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FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas de hidrógeno y carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos pueden estar presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; cuando se encuentran en una sola fase y se le somete a cambios de presión y temperatura, el fluido experimenta alteraciones en sus características fisicoquímicas, con ello se genera en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de las más básicas en el proceso de producción y tratamiento del aceite y gas. La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a incrementar el ritmo de producción, reducir los costos por compresión de gas, maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos, y a la obtención de productos estabilizados (Nolasco Garaicochea , 1978).

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FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS

Los fluidos en la cabeza del pozo son una mezcla multicomponente de moléculas

de hidrógeno y carbono principalmente, donde cada componente tiene diferente

densidad, presión de vapor y otras características físicas y químicas. Estos fluidos

pueden estar presentes dentro del yacimiento en una o dos fases (líquida y/o

gaseosa) a la presión y temperatura de confinamiento; cuando se encuentran en

una sola fase y se le somete a cambios de presión y temperatura, el fluido

experimenta alteraciones en sus características fisicoquímicas, con ello se genera

en la cabeza del pozo la liberación de gas en el seno del líquido, con lo cual se

requiere de la separación física de estas dos fases, siendo esta operación una de

las más básicas en el proceso de producción y tratamiento del aceite y gas.

La selección de las condiciones de operación y del equipo requerido de

separación en la producción de hidrocarburos, depende fundamentalmente de los

objetivos que se pretendan alcanzar. Generalmente estos se orientan a

incrementar el ritmo de producción, reducir los costos por compresión de gas,

maximizar la recuperación de hidrocarburos líquidos, y a la obtención de productos

estabilizados (Nolasco Garaicochea , 1978).

Para establecer las condiciones de separación mas apropiadas, de acuerdo a las

características de los fluidos producidos, se tiene que considerar las siguientes

variables de control: el tipo, el tamaño y los dispositivos internos del separador, el

tiempo de residencia del aceite, las etapas de separación, las presiones y

temperaturas de operación y el lugar de instalación de los separadores, por citar

algunos ejemplos. Es evidente que existirá una combinación de todas estas

variables que nos permita obtener la separación requerida a un costo mínimo. La

selección de las condiciones de separación depende, fundamentalmente de los

objetivos de producción establecidos. Estos objetivos están orientados a la

obtención de:

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Alta eficiencia en la separación del aceite y gas. Esta eficiencia en un

separador depende fundamentalmente de su diseño. Las características de los

fluidos y los gastos determinan el tipo y las dimensiones del separador para cada

caso particular.

Mayores ritmos de producción. Cuando las condiciones de explotación de los

campos productores son favorables, el ritmo de producción de sus pozos puede

aumentarse reduciendo su contrapresión en la superficie. La menor contrapresión,

y por consiguiente el mayor gasto, se obtiene colocando los separadores lo mas

cercanamente a los pozos, ajustando simultáneamente su presión de operación al

valor mínimo que las condiciones de producción lo permitan; lo anterior sucedería

cuando la presión en la cabeza del pozo es controlada por la presión del

separador (cuando no tiene estrangulador). En caso de tener pozos

estrangulados, lo que se logra es mantener un mayor tiempo de afluencia de los

pozos a la etapa de separación correspondiente.

Un ritmo óptimo de producción dependerá de las condiciones de operación del

pozo, las cuales son determinadas por medio de un análisis previo en el que se

deben involucrar tanto el comportamiento del yacimiento como el que tiene en las

pruebas de presión y de producción. (G. Hernández R. y B. Cabello M , 1995).

Mayor recuperación de hidrocarburos líquidos. Debido a que los hidrocarburos

de mayor valor comercial son los líquidos, frecuentemente la eficiencia del proceso

de separación se relaciona con la cantidad de hidrocarburos licuables que

contiene la fase gaseosa que abandona los separadores. Para reducir al mínimo

esta cantidad de líquidos es necesario generalmente realizar el proceso de

separación en varias etapas; es decir que el líquido desalojado del primer

separador pase por otros que operen a presiones reducidas secuencialmente,

hasta llegar al tanque de almacenamiento, donde en forma natural se efectúa la

última etapa de separación, a la temperatura y presión ambiente. En esta forma

también se obtiene un mayor grado de estabilización del aceite y gas separados.

La cantidad de líquido recuperable puede obtener simulando el proceso de

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separación en el laboratorio, o matemáticamente mediante el empleo de

ecuaciones de estado, si se conoce la composición de la mezcla de hidrocarburos

producidos.

Menores costos por compresión de gas.- En la determinación de las presiones

de separación de un sistema en etapas, se puede establecer como meta esencial,

la minimización de costos de operación mantenimiento e inversión por el equipo

de compresión, el cual se requiere para transportar y entregar el gas producido a

las condiciones requeridas por petroquímica. En general los costos por este

concepto resultan bastantes significativos, debido esencialmente a los siguientes

factores:

_ Los volúmenes de gas que se separan en las baterías de recolección son con

frecuencia elevados, especialmente cuando se manejan fluidos producidos de

yacimientos con aceite volátil, que se caracteriza por tener factores de volumen y

relación gas-aceite generalmente mayores de 1.7 m3/m3 y de 1200 pie3/bl

respectivamente.

_ La presión a la que debe llegar el gas a las plantas de endulzamiento es del

orden de 1000 lb/pg2, esto es por especificaciones de diseño de las propias

plantas (Nolasco Garaicochea , 1978).

_ Debido a que la distancia entre las estaciones de recolección y las plantas de

endulzamiento es considerable, se requiere que al gas le sea suministrada cierta

energía adicional para enviarlo a la planta con la presión especificada.

Aceite y gas estabilizado.- A fin de que el aceite no experimente pérdidas

sustanciales por evaporación durante su almacenamiento, al ser manejado a

condiciones superficiales en las refinerías, o al cargar los buques para su

exportación, es necesario estabilizarlo previamente. El aceite se estabiliza

ajustando su presión de vapor de modo tal que esta sea menor que la atmosférica

a la temperatura máxima esperada en el medio ambiente.

Un gas estabilizado no formará condensados al quedar sometido a los cambios de

presión y temperatura que experimentará durante su transporte por tuberías

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Superficiales. Los condensados se forman al disminuir la temperatura de un gas

y/o al incrementar su presión, por lo tanto, el gas se estabiliza eliminando los

componentes que pudieran llegar a condensarse al ser manejado posteriormente.

En esta forma se ajusta su temperatura de rocío a la presión máxima de operación

del gasoducto que lo transportara. Si el gas no es estabilizado, el agua y los

hidrocarburos condensados pueden ocasionar problemas de corrosión,

represionamiento en las líneas e instalaciones, formación de hidratos,

incrustaciones de sales y una disminución en la capacidad de transporte de los

gasoductos.

En la practica, una vez establecido el ritmo de producción, se optimizan las

presiones y número de etapas de separación con el fin de recuperar el mayor

volumen de líquidos, sin descuidar los aspectos de estabilización y compresión del

gas.

Debido a la naturaleza multicomponente de los fluidos producidos, conforme más

alta sea la presión a la cual se realiza la primera etapa de separación, se obtendrá

una mayor cantidad de líquido en el separador, pero si esta presión es demasiado

alta muchos componentes ligeros permanecerán en la fase líquida y serán

liberados hacia la fase gaseosa en el tanque de almacenamiento, por otro lado si

esta presión es demasiado baja, muchos componentes no permanecerán estables

en el líquido, siendo liberados y arrastrados por la corriente de gas. Por esto, es

muy importante seleccionar adecuadamente las presiones de separación y el

número de etapas, para encontrar un punto de equilibrio que sea económicamente

rentable.

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SEPARADORES

Los separadores son los artefactos más ampliamente conocidos en la industria

petrolera, debido a que se los necesita para un sinnúmero de aplicaciones,

comenzando en las cercanías del pozo y siguiendo con ellos a la entrada de

cualquier planta de procesamiento de gas o de líquido. Su uso puede ser resumido

de la siguiente manera:

Ocasionar una separación primaria de los fluidos que son líquidos de

aquellos que son gases, ya que la corriente que viene del pozo es una

mezcla compleja de variados hidrocarburos en estado líquido y gaseoso,

agua, vapor de agua, sólidos, que fluye de manera turbulenta y a alta

velocidad

Mejorar la separación primaria removiendo los líquidos atrapados en el gas

Mejorar la separación aún más, removiendo el gas atrapado en el líquido

Descargar ambos fluidos en forma separada desde el recipiente sin

posibilidad de que vuelvan a mezclarse

Aún cuando las operaciones a realizar parecen sencillas, son en realidad uno de

los puntos críticos en la industria del petróleo y gas. Una separación que no

cumpla las especificaciones de entrega trae aparejado graves problemas, ya sea

que se encuentre líquido en las líneas de gas, como encontrar gas en los tanques

de petróleo. Es por ello que debe ponerse especial atención cuando se

dimensiona un separador, a fin de seleccionar el recipiente que mejor se

desempeñe de acuerdo a las características del fluido que va a pasar a su través.-

Uno de los problemas que se presenta en la práctica es que los separadores

existentes, que fueron calculados para unas determinadas condiciones de

operación, para fluidos de una determinada composición, son, a veces, puestos a

funcionar en otros lugares para condiciones de operación totalmente distintas,

debido a lo cual no es posible lograr una buena separación, a menos que se

rehagan los cálculos y se haga funcionar al separador dentro de los límites

establecidos para estas nuevas condiciones

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PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN

Los principios físicos básicos para la separación son:

Insolubilidad entre los fluidos: El estado gaseoso y el líquido en condiciones

estables de temperatura y presión, así como el agua y el petróleo, no son solubles,

es decir que si bien se mezclan, no son miscibles, conservando su estructura

original.

Diferencia de densidades: Los tres fluidos a separar conservan en la mezcla

diferentes densidades, actuando el efecto de la gravitación, de manera que los

fluidos se separan por diferencia en el peso de cada componente.

Decantación: Es el efecto de la gravedad sobre los diferentes pesos de los fluidos

a separar, haciendo que el más pesado tenga la tendencia a acumularse en lo

más profundo.

Coalescencia: Es la propiedad de las gotas de un mismo fluido a atraerse y

unirse entre sí, facilitando el proceso de decantación

CONDICIONES DE OPERACIÓN

Para que los fluidos cuenten con las mejores condiciones en el interior del equipo

para la separación, será necesario considerar algunos aspectos fundamentales:

Temperatura: Que los fluidos estén a una adecuada temperatura a fin de bajar lo

suficiente la viscosidad del petróleo como para ayudar al desprendimiento de las

burbujas de gas, disminuyendo las necesidades de tiempo de residencia.

En la fase líquida mejorará la disociación petróleo-agua mejorando la separación.

Se debe considerar el tipo de petróleo, pues si la temperatura es muy alta,

evaporará algunos livianos que luego puede ser necesario condensar por

enfriamiento y recuperar.

Presión: Que estén sometidos a la menor presión posible de trabajo a los efectos

de aumentar la diferencia de densidades entre gas y líquido, lo que también

favorecerá la separación del gas libre y del gas disuelto. En la mayoría de los

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casos la mínima presión de trabajo deberá ser compatible con la necesaria para el

drenaje de los líquidos por el fondo.

Las limitaciones a las bajas presiones, están dadas también por el aumento del

volumen del gas al disminuirlas, dado que a tal aumento, le corresponderá un

incremento de la velocidad de su pasaje por el separador

PROCESO DE SEPARACION

Los fluidos ingresan al separador por su sector medio, circulan por el interior del

equipo durante un cierto tiempo mientras se produce el fenómeno de separación

debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido.

Durante este proceso las burbujas de gas ascienden a la parte superior del

separador por ser más livianas, y los líquidos van descendiendo por ser más

pesados y se acumulan en la parte inferior.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en

el interior del mismo será elevada y puede arrastrar hacia la parte superior a las

gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y

favorecer la separación, se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de

condensación y filtros rejillas como elementos internos del equipo.

Estos dispositivos, como los extractores de nieblas, que se colocan en el interior

de un separador, normalmente se diseñan para permitir que el gas pase a través

de los mismos pero efectuando bruscos cambios de dirección. Al mismo tiempo,

esta corriente de gas impacta contra una superficie de choque, produciéndose la

coalescencia (agrupación) de las partículas, las que al aumentar de tamaño caen

por gravedad a la parte inferior del equipo.

Además, por el hecho de que la corriente de gas y líquido es conducida por el

interior de una cañería dentro de la cual existe una determinada presión, y que al

ingresar al separador se produce una brusca expansión en una cámara más

amplia, el flujo pierde velocidad, «cortando» el arrastre de partículas, permitiendo

la caída gravitacional de las mismas hacia el lecho líquido.

El proceso de separación será entonces:

1. Asegurar las condiciones óptimas de temperatura y presión de trabajo.

2. Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla al ingresar al equipo;

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3. Ayudar a la separación mecánicamente con barreras de choque, tubos

ciclónicos y mallas de retención de niebla

4. Darle al flujo el tiempo de residencia necesario dentro del equipo. Un tiempo de

retención de 1 a 3 minutos puede ser suficiente si no existe la formación de

espuma, en caso contrario puede ser necesario 5 a 20 minutos, dependiendo

de la estabilidad de la espuma y de la configuración del equipo.

CONDICIONES MECANICAS DEL SEPARADOR

Entre los mecanismos de separación, que tienen que ver con la estructura y

diseño del equipo, se puede considerar como más importantes:

Choque: El choque de la mezcla a la entrada del separador propondrá la

dispersión de los fluidos de diferente densidad.

Cambio de velocidad: Asociado al principio de inercia, los cambios de velocidad

se manifestarán en una reducción de velocidad de cada una de las fases en forma

diferente y consecuente con sus densidades.

Cambio de dirección: Existe la tendencia a la separación entre fases, cuando al

fluido se le modifica su dirección, generada por la diferencia de densidad de los

fluidos.

Tiempo de residencia: O de retención, es el tiempo que le lleva al fluido pasar

por el separador. Para un determinado caudal o flujo, éste tiempo está

fundamentado por el volumen disponible. Está dado por el diámetro del separador,

el largo, y el nivel de líquido de operación.

Un aumento de estos parámetros causará un aumento en el tiempo de residencia.

El tiempo de residencia es necesario para obtener una buena separación, pero

posee una estrecha vinculación con la presión, temperatura y características del

fluido:

Más viscosidad = Mayor tiempo de residencia

Menor viscosidad = Menor tiempo de residencia

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Superficie interfase: Es importante la mayor superficie en el área de contacto

entre las fases. De aquí la conveniencia, en muchos casos, de utilizar separadores

horizontales en lugar de los verticales.

El equipamiento básico para separar líquidos de vapores utiliza tanto las fuerzas

gravitacionales como las centrífugas. Las primeras se utilizan al reducir la

velocidad de modo que el líquido pueda asentarse en el espacio provisto a tal fin.

Las fuerzas centrífugas se usan para cambiar la dirección del flujo. Ambas fuerzas

necesitan de un tiempo para actuar. Por lo cual la verdadera función de un

separador es proveer un espacio físico, es decir, un recipiente, en donde los

fluidos puedan permanecer el tiempo necesario para asegurar la separación de los

componentes gaseosos de los líquidos

Aún cuando cada fabricante tiene sus propias normas de diseño y construcción de

los separadores, éstos deben tener cuatro secciones principales:

a) Sección de entrada o separación primaria

Unas placas deflectoras, o algún otro artefacto, recibe el choque de la corriente

que ingresa, la cual disipa parte de su energía, permitiendo a los gases una

primera separación. Aquí hay cambio de velocidad y de dirección de la corriente.

b) Sección de las fuerzas gravitacionales:

Las gotas de líquido contenido en el gas tratan de separarse al máximo. El gas

asciende a una velocidad menor a la inicial, y las gotas de líquido decantan. En

esta zona pueden generarse turbulencias, las cuales a su vez favorecen la

SecciónSecciónPrimariaPrimaria

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formación de espumas. La colocación de placas paralelas minimiza la turbulencia

y ayuda a deshacer las incipientes espumas.

c) Sección de extracción de neblina:

En esta zona se separan las gotitas más pequeñas de líquido que acompañan

todavía al gas, mediante dispositivos que operan con fuerzas de choque o fuerza

centrífuga. Se las retiene mediante unas almohadillas o mallas tejidas, o también

mediante placas de metal corrugadas, desde donde caen a la sección de líquidos.-

Sección SecundariaSección Secundaria

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d) Sección de acumulación de líquido:

Los líquidos que se han ido separando se van acumulando en la parte inferior del

recipiente, lo cual requiere de un tiempo mínimo para que la operación se efectúe.

Cuando se alcanza un determinado nivel, se produce la descarga hacia la línea

correspondiente. En la parte inferior de esta sección, y especialmente en los

separadores verticales, suele colocarse un dispositivo rompe vórtices, con el fin de

evitar la formación de remolinos en la salida del líquido.-

Extracción de NieblaExtracción de Niebla

Almacenamiento de líquidoAlmacenamiento de líquido

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EFICIENCIA DE UN SEPARADOR

Si el separador es eficiente en su operación, el gas captado será limpio, sin

humedad y sin líquidos. A la salida del separador no deberá ensuciar la mano o

una placa que se interponga. En caso contrario, si el gas sale sucio, no es

eficiente la separación, lo que puede deberse a varios factores tales como: alta

velocidad de circulación del fluido (mucho caudal a tratar), temperatura excesiva

(se producen muchos livianos); retenedor de niebla roto o tapado (no retienen las

partículas de líquidos) etc.

Si habitualmente un separador entrega un gas limpio y en un determinado

momento se produce un rebase o salida de petróleo por la salida de gas, puede

ser que esté ingresando más líquido del que puede tratar o que no sea adecuada

la salida de líquidos (mucha pérdida de carga por bajo diámetro en la cañería de

descarga), o que alguno de los parámetros no están bien regulados, como por

ejemplo una temperatura más baja que lo conveniente lo que provoca elevar la

viscosidad del petróleo y aumentar las dificultades para movilizarlo hacia afuera

del equipo.

A fin de desempeñar las funciones para las cuales ha sido diseñado, un separador

debe cumplir con lo siguiente:

a) Controlar y disipar la energía de la corriente del pozo, a medida que entra al

separador

b) Asegurar que las velocidades del líquido y del gas sean lo suficientemente

bajas para que tengan lugar la segregación gravitacional y el equilibrio

vapor-líquido

c) Minimizar la turbulencia en la sección de gas del separador, y reducir la

velocidad

d) Controlar la acumulación de espumas en el recipiente

e) Eliminar la posibilidad de mezcla de los fluidos separados

f) Proveer una salida para los gases con controles apropiados para mantener

la presión de operación prefijada.

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g) Proveer una salida para líquidos con apropiados controles de nivel de

líquidos.

h) Proveer puertas y puntos en donde puedan acumularse los sólidos, si los

hubiera.

i) Proveer válvulas de alivio para el gas en caso de presiones excesivas, y de

salidas de líquido en caso de taponamiento de las líneas.

j) Poseer el equipamiento necesario (manómetros, termómetros, medidores

de nivel con ventanas de vidrio, etc.) para verificar visualmente las

operaciones.-

Además, de acuerdo con el tipo de fluido y las condiciones de operación, dentro

del recipiente se encontrarán dispuestos de diferentes maneras, diversos

accesorios tales como placas deflectoras, venas enderezadoras de flujo, placas

rompeolas, placas rompe vórtices, tabiques, mallas, ciclones, etc.-

TIPOS DE SEPARADORES

Hay cuatro tipos de separadores usados en la industria: separadores verticales,

horizontales de un solo cuerpo, o barril, horizontales de doble cuerpo, o doble

barril, y Separadores esféricos. Cada uno de estos tipos tiene ventajas y

desventajas que deben ser tenidas en cuenta cuando se selecciona un separador.

En la tabla 1, más abajo, aparece una comparación de las características de cada

uno, en donde se ha adjudicado números para evaluar la conveniencia, o el mejor

desempeño de cada tipo, con el número uno indicando el mejor, y el dos el que le

sigue, etc.-

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Dimensionamiento y selección de un separador:

Un separador debe proveer el espacio para que un determinado caudal del fluido

que se quiere separar pueda permanecer el tiempo necesario para que se

produzca la separación. Para ello se debe conocer los siguientes datos:

a) El caudal de líquido (petróleo y agua) en barriles por día (el mínimo y el máximo

pico que pueda alcanzarse en un instante).-

b) Caudal de gas, en millones de pies3 por día (MMscfd).

c) Gravedades específicas de petróleo, agua y gas.

Separador Horizontal Bitubo

Separador Esférico

Separador Vertical

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d) Tiempo de retención de los fluidos requerido dentro del separador. El tiempo de

retención es una función de las propiedades físicas de los fluidos.

e) Temperatura y presión a las cuales va a operar el separador, y presión de

diseño del mismo.

f) Si el separador va a ser de dos fases (líquido y gas) o de tres fases (agua,

petróleo y gas)

g) Si hay o no impurezas sólidas, tales como arenas, o parafinas

h) Si el fluido tiene o no tendencia espumante.

PASOS PARA CALCULAR UN SEPARADOR HORIZONTAL TRIFASICO

1.- Calculo de la velocidad crítica

Es aquella por encima de la cual las gotas de líquido siguen arrastradas por la

corriente de gas y no se produce la separación. Con una velocidad menor que la

critica en la sección de las fuerzas gravitacionales, hay certeza de que las gotitas

van a caer por gravedad. Con este valor de velocidad se calcula la sección

transversal mínima del separador.

Donde:

= velocidad del gas en pies/seg.K= constante que toma diferentes valores dependiendo de la relación L/D

= densidad del liquido en libras/pie3

= densidad del gas en libras/pie3

2.5<L/D<4.0 = K=0.404.0<L/D<6.0 = K=0.50L/D >6.0 = K= 0.5 (L/L Base) 0.05 con L base = (6.0) (D)L= longitud del separador (pies) mínimo 7.5 piesD= diámetro del separador en pies.L/D = coeficiente de esbeltez

2.0.- Tasa de flujo volumétrica del gas

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Donde:

= densidad del gas a T. y P de operación (lb. /pies3

Qg = tasa de flujo volumétrico de gas (pies3/seg.)Wg= tasa de flujo de gas (lb. /Seg.)

3.- Área de la sección transversal del recipiente

Donde:

Ag = área de la sección transversal para el gas (pies2)Vg = velocidad del gas (pies/seg.)

4.- Diámetro interno del recipiente para A= 2 Ag

Donde:

Di = diámetro interno del recipiente (pies)A= área de la sección transversal del separador (pies2)

Esta área = 2 Ag es el área calculada para líquidos (petróleo y agua)

5.- Longitud del recipiente

Se comienza con un mínimo de 7.5 pies y se añaden secciones de 2.5 pies. El

largo se mide de costura a costura. Se supone un valor para comenzar.

6.- Tasas volumétricas de petróleo y agua

Donde:

Qo= Tasa volumétricas el petróleo (pie3/seg.)Wo = Flujo masico del petróleo (lb. /Seg.)

= densidad del petróleo a P. y T. (lb. /pie3)Qw = tasa volumétrica del agua (pie3 /seg.)

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Ww = flujo masico del agua (lb. /Seg.) = densidad del agua a P. y T. (lb. /pie3)

7.- Relación de áreas

Donde:

Ao = área para flujo de petróleo (pie2 )Aw = área para flujo de agua (pie2)

8.- Área para el flujo de agua

Donde:

Aw = área para el agua (pie2)Al = área para el liquido (pie2) (ver punto 4) (Al = Ao + Aw)Ao = área para el petróleo (pie2) = Al-Aw

9.- La altura del agua hw

Se puede hallar en las tablas de área segmental del GPSA-87 (6.21 y 6.22)

10.- Velocidad de elevación de las gotas de petróleo en el agua

Para un tamaño de 150 micrones

Donde:

Vo = velocidad de elevación de las gotas de petróleo )pie/min.)Do = diámetro de las gotas de petróleo (en micrones) = densidad del agua (gr. /cm3) = densidad de las gotas de petróleo (gr. /cm3)

= viscosidad del agua (centipoise)

11.- Velocidad de asentamiento de las gotas de agua en el petróleo

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Para un tamaño de 150 micrones

Donde:

Vw = velocidad de asentamiento de las gotas de agua (pie/min.)Dw = diámetro de las gotas de agua (en micrones)

= viscosidad del petróleo (en centipoise)

Nota.- en las dos ecuaciones anteriores las densidades que están en gr. /cm3,

compatibilizadas estas unidades mediante el factor de conversión que antecede al

diámetro.

12.- Volumen de líquidos retenidos

13.- Tiempo de retención de líquidos

Donde:

t = tiempo en minutosQ = correspondiente en pie3/seg.

tro>to y trw> tw

14.- Tiempo de flotación del petróleo en el agua (tiempo de retención mínimo requerido para el petróleo)

Donde:

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tw = tiempo de flotación del petróleo en el agua (minutos)hw = altura del agua en (pies)Vo = velocidad del elevación del petróleo (pies/min.)El tiempo de flotación debe ser menor que el tiempo de retención del agua.

15.- Tiempo de asentamiento del agua en el petróleo (tiempo de retención mínimo requerido para el agua)

Donde:

tao = tiempo de asentamiento del agua en el petróleo (minutos)ho = altura del petróleo (pies)Vw = velocidad de asentamiento del agua (pies/ minuto)

El tiempo de asentamiento debe ser menor que el tiempo de retención del petróleo

Si los tiempos no concuerdan, se debe cambiar las dimensiones del separador,

de la forma que le convenga más.

Ejercicio de aplicación

(Reproducido del libro del ing. Marcias Martínez, de ingenieros consultores SRL de

Maracaibo Venezuela)

Se desea separar 5Mbpd (mil barriles por día) de un crudo de 34.8 °API, de

1Mbpd de agua y 20MMpcnd (millones de pies cúbicos normales por día) de gas,

de gravedad de 0.7. La separación se llevara a cabo en un separador horizontal a

500 lpca (libras por pulgadas cuadrada) y 100 °F. La viscosidad del petróleo es de

1.5 cp (centipoises) y la del agua es 0.6 cp. . El factor Z del gas es = 0.91

34.8°API = 0.851 gr/cc = 62.4 (lbs/pie3)/ (gr/cc) x 0.851 gr/cc = 53.1 lbs/pie3

Se calculan todos los pasos según han sido enunciados anteriormente

previamente. Se incluyen factores de conversión para pasar los días a segundos o

de pies a pulgadas, o de segundos a minutos. La constante de los gases

correspondientes a:

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R = 10.73 lpca*pie3 (lbs/mol)* °R

Velocidad critica

Se necesita primero la densidad del gas

Se toma K = 0.4 para calcular la velocidad critica

También puede calcularse de la siguiente forma

Para hacer la primera selección del diámetro se parte de la suposición previa de

que el gas ocupa la mitad del separador, según el paso 4. El diámetro calculado

será:

De tablas el valor inmediato es 4 pies

Generalmente se asigna un pie para controlar cada fase liquida. Si se supone que

el agua ocupa un pie de altura en el recipiente (es decir, la interfase esta a un pie

del fondo), y desde ese valor calculamos lo restante.

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3.1416= Pi radian

Se estableció que la longitud mínima era de 7.5 pies, por diseño. Se asigna un

tramo para cada fase, es decir 2.5x3 = 7.5 pies; entonces la longitud será de 15

pies.

Si D = 4 pies y L = 15 pies entonces L/D = 3.75 y K = 0.4 esta bien.

Velocidad del petróleo en el agua

Velocidad del agua en el petróleo

La fracción de la altura del agua comparada con el diámetro total es:

(Sacado del GPSA 87, Pág. 6-21)

Tiempo de retención del agua

Tiempo de flotación del petróleo en el agua

El tiempo de retención es trw>tfw

Para el petróleo el área máxima disponible es el área total menos el área ocupada

por el agua y el gas.

Aw = 0.196 ;

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Tiempo de retención del petróleo

Para calcular el tiempo de asentamiento del agua se necesita la altura del petróleo

Si el Ag/Al = 0.252 podemos suponer que hg/D = 0.3 `por tanto la altura del gas

Tiempo de asentamiento del agua

El tiempo de retención es menor que el tiempo de asentamiento. Por tanto se debe

recalcular las dimensiones. Se va a un diámetro mayor, por ejemplo 5 pies.

Tiempo de retención del petróleo

Tiempo de asentamiento del agua

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tro< tao se debe recalcularEn este punto es conveniente utilizar un separador mas largo, porque resulta mas

barato aumentar la longitud que aumentar el diámetro siempre dentro de los

límites de L/D

Si se calcula en base a un separador de 20 pies de longitud, el tiempo será

tro>tao y la relación L/D = 20/5 = 4

Esta dentro de lo fijado al iniciar el calculo

Con este ejemplo se ha querido mostrar la manera de dimensionar un separador.

Para verificar su funcionamiento, se puede utilizar un calculo flash, es decir, un

calculo de equilibrio de fases, para determinar cuanto liquido y cuanto gas están

en equilibrio a las condiciones de operación (presión y temperatura), si están en

equilibrio, las venas de salida tanto de la parte gaseosa como de la parte liquida

deberían arrojar los resultados obtenidos en el calculo. Si no es así el separador

esta funcionando mal.

Como ha podido observarse, lo importante del diseño son los dimensionamientos

y el tiempo de retención. Si un separador no esta cumpliendo sus funciones

pudiera ser que esta subdimensionado y que los tiempos de retención de los

líquidos no sean los adecuados para el tipo y tamaño del separador en cuestión.

Vale la pena emplear un poco de tiempo en hacer los cálculos para verificar el

desempeño de un equipo, lo cual ayudara en corregir las operaciones cuando sea

posible, a fin de obtener los resultados deseados.