Diseño de Separadores Trifasicos

7/18/2019 Diseño de Separadores Trifasicos

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Diseño de Separador Trifásico

COMO ESCOGER EL TAMAÑO Y SELECCIONAR SEPARADORES DE TRES FASES La separación de tres fases en cual las corrientes de pozos petrolíferos son separadas en gas, petróleo yagua libre es un elemento clave para los sistemas de producción utilizados por la industria petrolera. steartículo, una e!tensión de la discusión de separación de dos fases "ue apareció en la edición de noviembrede #$%LD $&L, describe m'todos disponibles de e"uipo y control de tres fases, la teoría básica del diseño deunidades de tres fases, y e(emplos para la selección y tamaños de dic)os recipientes.

Los conceptos de diseño de separadores presentados en la edición del mes pasado se relacionan a laseparación de dos fases de lí"uidos y gas. stos conceptos tambi'n son aplicables a la separación de tresfases, la depuración de gas, y la limpieza de gas. *ada una de estas en com+nmente utilizada en el campo,en particular la separación de tres fases.

*uando el petróleo y el agua son mezclados con intensidad y luego se permite "ue se asienten, una capa deagua relativamente limpia aparece en el fondo. l crecimiento de esta capa de agua con el tiempo sigue unacurva, como la ig. - demuestra. Despu's de un período de tiempo / a 01 minutos2, el cambio en la alturadel agua será insignificante. La fracción de agua, obtenida del asentamiento por gravedad, se llama 3agualibre4. 5ormalmente es de beneficio separar el agua libre antes de tratar el petróleo restante y las capas deemulsión.

Los separadores de tres fases, com+nmente conocidos como 6noc6outs des)idratadores mecánicos2 deagua libre, son utilizadospara separar y remover cual"uier fase de agua libre "ue pueda e!istir. Debido a "ueel flu(o ingresa al separador de tres fases directamente de un pozo productivo, o de un separador "ue operaen una presión más alta, el recipiente debe ser diseñado paraseparar el gas "ue se deflagra del lí"uido asícomo tambi'n el petróleo y el agua.

Los aspectos básicos del diseño de la separación de tres fases son id'nticos a a"uellos discutidospreviamente para la separaciónde dos fases. Lo +nico "ue se añade a esto es "ue se presta más atención alas tasas de asentamiento de lí"uido 7 lí"uido y a "ue se debe añadir alg+n medio para remover el agua libre.Luego se discutirán las tasas de asentamiento de lí"uido 7 lí"uido. La remoción de agua es una función delos m'todos de control utilizados para mantener la separación y la remoción del petróleo. 8arios m'todos decontrol son aplicables a los separadores de tres fases y la forma y el diámetro del recipiente determinará, en

cierto grado, los tipos de control utilizados.

FIGURA 1

mulsion 9 emulsión#ater 9 agua: ;ater in sample 9 : de agua en la muestra



Fig. 1 – Cómo se desao!!a "#a $a%a de ag"a !i&e e# "#a $oie#'e de %o(o $o# e! 'iem%o. Des%")s de * a +,mi#"'os- e! $am&io e# a!'"a goso/ de! #i0e! de! ag"a se i#sig#i2i$a#'e.

DESCRIPCI3N DEL E4UIPO

Se%aadoes 5oi(o#'a!es.

La figura 0 es un es"uema de un separador )orizontal. l fluido entra al recipiente y se c)oca con eldesviador de ingreso. ste cambio repentino en impulso causa la separación bruta inicial del lí"uido y elvapor descrito en la sección sobre separadores de dos fases "ue apareció en #$%LD $&L el mes pasado.

n un separador de tres fases, el desviador de ingreso contiene un do;ncomer "ue dirige el flu(o del lí"uidodeba(o del interfaz de gas < petróleo y a la vecindad de la interfaz de petróleo < agua. La sección derecolección de lí"uidos del recipiente provee suficiente tiempo de retención para "ue el petróleo y la emulsiónformen una capa o 3almo)adilla de petróleo4 en la superficie. l agua libre se asienta en el fondo.

La figura 0 ilustra un separador )orizontal típico con un controlador de interfaz y un vertedero. l vertederomantiene el nivel del petróleo y el controlador de nivel mantiene el nivel del agua. l petróleo es desnatadopor el vertedero. l nivel de petróleo corriente aba(o del vertedero es controlado por un controlador de nivel"ue opera la válvula de descarga de petróleo.

l agua producida fluye de una bo"uilla en el recipiente localizado corriente arriba del vertedero de petróleo.=n controlador de nivel de interfaz siente la altura de la interfaz de petróleo < agua. l controlador activa laválvula de descarga de agua, permitiendo "ue la cantidad correcta de agua salga del recipiente para "ue lainterfaz de petróleo < agua se mantenga en la altura diseñada. l gas fluye )orizontalmente por el recipientey sale por el e!tractor de neblina a una válvula de control de presión "ue mantiene constante la presión delrecipiente. l nivel de la interfaz de petróleo < agua puede variar desde la mitad de su diámetro )asta el

setenta y cinco por ciento de su diámetro, dependiendo de la importancia relativa de la separación delí"uidos < gas. La configuración más com+n es a la mitad y esto se utiliza para las ecuaciones de diseño enesta sección.

=na configuración alternativa ig. /2, el diseño de 3balde y vertedero4, elimina la necesidad de un controlador de interfaz de lí"uidos. l petróleo y el agua fluyen por encima de los vertederos donde un flotador simple dedesplazamiento controla el nivel. l petróleo se derrama por encima del vertedero de petróleo y a un baldedonde su nivel es controlado por un controlador de nivel "ue opera la válvula de descarga de petróleo. lagua fluye por deba(o del balde de petróleo y luego por encima de un vertedero de agua. l nivel corrienteaba(o de este vertedero es controlado por un controlador de nivel "ue opera la válvula de descarga de agua.



La altura del vertedero de petróleo controla el nivel de lí"uido en el recipiente. La diferencia en la altura de losvertederos de petróleo y de agua controla el grosor de la almo)adilla de petróleo debido a diferencias engravedad específica. s crítico para la operación del recipiente "ue la altura del vertedero de agua "uedesuficientemente por deba(o de la altura del vertedero de petróleo para "ue el grosor de la almo)adilla depetróleo provea suficiente tiempo de retención del petróleo. Si el vertedero de agua está muy ba(o y ladiferencia en gravedad específica no es tanto como lo anticipado, la almo)adilla de petróleo podría crecer engrosor )asta "ue el petróleo es llevado por deba(o del colector de petróleo y sale por la salida del agua.

5ormalmente, uno de los vertederos, el del agua o el del petróleo, es a(ustable para "ue los cambios en lasgravedades específicas del petróleo < agua o en las tasas de flu(o puedan ser acomodados.

l control de interfaces tiene la venta(a de ser fácilmente a(ustable para mane(ar cambios no anticipados enlas gravedades específicas del petróleo o el agua o en las tasas de flu(o. Sin embargo, en aplicaciones conpetróleo pesado o donde se anticipan grandes cantidades de emulsión o parafina, puede ser difícil sentir lainterfaz. n dic)os casos, se recomienda el control con balde y vertedero.

FIGURA +

&nlet diverter 9 desviador de ingreso&nlet 9 ingreso>ravity settling section 9 sección de asentamiento de gravedad$il ? emulsion 9 petróleo y emulsión#ater 9 agua

@ressure control valve 9 válvula de control de presión>as out 9 salida de gas#ater out 9 salida de agua$il out 9 salida de petróleoLevel control valves 9 válvulas de control de nivel

Fig. + – Co#2ig"a$ió# '6%i$a de "# se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases. E! $o#'o! de! #i0e! de !a i#'e2a( ma#'ie#e e!#i0e! de! ag"a7 e! 0e'edeo ma#'ie#e e! #i0e! de! %e'ó!eo. Los e$i%ie#'es %"ede# se e8"i%ados $o# $5oos deae#a si !a %od"$$ió# de ae#a es "# %o&!ema. Los $5oos so# dise9ados %aa +, 2%s de 0e!o$idad : e! ag"a%od"$ido #oma!me#'e se "'i!i(a %aa e! e'o!a0ado.

FIGURA *

&nlet diverter 9 desviador de ingreso&nlet 9 ingresoAist e!tractor 9 e!tractor de neblina$il ? emulsion 9 petróleo y emulsión#ater 9 agua#ater ;eir 9 vertedero de agua$il buc6et 9 balde de petróleo@ressure control valve 9 válvula de control de presión>as out 9 salida de gas#ater out 9 salida de agua$il out 9 salida de petróleoLevel control valves 9 válvulas de control de nivel



Fig. * – La $o#2ig"a$ió# $o# &a!de : 0e'edeo %aa "# se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases e!imi#a e!$o#'o!ado de i#'e2a( : "'i!i(a "# 2!o'ado de des%!a(amie#'o $o#0e#$io#a! %aa o%ea !as 0!0"!asde des$aga de %e'ó!eo : ag"a. Es'e dise9o es ;'i! si se a#'i$i%a# ga#des 0o!;me#es de em"!sio#eso %aa2i#a 8"e %od6a# e#s"$ia !os $o#'o!adoes de i#'e2a(.

Se%aadoes 0e'i$a!es.

La figura B muestra una configuración típica para un separador vertical de tres fases. *uando el flu(o entraen el recipiente, el desviador de ingreso separa la mayoría del gas. Se re"uiere de un do;ncomer paratransmitir el fluido por medio de la interfaz de petróleo < gas para no perturbar la acción de desnatación de

petróleo "ue está tomando lugar a)í. Se necesita una c)imenea para igualar la presión de gas entre lasección inferior y la sección de gas.

La salida de la viga de separación o do;ncomer se encuentra en la interfaz de petróleo < agua. Desde estepunto mientras el petróleo sube, cual"uier agua libre atrapado dentro de la fase de petróleo se separa. Lasgotas de agua fluyen en sentido opuesto a la corriente de petróleo. De manera similar, el agua fluye )aciaaba(o y las gotas de petróleo atrapadas en la fase de agua suben en sentido opuesto a la corriente de agua.La figura C muestra los m'todos de control frecuentemente utilizados en separadores verticales. l primeroes estrictamente control de nivel. =n flotador de desplazamiento normal es utilizado para controlar la interfazde gas 7 petróleo y regular una válvula de control "ue descarga petróleo de la sección de petróleo. Se utilizaun flotador de interfaz para controlar la interfaz de petróleo < agua y regular una válvula de control en la salidade agua. Debido a "ue no se utiliza ning+n deflector o vertedero interno, este sistema es el más fácil defabricar y mane(a la producción de arenas y sólidos me(or "ue cual"uier otro.

l segundo m'todo demostrado utiliza un vertedero para controlar el nivel de la interfaz de gas 7 petróleo enuna posición constante. sto resulta en una me(or separación de petróleo < agua debido a "ue todo elpetróleo debe subir )asta la altura del vertedero de petróleo antes de salir del recipiente. Las desventa(as son"ue la bande(a de petróleo ocupa volumen en el recipiente y su fabricación cuesta. l sedimento y los sólidospueden recolectarse en la bande(a de petróleo y pueden ser difíciles de drenar, y un cierre de ba(o nivelseparado puede ser necesario para asegurar "ue la válvula de descarga de petróleo siempre abra.

l tercer m'todo utiliza dos vertederos, eliminando la necesidad de un flotador de interfaz. l nivel de lainterfaz es controlado por la altura del vertedero de agua e!terno con relación al vertedero de petróleo o laaltura de salida. sto es similar al diseño de balde y vertedero de los separadores )orizontales. La venta(a



de este sistema es "ue elimina el control del nivel de la interfaz. La desventa(a es "ue pueden e!istir razonesno relacionadas al proceso para seleccionar un recipiente vertical para una aplicación específica.

E!eme#'os i#'e#os de! e$i%ie#'e.

Se describió la mayoría de los elementos internos del recipiente en el artículo del mes pasado sobre laseparación de dos fases. Dos elementos internos comunes "ue no discutimos previamente son las placas de

fundición y los m'todos para la remoción de sólidos o arena.

8arios diseños de fundidores de placa o de tubería ayudan con la fundición de gotas de petróleo en el agua yde agua en el petróleo. @ruebas recientes "ue utilizan placas @erforma! de * 5atco indican "ue algunosa)orros son posibles en el tamaño del recipiente.

Debido a la potencial de "ue se tape, se recomienda "ue los fundidores sean utilizados para e!tender lascapacidades de los separadores de tres fases e!istentes o cuando e!isten limitaciones severas de espacio.

La arena y los sólidos pueden acumularse en el fondo de los separadores. Si se permite "ue se acumulen,estas acumulaciones perturban la operación del separador al ocupar volumen en el recipiente. >eneralmente,los sólidos se asientan en el fondo y se empacan firmemente.

=n fondo en forma de cono "ue algunas veces es provisto con los c)orros de arena2 puede ser utilizado para

ayudar a "ue los sólidos pasen por medio de los recipientes verticales. l cono normalmente está en unángulo al )orizontal entre BCE y F1E. *ual"uier arena producida puede tener la tendencia de pegarse al aceroen BCE. Si se instala un cono, puede formar parte de las paredes de contención de presión del recipiente, opor razones estructurales, puede ser instalado en el interior del cilindro del recipiente. n dic)o caso, unalínea igualadora de gas de ser instalada para asegurar "ue la presión del vapor atrás del cono siempre est'e"uilibrada con la del espacio de vapor.

@ara remover los sólidos de cual"uier recipiente provisto con c)orros de arena empotrados, se abrendesagGes de arena de una manera controlada y se bombea un fluido de alta presión generalmente el aguaproducido2 por medio de los c)orros para agitar los sólidos y los limpian por inundación. Los c)orrosgeneralmente son diseñados con una velocidad de punta de c)orro de 0E fps y se apunta para cubrir bien elfondo del recipiente. @ara prevenir "ue la arena en el fondo tape los desagGes, se utilizan bande(as o fosas dearena para cubrir las salidas. stas son fosas invertidas con aperturas ranuradas en los costados.

FIGURA <

@ressure control valve 9 válvula de control de presión>as out 9 salida de gasAist e!tractor 9 e!tractor de neblina$il out 9 salida de petróleoLevel control valves 9 válvulas de control de nivel#ater out 9 salida de agua#ater 9 aguaSpreader 9 viga de separaciónDo;ncomer 9 do;ncomer &nlet 9 ingreso&nlet diverter 9 desviador de ingreso



Fig. < – La $o#2ig"a$ió# '6%i$a de "# se%aado 0e'i$a! de 'es 2ases. E! e$i%ie#'e %"ede es'a e8"i%ado $o# "# 2o#do e# 2oma de $o#o : = o $5oos de ae#a si !a %od"$$ió# de ae#a es "#%o&!ema.

FIGURA >

$il 9 petróleo#ater 9 agua$il out 9 salida de petróleo#ater out 9 salida de agua$il ;eir 9 vertedero de petróleo>as e"ualizing line 9 línea igualadora de gas&nterface level control 9 control de nivel de interfaz&nterface level control ;it) oil c)amber 9 idem, con cámara de petróleo#ater leg ;it) or ;it)out oil c)amber 9 placa de agua con o sin cámara de petróleo



Fig. > – Cómo se $o#'o!a# !os #i0e!es de !68"idos e# e$i%ie#'es de 'es 2ases.

Fig. ? – Cómo de'emi#a !a $oe2i$ie#'e @ "'i!i(ado %aa $a!$"!a e! dime'o mimode! se%aado 8"e %emi'i 8"e go'as de ag"a de >,, mi$as se asie#'e# : sa!ga#de !a a!mo5adi!!a de %e'ó!eo.

PROBLEMAS CON LA OPERACI3N

Los siguientes problemas potenciales de operación pueden aplicarse de igual manera a los separadores dedos fases.

Pe'ó!eo $"do $o# es%"ma.

La causa principal de la espuma son las impurezas aparte del agua2 en el petróleo crudo "ue no pueden ser removidas de una manera práctica antes "ue la corriente llegue al separador. La espuma no presenta ning+nproblema dentro de un separador si el diseño interno asegura el tiempo adecuado o suficiente superficie defundición para "ue la espuma se HrompaH.

La espuma en un recipiente separador es un problema en tres partesI



• l control mecánico del nivel del lí"uido es agravado por"ue cual"uier dispositivo de control debe mane(ar

esencialmente a tres fases de lí"uido en vez de dos.

• La espuma tienen una relación de volumen a peso muy grande. @or lo tanto, ocupa muc)o del espacio del

recipiente, "ue de otra forma estaría disponible en las secciones de recolección de lí"uidos o de asentamientode gravedad.

• n un banco de espuma descontrolado, es imposible remover el gas separado o el petróleo degasificado del

recipiente sin arrastrar a parte del material espumoso en las salidas de lí"uido o de gas.

Se puede comparar las tendencias de formación de espuma de una petróleo conocido con uno nuevo, sobrecual no e!iste ninguna información operativa, con un comparador de espuma. Los resultados proveen unacomparación del problema relativo de espuma "ue se puede anticipar del petróleo nuevo contra el petróleoconocido. ntonces se puede )acer un a(uste relacionado en los parámetros del diseño en comparación a los"ue se conocen ser satisfactorios para el caso conocido.

La cantidad de espuma formada depende de la caída en presión a cual el lí"uido de ingreso es su(etado, y alas características del lí"uido en condiciones del separador. Debido a "ue los comparadores de espumaoperan en la presión atmosf'rica, no pueden tomar esto en cuenta.

n algunos casos, el efecto de la temperatura puede ser espectacular, un factor "ue frecuentemente esomitido durante el diseño para condiciones de espuma. La influencia de este efecto puede ser evaluada con

el uso de un comparador de espuma.

Depresivos de espuma frecuentemente pueden incrementar la capacidad de un separador. Sin embargo, alseleccionar el tamaño de un separador para mane(ar un petróleo crudo en particular, no se debe presumir "uese utilizará un depresivo por"ue las características del crudo y de la espuma pueden cambiar durante la vidade cual"uier campo.

Paa2i#a.

La operación del separador puede ser adversamente afectado por la acumulación de parafina. Las placas defundición en la sección de lí"uidos y los e!tractores de neblina de las almo)adillas de malla en la sección degas son particularmente propensas a taparse con parafina. Si la parafina es in problema real o potencial, sedebe tomar en consideración el uso de un e!tractor de neblina de placa o centrífugo. Se debe proveer man;ays, registros de mano y bo"uillas para permitir el uso de vapor, solventes u otros elementos de

limpieza de los elementos internos del separador.

La ae#a puede ser un problema en los separadores por"ue corta la guarnición de las válvulas, tapa loselementos internos del separador, y se acumula en el fondo de los recipientes. =na guarnición dura especialpuede minimizar los efectos de la arena en las válvulas. Las acumulaciones pueden ser aliviadas con el usode fondos en forma de cono para recipientes verticales2, c)orros de arena y desagGes, como anteriormentediscutimos.

Durante el diseño se debe tomar en consideración "ue los elementos internos se pueden tapar. =n diseño"ue provee buena separación y un mínimo de trampas para la acumulación de arena puede ser difícil deobtener. =n diseño "ue provee el me(or mecanismo para la separación de las fases de gas, petróleo y aguaprobablemente tambi'n proveerá áreas para la acumulación de arena. =n e"uilibrio práctico de estos factoreses la me(or solución.

Las em"!sio#es pueden ser un problema en particular. J lo largo del tiempo los materiales emulsificados y <u otras impurezas generalmente se acumulan en la interfaz de agua < petróleo. Jdemás de afectar adversamente el control del nivel de lí"uidos, esto tambi'n disminuye el tiempo de retención efectivo depetróleo o agua en el separador, y resulta en la reducción de la eficiencia de separación de agua < petróleo.La adición de "uímicos y < o calor puede minimizar esta dificultad. recuentemente, es posible ba(ar apreciablemente el tiempo de asentamiento necesario para la separación de agua < petróleo con unaaplicación de calor en la sección de lí"uidos del separador o con la adición de "uímicos antiemulsificantes.

E$esos : so%!os son problemas muy comunes de la operación. l e!ceso "ue ocurre cuando un lí"uidolibre se escapa en la fase de gas, puede indicar un nivel alto de lí"uido, daños a los elementos internos del



recipiente, espuma, un diseño inapropiado, salidas de lí"uido tapadas, o "ue se )a e!cedido la capacidad dediseño del recipiente. l soplo, "ue ocurre cuando un gas libre se escapa en la fase lí"uida, puede indicar unba(o nivel de lí"uido, una vórtice, o la falta de controlar el nivel.

TEORA

Se%aa$ió# de gas.

Los conceptos y las ecuaciones para la separación de dos fases, descritos en el artículo del mes anterior, sonigualmente válidos para la separación de tres fases.

Ase#'amie#'o de ag"a = %e'ó!eo.

l flu(o alrededor de las gotas de petróleo "ue se asientan en el agua o las gotas de agua en el petróleo eslaminar, seg+n rige la ley de Sto6es. La velocidad terminal de la gota esI

8t 9 K-,M ! -1F∆S>2dm0N<µc -2

DondeI

8t 9 8elocidad, fps ∆S> 9 Diferencia en gravedad específica relativo al agua entre las fases de agua y petróleo

dm 9 Tamaño de la gota, micras

µc 9 8iscosidad de la fase continua, cp

Tama9o de !a go'a de ag"a e# e! %e'ó!eo.

s difícil predecir el tamaño de la gota de agua "ue debe asentarse de la fase de petróleo para coincidir conuna definición general de 3petróleo libre4. Salvo "ue est'n disponibles los datos de un laboratorio o campocercano, el tamaño 'l la almo)adilla de petróleoKfila -, columna 0, página O0 del documento original 7cortadoN para "ue se cumplan con los criterios, la emulsión a ser tratada por el e"uipo corriente aba(o deberácontener menos del C: al -1: de agua sin un programa de tratamiento "uímico e!cesivo.

Tama9o de !a go'a de %e'ó!eo e# e! ag"a.

De la ecuación - se puede notar "ue la separación de las gotas de petróleo del agua es más fácil "ue laseparación de las gotas de agua del petróleo. l propósito principal de la separación de tres fases espreparar el petróleo para mayor tratamiento. La e!periencia en el campo indica "ue se puede anticipar "ue elcontenido de petróleo en el agua producido de un separador de tres fases, de un tamaño seleccionado par remover agua del petróleo, será de entre varios cientos a 0.111mg<l. sta agua re"uerirá de mayor tratamiento y esto se discutirá en otra sección. La selección de un tamaño para la remoción de gotas depetróleo de la fase de agua no parece ser un criterio significativo.

Tiem%o de e'e#$ió#.

Se re"uiere de una cierta cantidad de almacenamiento de petróleo en el recipiente para asegurar "ue elpetróleo llegue a e"uilibrarse y "ue el gas deflagrado se libere. Se re"uiere de almacenamiento adicionalpara asegurar "ue el agua libre tenga tiempo de fundirse en gotas de tamaños suficientes para caer de

acuerdo a la ecuación -. s com+n utilizar tiempos de retención de entre / y /1 minutos dependiendo de losdatos del laboratorio o del campo. Si esta información no está disponible, se sugiere un tiempo de retencióndel petróleo de -1 minutos para el diseño.

De manera similar, se re"uiere del almacenamiento de ciertas cantidades de agua para asegurar "ue lamayoría de las gotas del petróleo arrastrado en el agua tengan suficiente tiempo para fundirse y subir delinterfaz de petróleo < agua. Los tiempos de retención para la fase de agua tienen un rango de entre / y /1minutos, nuevamente dependiendo de los datos de laboratorio o campo. Si esta información no estádisponible, se recomienda un tiempo de retención de -1 minutos para el agua.



Se debe calcular el tiempo de retención para la tasa má!ima de petróleo tanto como para la tasa má!ima deagua, salvo "ue los datos del laboratorio indi"uen "ue no es necesario utilizar este enfo"ue de diseñoconservador.

SELECCIONANDO EL TAMAÑO DE UN SEPARADOR

Las directrices a continuación pueden ser utilizadas para las determinaciones iniciales de tamaños. l

ob(etivo es "ue complementen y no reemplacen la e!periencia operativa. Se debe determinar del tipo y eltamaño de un separador caso por caso. Se debe tomar en cuenta todas la funciones y los re"uerimientosincluyendo incertidumbres potenciales en las tasas de flu(o y las propiedades de diseño. @or esta razón, noe!iste ning+n sustituto para las buenas evaluaciones de cada separador por un ingeniero de diseño. l3intercambio4 entre el tamaño de diseño y los detalles e incertidumbres en los parámetros de diseño, nodeberá depender de las recomendaciones del fabricante o reglas generales.

Se%aadoes 5oi(o#'a!es.

@ara seleccionar el tamaño, es necesario especificar el diámetro del recipiente y el largo de costura a costuradel recipiente. *onsideraciones sobre la capacidad de gas y el tiempo de retención establecen ciertascombinaciones aceptables en diámetro y largo. La necesidad de asentar gotas de agua de C11 micras delpetróleo establece un diámetro má!imo.

Las limitaciones en la capacidad de gas proveen la siguiente formula, discutida en el previo capítulo sobreseparadores de dos fasesI

DiLeff 9B0PToQg<@2 02

DondeI Di 9 &D del recipiente, en pulgadas

Leff 9 Largo efectivo del recipiente, en pies, ≅ 1,C Lss el largo de costura a costura del recipiente2

To 9 Temperatura operativa, E%Qg 9 Tasa de flu(o del gas, AAscfd@o 9 @resión operativa, psia.

K 9 una constante basada en las propiedades de gas y lí"uido discutidas en el previo artículo sobre separadores de dos fases

Limi'a$io#es e# e! 'iem%o de e'e#$ió# !!e0a# a o'a e$"a$ió# 8"e %o0ee $om&i#a$io#es a$e%'a&!esde Di : Le22 .

Di Leff 9 -,B0KQ;2Tr 2; R Qo2Tr 2oN /2

DondeI

Q; 9 Tasa de flu(o del agua, bpd Tr 2; 9 Tiempo de retención del agua, minutos Qo 9 Tasa de flu(o del petróleo., bpc Tr 2o 9 Tiempo de retención del petróleo, minutos

Ecuación de asentamiento. l re"uerimiento "ue las gotas de agua de C11 micras sean capaces deasentarse de la almo)adilla de petróleo establece un diámetro má!imo del separador de acuerdo al siguienteprocedimientoI

• *alcule ho2ma!I

h2ma! 9 /01Tr 2o∆S>2<µo B2

Donde



ho2ma! 9 >rosor má!imo permisible del almo)adilla de petróleo, pulgadas

∆S> 9 Diferencia en gravedad específica relativa al agua de las fases de petróleo y agua

µo 9 8iscosidad del petróleo, cp

• *alcule la fracción del área de corte transversal del recipiente ocupada por la fase de aguaI

J;<J 9 1,CQ;Tr 2;<KQoTr 2o R Q;Tr 2;N C2

• Determine la coeficiente de la ig. F

• *alcule Di2ma!I

Di2ma! 9 )o2ma!< F2

*ual"uier combinación de Di y Leff "ue satisfaga las ecuaciones 0,/, y F cumplirá con los criteriosnecesarios.

Se%aadoes 0e'i$a!es.

*omo es con los separadores de dos fases, se debe mantener un diámetro mínimo para asegurar unacapacidad de gas adecuada. Los separadores verticales de tres fases tambi'n deben mantener un diámetromínimo para permitir "ue las gotas de C11 micras se asienten. La altura del separador de tres fases sedetermina de las consideraciones del tiempo de retención.

Las limitaciones a la capacidad de gas llevan a la siguiente formula discutida en el artículo de noviembresobre separadores de dos fasesI

Di20min 9

C11P<TQg<@o2 2

AsentamientoI

Di20

min 9 1,10Qoµo<S>2 M2

Tiempo de retenciónI

ho 9Tr 2.Qo<1,-0Di

0 O2

)o 9 Tr 2;Q;<1,-0Di0 -12

DondeI

ho 9 Jltura de la almo)adilla de petróleo, pulgadas h; 9 Jltura desde la salida de agua al interfaz, pulg. sta altura debe ser a(ustada para recipientes con fondos en forma de cono.

*omo en el caso de un separador vertical de dos fases, el largo de costura a costura L ss2 puede ser apro!imadamente calculado de la geometría una vez "ue se )ayan escogido el )o y el );. @ara propósitos deinvestigación se puede presumir "ueI Lss 9 ho R h; R F2<-0 --2

*ual"uier Di mayor al calculado con las ecuaciones y M y "ue satisfaga la O y la -1 es aceptable.

Eem%!os



Se!e$$io#a#do e! 'ama9o de "# se%aado 0e'i$a! de 'es 2ases.

Dado queI

Qo 9 C.111 bopd Q; 9 /.111 b;pd Qg 9 C AAscfd

@o 9 -11 psig To 9 O1E @etróleo 9 /1E J@& S> de agua 9 -,1 S> de gas 9 1,F Tr 2o 9 Tr 2; 9 -1 min. 8iscosidad 9 -1 cp

SoluciónI

• *alcule la diferencia en gravedades específicasI

EJ@& 9 K-B-,C<S>2oN -/-,CS>2o 9 -B-,C</1 R -/-,C2

9 1,MF ∆S> 9 -,1 1,MF 9 1,-OB

• *alcule el diámetro mínimo para satisfacer la limitación en capacidad de gas 8ea el artículo de noviembre

para el procedimiento para un separador de dos fases2I

Di2min 9 -0,M pulg.

• *alcule el diámetro mínimo para el asentamiento de gotas de aguaI

Di20min 9 1,10 Qoµ<∆S>

9 1,10C.1112-12<1,-OBDi2

0min 9 M/,B pulg.

• Limitación de retención de lí"uidosI

ho 9 Tr 2oQo2<1,-0Di0

h; 9 Tr 2;Q;2<1,-0Di0

ho R h; 9 -1Qo R Q;2<1,-0 Di0

• *alcule las combinaciones de Di y ho R h; para diámetros mayores a Dmin, Tabla -I

TABLA 1

Ca%a$idad de! se%aado 0e'i$a! de 'es 2ases- dime'o 0s. !ago %aa !a !imi'a$ió# e# 'iem%o dee'e#$ió#

T /o T / 1, mi#

D, pulg. Ho + hw, pulg. Ls-s, pies 12Ls-s/Di

84 94.4 14.2 2.02

90 82.3 13.2 1.76

96 72.3 12.4 1.54

102 64.1 11.6 1.37



• *alcule el largo de costura a costura, Tabla -I

Lss 9 ho2 R h; R F2<-0

• *alcule la relación de delgadez -0 Lss<Di2. Selecciones dentro del rango de -,C a / son comunes, Tabla -I

Si es necesario, repita los pasos F a -1 para varios tiempos de retención y el gráfico como se )izo con losseparadores de dos fases.

• Seleccione un tamaño razonable. %ecipientes de O1 pulg ! -C pies o OF pulg. -0 pies, F pulg. pueden ser

selecciones razonables.

Se!e$$io#a#do e! 'ama9o de "# se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases

Dado queI

Qo 9 C.111 bpd Q; 9 /.111 b;pd Qg 9 C AAscfd

@ 9 -11 psig T 9 O1E @etróleo 9 /1EJ@& S> Jgua 9 -,1 S> >as 9 1,F Tr 2o 9 Tr 2; 9 -1 min. 8iscosidad 9 -1 cp

SoluciónI

• *alcule la diferencia en gravedades específicasI

EJ@& 9 K-B-,C<S>2oN -/-,CS>2o 9 -B-,C</1 -/-,C2

∆S> 9 -.1 1,MF 9 1,-OB

• %evise por separación de gas vea el artículo de noviembre sobre separadores de dos fases para el

procedimiento2I

DiLeff 9 -B/

• *alcule las combinaciones de Di y Leff para la separación de gas, Tabla 0I

TABLA +Separador )orizontal de tres fases, diámetro vs. largo para la limitación de capacidad de gas

Di, pulg. Leff , pies L, pies

60 2.4 3.2

72 1.9 2.6

84 1.7 2.3

96 1.5 2.0

@or lo tanto, la capacidad de gas probablemente no rige.

• *alcule el grosor mínimo del almo)adilla de petróleoI



ho2ma! 9 /01Tr 2o∆S>2<µo

9 /01-121,-OB2<-1 9 F0,- pulg.

• *alcule el diámetro má!imo para la limitación en el grosor del almo)adilla de petróleoI

J;<J 9 1,CQ;Tr 2;<KQoTr 22o R Q;Tr 2;N 9 1,C/.1112-12<KC.1112-12 R /.1112-12N 9 1,-MC

De la figura F, para J;<J 9 1,-MC 9 1,0C Di2ma! 9 ho2ma!< 9 F0,-1<1,0C 9 0B-,F pulg.

• Limitación de retención de lí"uidosI

Di20Leff 9 -,B0KQ;Tr 2; R QoTr 2oN 9 -,B02-12M,1112 9 -//.F11

• *alcule las combinaciones de Di y Leff , Tabla /I

TABLA *Se%aado 5oi(o#'a! de 'es 2ases- dime'o 0s. !ago %aa !imi'a$ió# de 'iem%o de e'e#$ió# de!68"idos

T /o T / 1, mi#.D, pulg. Leff , pulg. Ls-s, pies 12Ls-s/Di

60 31.6 42.1 8.4

72 21.9 29.2 4.9

84 16.1 21.5 3.1

96 12.3 16.4 2.1

108 9.7 13.0 1.4

• *alcule el largo de costura a costura, Tabla /I

Lss 9 Leff <1,C

• *alcule la relación de delgadez -0Lss<Di2. Selecciones en el rango de / a C son comunes.

Trace los resultados en un gráfico y esco(a un tamaño razonable "ue no viole las limitaciones de capacidad degas o de grosor del almo)adilla de petróleo. Selecciones posibles de la ig. son O1 pulg. ! 01 pies, OF pulg.! - pies, y -10 pulg. ! -C pies.

FIGURA

Separator diameter 9 diámetro del separador Li"uid retention constraint 9 limitación de retención de lí"uidos5otesI... 9 JnotacionesI -2 La capacidad de gas no rige 02 >rosor del almo)adilla de petróleo no rige



Fig. – G2i$o de! dime'o de "# se%aado 0s. e! !ago de $os'"a a $os'"a de !a Ta&!a * %aa !a!imi'a$ió# e# 'iem%o de e'e#$ió# de !68"idos- 8"e ige !a se!e$$ió# de! 'ama9o de! e$i%ie#'e. Tesdi2ee#'es 'ama9os de e$i%ie#'e so# a%!i$a&!es $omo so!"$io#es %aa e! %o&!ema eem%!a.

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Diseño de Separadores Trifasicos