02 - Separadores Final

7/21/2019 02 - Separadores Final

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SEPARADORESFecha Emisión : ENE-10Edo. Revisión : 1.0

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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta

SEPARADORES



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Un separador es un recipiente en el

cual una mezcla de fluidos que no son

solubles entre ellos son separados uno delotro, en los campos petroleros, los

separadores se usan para separar gas de

líquidos; o un líquido como el aceite crudo de

otro líquido como el agua.

Los separadores de aceite y gas

facilitan los procesos más que cualquier otro

tipo de equipo de proceso. Algunos son

llamados depuradores, acumuladores,tanques de flasheo, u otros nombres.

Usualmente los recipientes son llamados en

su función de separar dos o más fluidos…

generalmente gas y liquido; y los

procedimientos de operación son los

mismos.

SEPARADOR DE PRODUCCION VERTICAL GAS-ACEITE

INTRODUCCION A LOS SEPARADORES



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A. Clasificación

Los separadores son clasificados en dos

formas: la posición o forma de recipientes, y

el número de fluidos a ser separados. Dos

formas de recipientes son las más comunes.

1.

Horizontal, mostrados en pág. 2, 3, 4

2.

Vertical, mostrados en pág., 1, 5 y 7.

El número de fluidos a ser separados son

usualmente dos o tres. Si son dos fluidos

entonces uno es gas y otro liquido, el

separador es llamado del tipo de dos fases. Si

son tres los fluidos a ser separados como gas,

aceite y agua, el recipiente es llamado del

tipo de tres fases. El numero de fases

referidas es al número de corrientes que

dejan el recipiente, y no al número de fases

que están en la corriente de entrada.

Por ejemplo, los separadores de

corriente de pozos frecuentemente tienengas, agua y aceite en la corriente de entrada

pero únicamente el gas y líquido son

separados en el recipiente. El líquido fluye a

otro separador, donde el aceite y el agua son

separados. Consecuentemente un separador

de dos fases es aquel en que la corriente de

entrada es dividida en dos fluidos, y uno de

tres fases tendrá tres productos.

Cada una de las formas del recipiente

pueden ser tanto dos o tres fases. En otras

palabras, podemos tener un separador

horizontal de dos fases, un separador

horizontal de tres fases, un separador

vertical de dos fases y así sucesivamente.

Algunas corrientes de pozos

contienen arena u otras partículas solidas

que son removidas en un separador. Sonprovistos con dispositivos especiales internos

para colectar y disponer de estos materiales

sólidos. Estos materiales no son

considerados otra fase de fluidos en la

clasificación del recipiente.

La mayoría de los recipientes operan

bajo presión. Son usualmente construidos de

acero y de acuerdo con las especificaciones

de recipientes sujetos a presión. Las cabezas

y corazas son usualmente hechas de acero, ytodos los empalmes son soldados. Si existe

corrosión severa anticipada, el separador

puede ser protegido con un material

resistente a la corrosión como el acero

inoxidable. Si el agua salada es el agente

corrosivo la protección puede ser provista

con un revestimiento o pintura especial o

alquitrán.

La mayoría de los internos son

también hechos de acero y soldados a la

pared o cabezas del recipiente. Si se proveen

registros hombres , los internos pueden ser

atornillados en lugares que puedan ser

removidos para su limpieza o reparación.

CLASIFICACION DE SEPARADORES

I. DESCRIPCION DE SEPARADORES

SEPARADOR HORIZONTAL



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SEPARADORES HORIZONTALES DE 2 FASES

Figura 1

SEPARADORES HORIZONTALES DE 2 FASES



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SEPARADORES HORIZONTALES

FILTRO-SEPARADOR HORIZONTAL DE 2 FASES

SEPARADORES HORIZONTALES

Figura 2



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SEPARADORES VERTICALES DE 2 FASES

Figura 3

SEPARADOR ACEITE-AGUA



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SEPARADOR ACEITE-AGUA

Figura 4



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SEPARADOR CENTRIFUGO



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B. Patrones de flujo.

El flujo en un separador horizontal o

vertical es similar para el tipo de dos fases: la

mezcla entra a lado o al final del separador,

el fluido más ligero (usualmente gas) sale por

la parte de arriba, y el fluido más pesado es

desalojado por la parte de abajo.

El flujo en un separador centrifugo

como el mostrado en la pag. 7 es algo

diferente a los de tipo convencional. Los

recipientes son usualmente verticales ydependen de la acción centrifuga para

separar los fluidos. La corriente de entrada

es direccionada para fluir alrededor de la

pared del recipiente como un remolino. Los

líquidos más pesados se mueven hacia

afuera y se colectan en forma de gotas y

caen al fondo del recipiente. Los fluidos más

ligeros se colectan en la mitad del recipiente

y fluyen hacia arriba a la línea de salida.

El flujo en un recipiente vertical detres fases puede ser en una de varias

maneras como se muestra en la figura 6. El

método más simple se muestrao en la parte

superior izquierda del dibujo. El lado de

entrada de un separador de tres fases; el gas

fluye hacia afuera por la parte de arriba y el

liquido se instala en la parte de abajo. El

aceite flota en al agua, y este es drenado

fuera del recipiente. El agua es drenada por

la parte de abajo.Este tipo de colección de líquidos

sería usado con agua y destilado, donde una

separación limpia ocurre. La desventaja de

este sistema es que al nivel de agua es

controlado en la interface con el aceite, y si

cualquier espuma o emulsión está presente

en este punto esta interferirá con la acción

del flotador de control de nivel.

Un método preferible de control en unseparador de control de tres fases es

mostrado en la parte superior derecha de la

figura 6. En este recipiente, el agua cae en la

parte baja del recipiente en el lado izquierdo,

y fluye dentro de la cámara de agua en el

lado derecho donde este es drenado con un

controlador de nivel. El aceite es drenado en

el lado izquierdo con controlador de nivel.

Una interface emulsionada con aceite y agua

no interferirá con la operación de control denivel de la corriente de agua o aceite.

El fluido líquido en un separador horizontal

es usualmente una variación de uno de los

dos regímenes mostrados en la figura 6. En el

dibujo de en medio el aceite se instala en la

parte de abajo en la porción izquierda del

recipiente. La capa de aceite flota en el agua

y derrama sobre la mampara y es drenado

con un controlador de nivel. El agua

remanente en el lado izquierdo de la

mampara es drenada con un controlador de

nivel. El flotador de control de nivel es sujeto

de problemas por la emulsión en la interface

agua-aceite.

El dibujo inferior en la figura 6 indica el

patrón de flujo con un control de no

interface. El aceite derrama dentro del cubo

y es drenado con un controlador de nivel. El

agua fluye atreves del fondo del recipiente

dentro de la cámara en el lado derecho

donde es drenada.

C. Dispositivos internos de los

separadores

Una amplia variedad de dispositivos

mecánicos son usados dentro del separador

PATRONES DE FLUJO



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para mejorar su eficiencia y reducir costos.

Los más comúnmente usados son:

1.

plato deflector (fig. 1). Un plato deflectores usado en separadores gas líquido

enfrente de la boquilla de entrada del

recipiente. el plato puede ser plano o

convexo. Como la corriente de entrada lo

golpea, el liquido cae a la parte de abajo

y el gas fluye a través

FLUJO EN SEPARADORES DE 3 FASES

Figura 6

SEPARADORES DE 3 FASES



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del plato. En un separador vertical el

deflector puede desviar la corriente de

entrada alrededor de la pared delrecipiente para crear una acción

centrifuga.

2.

Separadores de niebla fig.1 y 3.

Separadores de niebla son

frecuentemente usados en separadores

gas-liquido para remover la niebla del

gas, la almohadilla es hecha de alambre

tejido muy entrelazado que es de 10 a 20

cm (4 a 8 “) de espesor. Este es

mantenido en su lugar por una mallarobusta que previene que este sea

barrido hacia afuera o desgarrado por un

súbito bombeo de gas.

Separadores de niebla son también

usados en aceite-agua para ayudar en la

separación de dos líquidos. Son de

particular valor en romper una emulsión

de aceite y agua.

3.

Platos coalescentes (fig. 1, 2 y 3).

Muchas configuraciones están

disponibles de diferentes proveedores.

Son usados en separadores gas líquidos

para remover líquidos del gas.

4.

Rectificadores de flujo (fig. 1)

Estos son usados también en

separadores de gas líquidos. Son usados

cuando hidratos o parafinas impiden el

uso de separadores de niebla.

5.

Elementos filtrantes (fig. 2 y 4).

Filtros son usados para remover

partículas solidas y nieblas del gas en

separadores aceite-agua. Los

separadores usualmente contienen un

registro de cierre apertura rápido para

permitir el acceso a reemplazar los

elementos.

6.

Material coalescente. (fig. 4) Excélsior y

heno son los materiales comúnmente

usados. En aplicaciones especiales,pellets con propiedades coalescentes son

usados. El material tiene que ser

mantenido en el lugar con una malla o

platos perforados. Un registro hombre es

usualmente incluido en el recipiente para

permitir el remplazo del material.

Material coalescente es usado en

separadores aceite-agua.

7.

Mamparas (fig. 2). Esta función ha sido

descrita.

8.

Dispositivos centrífugos (fig. 3 y 5). Estos

son usados en separadores gas líquido.Ellos imparten una acción tipo remolino

a la corriente de entrada que concentra

la fase liquida en la pared del dispositivo.

9.

Placas horizontales (fig. 1). Estas son

usadas en separadores gas liquido para

prevenir oleaje en la fase liquida. Son

DISPOSITIVOS INTERNOS

SEPARADORES DE NIEBLA



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P r o b l e m a 1

a . T r e s d i sp o s i t i vo s i n t e r n o s u s a d o s p a r a r e m o v e r n i e b la l i q u i d a d e l g a s s o n :

b . L a fu n c i o n d e l r o m p e d o r d e v o r ti c e e s :

c . L a s s a li d a s d e l a s c o r r ie n t e s d e u n s e p a r a d o r d e p r o d u c c i o n d e a c e i t e d e 3 f a s e s so n :

d . L a a c c io n d e o l e a j e e n u n s e p a ra d o r s e p r e v i e n e p o r e l u s o d e :

usualmente colocadas cerca del nivel del

líquido en el recipiente.

10.

Rompedores de vórtices (fig.1). Son

usados en todos los separadores donde

el líquido es drenado fuera de las

boquillas para prevenir la formación de

vórtices, que permitiría algún gas fluir

fuera de la línea de líquido.

11.

Protector del flotador (fig. 3). Este

dispositivo es usado cuando un flotador

interno es usado para controlar el nivel

del liquido este previene que el flotadorse dañe debido a la acción de oleaje del

liquido.

12.

Chorro de agua (fig. 7). Chorro de agua

algunas veces llamado chorro de arena.

Su propósito es esprear los lados y el

fondo del recipiente con una alta presión

de vapor, agua u otro liquido para

fluidizar la arena u otras partículas

solidas para que ellas puedan ser

drenadas desde los fondos.13.

Conos de arena (fig. 7). Estos son usados

en recipientes que tienen un flujo

continuo de arena o otras partículas

solidas. los sólidos son colectados en el

cono y son periódicamente expulsados

fuera del recipiente. Chorros de agua son

usualmente incluidos con los conos.

DISPOSITIVOS INTERNOS

Figura 7

SEPARADOR VERTICAL CON

DISPOSITIVOS PARA REMOVER ARENA



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Dos factores son necesarios para la función

de separación:

1.

El fluido al ser separado tiene que

ser insoluble en el otro

2.

Un fluido tiene que ser más ligero

que el otro.

Los separadores dependen del efecto de

gravedad para separar los fluidos. Si los

fluidos son solubles uno en el otro la

separación solo por gravedad no es posible.

Por ejemplo, una mezcla de propano y

gasolina no podrá ser separada en un

recipiente debido a que uno se disuelve en

otro aun cuando la gasolina es 50% más

pesada que el propano. Ellos tienen que ser

separado en un proceso de destilación.

Un separador depende de la gravedad

para separar los fluidos, la facilidad con que

dos fluidos pueden ser separados depende

de la diferencia de peso de los fluidos. El gas

usualmente pesa cerca de 5% más que el

aceite, y los dos pueden ser separados en

pocos segundos. Por otro lado el aceite

puede pesar solamente tres cuartos más que

el agua, y su separación puede llevar muchos

minutos. El factor primario para el efecto de

separación es la diferencia en el peso en los

fluidos.

La densidad de un fluido es conocida

como el peso de un volumen estándar. El

agua tiene una densidad de 1000 kg/m3

(62.4 lb/cf). La densidad del aceite crudo es

de 800 kg/ m3 (50lb/cf). La densidad del gas

dependerá primariamente de su presión.

Esto parecería que el gas tiene una densidad

de 40 kg/ m3 (2.5lb/cf) al ser separado

instantáneamente del aceite crudo que pesa

800kg/m3 (50 lb/cf). Cerca del 95% ocurrirá

casi instantáneamente. Sin embargo algún

liquido quedara remanente en el gas como

una fina niebla, y esta tiene que serexpulsada para que la separación sea

completa. Si esta niebla no es removida del

gas en el separador esta eventualmente

saldrá con el flujo del gas-posiblemente en

un quemador- y podría causar serios

problemas.

La función más difícil de un

separador gas-liquido es la remoción de la

niebla del gas. La niebla consiste en finas

gotas de líquido que están suspendidas en elgas como gotas de agua en el aire en el caso

de la niebla. Esta usualmente no caerá a

menos que las pequeñas gotas sean forzadas

a unirse para crear unas gotas más grandes

las cuales caerán debido a su peso y tamaño.

Dispositivos coalescentes son usados para

unir estas pequeñas gotas en gotas más

grandes.

Un ejemplo común de coalescer

ocurre cuando gotas de agua de un

parabrisas de un carro es manejado en la

niebla. Como las gotas finas de agua, que la

niebla lleva, golpean el parabrisas, ellas se

combinan con otras gotas y eventualmente

forman unas gotas más grandes que corren

hacia abajo del cristal.

Los dispositivos 2, 3,4, 5 y 8 listados

en la pag. 10 son dispositivos internos que

son formas de coalescer. En cada dispositivo,

gotas liquidas se adhieren a la superficie del

dispositivo y se combinan con otras gotas

hasta formar una gota más grande que caerá

al fondo del recipiente. La efectividad de la

separación dependerá de la cantidad de área

de superficie coalescente que esté presente.

II. PRINCIPIOS DE SEPARACION



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Con el fin de comprender el

mecanismo de separación que se lleva a cabo

nos preocuparemos por la separación de unamezcla de gas y aceite en sus componentes.

Como hemos mencionado la facilidad con

que dos fluidos se separaran depende de la

diferencia de estos dos fluidos. Entre más

grande sea la diferencia en peso más fácil

será la separación.

En el proceso de la separación de un gas de

un líquido, nosotros actualmente tenemos

dos pasos de separación.

1.

Separar la niebla liquida de la fase gas

2.

Separar el gas en forma de espuma de la

fase liquida.

Gotas liquidas de la niebla se asientan fuera

del gas, bajo las siguientes condiciones:

1.

El gas permanece el tiempo suficiente en

el separador para que las gotas de la

niebla caigan.

2.

El flujo de gas a través del separador es

lo suficientemente lento para que no

ocurra turbulencia que mantenga el

vapor del gas suspendido y evite que el

líquido caiga.

La diferencia de peso entre el gas y el líquido

determinara el máximo flujo de gas al cual

sea posible separarle el líquido.

Por ejemplo, una niebla caerá como liquido

fuera del gas a 5200 kPa (750psi) de presión

cuando el gas fluya en el separador a una

velocidad menor de 39 cm/s ( 1ft/ sec). En

otras palabras nosotros hacemos el

separador lo suficientemente largo para que

el gas viaje desde la boquilla de entrada

gasta la boquilla de salida con una velocidadde 30 cm/ s (1ft/sec), o menos.

Decimos que un gas a 5200kPa (750 psi) pesa

cerca de 40kg/m3 (2.5 lb/cf), mientras que a

presión atmosférica su peso es únicamente

0.8 kg/m3 (0.05 lb/cf) debido a que la

densidad es más baja a presión atmosférica

las gotas de aceite se separaran más rápido

debido a que la diferencia de peso es más

grande entre un gas a baja presión y aceite.Consecuentemente el gas puede fluir más

rápido en un separador a baja presión. De

hecho, este puede fluir a 152cm/s (5ft sec) y

no interferir con las gotas de líquido cuando

estas salen fuera del separador.

PRINCIPIOS DE SEPARACION

PROCESO DE SEPARACION



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Problema 2

a. Dos factores necesarios para separar fluidos en un separador son:

b. Para separar un gas pesado de un liquido ligero requiere un mas grande/mas pequeño separador

que uno que tenga un gas ligero y un liquido pesado.

TIPO DE SEPARACION TIEMPO DE RESIDENCIA DEL LIQUIDO (MINUTOS)

Gas/Agua 1 MinutoGas/Destilado o Condensado 1 Minuto

Gas/Glicol 2 Minutos

Gas/Aceite Crudo 3 Minutos

Gas/Agua/Destilado 3 Minutos

Gas/Agua/Aceite Crudo 5 Minutos

Tabla 1

TIEMPO DE RESIDENCIA DEL LIQUIDO

Problema 3

El flujo de un separador de 3 Fases es 1440 m3/d de aceite crudo y 720 m3/d de agua salada

(8640 b/d de aceite crudo y 4320 b/d de agua salada). El total del volumen de liquido de el

recipiente deberia ser:

A. Tiempo de residencia de líquido.

Burbujas de gas en el líquido saldrán

fuera en la mayoría de las aplicaciones de los

campos de aceite de 30 a 60 sec. Por lo tantodiseñamos los separadores para que el

líquido permanezca en el recipiente de 30 a

60 sec. El tiempo que el líquido permanece

en el recipiente es llamado tiempo de

residencia. Si nosotros queremos un

separador para tener un

tiempo de residencia de líquido de 60 sec, y

el flujo de entrada es de 380 l/min (100gpm)

haremos la sección de almacenamiento del

líquido del recipiente del tamaño suficiente

para mantener 380L (100gal.).

El tiempo de residencia de líquido puede ser

estimado llenando parcialmente un

recipiente de vidrio con separador de líquido,

y, después agitarlo violentamente,

observando el tiempo requerido para que las

burbujas de gas salgan fuera del líquido.




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Si el gas no sale fuera del liquido en el

separador, este eventualmente saldrá fuera

en un tanque de almacenamiento, yrequerirá costosa recompresión para

regresarle su presión que tenía en el

separador.

Otra razón para que las corrientes de

gas y líquido dejen el separador es que

tienen que ser puros por que la presencia de

uno en el otro hará imposible su medición

exacta. Cuando el liquido contiene burbujas

de gas, el volumen de la mezcla seincrementa por el volumen de gas en el. La

niebla de líquido en el gas también causara

que la medición de flujo sea alta.

El gas se separara más rápido en el líquido

cuando este fluye en dirección horizontal

más que cuando fluye en una dirección

vertical. Cuando el flujo es vertical el gas se

mueve hacia arriba y las gotas de líquido se

mueven hacia abajo. Cada fluido se mueve

en una dirección que interfiere en el flujo delotro. Cuando ambos fluidos se mueven en

dirección horizontal, el gas puede alcanzar la

parte alta y el liquido caer a la parte inferior

sin que uno interfiera con el otro.

Por lo tanto, la sección de gas del separador

será más pequeña en un separador

horizontal que un vertical.

Otro factor que afecta el flujo en que las

burbujas de gas dejan la fase liquida es el

área de superficie del liquido. Esta área es

usualmente más grande en un separador

horizontal que en uno vertical.

Generalmente, un separador horizontal es

preferido cuando el fluido de entrada es

principalmente gas; un separador vertical es

usualmente más pequeño y menos costosocuando el fluido de entrada es

principalmente líquido. Una desventaja de

un separador horizontal es que se requiere

más espacio para su instalación. Esto es

frecuentemente de mucha importancia en

plataformas marinas o en unidades de

paquetes de compresión, en estos casos los

separadores verticales son los usualmente

utilizados.

La sig. Tabla resume los factores para losefectos de separación gas líquido:

FLUJO DEL GAS Y LÍQUIDO EN LOS SEPARADORES


FACTOR DE SEPARACION EFECTO DEL FACTOR

1. Diferencia en peso de los fluidos

La separacion es mas facil cuando la diferencia de peso es mas

grande. Separadores mas pqueños pueden ser usados.

2. Tiempo de residencia en el separador. La separacion es mejor con mas tiempo.

3. Area de superficie coalescente La separacion es mejor con mas area.



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Problema 4

Determine la capacidad del Gas del siguiente Separador.

SI ENGLISHPresion de Operación 7000 kPa 1000 psi

Densidad Relativa del Liquido o °API 0.8 70 °API

Diametro 2100 mm 84 inches

Capacidad del Gas

III. DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DEL

SEPARADOR.

A. Capacidad de Separadores Verticales.

La capacidad de un separador de gas y

liquido dependerá de la presión de

operación, diámetro del recipiente, altura del

liquido, densidad o gravedad del liquido, y

tiempo de residencia del liquido.

1. Capacidad de gas.

El flujo permitido de gas es determinado

por la graficas de las siguientes páginas. El

uso de estas graficas es explicado con el

ejemplo mostrado en la grafica. Las curvas

de capacidad son basadas en separadores

que tienen separadores de nieblas y

deflectores en la entrada del gas. La

capacidad del separador se incrementa si

este contiene otros dispositivos coalescentes

internos.

DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DEL SEPARADOR.



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CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES

UNIDADES SI

Ejemplo:Un separador vertical operando a 7.5 mPa de presión, con un liquido de 0.70 de densidad relativa y

un diámetro interno de 2100 tiene una capacidad de manejo de gas de 7.0 millones m3/d.



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CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES

SISTEMA INGLES

Ejemplo:Un separador vertical operando a 1000 psi, con un liquido a 40° API y un diámetro interno de

72 pulgadas tiene una capacidad de manejo de gas de 210 MMcf/d.



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Separador Capacidad Liquido Separador

Diametro, mm m3/m o L/mm Diametro, Pulgadas bl/pie Gal/pulgada

300 0.07 12 0.14 0.5

400 0.13 14 0.19 0.7

500 0.20 16 0.25 0.9

600 0.28 18 0.31 1.1

700 0.38 20 0.39 1.4

800 0.50 24 0.60 2.0

900 0.64 30 0.87 3.11000 0.79 36 1.26 4.4

1100 0.95 42 1.71 5.8

1200 1.13 48 2.24 7.8

1300 1.33 54 2.83 9.9

1400 1.54 60 3.50 12.3

1500 1.77 66 4.23 14.8

1600 2.01 72 5.04 17.4

1700 2.27 78 5.91 20.7

1800 2.54 84 6.86 24.4

1900 2.83 90 7.87 27.6

2000 3.14 96 8.96 31.5

2100 3.46 108 11.34 39.7

2200 3.80 120 14.00 49.0

2300 4.15 132 16.94 59.3

2400 4.52 144 20.10 70.5

2600 5.31

2800 6.15

3000 7.07

3200 8.04

3400 9.07

3600 9.33

UNIDADES SI UNIDADES SISTEMA INGLES

Capacidad Liquido

Ejemplo:Unidades SI- El diámetro de un separador vertical es de 1500mm. Cada metro de altura contendrá

1.77 m3 de liquido. Cada mm de altura contendrá 1.77 litros.

Unidades Sistema Ingles- El diámetro es 60 pulgadas. Cada pie de altura contendrá 3.5 barriles.

Cada pulgada de altura contendrá 12.3 galones

VOLUMEN DE LIQUIDOS CONTENIDOS

EN SEPARADORES VERTICALES

TABLA 2



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Ejemplo:

Determine la capacidad liquida del siguiente separador vertical de gas-aceite crudo

Unidades SI Unidades Sistema Ingles

Diametro 1800 mm 72 inch

Altura del liquido 1.2 mm 4 ft

Solucion:

1. Volumen de liquido de acuerdo a la Tabla 2 (2.54m3/m)(1.2m) (5.04bls/ft)(4ft)

=3.048 m3 =20.16 bls

2. Tiempo de residencia (Tabla 1) 3 min. 3 min.

Volumen por minuto de residencia 3.048/3 20.16/3

=1.016 m3/min =6.72 bls/min

Capacidad Liquido/hr =1.016X60=60.96 m3/hr =6.72X60=403.2 bls/hr

Capacidad Liquido/dia 60.96X24= 1463 m3/d 403.2X24= 9677 bls/d

Para determinar la capácidad de un separador de 3 fases de gas/aceite crudo/agua, el tiempo de residencia

de 5 minutos fue usado para determinar el volumen de cada liquido.

Ejemplo:Determine la capacidad de agua y aceite crudo a manejar del siguiente separador de produccion:

Unidades SI Unidades Sistema InglesDiametro del separador 2400 mm 96 inch

Altura del aceite crudo en la camara liquida 0.9 m 3 ft

Altura del agua en la camara liquida 1.5 m 5 ft

Unidad de volumen de separacion (Tabla 2) 4.52 m3/m 8.96 bls/ft

Volumen en la seccion de aceite crudo 4.52X0.9 8.96X3

= 4.068 m3 = 26.88 bls

Volumen / 5 min de tiempo de residencia 4.068/5 26.88/5

= 0.8136 m3/min =5.38 bls/min

2. Capacidad de líquido.

La capacidad para el manejo de líquidos

depende del diámetro, altura del líquido en

el separador, y el tiempo de residencia. El

procedimiento es el siguiente:

1.

Use la tabla 2 para determinar el

volumen del líquido en el recipiente con

su diámetro y altura del líquido.

2.

Divida en volumen del liquido

determinado en el paso uno entre el

tiempo de residencia determinado en lapág. 14, este te dará la capacidad de

liquido por minuto.

3.

Multiplique la capacidad del paso dos

por 60 para obtener el flujo permitido

por hora, o multiplique por 1440 para

obtener el flujo por día.

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE SEPARADORES VERTICALES



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Unidades SI Unidades Sistema Ingles

Capacidad de aceite crudo por dia 0.8136 X 1440 5.38 X 1440

= 1171.6m3/d = 7747 bls/d

Volumen en la seccion de agua 4.52 X 1.5 8.96 X 5

= 6.78 m3 = 44.8 bls

Volumen / 5 min de tiempo de residencia 6.78/5 44.8/5

=1.356 m3/min = 8.96 bls/min

Capacidad de agua por dia 1.356 X 1440 8.96 X 1440

= 1952.64 m3/d = 12,902 bls/d

Problema 5

Determine la capacidad de liquido diaria de un separador vertical de gas/aceite crudo que tiene un diametro de

2100 mm (84 inches) cuando el nivel de liquido es de 1.8 m (6 ft).

Problema 6

Determine la capacidad de gas del siguiente separador horizontal de Gas/aceite crudo que opera

a la mitad de la capcidad de liquido.

UNIDADES SI SISTEMA INGLESPresion 5500 kPa 800 psi

Densidad/Gravedad del liquido 800 kg/m3 40° API

Diametro 2400 mm 96 in

Capacidad del Gas:

B. Capacidad de los separadores

horizontales.

Los mismos factores para determinar la

capacidad de los separadores verticales son

aplicables a los separadores horizontales:

tamaño del recipiente, presión, densidad del

líquido y tiempo de residencia. Además, el

nivel del líquido afectara el espacio para laseparación del vapor y el volumen del

líquido. Muchos separadores horizontales

operan con un nivel líquido en o cerca del

centro del recipiente.

Entonces, la mitad del recipiente está

disponible para la separación del vapor y la

mitad para el tiempo de residencia del

líquido.

1. Capacidad de gas.

Las graficas en las siguientes páginas son

usadas para determinar la capacidad demanejo de gas de un separador horizontal

operando a la mitad de lleno de líquido con

un plato deflector a la entrada y un

separador de niebla. Los ejemplos en cada

grafica ilustran su uso.

CALCULO DE LA CAPACIDAD DE SEPARADORES HORIZONTALES



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Ejemplo:Un separador horizontal que opera a 7500 kPa con un líquido con una densidad relativa de 0.7 y un

diámetro interior de 2100 mm tiene una capacidad de gas de 6 millones m3/d.

CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES

UNIDADES SI



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CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES

UNIDADES INGLESAS

Ejemplo:

A una presión de 1000 psi con un líquido de 40 API y 84 pulgadas de diámetro interior, la capacidad es de240 mm cf /d



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2. Capacidad de manejo del líquido.

La capacidad de manejo de líquido de un

separador operando a la mitad de llenado es

la mitad de lo que se muestra en la tabla 2 en

la pag. 19, mas el 10% por el volumen en las

cabezas.

En otro punto: aun cuando el agua este

presente el área de separación del vapor está

basada en la diferencia en gravedad del gas y

el aceite, y no en la del gas y agua. El agua es

más pesada que el aceite, y por lo tanto, esta

se separara más rápido del gas que del

aceite. Por lo tanto es más difícil separar gas

del aceite, nosotros diseñamos separadores

bajo este principio, y al agua caerá antes que

el aceite lo haga.

Por otra parte: aun cuando el agua este

presente, el área de separación de vapor

está basada en la diferencia de gravedades

del gas y el aceite, y no en las del gas y agua.

El agua es más pesada que aceite, y

consecuentemente, este podar ser separado

más rápido del gas que del aceite. Partiendo

de este punto es más difícil separar el gas del

aceite, diseña el recipiente bajo esta base, y

el agua será separada antes de que el aceite

lo haga.

C.

Selección de internos de los separadores.

Dispositivos internos son usados para

incrementar la velocidad del proceso de

separación para reducir el tamaño y el costo

del separador. Una apropiada selección de

internos puede reducir el costo de

separación hasta en un 50%. Sin embargo,

una mala selección de internos puede

reducir la capacidad del separador hasta en50%.

Muchos de los dispositivos internos son

instalados en la sección de vapor para

remover las gotas de líquido del gas. Los

procedimientos para el cálculo de la

capacidad de un separador previamente

DETERMINACION DE CAPACIDAD DE UN SEPARADOR

HORIZONTAL



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discutidos fueron basados en separadores

que contienen un separador de niebla y un

plato de flector. La capacidad seráaproximadamente 20% menos si no está

instalado el separador de niebla u otro

dispositivo coalescente en la sección de

vapor. La capacidad es aproximadamente

10% más si platos coalescentes u otros

dispositivos semejantes son instalados a

demás del separador de niebla.

La selección de dispositivos internos

dependerá principalmente de la composicióny calidad de la corriente de entrada al

separador. Dispositivos coalescentes no

deberían ser instalados si hay una

probabilidad de que ellos lleguen a ser

obstruido con cera, arena, hidratos o

productos corrosivos. Un separador de niebla

de acero inoxidable puede ser instalado en

una corriente de gas corrosivo sin el riesgo

de llegar a obstruirse con productos

corrosivo. Sin embargo, platos coalescentes,venas de rectificación y dispositivos

centrífugos no deberían ser usados cuando

exista la posibilidad de incrustaciones de

suciedad, cera, o hidratos.

Los dispositivos centrífugos son altamente

efectivos para remover niebla del gas tanto

como el flujo del gas sea lo suficiente para

mantener la velocidad en el elemento

centrífugo. La entrada de baches de líquidos

al separador pueden afectar los beneficios de

un dispositivo centrífugo. Estos dispositivos

son más efectivos cuando la corriente de

entrada es normalmente gas fluyendo en un

flujo constante.

Los rompedores de vórtice deben ser

instalados en cada línea de salida de líquido.

Sin este dispositivo, un efecto embudopuede ocurrir cuando el liquido es expulsado,

y el gas fluirá fuera a través del embudo con

el liquido.

Un plato deflector de entrada es otro

dispositivo interno que es usado en casi

todos los separadores. Este dispositivo

previene que el liquido fluya fuera a la mitad

del recipiente y de este modo reduce la

efectividad del espacio de separación devapor.

Una coraza del flotador debe ser instalada en

todo separador que contenga un flotador

interno usado para el control de nivel del

recipiente. Si el flotador se encuentra en una

jaula externa (pierna de control), no se

requiere protección dentro del recipiente.

Se deben instalar purgas en el fondo de los

separadores si existe alguna probabilidad deacumulación de arena o suciedad en el

mismo. Esto es más frecuentemente usado

en separadores en cabezas de pozos para

remover la arena producida en el pozo.

La siguiente tabla muestra la aplicación y

limitaciones de varios dispositivos internos.



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Tabla # 4

Aplicación de Dispositivos Internos Usados en Separadores

DISPOSITIVO INTERNO PROPOSITO DEL DISPOSITIVO O SITUACION DONDE ELDISPOSITIVO NO DEBE SER USADO

Removedor de neblina a)

Remover liquido en forma de neblina en el gas

b)

Romper las emulsiones agua – aceite

c)

No se usan en condiciones donde ceras, suciedad o

hidratos puedan estar presentes

Plato deflector a)

Separar líquidos del gas a la entrada del separador

b)

Son usados en todos los servicios

Plato coalescente a)

Remover líquidos en forma de niebla del gas

b)

Separar el aceite del agua

c)



Aletas rectificadoras a)

Remover líquidos en forma de niebla del gas

b)

Separar aceite del aguac)



Elementos filtrantes a)

Remover partículas solidas del gas o líquidos

b)

Separar el aceite del agua

c)

Remover neblinas del gas

d)

No se usan donde pueda haber presencia de ceras o

hidratos

Materiales coalescentes a)

Separar aceite del agua

b)

No se usan si hay presencia de ceras

Dispositivos centrífugos a)

Separar gas de líquidos

b)

No se usan si hay presencia de ceras o suciedadc)

No se usan en corrientes de gas intermitentes

Bafles horizontales a)

Usados usualmente en recipientes gas – liquido

grandes, donde se puedan presentar olas internas

Rompedores de Vortex b)

Usados en todas las boquillas de salida de líquidos en

separadores gas – liquido

c)

No se necesitan si el separador opera inundado

Coraza del flotador a)

Usado cuando un flotador interno se encuentra

presente

Purgas y conos de arena b)

Usados cuando hay sólidos presentes

Problema 8Liste tres dispositivos internos que deben ser usados en separadores gas-líquido donde

no haya posibilidad de presencia de ceras o hidratos:

___________________ , _____________________ , ______________________



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IV. –APLICACIÓN

Los separadores son una parte vital de casi toda operación de proceso. La aplicación más común

en el campo petrolero es segregar gas, aceite y agua de cada otro. Cada uno de los tres fluidos

debe estar libre virtualmente al 100 % de cada uno de los otros, para así alcanzar su máximo valor

comercial.

El liquido debe ser removido de una corriente de gas para evitar la acumulación de este en las

partes bajas de las líneas de transporte y así restringir el flujo de gas. Si el gas requiere de

procesamiento en una planta deshidratadora o endulzadora, los líquidos deben ser eliminados

para evitar serios problemas de operación en estas plantas. El aceite crudo debe estar libre de gas

para que los tanques de almacenamiento no sean peligrosos debido a fugas de gases. El contenido

de agua en el aceite debe ser bajo para prevenir una disminución de valor.

Por razones ambientales y de conservación de energía, es necesario remover el aceite del aguadescargada de cualquier operación de proceso.

Una lista de aplicaciones de separadores sería interminable, y no tendría caso tratar de realizarla.

En su lugar, la tabla siguiente muestra las aplicaciones más comunes de los separadores verticales

y horizontales.

APLICACIONES COMUNES DE SEPARADORES HORIZONTALES Y VERTICALES

TIPO APLICACION

Horizontal 1.

Corrientes con altas relaciones Gas – Aceite

2.

Separación aceite – Agua donde se requieran tiempos

de residencia largos

Vertical 1.

Corrientes con baja relación Gas – Aceite

2.

Donde se debe obtener un nivel de liquido alto para

prevenir que una bomba cavite, o para mantener un

sello de liquido

La designación de alto o baja relación de Gas – Aceite es más bien arbitraria. Los siguientes casos

son instancias especificas en donde las relaciones altas o bajas de Gas – Aceite pueden usualmente

ocurrir.

BAJA RELACION GAS - ACEITE ALTA RELACION GAS - ACEITE1.

Corrientes provenientes de pozos de

aceite

2.

Tanques de flasheo en plantas de

endulzado y deshidratación

3.

Acumuladores de reflujo en

fraccionadoras

1.

Corrientes provenientes de pozos de

gas

2.

Separadores de gas en línea

3.

Separadores de succión de

compresores

4.

Separadores de gas combustible



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APLICACION

SEPARADOR GAS – LÍQUIDO Y SEPARADORES DE SUCCION EN CORRIENTES DE GAS DE SUCCION A COMPRESORES

FILTROS – SEPARADORES EN ESTACION DE COMPRESION DE GAS

SEPARADORES A BOCA DE POZO EN INSTALACION DEPRODUCCION DE GAS



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V OPERACIÓN

PROCEDIMIENTOS DE ARRANQUE

Si los recipientes están llenos de aire en el

momento del arranque, deben ser purgados

y desplazados con gas de hidrocarburo

previo al arranque. Si las bridas o conexiones

en el tanque fueron abiertas durante el

tiempo que estuvo fuera de operación,

deben hacerse pruebas para detectar fugas

previas a la puesta en operación.

A. Arranque

1.

Si el tanque esta vacio, cierre las

válvulas de bloqueo localizadas en

cada una de las salidas de liquido,

para prevenir posibles fugas a través

de las válvulas de control de las

líneas

2.

Si el tanque tiene un controlador de

presión, este debe ser ajustado a un

75% del punto de ajuste normal de

presión, y lentamente irincrementándolo hasta llegar al

punto de ajuste normal de operación

después que el tanque ha sido

puesto en servicio.

Esto prevendrá que los dispositivos

de relevo de sobrepresión se

accionen en caso de que el

controlador este desajustado y

permita que la presión seincremente por arriba de la normal

de operación.

3.

Si el tanque tiene un paro por bajo

nivel, estos deben ser desactivados o

debe ser añadido liquido al tanque

hasta un nivel por arriba del nivel de

paro.



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4.

Revise las líneas de flujo para verificar que el sentido de flujo este correcto y se dirijan a la

locación apropiada.

5.

Lentamente abra la válvula de la corriente de entrada al tanque

6.

Cuando el nivel de liquido se incremente y alcance el rango del controlador de nivel,

coloque el controlador de nivelen servicio, y abra las válvulas de bloqueo que fueron

cerradas en el paso 1.

7.

Ajuste los controladores de nivel y presión para estabilizar su operación a sus puntos

normales de ajuste.

Problema 9

Enliste la secuencia de arranque de arranque apropiada para un separador

a. Abra la válvula de proceso de entrada

b. Abra la válvula de salida de liquido del separador

c. Ajuste el controlador de presión a 75% de su punto de ajuste normal

d. Desactive el dispositivo de paro por bajo nivel

PROCEDIMIENTO DE PAR

B. Paro

Cierre una válvula en la corriente de entrada

Cierre válvulas en la descarga de líquidos

para prevenir fugas de líquidos

Si el tanque debe ser drenado, abra la línea

de bypass de las válvulas de control de nivel,

o ajuste el controlador de tal manera que la

válvula de control permanezca abierta hasta

que el tanque se haya drenado. Cierre las

válvulas de bloqueo en las líneas de salida de

líquidos tras el drenado. Si el recipiente debe

ser depresurizado, cierre una válvula de

control en la línea de salida de gas.

Despresurice el tanque abriendo una válvula

en la línea de el tanque hacia el sistema de

venteo de la instalación. Si es posible, deje

una pequeña presión positiva en el tanque

mientras este fuera de servicio para prevenir

que se introduzca aire al mismo y así evitar

que sea purgado previo a la puesta en

operación.

PROCEDIMIENTO DE PARO DEL SEPARADOR



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Problema 10

Enliste la secuencia apropiada para detener la operación del separador

a. Drenar el liquidob. Depresurizar

c. Cerrar la válvula de entrada

OPERACIONES DE RUTINA

C. Operaciones de Rutina

1.

Las revisiones de operación rutinarias

son observar los varios instrumentos

indicadores de nivel presión,

temperatura e instrumentos de control

de flujo para verifica que estén indicando

y controlando dentro del rango

apropiado.

2.

Las válvulas de control operadas por

diafragma deben ser corridas

ocasionalmente para verificar que abran

y cierren totalmente sin restricciones.

3.

Los cristales de las mirillas de nivel deben

ser drenados periódicamente para

prevenir que suciedad se acumule en las

líneas o válvulas de los instrumentos, y

esto cause una lectura errónea.

4.

Si los tanques tienen filtros o cámaras

coalescentes, la caída de presión a través

de ellos debe ser vigilada por si se

presenta un incremento que indica una

acumulación de partículas solidas, y la

necesidad de limpiar o reemplazarlos.

Una situación interesante es cuando los

eliminadores de neblina se bloquean, lo cual

causa una caída de presión alta a través de

ella.la presión en la cámara de gas en el

extremo de salida del eliminador de neblina

es varias psi más baja que en la entrada. El

resultado de esto es que el liquido en el

tanque es succionado hacia arriba a través

de la línea de dren y abandona el tanque por

la salida del gas. El extremo de la línea de

dren se encuentra bajo el nivel de líquido así

que el gas no brincara el eliminador de

neblina fluyendo a través de la línea de dren.



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REVISIONES DE OPERACIÓN DE RUTINA



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CONTROL

D. Control

Los separadores tienen dos puntos mayores

de control.

1.

Control de presión.

2.

Control de nivel.

Cada control será tratado por separado.

1. Control de presión.

La capacidad del gas de un separador se

incrementa si se incrementa la presión

de operación. Consecuentemente la

presión en un separador debe

mantenerse tan alta como sea posible en

orden de conseguir la mejor separación.

Incrementando la presión reduce el

volumen actual de gas, y por lo tanto

reduce la velocidad del gas en el

tanque.la presión es regulada con un

controlador de presión que regula el

flujo de gas abandonando el tanque.

2. Control de nivel

a) Separadores bifásicos

El punto al que se mantenga el nivel de

líquido en el separador puede tener un

efecto significativo en la operación del

tanque, particularmente en un separador

horizontal. El nivel del líquido necesita ser

suficientemente alto para que el volumen de

líquido en el tanque provea el tiempo de

residencia deseado para que las burbujas de

gas se desprendan del líquido. Si el nivel de

líquido es demasiado alto, el tiempo de

residencia del mismo será más del requerido.

Esto no afectara la calidad del líquido que es

retirado del tanque, pero reducirá el espacio

de desentrelazado del gas, y puede resultar

en arrastre de líquidos en la corriente de gas

a la salida.

Si el gas fluye a un compresor, planta de

deshidratación, o unidad endulzadora, el

contenido de líquidos (neblinas) debe ser el

más bajo posible. Puede tener consecuencias

de daño en válvulas de compresión, y

espumamiento en plantas de endulzamiento

y de deshidratación. Para minimizar la

formación de neblinas en el gas, el volumen

del espacio del desentrelazado del gas debe

estar al máximo. Esto se logra reduciendo el

nivel de líquido. Esto es de importancia muy

particular en los separadores horizontales

donde un pequeño cambio en el nivel tiene

un efecto muy grande en el espacio de

vapor.

Es casi siempre difícil determinar el tiempo

de residencia apropiado para permitir que

las burbujas de gas se rompan. Si el líquido

es descargado hacia un tanque atmosférico,

se puede dar una idea observando la

cantidad de gas que es venteada del tanque.

Si el gas dejando el separador fluye hacia

otro tanque de proceso, entonces el arrastre

de líquidos caerá en este otro. Si se nota que

existe arrastre de líquidos, generalmente se

evita disminuyendo el nivel de líquidos.

Generalmente el arrastre de líquidos en la

corriente de gas causara más problemas

operativos que las burbujas de gas en la

corriente de líquidos. Consecuentemente,

usualmente es mejor mantener el nivel delíquidos bajo más que alto en los

separadores horizontales.



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Este es un buen momento para pausar un

momento y comentar sobre los

controladores de nivel. La mayoría de los

controladores de nivel tienen un flotador

que está parcialmente inmerso en el líquido

del separador. Cuando el nivel en el

separador se eleva el controlador de nivel

censa el incremento y envía una señal a la

válvula de control en la salida de líquidos

para abrir y así permitir que más liquide fluya

fuera del tanque. De modo contrario, cuando

el nivel decrece, el controlador de nivel envía

señales a la válvula para que cierre.

La mayoría de los controles de nivel

mantendrán un nivel constante en el

separador en tanto el flujo del líquido sea

cercano a una constante. Sin embargo, si el

flujo de líquidos se incrementa, el nivel del

separador se elevara y se mantendrá en su

punto más alto hasta que disminuya el flujo,

o hasta que el punto de ajuste en el

controlador sea disminuido.

Si el controlador de nivel está equipado con

un mecanismo de restablecimiento (reset), el

controlador mantendrá un nivel de líquidos

constante dentro del separador. Sin embargo

la mayoría de los controladores usados en el

campo de aceite y gas no poseen un

dispositivo de restablecimiento, y el nivel

cambiara cada vez que hay un cambio en el

valor del flujo.

Como se menciono antes, cuando la

velocidad de entrada de flujo aumenta, el

nivel en el separador se incrementa, y

permanece en alto nivel en tanto el alto flujo

continúe. No regresara a su posición normal

a menos que el controlador posea un

restablecimiento, o un operador cambie el

punto de ajuste de nivel. Si el flujo de líquido

disminuye, el nivel disminuirá y permanecerá

bajo en tanto el flujo continúe bajo.

Otra mención de los controladores de nivel:

la mayoría de los controladores tienen un

ajuste de banda proporcional que regula la

proporción de respuesta de un instrumento

CONTROLES TIPICOS DE UN SEPARADOR



MANUAL


Página: 36 de 42


cuando ocurre un cambio de nivel. La

mayoría de las bandas proporcionales van de

un rango de 0 a 100 %, cuando la banda es

ajustada cerca de 0, un cambio ligero en el

nivel abrirá o cerrara por completo la válvula

de control de nivel; con un ajuste de 100 %,

el nivel debe moverse desde el fondo del

flotador hasta lo alto del mismo para que la

válvula de control se mueva de totalmente

cerrada a totalmente abierta. Los efectos de

los ajustes de la banda proporcional son:

a)

En un ajuste alto (75%) obtendrá un

flujo constante de líquido a través de

la válvula de control, pero el nivel en

el tanque variara. Este ajuste

generalmente es deseable cuando el

líquido va hacia otro tanque de

proceso.

b)

Un ajuste de banda proporcional

baja (5 – 15%) nos dará un nivel

constante, y el flujo a través de la

válvula de control variara. Este ajuste

se usa cuando el líquido va hacia un

tanque de almacenamiento o una

fosa de deshechos.

1. Control de nivel de un separador de

tres fases.

Un separador de tres fases es aquel en el que

los flujos de salida son gas y dos líquidos. En

la mayoría de los separadores de tres fases,

uno de los líquidos es el petróleo; el otro es

por lo general de agua, pero puede ser de

glicol, salmuera, amina, o cualquier otro

líquido que no es soluble en aceite. Para

nuestro análisis, supondremos que son el

petróleo y el agua. Los principios de

funcionamiento serán los mismos para

cualquiera de los dos líquidos que no son

solubles entre sí. El termino corte de agua se

utiliza en el campo petrolero para indicar el

porcentaje total de líquido que es agua. Un

20% de corte agua sería de 20% de agua y

80% de aceite. Un corte de agua baja por lo

general significa menos del 10% de agua, un

alto corte de agua es superior al 50%.

1. Control de nivel en separador

vertical de 3 fases

Las configuraciones más comunes para los

controladores de nivel para separadores

verticales son mostradas en las figuras de

abajo. Cada uno de los tanques tiene dos

controladores de nivel: uno para retirar el

aceite y uno para retirar el agua. En lailustración de la izquierda, el nivel de agua es

controlado en la interfaz de agua y aceite.

Este es el peor caso para un punto de ajuste,

porque rara vez es una capa limpia de aceite

sobre una capa limpia de agua.

CONTROL DE NIVEL EN SEPARADORES

VERTICALES DE 3 FASES



MANUAL


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El agua que entra al tanque debe caer a

través de la capa de aceite hasta asentarse

en el fondo. Pequeñas gotitas de agua toman

más tiempo para concentrarse en la capa de

aceite que se encuentra justo sobre la de

agua. Pequeñas gotitas de aceite tratando de

elevarse en el agua se concentraran en la

parte alta de la capa de agua. Para empeorar

las cosas, suciedad y limaduras en el sistema

se hundirán en la capa de aceite pero

flotaran en la de agua. Así es como la interfaz

generalmente tiene varios centímetros de

espesor de emulsión agua – aceite y

suciedad. La cual es llamada coloquialmente

cadena. Esto hace difícil determinar lalocalización de la interfaz.

Si una de las conexiones del cristal de nivel

está en la capa de la cadena, el cristal se

puede llenar con este material, y la interfaz

puede perderse. Cuando esto ocurre la capa

de la cadena debe ser drenada del tanque.

El liquido en el cristal de nivel es agua y aceite limpio. La capa

de la cadena no se muestra en el cristal de nivel.

Si el flotador en el control de nivel de agua

está inmerso en una capa de basura y

emulsión, puede que no distinga la diferencia

de densidad entre el aceite y el agua. Y no

operara apropiadamente.

El tanque de la página anterior a la derecha

supera el control de interfaz agua – aceite. El

agua que cae al fondo fluye abajo un plato y

entra a la cámara de agua. Donde un

controlador de nivel regula su desalojo. La

localización de la interfaz agua – aceite es

controlada variando el nivel en la cámara de

agua. Cuando el nivel en la cámara de agua

varia, la interfaz agua – aceite variara de 3 a

5 veces más, dependiendo de la diferencia

de densidad entre el aceite y el agua.

Cuando una de las conexiones se encuentra en la cadena, la

mayoría de los cristales de nivel se inundan con basura y no es

visible la interfaz aceite – agua

En ambos de los casos previamente vistos, el

nivel del aceite es siempre constante. Así es

como, los volúmenes relativos de agua y

aceite dependen de la localización de la

interfaz.

La calidad de cuales quiera de los dos

líquidos es determinada, y el nivel de la

interface es ajustado lo que sea necesario.

Por ejemplo: el examen de aguas muestra un

bajo contenido de aceite, pero el examen de

aceite muestra un contenido alto de agua. En

este caso, el volumen de asentamiento de

aceite necesita ser aumentado. Esto se hace

reduciendo el nivel del agua (y de interfaz).



MANUAL


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Los flotadores del controlador de nivel se

muestran dentro de los tanques en los

dibujos, con propósitos ilustrativos. En la

mayoría de los casos, el flotador se localiza

en una jaula montada en el exterior del

tanque.

2. Control de nivel en separador

horizontal de 3 fases

Los controles de nivel más comunes para

separadores horizontales se muestran abajo.

El dibujo superior es el menos deseable, y el

dibujo inferior es el más deseable en los dos

últimos diagramas. La posición del vertedero

fija la parte alta de la capa de asentamientodel volumen de aceite. El vertedero es casi

siempre es muescado como se muestra en

los diagramas de la siguiente pagina. A bajos

flujos de aceite, el nivel del aceite esta cerca

del fondo de la muesca. En tanto el flujo de

aceite aumenta, el nivel de aceite también.

La muesca esta dimensionada de tal modo

que el nivel estará a lo alto del vertedero a

flujo máximo de aceite.

El volumen relativo de asentamiento de el

aceite y el agua son variados cambiando el

nivel de la interfaz agua – aceite igual que en

los tanques verticales. Un controlador de

nivel de interfaz se usa en los arreglos de lo

alto y de en medio. El nivel en la cámara del

agua controla la localización de la interfaz en

el arreglo del fondo. El nivel de la interfaz se

debe reajustar cuando los análisis aplicados

al agua y al aceite nos indican la necesidad

de un cambio en el tiempo de asentamiento

para uno de los líquidos.

CONTROLES DE NIVEL EN SEPARADORES

HORIZONTALES DE 3 FASE



MANUAL


Página: 39 de 42


A bajos flujos de aceite, el nivel del mismo se encuentra cerca

del fondo de la muesca en el vertedero

Cuando se incrementa el aceite, el nivel del mismo se

incrementa

SECCION TRANSVERSAL DE UN SEPARADOR CON VERTEDERO MUESCADO

Problema 11

En un separador de 3 fases, los volúmenes relativos de aceite y agua son cambiados por:

VI RESOLUCION DE PROBLEMAS

La causa de un problema operativo es fácil

de encontrar por un proceso de eliminación

de causas. Cada evento que puede causar un

problema es revisado hasta que se encuentre

la causante del mismo. La secuencia

apropiada de eliminación de causas en la

mayoría de los casos es la misma, revisar

primero las mas fáciles. Estas son

instrumentos: indicadores de presión,

posicionadores de válvulas de control,

presiones de salida de los controladores,

cristales de nivel, medidores de flujo, etc.

Cuando se realicen estas verificaciones, se

debe asegurar que los instrumentos están

trabajando apro-piadamente, y no están

dándonos lecturas falsas. Ya que las causas

probables más fáciles hayan sido verificadas

y eliminadas, se procede a verificar las

causas mas difíciles.

Otra parte importante de la solución de

problemas es mantener una perspectiva

amplia del proceso en sí, y no solo del equipo

con problemas. Los trastornos al final de una

planta muy a menudo afectan al proceso en

el inicio. Encuentre la fuente del problema

antes de tomar acciones correctivas.



MANUAL


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PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS POR ACARREO DE LIQUIDOS EN LACORRIENTE DE GAS DE SALIDA

CAUSA DEL ARRASTRE PROCEDIMIENTO

1.

Alto flujo de gas a la entrada Revise el flujo de gas y estrangule de ser

necesario a el flujo de diseño

2.

Alto nivel de líquidos que reduce elespacio de desentrelazado de vapor

Revise el nivel de líquidos. Ventee el tubo delcristal de nivel. Reduzca el nivel a su nivel

máximo de diseño.

3.

Los platos coalescentes, eliminador

de neblinas, o dispositivo centrifugo

se encuentran tapados

a)

Revise la temperatura y presión para

determinar si se ha formado un

hidrato. Reduzca la presión para

fundir el hidrato.

b)

Mida la caída de presión a través del

dispositivo, esta debe ser menor a 15

kPa (2 psi). Si la caída de presión es

igual a cero, el dispositivo puede

haberse soltado de su montura. Lamedición de la caída de presión debe

realizarse en condiciones de flujo de

gas de diseño. Altas caídas de presión

significan taponamientos. Inspec-

cione internamente y limpie de ser

necesario.

4.

Oleaje excesivo en liquido Instale barras rectificadoras horizontales.

5.

La presión de operación se encuentra

por debajo de la de diseño

Revise la presión e increméntela a la de

diseño del tanque, o reduzca el flujo de gas

en proporción a la reducción en la presión.

6.

La densidad del liquido es menor que

la de diseño

Compruebe la densidad del liquido. Si es

menor que la de diseño, el flujo de gas

deberá ser recortado en proporción a la

reducción en la densidad.



MANUAL


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PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS POR INHABILIDAD DE MANTENER UN NIVLCONSTANTE DE LIQUIDOS

CAUSA DE NIVEL VARIABLE PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS

1.

El flotador se encuentra cubierto

totalmente con liquido. El

controlador tiene una presión desalida constante alta (15 psi).

a)

Limpie las piernas de las mirillas de nivel

para obtener una lectura más acertada.

b)

Si la jaula del flotador es externa,púrguela para asegurarse que las

conexiones de la misma no se

encuentren bloqueadas.

c)

Cuando las mirillas de nivel y la jaula del

flotador estén limpias, verifique si el

flotador está cubierto por el liquido.

d)

Drene manualmente el tanque para

asegurarse que el flotador se sumerja en

un 50%.

e)

Ponga el controlador de nivel en servicio.

2.

El nivel del liquido se encuentra pordebajo del flotador. El controlador

tiene una presión de salida constante

baja (3 psi). NOTA: los controladores

de nivel no trabajaran

apropiadamente si el liquido se

encuentra por encima o bajo de ellos.

El flotador debe estar parcialmente

sumergido en el liquido para que el

controlador opere apropiadamente.

a)

Realice los pasos a y b del cuadroanterior.

b)

Cierre la válvula en la salida de líquidos

para permitir que el nivel se eleve hasta

que el flotador este sumergido un 50%

en el liquido.

c)

Ponga el controlador de nivelen servicio.

3.

La tasa de flujo de liquido ha

cambiado

a)

Si el controlador de nivel no tiene reset,

el punto de ajuste del controlador

deberá ser cambiado cada vez que la tasa

de flujo varié significativamente.

b)

Si el controlador tiene reset, este puede

ser ajustado para que se haga cargo de

los cambios en la tasa del flujo.

4.

El liquido entra al tanque en baches,

el controlador de nivel no reacciona

lo suficientemente rápido para

drenar el liquido.

a)

Reduzca el punto de ajuste del

controlador de nivel.

b)

Reduzca el ajuste de la banda

proporcional.

c)

En algunos casos puede ser útil instalar

un posicionador en el control de nivel

para conseguir que la válvula abra masrápido.

5.

El oleaje interno está causando que el

flotador interno se mueva.

Instale un escudo de flotador o mueva el flotador

a una pierna de control externa.



MANUAL


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PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS POR INHABILIDAD DE MANTENER UN NIVLCONSTANTE DE LIQUIDOS

CAUSA DE NIVEL VARIABLE PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS

6.

La válvula de control de nivel no está

operando apropiadamente.

a)

Verifique la acción de la válvula, que no

esté cerrando cuando deba abrir.

b)

Corra la válvula a sus posiciones decerrada y abierta para verificar que la

tensión de el resorte sea la apropiada, y

que no se encuentra calzada.

c)

Verifique el flujo a través de la válvula

con esta completamente abierta revise si

no tiene restricciones o taponamientos

en la línea.

d)

Ajuste la presión de aire de instrumentos

para cerrar la válvula, si continua el flujo,

los asientos o tapones de la válvula están

desgastados y deben ser reempla-zados.e)

Verifique fugas de aire en el ensamble

del diafragma, si están presentes esto

significa diafragma dañado y necesita ser

reemplazado.

7.

El controlador de nivel no muestra

respuesta alguna a un cambio en el

nivel del tanque.

a.

El flotador ha caído.

b.

El brazo del flotador se ha

soltado del tubo de torque.

c.

El tubo de torque ha fallado.

a)

El controlador de nivel tiene una presión

de salida constante alta (usualmente 15

psi).

b)

Repare el controlador.

8.

El flotador en la interfaz agua – aceite

está totalmente sumergido en

emulsión.

a)

Verifique la emulsión en el tanque

drenando alguna línea que se encuentre

cerca del flotador.

b)

Drene la emulsión del tanque si esta está

presente.

9.

La densidad del aceite ha cambiado,

así que el flotador no responde a un

cambio en el nivel del aceite.

a)

Compruebe la densidad del aceite.

b)

Si esta es diferente que la de diseño del

tanque, consulte con un proveedor de

controles de nivel y reemplace el

flotador.



MANUAL


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La mirilla de nivel que indica el nivel del líquido, es quizá el dispositivo más importante en la

operación del separador. Es también uno de los dispositivos que más fácilmente son afectados por

la suciedad y limaduras, tapándose y dando una lectura errónea como consecuencia. Las mirillas

de nivel deben ser limpiados con escobillón o alguna solución química apropiada en intervalos

frecuentes; y las válvulas de las mirillas deben ser venteadas para prevenir la acumulación de

residuos y suciedad en ellas.

Problema 12

a)

Enliste 3 causas de acarreo de líquidos en el gas de salida.

1.

2.

3.

b)

Enliste 5 causas de inhabilidad para mantener un nivel constante.

1.

2.

3.

4.

5.

Q

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02 - Separadores Final