1.1. Introducción 1.2.Propiedades 1.2.Pr opiedades de los fluidos 1.3.Quimica de Hidrocarbur Hidrocarburos os 1.4.Propiedades 1.4.Pr opiedades físicas y químicas 1.5.Comportamiento de fases 1.6.Calculos flash 1.7.Variables operacionales 1.8.Criterios de diseño 1.9.GENERALIDADES DE LAS ESTACIONES DE PRODUCCION 1.10.Elementos de la batería de producción 1.11.Operaciones en una batería de producción 1.12.Localizacion de la batería de producción 1.13.Numero de baterías de producción
1.1. Introducción 1.2.Propiedades 1.2.Pr opiedades de los fluidos 1.3.Quimica de Hidrocarbur Hidrocarburos os 1.4.Propiedades 1.4.Pr opiedades físicas y químicas 1.5.Comportamiento de fases 1.6.Calculos flash 1.7.Variables operacionales 1.8.Criterios de diseño 1.9.GENERALIDADES DE LAS ESTACIONES DE PRODUCCION 1.10.Elementos de la batería de producción 1.11.Operaciones en una batería de producción 1.12.Localizacion de la batería de producción 1.13.Numero de baterías de producción
2.1.Cabezales de producción 2.2.Lineas de flujo 2.3.Diseño del diámetro de una línea de flujo 2.4.Selección del shedule de una línea de flujo 2.5.Calculo de caídas de presión en tuberías con flujo monofásico y multifasico 2.6.MULTIPLES DE RECOLECCION 2.7.Diseño de múltiples 2.8.Otros elementos de los sistemas de recolección 2.8.1.Manometros:análogos,digitales 2.8.2.Valvulas: 2.8.2.V alvulas: compuerta, bola, mariposa, globo 2.8.3.Cheques 2.8.4.Choques:fijos ajustables
2.9.PROBLEMAS ASOCIADOS A LOS RECOLECCION 2.9.1.Abrasion 2.9.2.Corrosion 2.9.3.Formacion de depósitos orgánicos 2.10Formacion de depósitos inorgánicos 3.1.Introduccion 3.2.Equilibrio de fases 3.3.Factores que afectan la separación 3.4.Clasificacion de los separadores 3.6.2.Separadores verticales 3.6.3.Separadores esféricos 3.6.4.Otras configuraciones de separadores
SISTEMAS
DE
3.5.Secciones de un separador 3.5.1.Deflector de entrada 3.5.2.Sección de asentamiento de líquido 3.5.3.Sección de asentamiento gravitacional 3.5.4.Extractor de niebla 3.6DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO 3.6.1.Separadores horizontales 3.7.SELECCIÓN DEL RECIPIENTE: HORIZONTAL Vs VERTICAL 3.8.Interiores del recipiente 3.8.1.Deflectores de entrada 3.8.2.Rompedores de olas 3.8.3.Placas anti espuma 3.8.4.Rompedores de remolinos 3.8.5.Extractor de niebla 3.9.PROBLEMAS POTENCIALES DE OPERACIÓN 3.9.1.Crudos espumosos 3.9.2.Parafinas
3.10.TEORIA DE LA SEPARACION GAS-LIQUIDO 3.10.1.Asentamiento 3.10.2.Tamaño de la gota 3.10.3.Tiempo de retención 3.10.4.Coalesencia 3.11.DISEÑO DE SEPARADORES BIFASICOS 3.11.1.Separadores horizontales bifásicos 3.11.2.Separadores verticales bifásicos 3.11.3.EJEMPLOS
4.1.Introduccion 4.2.Descripcion de un separador trifásico 4.3.Separadores trifásicos horizontales
4.4.Separadores trifásicos verticales 4.5.Interior de un separador trifásico 4.6.Problemas operacionales: Emulsiones 4.7.Teoria de la separación trifásica 4.8.DISEÑO DE SEPARADORES TRIFASICOS 4.9.Separadores trifásicos horizontales 4.10.Separadores trifásicos verticales 5.1.Introduccion 5.2.Definicion 5.3.Clasificacion de las emulsiones 5.4.Según el grado de estabilidad 5.5.Según las fases de la emulsión 5.6.Según facilidad de romperlas 5.7.Formacion de emulsiones
5.8.Teoria del agente emulsificante 5.9.Teoria de la tensión interfacial 5.10.Teoria de las cargas eléctricas 5.11.ESTABILIDAD Y ROMPIMIENTO DE EMULSION 5.12.Pelicula interfacial 5.13.Viscosidad de la fase continua 5.14.Tamaño de la gota 5.15.Relacion de volumen de la fase 5.16.Temperatura,Ph,Edad,Salinidad de la salmuera 5.17.Tipo de aceite 5.18.Diferencia de densidad 5.19.Velocidad de asentamiento
Gas Fluido del pozo
SEPARADOR BIFÁSICO
Gas Fluido del pozo
SEPARADOR TRIFÁSICO Crudo
Agua
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo. Es importante mencionar que en todas las estaciones de flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran numero de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación.
SEPARACIÓN DE DOS FASES Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido – gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo o pozos de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.
El termino “separador de petróleo y gas” en la terminología del argot petrolero, es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas: •
•
•
•
•
•
Separador de petróleo y gas Vasijas de Separación Separador por etapas Recipiente de retención - Tambor de retención Cámara de separación flash, recipiente de separación flash Separador por expansión o recipiente de expansión
Se pueden realizar con un separador fijo o con facilidades móviles (well testing). Los fluidos del pozo se alinean al separador, allí se dividen en las tres corrientes de interés (gas, crudo, agua), las cuales son medidas de forma independiente con medidores dinámicos. La confiabilidad de los resultados depende de la calibración de los medidores.
Los separadores son construidos de tal forma que el fluido ingrese produciendo un cambio de movimiento al fluido, ya sea movimiento rotacional, impartiendo al fluido un movimiento centrífugo que ocasiona que el líquido choque con las paredes del recipiente y caiga por gravedad, o un choque con placas tangenciales. A medida que el líquido cae, choca con los deflectores y platos, produciéndose por agitación separaciones ulteriores. El gas sale por el tope y el líquido por el fondo. El nivel de líquido del separador es controlado por una válvula flotante y una válvula tipo “back pressure” a la salida del separador, controla la presión de salida del mismo.
Absorción Fuerzas de gravedad Adsorción
En los campos petroleros los efectos de separación mas usados son:
Fuerza centrifuga
Cambios en la cantidad de movimientos Fuerzas electrostática
En el procesamiento de gas los efectos mas utilizados son:
Fuerzas de gravedad Fuerzas centrifugas Filtración Cambios en la cantidad de movimiento
Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota.
Separador vertical FWKO
El separador centrifugo funciona mediante el efecto de la fuerza centrifuga. El agua contaminada con sólidos e hidrocarburos/aceites se inyecta tangencialmente a lo largo de la circunferencia del estanque cilindro-cónico para permitir la separación de las partículas pesadas. El aceite libre es retirado de la superficie del estanque y se almacena en el acumulador de hidrocarburo. Las partículas que pueden precipitar sedimentando al fondo del estanque, desde aquí son drenadas a una bolsa de fácil reemplazo. Opcionalmente se puede incluir inyección de ozono, control de PH, aplicación de agentes coagulantes/floculantes con el objeto de aumentar la flotación de aceites y la precipitación de solidos.
Los fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que las partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase liviana, este fenómeno provoca la separación.
Consiste en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. La aplicación del campo eléctrico sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que permite la sedimentación por gravedad.
Las gotas muy pequeñas no pueden ser separadas por gravedad. Estas gotas se unen por medio del fenómeno de coalescencia, para formar gotas mayores, las cuales se acercan lo suficientemente como para superar las tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad.
Cualquier parte homogénea y distinta de un sistema, que se encuentra separada de las otras partes por un limite definido. No necesariamente es continua.
El fenómeno se debe a una reducción de presión por debajo de la presión de saturación (presión de burbuja), que lleva a la liberación de una fase gaseosa.
P > Pb
P > Pb
P = Pb
P < Pb
P = Patm
Todos los separadores bifásicos tienen en común 4 secciones: • • • •
.
•
: Elemento que cambia abruptamente la dirección de flujo, causando la liberación del gas.
Deflector Desviador / Plato esférico
Deflector Tangencial
Ciclón de Entrada (Fuerza centrifuga – Chimenea Ciclónica)
•
:
•
En esta región se presenta una reducción de la velocidad de flujo de la corriente gaseosa, lo que permite que las gotas de líquido suspendidas caigan por gravedad. Se diseña de tal manera que las gotas mayores que 100 ó 140 micras sean removidas.
•
•
la zona inferior del separador proporciona el tiempo necesario para que el gas atrapado se libere hacia la parte superior. superior.
•
•
Este dispositivo genera numerosos cambios dirección en el flujo del gas, haciendo que las pequeñas gotas de líquido (menores que 100 micras) sean capturadas por elementos coalescedores y caigan por gravedad.
•
Todos los separadores bifásicos tienen en común 4 secciones: Deflector de entrada Sección de asentamiento de líquido Sección de asentamiento gravitacional Extractor de niebla • • • •
• • • •
Rompedores de olas Platos antiespumantes Rompedores de vórtices Drenajes de sólidos
• •
Rompedores de olas
Es utilizado en los separadores horizontales. Este dispositivo no es más que un regulador vertical por donde atraviesa el flujo gas-líquido en forma perpendicular
• •
Placas antiespumantes
La espuma se forma cuando las burbujas de gas se liberan del líquido. La espuma es la principal causa para un rendimiento pobre en los separadores. La separación de espuma limita la separación de gas-líquido en el separador. Para lograr la separación de espuma éstas partículas deben ser descompuestas. una adecuada área de superficie, un tiempo de retención y un estabilizador de espuma como silicón u otras que sean compatibles con el crudo. Estos parámetros establecerán una tasa adecuada de espuma que permitirá una descarga de fluidos eficiente y evitará una mezcla entre ella y el gas seco.
• •
Rompedores de Vórtices
Disminuir Vórtices (Remolinos), cuando la válvula está abierta debido a que esto absorbe el gas del vapor y lo remezcla en la salida del líquido.
• •
Drenajes de sólidos Problema por depósitos de arena en fondo. Para eliminar los solidos se instalan unos drenajes que se operan de manera controlada inyectando fluido a alta presión (agua de producción).
Los dispositivos internos de un separador prestan una gran variedad de funciones, todas con el objetivo de mejorar la separación de las fases y/o garantizar una operación confiable y segura de los equipos aguas abajo. Entre tales funciones están: •
•
•
•
•
•
•
Son válvulas que se calibran a la máxima presión de operación y sirven para protegerla integridad física del equipo contra presiones excesivas, en el caso de existir alguna obstrucción en las salidas o un aumento anormal en la entrada. Van colocadas en la tubería de salida de gas del separador y controlan la presión del separador. Van en las descargas de líquidos y son reguladoras mediante un controlador de nivel de líquidos.
La presión de operación puede ser controlada mediante una válvula de contra presión operada por contrapeso, resorte o piloto de gas. Los separadores deberán estar equipados con uno o más controles de nivel de líquido. Normalmente un control de nivel de líquido para la sección de acumulación de un separador bifásico, activa una válvula de vaciado para mantener el nivel de líquido requerido. Todos los separadores independientemente del tamaño o la presión, deberán estar provistos de dispositivos de protección de presión fijados de acuerdo con los requerimientos del código ASME. Las líneas de descarga de los dispositivos de alivio de presión deberán considerarse de manera individual, una discusión detallada sobre el particular va más allá del alcance de esta especificación.
1. Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla. 2. Cuando el proceso de separación ocurre entra las fase gaseosa y liquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas liquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase liquida. 3. Liberar parte de las fase gaseosa que haya quedado atrapada en la liquida. 4. Descargar por separado la fase liquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.
Existen diversos tipos de separadores, que cumplen determinadas funciones: • • • • • • • • •
Separadores Horizontales Separadores Verticales Separadores Esféricos Separadores Centrífugos Botas de Gas Separadores Vénturi Separadores de doble barril Scrubbers Slug Catchers
Vertical s o l
e s d e r n o d ó i a c r a a c p i f e i S s a l
Construcción / Aspecto físico
Simple Horizontal Dos cuerpos
Esférico Tipo de Separación
Bifásico Trifásico General Prueba
C
Dedicación /ubicación
Separadores en serie / paralelo Torres de destilación
1. Eficiente en el manejo y procesamiento de altos volúmenes de gas y de liquido. 2. Mas eficiente en el manejo de crudos espumosos. 3. Mas eficiente en el manejo de emulsiones. 4. Mas eficientes en el manejo de producciones con altas relaciones gas/aceite. 5. Mayor facilidad en el manejo y mantenimiento de instrumentos de control. 6. Son de fácil transporte. 1. Tiene limitaciones para absorber turbulencia 2. No maneja solidos como lo hace vertical 3. Requiere de mayor área de instalación
1. 2. 3. 4.
Eficientes para el manejo de solidos Eficientes para absorber turbulencia Menor tendencia a la reincorporación de liquido al caudal de gas Mas efectivo en el manejo de caudales de producción con bajas relaciones gas/ aceite 5. Ocupa un menor espacio en la facilidad
1. Dificulta el mantenimiento y el control de las válvulas de alivio, cabezote se seguridad etc. 2. Se dificulta transporte
En términos generales, es más recomendable el uso de separadores horizontales, pues estos ofrecen una mayor área para las interfases (G/O y O/W), con lo que se consigue un mejor equilibrio de fases y una separación más rápida. En algunos casos es recomendable el uso de separadores verticales: •
•
•
Los separadores horizontales no son buenos en el manejo de sólidos. En un separador vertical puede instalarse un drenaje en la parte inferior, cosa que no es posible en uno horizontal. Los separadores horizontales ocupan más espacio. Sin embargo, al usar varios separadores, éstos pueden ubicarse uno sobre otro. Los separadores verticales son más versátiles para el manejo de tasas de producción variables.
Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este diseño puede ser muy eficiente desde el punto de vista de contención de presión, pero debido a su capacidad limitada de oleada de líquido y dificultades con la fabricación, los separadores esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos
•
Separadores de doble barril
•
Separador horizontal con bota
•
Separadores tipo filtro
Comúnmente son utilizados en las entradas de compresores en estaciones de compresión en el campo, como Depuradoras finales corriente arriba de las torres de contacto de glicol y en aplicaciones de instrumento / gas de campo. Los separadores de filtro pueden remover todas las partículas mayores a 2 micras y el 99% de aquellas hasta un mínimo de 0,5 micras. Estas unidades, también disponibles en configuraciones verticales, son utilizadas en ingresos de compresores y en otras aplicaciones de GOR alto.
•
Slug Catchers
El Receptor de Slug es un equipo estático utilizado en las instalaciones de producción de petróleo para reducir al mínimo el slug de oleoductos y gasoductos. Los fluidos extraídos de los yacimientos de petróleo y gas contienen petróleo crudo, gas natural, agua, sales, etc. El flujo multifásico en una tubería a menudo conduce flujo de lodo de la formación. Este flujo de múltiples fases se recibe en las instalaciones de procesamiento y de almacenamiento de petróleo crudo en el que el aceite, agua y gases son separados para eliminar el slug, de ahí el nombre.
•
Scrubber
- Partículas sólidas - Gotas de líquidos - Gases ácidos (CO2, NOx, SOx)
- Tratamiento de gases de refinería - Tratamiento de gas de pozo - Lavado de gases y emisiones gaseosas - Desulfuración de combustibles
•
Botas de Gas
El diseño de una bota desgasificadora es más simple que el de un separador, al igual que sus componentes internos, siendo estos:
El deflector de una bota desgasificadora, tiene la forma de un sombrero chino, con un ángulo de 45°, y se encuentra a la salida del tubo interno concéntrico por donde asciende el fluido multifásico. El deflector cambia la dirección de flujo, ocasionando la liberación de gas que ha sido arrastrado o se encuentra en solución en la corriente de líquido en la salida del separador. La bota de gas tiene arriba del deflector una serie de placas o bafles con un ángulo de inclinación de 45°. El gas atraviesa los bafles perforados, reteniéndose los líquidos arrastrados en la corriente de gas.
La tendencia a formar espuma de una mezcla vapor-líquido o vapor-líquido-líquido afectará severamente el desempeño del separador. Generalmente, si se sabe que la espuma es un problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse deflectores de espuma como el método más económico de eliminar el problema. Sin embargo en algunos casos puede ser necesario resolver un problema en particular, usando soluciones más efectivas como agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos. Cualquier información que pueda obtenerse sobre la dispersión de espuma por análisis de laboratorio, antes del diseño del separador es de mucha ayuda. Algunas líneas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la presencia del flujo avance requiere incluir placas rompe olas en el separador.
Materiales pegajosos, como es el caso de crudos Parafínicos, pueden presentar problemas operativos, debido al ensuciamiento, incrustación y taponamiento de los elementos internos. Cuando se conoce que un servicio tendrá arrastre de sólidos, deberán tomarse las prevenciones correspondientes: tuberías de lavado (si aplica), boquillas de limpieza por inyección de líquidos, boquillas de remoción de sólidos, inclinación de recipientes horizontales. Para separadores de producción, considerables cantidades de arena pueden ser producidas con el crudo. En los separadores en servicio de petróleo arenoso deben proveerse aberturas para la limpieza.
Aun cuando esta condición no se encuentra a menudo, la temperatura baja y la presión alta presentan la posibilidad de formación de hidratos de gas. Es correcto suponer que cualquier gas natural o gas asociado contiene vapor de agua al producirlo y que esta agua puede condensarse y causar formación de hidratos. Este renglón debe ser verificado ya que puede ser necesario el calentamiento para resolver el problema. La presencia de crudos viscosos en los procesos de separación presentan inconvenientes a los cuales se necesita incrementar el tiempo de retención durante el proceso de separación del mismo, es recomendable 4 veces el tiempo normal.
Requena G. José L. Rodríguez M, Mauricio F. Diseño y Evaluación De Separadores Bifásicos y Trifásicos. Universidad Central de Venezuela. Caracas. 2006.
La distancia mínima desde el nivel bajo-bajo de líquido, si se tiene un Interruptor y/o alarma de nivel bajo-bajo de líquido, (o nivel bajo, si no se tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajobajo), hasta la boquilla de salida del líquido es 230 mm mínimo(9 pulg). Este criterio aplicará tanto para separadores verticales como horizontales. Es la longitud (altura) de tambor requerida para que se suceda la separación vapor/gas-líquido, y se puedan tener los volúmenes requeridos de líquido, tanto de operación como de emergencia. Esta es la longitud que normalmente se obtiene por puros cálculos de proceso. En el caso de tambores horizontales de una sola boquilla de alimentación, corresponde a la distancia entre la boquilla de entrada y la de salida de gas, la cual es la distancia horizontal que viaja una gota de líquido desde la boquilla de entrada, hasta que se decanta totalmente y se une al líquido retenido en el recipiente, sin ser arrastrada por la fase vapor que sale por la boquilla de salida de gas
Es el volumen de líquido existente entre Nivel Alto de Líquido (NAL) y el Nivel Bajo de Líquido (NBL). Este volumen, también conocido como volumen retenido de líquido, y en inglés como “surge volume” o “liquid holdup”, se fija de acuerdo a los requerimientos del proceso, para asegurar un control adecuado, continuidad de las operaciones durante perturbaciones operacionales, y para proveer suficiente volumen de líquido para una parada ordenada y segura cuando se suceden perturbaciones mayores de operación. Es el tiempo correspondiente en el cual el flujo de líquido puede llenar el volumen de operación en el recipiente bajo estudio. La mayoría de las veces, cuando se quiere especificar el volumen de operación, lo que realmente se indica es cuántos minutos deben transcurrir entre NAL y NBL. También es conocido en inglés como “surgetime”.
1, 2, 3, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 30, 36, 42, 48, 60, 72.
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34). l g d m V 1 0,0119 g C D
Re 0,0049
g d mV g
C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
12
ρgas=
. ∗ ∗ ∗
T: °Rankine Z: Gráficos GPSA (Función GE – Ken Arnold)
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. TZQ g g C D dLeff 420 P l g d m
1 2
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 2
d Leff
t r Ql 0,7
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff) para las capacidades al gas y al líquido. d (in) 16 20 24 30 36 42 48
Gas Leff (ft)
Líquido Leff (ft)
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff) para las capacidades al gas y al líquido. 5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cada diámetro. d Para Leff > 7,5ft: LSS Leff 12
Para Leff < 7,5ft:
LSS Leff 2,5
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff) para las capacidades al gas y al líquido. 5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cada diámetro. 6. Determinar la relación de esbeltez para cada diámetro. SR
12 LSS
d
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff) para las capacidades al gas y al líquido. 5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cada diámetro. 6. Determinar la relación de esbeltez para cada diámetro. 7. Seleccionar la opción que contenga una relación de esbeltez entre 3 y 4. En caso de que dos o más opciones se encuentren en ese rango, se puede tomar la decisión de usar la de diámetro menor, pues implica un costo más bajo.
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo (Suponer un C D=0,34). l g d m V 1 0,0119 g C D
Re 0,0049
g d mV g
C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
12
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. De aquí se obtiene el mínimo diámetro requerido. Cualquier diámetro superior a éste puede ser utilizado.
TZQ C g g D d 2 5040 P l g d m
1 2
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo (Tener cuidado, porque en esta ecuación se obtiene h en pulgadas). 2
d h
t r Ql 0,12
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo. 4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (L ss). Para d ≤ 36in :
LSS
Para d > 36in : LSS
h 76 12
h d 40 12
4. Calcular la Longitud entre Cordones de Soldadura (L ss): Para d ≤ 36in : LSS
h 76 12
Para d > 36in : LSS
h d 40 12
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo. 4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (L ss). 5. Calcular la relación de esbeltez. SR
12 LSS
d
1. Determinar el coeficiente de arrastre C D por medio de un proceso iterativo. 2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo. 4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (L ss). 5. Calcular la relación de esbeltez. 6. Seleccionar la opción que presente una relación de esbeltez entre 3 y 4.
Diseñar un separador horizontal bifásico con los siguientes datos. Producción de gas: 10MMscfd Gravedad específica del gas: 0,6 Producción de crudo: 2000BOPD Gravedad API: 40° Presión de operación: 1000psia Temperatura de operación: 60°F Tamaño de la partícula a retirar: 140 µm (micrones) Tiempo de retención: 3 minutos
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34). l g d m V 1 0,0119 g C D
Re 0,0049
g d mV g
C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
12
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34). C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
C D
24 Re
Otros datos obtenidos V1=0,87 ft/s Re=157,731
3 Re
0,5
0,34 0,73
Se repite el proceso hasta que el Cd se estabilice C D
24 Re
3 Re
0, 5
0,34
C D
0,851
Para desarrollar lo anterior, debemos determinar los valores con los que no se cuentan. 141,5 = − 131,5 40=
, 6,
=
− 131,5
62,4 /
ρ = 51,48 /
determinar los valores con los que no se cuentan. ρ = 2,7
∗ ∗
Por Gráficas se encuentra que: Z=0,84 (3-9 Ken Arnold) µg=0,014 (3-17 Ken Arnold) •
∗ ρ = 2,7 = 3,7/ ∗
•
4. Calcular la capacidad al gas. g C TZQ g D dLeff 420 P l g d m
12
520 * 0,84 *10 3,7 0,851 dLeff 420 1000 51 , 48 3 , 7 140 = 39,80
12
Para Leff > 7,5ft: LSS Leff
d 12
Para Leff < 7,5ft: LSS Leff 2,5
5. Calculamos la capacidad del liquido. t r Ql 2 d Leff 0,7
2
d Leff
Leff
3 * 2000
d 2 Leff
8571,43
0,7
t r Ql 0,7 d
4
Lss Leff 3
3 SR 4
SR
12 LSS
d
7. Calculamos la capacidad del liquido. Diámetro Comercial
Leff gas (ft)
Leff liq (ft)
Lss (ft)
SR (Relación de Esbeltez)
2 3 4 6 8 10 12 16 20 30 36 42 Seleccionar la opción que contenga una relación de esbeltez entre 3 y 4.
Diseñar un separador vertical bifásico con los siguientes datos. Producción de gas: Gravedad específica del gas: Producción de crudo: Gravedad API: Presión de operación: Temperatura de operación: Tamaño de la partícula a retirar: Tiempo de retención:
10MMscfd 0,6 2000BOPD 40° 1000psia 60°F 140 µm (micrones) 3 minutos
Se repiten los siguientes pasos •
•
•
Calculo de factor de compresibilidad Z Calculo de µg Calculo de Cd
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34). l g d m V 1 0,0119 g C D
Re 0,0049
g d mV g
C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
12
1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34). C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
C D
24 Re
Otros datos obtenidos V1=0,87 ft/s Re=157,731
3 Re
0,5
0,34 0,73
Se repite el proceso hasta que el Cd se estabilice C D
24 Re
3 Re
0, 5
0,34
C D
0,851
Para desarrollar lo anterior, debemos determinar los valores con los que no se cuentan. 141,5 = − 131,5 40=
, 6,
=
− 131,5
62,4 /
ρ = 51,48 /
determinar los valores con los que no se cuentan. ρ = 2,7
∗ ∗
Por Gráficas se encuentra que: Z=0,84 (3-9 Ken Arnold) µg=0,014 (3-17 Ken Arnold) •
∗ ρ = 2,7 = 3,7/ ∗
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2.Calcular la capacidad al gas. De aquí se obtiene el mínimo diámetro requerido. Cualquier diámetro superior a éste puede ser utilizado. g C TZQ g D d 5040 P l g d m 2
1 2
2.Calcular la capacidad al gas. De aquí se obtiene el mínimo diámetro requerido. Cualquier diámetro superior a éste puede ser utilizado. 12 TZQ g g C D 2 d 5040 P l g d m d
2
520 * 0,84 *10 3,7 0,851 5040 1000 51 , 48 3 , 7 140 = 21,85 in
12
3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo (Tener cuidado, porque en esta ecuación se obtiene h en pulgadas). h= altura de t r Ql 2 d h volumen del liquido 0,12
Si d ≤ 36 in
Si d > 36 in
Lss Lss
h 76 12 h d 40 12
5. Calcular la relación de esbeltez.
SR
12 LS S
d
6. Seleccionar la opción que presente una relación de esbeltez entre 3 y 4.
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El máximo nivel nivel de líquido debe dejar una altura altura mínima de 15 pulgadas para el espacio de vapor, pero nunca este nivel deberá estar por encima de la línea media del separador. El volumen de los cabezales no se toma en cuenta en los cálculos de las dimensiones del separador. Las boquillas boquillas de entrada entrada y salida salida deberán ubicarse ubicarse tan cerca, como sea práctico, de las líneas tangentes del separador. Las salidas de líquido llevarán accesorios anti vórtices. Se especifican valores de L/D entre 2.5 hasta 6 pero ciertas empresas fabricantes utilizan 3,4 y 5 como valores económicos de esta relación. Volumen de operación, o sea el volumen comprendido entre el nivel máximo NAL) y el nivel mínimo (NBL) (Fig. 23). Bajo nivel nivel de líquido líquido 1.31pie. La distancia distancia entre entre la parte baja de la malla malla y el NAAL debería debería ser de 12 pulgadas.
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La distancia entre la boquilla de entrada y el máximo nivel de líquido será igual a la mitad del diámetro o por lo menos 2 pies. Las entradas deberán tener un accesorio interno para desviar el flujo hacia el fondo del separador, los recipientes de 3 pies de diámetro y mayores tendrán como accesorio de entrada una caja abierta por el fondo, soldada a la boca de entrada, por la parte interior del equipo, para los recipientes hechos con tubo, el accesorio se fabricará con un codo de 90°. Las salidas deberán tener dispositivos anti vórtices. Los eliminadores de neblina tipo malla, deberán tener 4 pulgadas de espesor, 9lb/pie3 de densidad y ser hechos de acero inoxidable. No deben aceptarse las mallas fabricadas con alambre de acero inoxidable en espiral.
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La altura del nivel de líquido en un separador vertical depende esencialmente del tiempo de retención, el cual a su vez se fija sobre la base de consideraciones del proceso. La máxima velocidad permisible del vapor en un separador será igual a la velocidad límite y el diámetro calculado en base a ésta será redondeado en 6 pulgadas, Sin embargo, en caso de no instalar dicho eliminador, Vp no será mayor que el 80% de la velocidad límite. El espacio para el desprendimiento y sedimentación de las gotas, es decir, la distancia entre la parte superior del tubo de entrada y la parte inferior del eliminador de neblina, deberá ser igual al diámetro del separador.
