceite a condiciones estándar, el factor de volumen y la relación gas – aceite producida; esto se repite con todas las presiones posibles en la etapas de prueba y se eligen las presiones que proporcionen los valores mínimos de las propiedades mencionada.

La presión de separación óptima se define como la presión a la cual se tiene el máximo volumen de líquido en el tanque de almacenamiento por volumen producido del aceite a condiciones de yacimiento. Esta presión corresponde a los valores mínimos de la densidad del aceite, la relación gas aceite y el factor de volumen.

• El aceite se cotiza en función a su densidad API, la cual se expresa en grados, y se calcula en base a la densidad relativa:

• Los valores máximos de la densidad API y mínimo de la relación gas aceite indican que los hidrocarburos intermedios quedan en el aceite, con lo que se evita la pérdida de estos en el gas separado y además resulta en un mayor valor comercial del aceite. El valor mínimo del factor indica que se requiere un menor volumen de aceite a condiciones de yacimiento para obtener una unidad de volumen a condiciones estándar.

La siguiente grafica muestra el comportamiento de estas propiedades cuando se tiene dos etapas de separación.

Cuando solo se va a optimizar una etapa de separación, las graficas generadas son similares a la anterior, pero cuando se tiene dos etapas a optimizar, se

genera una curva similar para cada presión fija en una de las etapas.

Cálculo del espesor de un separador

• Los separadores de gas-aceite empleados en los campos de la Industria Petrolera deberán ser diseñados, construidos y probados de acuerdo al código ASME sección VIII.

• El espesor y la presión de trabajo para separadores cilíndricos deberá ser calculado con la siguiente expresión:

• Quedando la ecuación de espesor como:

Diseño de la válvula de seguridad para los separadores.

• En el supuesto caso que por algún motivo se llegara a represionar el sistema, como medida de seguridad para los separadores, se instala una válvula que releve a la atmósfera el excedente de gas para conservar una presión en la vasija siempre inferior a la presión de trabajo de la misma y ligeramente mayor a la presión de separación.

• Secuela de cálculo para diseñar una válvula de seguridad:

• Fórmula práctica obtenida del catalogo de válvulas de seguridad Crosby - Ashton:

EJEMPLO: Datos.

qg=19444 pie3 /minuto

(Se tomó este dato del cálculo del No. de separadores necesarios para manejar la producción de la batería,28 MMPCD/separador).

• P = 110 lb/pg2 (10%+presión del separador)• Kt (Para T=60ºC=140ºF) de la tabla Kt=0.9310 • Ksg para una densidad de 0.78 de la Figura

interpolando valores.

Ksg=1.322

• A= 9.42 pg2 d= 3.46 seleccionando 2 válvulas por separador tenemos:

• A/2=4.71 pg2 d= 2.45 pg para cada separador.

TABLA

Grafica de la tabla anterior

GRAFICA

Sistemas de separación a baja temperatura.

• En muchos yacimientos los hidrocarburos se producen a una presión mucho mayor que la que se requiere a la entrada de las líneas de transmisión. En tales situaciones, se recomienda utilizar un sistema de separación a baja temperatura para secar el gas que se separa a alta presión. Mediante este sistema se induce a la corriente de gas una caída de presión, con lo que se logra un abatimiento en la temperatura de separación.

• Las ventajas que se obtienen cuando se utiliza un sistema de separación a baja temperatura, en vez de un sistema de separación común, son los siguientes: a) Se incrementa la recuperación de

líquidos (gas licuado) b) Se reduce el contenido de agua en el

gas y por lo tanto, también disminuye el punto de condensación (rocío) del vapor de agua contenido en el gas.

• El incremento en la recuperación de líquidos puede pagar en un corto tiempo el costo del equipo necesario.

• El sistema de separación a baja temperatura es particularmente atractivo cuando la presión del yacimiento es alta y se espera que se mantenga en ese rango por un período de tiempo del orden de 3 años o mayor.

Descripción del equipo.

• Una unidad de separación a baja temperatura consiste básicamente de 4 partes:

1) Un separador a baja temperatura 2) Un eliminador 3) Un cambiador de calor 4) Un estrangulador

• Se requiere además de equipo de conexión y de control adecuado como tuberías, válvulas, etc. En ocasiones se utiliza además un equipo de inyección de glicol para proteger al sistema de la formación de hidratos.

Separador a baja temperatura

• Puede ser de 4 diferentes formas: vertical, horizontal, esférico o en forma de T invertida.

• Las funciones principales del separador a baja temperatura son las siguientes: a) Por expansión se logran bajas temperaturas de separación,

eliminándose mayor cantidad de líquido de la corriente de gas.

b) Con el serpentín situado en la parte inferior del separador, se tiene un calentamiento adecuado con el que se funden los hidratos que se puedan formar y, además, revaporiza los componentes ligeros del líquido que se integran a la corriente de gas que va a las líneas de transmisión. Esta revaporización de líquido es especialmente importante, ya que si los componentes ligeros permanecen en el líquido, al llegar al tanque de almacenamiento comúnmente se evaporan a la atmósfera sin recuperarse.

c) El reflujo frío de la parte superior a la inferior del separador, recondensa los componentes más pesados que se hayan vaporizado en el proceso de calentamiento.

Eliminador de agua

• Los eliminadores al igual que los separadores comunes pueden ser verticales, horizontales o esféricos.

• Estos dispositivos operan a presiones del orden de 1500 a 4000 lb/pg2.

• La función del eliminador es separar el agua de la corriente del pozo, antes de que ésta llegue al separador de baja temperatura.

• Con esto se evitan problemas de obturación en el estrangulador, ya que con la expansión del gas se puede reducir la temperatura abajo del punto de formación de hidratos.

Cambiador de calor

• Básicamente el cambiador de calor tiene dos funciones: a) La temperatura de la corriente de gas al entrar al

serpentín del separador puede disminuir hasta 100ºF. Sin embargo, es necesario abatirla todavía más, por lo que se pasa a través del cambiador de calor; donde es enfriada por el gas que sale del separador.

b) El gas frío que sale del separador de baja temperatura es calentado en el cambiador de calor. Con esto se disminuye la posibilidad de la formación de hidratos en las líneas que transportan el gas.

• El sistema de separación a baja temperatura, se puede adaptar para recuperar líquidos del gas de baja presión cuando este gas se quema.

• La recuperación de líquidos se logra disminuyendo la temperatura del gas de baja presión por abajo de su temperatura de rocío.

• El enfriamiento del gas se puede efectuar mediante la expansión del gas de alta presión en un separador a baja temperatura utilizando además un sistema de enfriamiento por aire.

Ejemplo de cálculo de recuperación de líquidos del gas -de baja presión.

• Se tiene: qsg = 100 x 106 pie3 /día

Pf=50 lb/pg2 abs

Tf = 1800F.

• Calcular la recuperación de liquido del gas, si se conduce a un sistema donde la separación se efectúa a Pf = 50 lb/pg2 abs. y Tf1= 1000F.

• La composición del gas de baja presión que entra al sistema es:

• Primero se determina el punto de rocío del gas.

• Para P = 50 lb/pg2 abs. y Tf=1800F y utilizando las constantes de equilibrio vapor-líquido K, con una

presión de convergencia de 2000 lb/pg2. Se tiene:

• Como Zi/Ki = 1.000, a Pf = 50 lb/pg2 abs. La temperatura de rocío del gas Trg = 1800F. Con lo anterior se puede concluir que a Pf = 50 lb/pg2 y Tf1. = 1000F existen dos fases.

• En seguida se hace el cálculo flash (de liberación instantánea) a Pf = 50 lb/pg2 y Tf1.=100 ºF, para 100 moles de alimentación al separador.

• El procedimiento es por ensaye y error suponiendo el número de moles que se formen de líquido L, y el número de moles que queden en fase gaseosa V.

• Como el valor de ΣZi/Col.3 = 10.9052 y el valor de L supuesto es 11.0, se concluye que el número de moles de líquido que se forman, es aproximadamente de 10.9052 por cada l00, que se alimenten al sistema.

• La composición de ese líquido se obtiene dividiendo los de la columna 4, por 10,9052. La composición del líquido es:

• El volumen que ocupa una mole-lb de líquido, se calcula a partir del peso molecular Mxi, y la densidad de los componentes ρxi, de la siguiente manera.

• Como el gasto de gas es qsg= 100 x 106 pie3/día, y una mole-lb de gas ocupa 379.0 pie3 14.7 lb/pg2 abs. y 600F, entonces el gasto de gas en mole-lb/día será;

• El número de moles que se convertirán a liquido por

día es:

• que convertido a volumen en bl/día, es:

• por lo tanto:

Controladores de Nivel

• Cada separador en un sistema de separación en etapas, tiene dos puntos de control de proceso; los cuales se muestran esquemáticamente en la figura:1) Control de nivel del

líquido

2) Control de presión

Control de nivel del líquido:

• Un separador tiene un sistema de control que mantiene su nivel de líquido constante regulando el flujo que sale del recipiente.

• La función del sistema es abrir la válvula de control de nivel cuando éste sube, de tal forma que una mayor cantidad de liquido puede fluir hacia afuera del recipiente; y cerrar la válvula de control cuando el nivel baja, de esta manera una cantidad menor de liquido sale del separador.

• Un controlador de nivel es el “cerebro” del sistema de control. Este detecta los cambios de nivel en el flotador, y transmite una señal neumática a la válvula de control para abrir o cerrar según sea necesario, y en esta forma mantener el nivel bajo operación normal.

• El controlador de nivel tiene dos dispositivos los cuales son ajustados manualmente por el operador: un punto de referencia, el cual regula la altura del líquido en el recipiente; y una banda proporcional que controla la sensibilidad del sistema de control.

• El punto en el que el operador ajusta cada uno de estos dispositivos de control, puede explicarse de una manera más clara si se considera el sistema de control en términos de sus funciones: abrir la válvula de control cuando el nivel sube, y cerrarla cuando este baja.

• El punto de referencia, es generalmente ajustado para mantener el nivel de líquido alrededor del punto medio en el nivel óptico. Sin embargo, si el flujo de gas que sale del separador se incrementa, puede ser recomendable bajar el nivel y proporcionar un mayor volumen en el recipiente de espacio para el vapor.

• La banda proporcional regula el movimiento de la válvula de control cuando hay un cambio en el nivel de líquido.

• Con un ajuste bajo de la banda proporcional, por ejemplo un 10%, un cambio pequeño en el nivel trae como consecuencia un movimiento amplio de la válvula de control de nivel.

• Un nivel alto de unas cuantas pulgadas, da como resultado que la válvula de control de nivel se abra completamente; y una pequeña caída en el nivel, provoca que la válvula de control de nivel se cierre totalmente.

• El efecto neto es que el flujo de líquido a través de la válvula de control de nivel es muy alta o bien, muy bajo. Si el liquido se descarga a otro separador, entrará al recipiente en baches; provocando dificultades en el control de nivel.

• Un ajuste alto de la banda proporcional, requiere un mayor cambio en el nivel de líquido para abrir o cerrar la válvula de control de nivel.

• En una posición de 100%, el nivel debe elevarse a la parte superior del flotador antes de que la válvula de control esté totalmente abierta; y el nivel debe caer al fondo del flotador, antes de que la válvula de control de nivel esté completamente cerrada.

• Un ajuste bajo de la banda proporcional, da como resultado un nivel aproximadamente constante y un gasto de flujo con variaciones; mientras que un ajuste alto proporciona un nivel con variaciones y un gasto de flujo más o menos constante.

• Es generalmente conveniente mantener un gasto de flujo moderadamente constante en todos los separadores excepto en la etapa final. Así, un ajuste alto de la banda proporcional (50 a 75%) , resulta usualmente en un ritmo de flujo y un nivel más o menos constantes en el separador.

• Si la corriente del pozo que entra al separador de la primera etapa fluye en baches, es necesario ajustar la banda proporcional en un valor aproximado de 25%, para prevenir flujos repentinos e inadecuados de líquido.

Control de presión:

• La cantidad de aceite crudo producido a partir de un sistema de separación en etapas, es afectado significativamente por las presiones de operación de los separadores del sistema.

• En algunos casos, las presiones de los separadores son fijadas por otras consideraciones del proceso, tales como el mantenimiento de la presión a un nivel suficiente para el suministro de gas combustible al sistema.

• Si el gas de los separadores fluye a las compresoras, éstas pueden requerir una presión de succión mínima para mantener el volumen de gas que fluye hacia ellas.

• La presión en un separador, es controlada por un regulador del flujo de gas que sale del recipiente.

• El sistema generalmente incluye un controlador y una válvula de control.

• El controlador detecta la presión dentro del separador, y envía una señal neumática a la válvula de control para que abra o cierre, permitiendo el flujo de gas en la cantidad necesaria para mantener la presión en el punto de referencia del controlador.

• Este es ajustado por el operador a la presión que se ha establecido que debe funcionar el separador.

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Capitulo 3 Separación de Los Fluidos Producidos