3-. SEPARACION SEPARACION DEL GAS
El primer paso en el tratamiento del gas al llegar éste a superficie es removerle los líquidos y sólidos que pueda tener. Del separador se espera que el gas salga seco y en condiciones de ser sometido a los procesos de tratamiento que se haya decidido aplicarle, tales como deshidratación, compresión, remoción de líquidos (LPG), etc., y que el líquido se pueda liberar todo el gas que tenga atrapado; pero lo mas importante es que el gas salga seco. Este proceso se realiza en recipientes conocidos como separadores.
3.1 Separadores Un separador es un recipiente que trabaja a presión y cuya función es separar s eparar fase líquida de fase gaseosa. El gas debe salir del separador separador completamente libre de fase líquida y el el líquido debe salir completamente libre de fase gaseosa. En algunos casos en el separador se realiza separación de fase gaseosa y dos fases líquidas (o sea gas, petróleo y agua). Los separadores se pueden clasificar de diferentes formas dependiendo del criterio que se (4) tenga en cuenta para hacerlo, así
- De acuerdo al número de fase que separan: Bifásicos: separan gas - líquido Trifásicos: separan gas - petróleo - agua
- De acuerdo a su geometría: Verticales Horizontales - pueden ser de uno o dos tubos Esféricos
- De acuerdo a las condiciones de trabajo: Separadores de presión alta Separadores de presión baja
De acuerdo a su función mas importante Separadores de de agua libre. Conocidos como Free Water Knockout Knockout (FWKO) y su función es remover el agua libre de una m ezcla de hidrocarburos. Flash Tank. Despresurizadores para bajarle la presión a sistemas de hidrocarburos hidrocarburos líquidos y removerles el gas liberado. Separadores Especiales. Usados especialmente en el tratamiento del del gas para removerle humedad o partículas sólidas; cuando es para el primer caso se conocen como despojadores (Scrubbers) y en el seguno caso se usan separadores de filtros. Separadores Generales y de Prueba. Prueba. Los primeros reciben
La separación que se presenta en un separador se debe a fenómenos físicos como segregación, fuerza centrífuga y adsorción.
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Para realizar adecuadamente el proceso de separación, el separador, dependiendo del tipo y las características de la producción que está manejando, debe poseer normalmente las componentes siguientes:
- Sección de separación primaria. Por ella entra el fluido al separador y allí se presenta la separación inicial del agua y el gas libres; en esta sección la separación es por segregación y en la mayoría de los casos ayudada por la aplicación de fuerza centrífuga.
- Sección de separación secundaria. Por esta sección pasa el gas inmediatamente después de que se separa del líquido y en ella se espera que se libere de las partículas más grandes de líquido que ha logrado arrastrar; aquí la separación es por gravedad.
- Sección extractora de humedad. Después de que el gas sale de la sección secundaria aún lleva partículas de líquido pero de tamaño muy pequeño las cuales no se pueden separar fácilmente por gravedad, por tanto el gas se hace pasar por la sección extractora de humedad en la cual se pone en contacto con medios que tienen afinidad por el líquido y no por el gas; de esta forma las partículas finas de líquido quedan adheridas al medio y el gas se libera de ellas. Al salir de esta sección el gas busca la salida para abandonar el recipiente. En esta sección la separación es por adsorción y las partículas de líquido adheridas se van uniendo, aumentan de tamaño y luego caen por gravedad hacia la sección de acumulación de líquidos.
- Sección acumuladora del líquido. Ubicada en la parte inferior del recipiente y en ella se retiene el líquido un cierto tiempo para que pueda liberarse de las burbujas de gas que se han han venido atrapadas en él. él. Cuando el separador es trifásico en esta sección se presenta la separación del petróleo y el agua. Además de las dos funciones antes mencionadas, en esta sección la presencia de un colchón de líquido garantiza que el gas no se escape por la línea de drenaje del líquido.
- Sistema de control. Fundamentalmente son mecanismos que garantizan que el recipiente esté trabajando a una presión constante, presión de operación, y que el nivel de líquido se mantenga a una altura constante. El sistema consta de un control control de presión y un control control de nivel. Además el recipiente posee dispositivos de seguridad por alta presión los cuales entran a operar cuando la presión del separador empieza a estar bastante por encima de la presión de operación; estos dispositivos son la válvula de alivio y el disco de seguridad.
- Accesorios. Son dispositivos que no los llevan todos los separadores sino que en algunos casos, dependiendo del tipo de separador y las características de producción, se llevan para hacer más efectiva la separación y mejorar el funcionamiento y control del separador; entre estos accesorios se pueden mencionar: elementos giratorios o placas de dispersión para mejorar la separación primaria, bafles de separación de la sección acumuladora de líquido y la sección de gas, rompedores de vórtices, conos y boquillas para la remoción de arena, etc.
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Para realizar adecuadamente el proceso de separación, el separador, dependiendo del tipo y las características de la producción que está manejando, debe poseer normalmente las componentes siguientes:
- Sección de separación primaria. Por ella entra el fluido al separador y allí se presenta la separación inicial del agua y el gas libres; en esta sección la separación es por segregación y en la mayoría de los casos ayudada por la aplicación de fuerza centrífuga.
- Sección de separación secundaria. Por esta sección pasa el gas inmediatamente después de que se separa del líquido y en ella se espera que se libere de las partículas más grandes de líquido que ha logrado arrastrar; aquí la separación es por gravedad.
- Sección extractora de humedad. Después de que el gas sale de la sección secundaria aún lleva partículas de líquido pero de tamaño muy pequeño las cuales no se pueden separar fácilmente por gravedad, por tanto el gas se hace pasar por la sección extractora de humedad en la cual se pone en contacto con medios que tienen afinidad por el líquido y no por el gas; de esta forma las partículas finas de líquido quedan adheridas al medio y el gas se libera de ellas. Al salir de esta sección el gas busca la salida para abandonar el recipiente. En esta sección la separación es por adsorción y las partículas de líquido adheridas se van uniendo, aumentan de tamaño y luego caen por gravedad hacia la sección de acumulación de líquidos.
- Sección acumuladora del líquido. Ubicada en la parte inferior del recipiente y en ella se retiene el líquido un cierto tiempo para que pueda liberarse de las burbujas de gas que se han han venido atrapadas en él. él. Cuando el separador es trifásico en esta sección se presenta la separación del petróleo y el agua. Además de las dos funciones antes mencionadas, en esta sección la presencia de un colchón de líquido garantiza que el gas no se escape por la línea de drenaje del líquido.
- Sistema de control. Fundamentalmente son mecanismos que garantizan que el recipiente esté trabajando a una presión constante, presión de operación, y que el nivel de líquido se mantenga a una altura constante. El sistema consta de un control control de presión y un control control de nivel. Además el recipiente posee dispositivos de seguridad por alta presión los cuales entran a operar cuando la presión del separador empieza a estar bastante por encima de la presión de operación; estos dispositivos son la válvula de alivio y el disco de seguridad.
- Accesorios. Son dispositivos que no los llevan todos los separadores sino que en algunos casos, dependiendo del tipo de separador y las características de producción, se llevan para hacer más efectiva la separación y mejorar el funcionamiento y control del separador; entre estos accesorios se pueden mencionar: elementos giratorios o placas de dispersión para mejorar la separación primaria, bafles de separación de la sección acumuladora de líquido y la sección de gas, rompedores de vórtices, conos y boquillas para la remoción de arena, etc.
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3.2 Descripción de Separadores Separadores(1) Como ya se mencionó, los separadores de acuerdo a su geometría pueden ser verticales, horizontales o esféricos y cada uno de ellos tiene sus ventajas y desventajas; por otra parte, cualquiera que sea el tipo, en él se puede identificar los diferentes componentes que se mencionaron en la sección anterior.
- Separadores Verticales. La Figura 11 muestra el esquema de un separador vertical. En él el fluido entra al recipiente por un punto intermedio y llega a un elemento degasificador cuya función es distribuir el chorro de fluido para facilitar la separación primaria de gas y líquido, esta es la zona de separación primaria. De esta zona el gas liberado liberado empieza a ascender y al hacerlo muchas de las partículas de líquido, las más grandes, se van cayendo debido a su peso, esto ocurre en la sección de separación secundaria. Cuando el gas va llegando llegando a la parte superior del del recipiente debe pasar por un dispositivo, cuya función es que al gas establecer contacto con él las partículas de líquido que aun no se han separado del gas por ser de tamaño bastante reducido, se le adhieran y el gas ya completamente libre de líquido, o sea un gas seco, pueda buscar la salida del recipiente. La salida del gas del del recipiente es controlada por la válvula de contrapresión. El líquido que se separa del gas en la sección de separación primaria primaria se va al fondo del recipiente y allí es retenido durante un determinado tiempo, para permitir que las burbujas de gas que se vinieron atrapadas en el líquido alcancen a separarse; esta es la sección de acumulación de líquidos. La salida del líquido del recipiente es es controlada por el control de nivel con flotador. En algunos casos para para mantener una superficie líquida estable, se instala un bafle cónico que separa la superficie del líquido de la sección de separación primaria.
Ventajas y Desventajas del Separador Vertical: El separador vertical es bueno para manejar problemas de arena y sólidos, ocupa menos espacio y maneja más fácil problemas de producción inestables. Las principales desventajas del separador vertical son: Dificultad para manejar relaciones gas-líquido altas Problemas de mantenimiento Dificultades de transporte
- Separadores Horizontales. Se usan cuando se necesita necesita manejar relaciones gas-líquido altas. La Figura 12 muestra esquemas de dos tipos de separadores horizontales que presentan algunas diferencias en cuanto a su configuración interna. interna. En ambos casos el fluido entra por un extremo del del recipiente y choca contra contra un elemento, que en la Figura 12a rota al recibir el impacto y de esta manera le aplica fuerza centrífuga al fluido, pero como el líquido es más pesado que el gas es impulsado con más fuerza; en la Figura 12b el elemento distribuye el chorro de fluido lo cual también ayuda a la separación. El gas luego de ser separado se hace pasar por una serie de placas paralelas las cuales cumplen con dos funciones: una es rectificar el fluido para hacerlo menos turbulento y de
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esa forma facilitar la separación del líquido y gas, la otra función es que las láminas sirven para que parte de las las gotas de líquido se adhieran adhieran a ellas separándose separándose así del gas. En la Figura 12a el gas debe pasar por sección extractora de humedad y en la 12b no; una explicación podría ser que el primero debe manejar mayor cantidad de gas y por tanto éste tiene mayor capacidad de arrastre de líquido. El líquido que se separe en el recipiente va al fondo de éste donde se encuentra la sección acumuladora de líquido, la cual está normalmente separada de la fase gaseosa por un bafle horizontal. Al igual que en el separador vertical la salida del gas y líquido está regulada por los controles de presión y de nivel de líquido respectivamente. Como la altura del colchón de líquido es baja se puede formar un vórtice en el drenaje para el líquido; por tal razón en este tipo de separadores se acostumbra una tubería ranurada para impedir que se formen los vórtices, conocida como rompedor de vórtices. Un separador horizontal maneja mayor cantidad de gas que uno vertical por las siguientes razones: el recorrido del gas es más largo en el horizontal y por lo tanto más posibilidad de que las gotas de líquido caigan, el área de contacto gas-líquido es mayor en el separador horizontal y hay más posibilidad de separación de las burbujas de gas atrapadas en el líquido y de que las moléculas pesadas del gas caigan a la fase líquida.
Ventajas y Desventajas del Separador Horizontal . Las siguientes se pueden considerar ventajas de este tipo de separadores: Manejo de relaciones gas-líquido altas Fácil mantenimiento Fácil transporte Entre las desventajas se pueden mencionar: Requerimientos de espacio Dificultad para manejar problemas de producción de arena No es bueno para manejar producciones inestables Control de nivel crítico Mayor posibilidad de reevaporación Existe otra variedad de separador horizontal que consta de dos tubos conectados entre sí uno encima del otro, en el superior se maneja el gas y en el inferior el líquido; este tipo de separadores se usa cuando los volúmenes de gas y líquido son apreciables.
- Separadores esféricos. Se han diseñado para hacer un uso óptimo de los mecanismos de separación gas-líquido por gravedad, fuerza centrífuga y adsorción. La Figura 13 muestra un esquema de dicho separador. Como se puede apreciar el chorro es dividido al entrar al recipiente en dos
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Figura 11-.Esquema de un Separador Vertical.
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Figura 12-. Esquemas de Separadores Horizontales.
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direcciones opuestas y tangencialmente a la pared interna del recipiente, de esta forma el líquido se adhiere a las paredes y se va deslizando hacia el fondo del recipiente donde está la sección de acumulación de líquidos. Por su parte el gas empieza a ascender y como su velocidad disminuye, por tener una mayor área perpendicular al flujo muchas de las gotas de líquido, las más grandes, caen y las más pequeñas son removidas en la sección extractora de humedad de la cual al salir el gas busca la salida del recipiente, que al igual que en cualquier otro separador es controlada por la válvula de contrapresión. La salida del líquido del recipiente es controlada por el control de nivel. Las siguientes pueden ser las ventajas del separador esférico: Menos costoso que los horizontales y verticales de la mism a capacidad. Son muy compactos y ofrecen mejores facilidades de limpieza y drenaje que los verticales Se pueden usar en pozos con RGL bajas a intermedias. Por su parte, las siguientes se pueden considerar como desventajas: Control de nivel crítico. Debido a su poco espacio para acumulación de líquidos no son recomendables para separación de tres fases. Tienen poca capacidad para manejar producciones inestables y para tiempos de retención de líquido altos.
3.3 Separadores Especiales Existen, especialmente para el manejo de gas, algunos tipos de separadores que presentan diferencias marcadas con respecto a los descritos en las secciones anteriores entre los cuales se pueden mencionar los separadores de filtros, despojadores (Scrubbers) y separadores de baja temperatura. La Figura 14 muestra un esquema de un separador de filtros en el cual en su sección inicial posee en paralelo una serie de filtros a los cuales entra el gas en una dirección perpendicular a su eje y luego por el centro del filtro el gas se desplaza hacia las secciones siguientes del separador. Al pasar el gas a través del filtro es despojado de todos los sólidos que trae y además todas las partículas de líquido de tamaño mayor de unas dos micras son obligadas a unirse para adquirir un tamaño mayor y ser separadas en otras secciones del separador. Son utilizados generalmente en campos de gas cuando éste trae muchos sólidos o partículas de líquido muy pequeñas. Los filtros se van obstruyendo con el tiempo y se les debe hacer mantenimiento periódicamente. Estos separadores pueden ser verticales u horizontales y cuando hay alguna producción de líquido posee a la entrada del recipiente una sección de acumulación de líquido. Un despojador (Scrubber) se define como cualquier equipo que usa un líquido para ayudar a la remoción de partículas de un gas. Es similar a un separador excepto que se diseña para separar sólo volúmenes pequeños de líquido y puede usar algún fluido tal como aceite para ayudar a remover partículas del gas. Generalmente se usan para realizar limpieza del gas.
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Figura 13-. Separador Esférico.
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Los tres tipos de despojadores usados en la limpieza del gas son: despojadores secos, con baño de aceite y tipo cartucho. Los despojadores secos son similares a una centrífuga en donde al fluido se le aplica fuerza centrífuga para efectuar la separación de los sólidos y líquidos del gas. Los despojadores de baño de aceite son bastante usados, en ellos se hace que las partículas de material sólido se adhiera sobre una superficie constantemente lavada con aceite, el cual las recoge y las lleva a una cámara de asentamiento, donde los sólidos se separan por gravedad y el aceite limpio es recirculado. Es importante en este tipo de separadores garantizar que el aceite esté limpio y que se mantenga el nivel de aceite adecuado, pues si éste es bajo no hay una limpieza efectiva y si es alto puede haber arrastre de aceite por parte del gas. Los despojadores secos y de baño de aceite son efectivos para remover partículas hasta de cuatro micras. Los despojadores tipo cartucho son los más efectivos y son similares a los separadores de filtros, pues poseen una serie de filtros (cartuchos) en paralelo organizados en diferentes configuraciones que pueden remover partículas de material sólido de hasta 0.3 micras. A los cartuchos hay que hacerles mantenimiento y reemplazarlos periódicamente. Este tipo de despojadores son más costosos que los secos o los de baño de aceite. Las unidades de separación a baja temperatura (LTX) se basan en el principio de que al bajar la temperatura de operación de un separador aumenta la cantidad de líquido que se puede recuperar. Además de aumentar la cantidad de líquido que se puede remover, la separación a baja temperatura también en algunos casos es suficiente para deshidratar el gas a los límites que exige el gasoducto.
Los tres tipos de despojadores usados en la limpieza del gas son: despojadores secos, con baño de aceite y tipo cartucho. Los despojadores secos son similares a una centrífuga en donde al fluido se le aplica fuerza centrífuga para efectuar la separación de los sólidos y líquidos del gas. Los despojadores de baño de aceite son bastante usados, en ellos se hace que las partículas de material sólido se adhiera sobre una superficie constantemente lavada con aceite, el cual las recoge y las lleva a una cámara de asentamiento, donde los sólidos se separan por gravedad y el aceite limpio es recirculado. Es importante en este tipo de separadores garantizar que el aceite esté limpio y que se mantenga el nivel de aceite adecuado, pues si éste es bajo no hay una limpieza efectiva y si es alto puede haber arrastre de aceite por parte del gas. Los despojadores secos y de baño de aceite son efectivos para remover partículas hasta de cuatro micras. Los despojadores tipo cartucho son los más efectivos y son similares a los separadores de filtros, pues poseen una serie de filtros (cartuchos) en paralelo organizados en diferentes configuraciones que pueden remover partículas de material sólido de hasta 0.3 micras. A los cartuchos hay que hacerles mantenimiento y reemplazarlos periódicamente. Este tipo de despojadores son más costosos que los secos o los de baño de aceite. Las unidades de separación a baja temperatura (LTX) se basan en el principio de que al bajar la temperatura de operación de un separador aumenta la cantidad de líquido que se puede recuperar. Además de aumentar la cantidad de líquido que se puede remover, la separación a baja temperatura también en algunos casos es suficiente para deshidratar el gas a los límites que exige el gasoducto. Una unidad de separación a baja temperatura consta de un separador de alta presión uno o varios reductores de presión (válvulas de expansión, estranguladores, etc.) y un sistema intercambiador de calor. En términos generales el sistema funciona así: - El gas a una presión alta proveniente, por ejemplo, del separador de alta se hace pasar por el sistema de expansión en el cual se reduce la presión y la temperatura por el efecto de Joule Thompson. A raíz de la expansión y el enfriamiento se condensan líquidos y de esa forma la mezcla entra al LTX, donde los líquidos y sólidos (hidratos) que hayan podido formarse se van al fondo del recipiente en el cual, debido al sistema de intercambio de calor que posee el recipiente en esta zona, los hidratos se funden nuevamente y se pueden separar los hidrocarburos del agua. La disminución en temperatura depende de la caída de presión y se puede determinar haciendo uso de la Figura 13 y conociendo la presión inicial y la caída de presión. Este tipo de separación se puede hacer cuando el gas está a presión alta y ésta se puede bajar apreciablemente. En la sección de deshidratación del capítulo 4, se discutirá más en detalle los sistemas de separación a baja temperatura pues es uno de los métodos de deshidratación.
3.4 Factores que Afectan qa Separación La calidad de la separación en un separador depende de factores como:
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Figura 14.- Separador de Filtros.
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-
Presión Temperatura Características del fluido Tasa de producción Tipo de separador, accesorios que posee y tamaño
El último de los factores depende fundamentalmente de los factores 3 y 4 y la presión y temperatura, especialmente la presión, depende de las características del fluido y se deben seleccionar de tal forma que se tenga como resultado final la mayor cantidad posible de líquido y la menor cantidad de gas. Para seleccionar la presión a la que debe trabajar el separador se debe resolver un problema de cálculo de fases haciendo uso de ecuaciones de estado, y una vez encontrado el valor de la presión se debe garantizar que el separador trabaje a esta presión, para ello se necesitan los controles del separador. Los controles del separador son la válvula de contrapresión y el control de nivel; con ellos se garantiza que el separador trabaje a una presión dada y con ellos, el tipo, tamaño y configuración del separador se debe garantizar una eficiente separación. La válvula de contrapresión trabaja de la siguiente manera: normalmente está cerrada y por tanto el gas al llegar a ella no puede pasar, pero como sigue llegando gas el recipiente se va presurizando hasta que llega un momento en que se tiene presión suficiente para hacer abrir la válvula de contrapresión, la cual está calibrada para abrir a la presión de trabajo del separador; cuando esto ocurra la presión dentro del recipiente empieza a disminuir pues está saliendo gas y al estar la presión del recipiente nuevamente por debajo de la presión requerida para hacer abrir la válvula, presión de operación del separador, ésta se cierra. La Figura 16 muestra una sección longitudinal de una válvula de contrapresión la cual, como se ve, tiene tres componentes fundamentales: El piloto que consta del tornillo de ajuste, el
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Presión Temperatura Características del fluido Tasa de producción Tipo de separador, accesorios que posee y tamaño
El último de los factores depende fundamentalmente de los factores 3 y 4 y la presión y temperatura, especialmente la presión, depende de las características del fluido y se deben seleccionar de tal forma que se tenga como resultado final la mayor cantidad posible de líquido y la menor cantidad de gas. Para seleccionar la presión a la que debe trabajar el separador se debe resolver un problema de cálculo de fases haciendo uso de ecuaciones de estado, y una vez encontrado el valor de la presión se debe garantizar que el separador trabaje a esta presión, para ello se necesitan los controles del separador. Los controles del separador son la válvula de contrapresión y el control de nivel; con ellos se garantiza que el separador trabaje a una presión dada y con ellos, el tipo, tamaño y configuración del separador se debe garantizar una eficiente separación. La válvula de contrapresión trabaja de la siguiente manera: normalmente está cerrada y por tanto el gas al llegar a ella no puede pasar, pero como sigue llegando gas el recipiente se va presurizando hasta que llega un momento en que se tiene presión suficiente para hacer abrir la válvula de contrapresión, la cual está calibrada para abrir a la presión de trabajo del separador; cuando esto ocurra la presión dentro del recipiente empieza a disminuir pues está saliendo gas y al estar la presión del recipiente nuevamente por debajo de la presión requerida para hacer abrir la válvula, presión de operación del separador, ésta se cierra. La Figura 16 muestra una sección longitudinal de una válvula de contrapresión la cual, como se ve, tiene tres componentes fundamentales: El piloto que consta del tornillo de ajuste, el diafragma y la válvula; el motor que es la sección que finalmente bloquea o permite el paso del gas a través de la válvula, consta del diafragma y la válvula de bloqueo, y el orificio de paso del fluido cuya dirección de flujo es la indicada por las flechas en la parte inferior de la figura. En condiciones normales la válvula está cerrada y el gas no puede pasar a través de ella; está cerrada porque el resorte del piloto tiene cerrada la válvula de este y el gas que está encerado en la cámara por encima del diafragma de la válvula del motor la cierra . El fluido que trata de buscar salida a través de la válvula aplica presión por debajo del diafragma de la válvula del piloto tratando de vencer la presión del resorte y abrir la válvula del piloto, y también aplica presión por debajo del vástago de la válvula del motor tratando de abrirla; debido a la diferencia de área del diafragma del motor y del vástago de la válvula del motor, esta válvula no abre inicialmente. Al no encontrar salida el fluido la presión sobre el diafragma del piloto y sobre el vástago de la válvula del motor aumenta y llegará el momento en que la presión sobre el diafragma del piloto sea mayor que la ejercida por el resorte, esto hará que el resorte se contraiga, la válvula del piloto se abra y se despresurice el depósito de gas que ejerce presión sobre el diafragma del motor , lo cual permitirá que el vástago de la válvula del motor se levante por la presión del fluido que trata de pasar la válvula y permita el paso de este. Al empezar a pasar el fluido este se va despresurizando y llegará el momento en que ya no sea capaz de mantener abierta la válvula piloto permitiendo que se cierre y esto traerá como consecuencia que se cierre la válvula del motor porque ya no sale gas del depósito por encima del diafragma de la válvula del motor. Puede ocurrir que la válvula de contrapresión del separador no abra cuando la presión del recipiente llegue al valor de presión establecido y en este caso el recipiente se seguirá
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Figura 15-. Caída de Temperatura por Expansión del Gas. 90
presurizando, como protección del recipiente para estos casos se tiene una válvula de alivio la cual abre cuando la presión alcanza un cierto nivel por encima de la presión de operación permitiendo que el recipiente se despresurice. La figura 17 muestra una sección longitudinal de una válvula de alivio. El control de nivel funciona con un detector de nivel de líquido y la válvula de descarga del líquido ubicada en la línea de descarga del líquido; el sensor de nivel le envía señales a la válvula de descarga para que abra o cierre dependiendo de si el nivel está por encima o por debajo de un valor establecido. Un sensor de nivel muy común es un flotador cuyo brazo está conectado a una válvula que está ubicada sobre la línea de presión que va a la válvula de descarga, la presión de esta línea es la requerida para hacer abrir la válvula de descarga. Cuando el nivel de líquido en el separador está alto, el flotador sube y por tanto su brazo baja y al hacerlo abre la válvula sobre la línea de presión y la presión de esta línea se transmite a la válvula de descarga haciendo que abra y por tanto pueda salir el líquido del separador. Cuando el nivel de líquido en el separador está bajo, el flotador cae y su brazo sube haciendo cerrar la válvula sobre la línea de presión y retirando la presión sobre la válvula de descarga haciendo que ésta se cierre y no permita la salida del líquido del recipiente. La Figura 18 presenta un esquema de la válvula de descarga (sección longitudinal) la cual funciona de la siguiente manera: El gas de suministro de presión
3.5 Dimensionamiento de Separadores Dimensionar un separador es encontrar las dimensiones y características que debe tener el recipiente para poder realizar la separación de fases que se busca. El primer paso en el dimensionamiento de un separador es conocer las condiciones de presión y temperatura a la que va a trabajar pues de ellas depende el volumen de fluido que va a manejar el separador y la determinación de estos parámetros implica un trabajo de estudio de comportamiento de fases usando ecuaciones de estado o pruebas PVT para determinar la presión y temperatura óptimas a las cuales debe trabajar el separador con el fin de que se tenga al final el mejor resultado en rendimiento de líquido. En la referencia 5 se presenta con detalle el procedimiento de cálculo de fases que se debe realizar con el fin de encontrar los valores óptimos de presión y temperatura a los que debe operar el separador, en el presente trabajo se parte del supuesto de que ya se conocen. Aunque se puede hacer un desarrollo analítico para obtener expresiones que permitan calcular las dimensiones del separador requeridas para manejar una determinada cantidad (1) de fluido , estas ecuaciones involucran una serie de suposiciones que hacen que no se pueda garantizar que el recipiente seleccionado sea efectivo para manejar el volumen dado. Lo importante a tener en cuenta al seleccionar un separador es que éste pueda manejar adecuadamente los volúmenes de gas y de líquido o sea que el gas salga del separador completamente seco, libre de líquido, para lo cual se necesita que su velocidad a través del separador sea tal que mientras hace el recorrido las partículas de líquido puedan separarse hacia la sección de acumulación de líquido; esto de todas maneras ocurrirá con las partículas de líquido más grandes, para remover las más pequeñas se requiere instalar mecanismos de adsorción para extraer la humedad al gas. En cuanto al volumen de líquido, la sección de acumulación de líquido debe tener un tamaño tal que este pueda permanecer en el separador un determinado tiempo, del orden
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Figura 16-. Corte Longitudinal de una Válvula de Contrapresión.
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Figura 17 -. Corte Longitudinal Válvula de Alivio.
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Figura 18-. Corte Longitudinal de la Válvula de Descarga de Líquido de un Separador.
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de unos pocos minutos, para garantizar que el gas que se haya ido atrapando en el líquido a la sección de acumulación de líquido se pueda separar en esta sección.
3.5.1-.Procedimiento Analítico. Para el dimensionamiento de un separador se deben tener en cuenta los tres conceptos siguientes:
La velocidad de asentamiento de una partícula suspendida en una fase continua. Este puede ser el caso de una partícula de líquido suspendida en fase vapor o de una partícula de líquido suspendida en otra fase líquida, como puede ser el caso de una partícula de agua suspendida en fase petróleo o lo contrario. En el caso de separadores bifásicos este concepto se requiere para determinar la velocidad permisible en el gas para que no se lleve las gotas de líquido, y en el caso de separadores trifásicos además de la razón anterior también se requiere aplicar para definir el tiempo de retención del petróleo en el recipiente para que no se lleve las partículas de agua. Tiempo de Retención. Este concepto se debe aplicar para definir el tiempo que debe permanecer el petróleo o el líquido en el recipiente a fin de que se puedan liberar las burbujas de gas que se fueron atrapadas en el líquido a la sección de acumulación de líquidos. Relación de Esbeltez. Mediante este concepto se define la relación apropiada entre la longitud y el diámetro del recipiente con el fin de que este sea estructuralmente estable y realice adecuadamente la separación.
Velocidad de Asentamiento de una Partícula. En la separación de fases en un separador se presenta el problema de una partícula suspendida en un fluido, por ejemplo partículas de líquido suspendidas en gas, partículas de agua suspendidas en petróleo y viceversa. Es necesario conocer la velocidad con que tales partículas se asientan a través del fluido para poder determinar el tiempo que el fluido debe permanecer en el recipiente con el f in de liberarse de las partículas suspendidas en él. Una partícula sumergida (suspendida) en un fluido está sometida a dos tipos de fuerzas, de un lado la fuerza de arrastre que le aplica el fluido y de otra el peso de la misma partícula. La fuerza de arrastre que se aplica sobre la partícula está dada por la ecuación: nomenclatura) 2
F a = C D * ρ f *
π d p
4
*
v
(ver
2
2
(3.1)
Dependiendo del tipo de flujo que se tenga, CD se puede calcular de las siguientes maneras: Si el flujo es laminar
95
C D =
24
N Re
(3.2)
Generalmente, cuando se tienen partículas de líquido suspendidas en fase líquida, el flujo es laminar. Si el flujo es turbulento
C D =
F g =
24 N Re
4 3
3
+
+ 0,34
1
(3.3)
N Re 2 3
π
d p
8
* ( ρ f − ρ p ) * g
(3.4)
la máxima velocidad permisible en el fluido es aquella con la fuerza de arrastre es igual a la fuerza gravitacional, o sea que en el caso de partículas de líquido suspendidas en líquido se tiene:
F a =
N Re
y como N Re =
v=
2
24
* ρ f *
ρ d p v
π d p
4
*
v
2
=
2
4 24
3
(
π d p ρ f
− ρ p ) * g
, si se reemplaza en la ecuación anterior queda finalmente:
µ
2 gd p ( ρ p − ρ g )
18 µ
(3.5)
la cual cuando se lleva a unidades prácticas se tiene:
v = 2,87 * 10 −8 d p2
ρ p
− ρ f
(3.6)
µ
cuando se tiene flujo turbulento, la máxima velocidad permisible para el fluido se obtiene de igualar las ecuaciones (3.1) y (3.4) o sea: 2
C D ρ f *
π d p
4
*
v
2
2
=
4 24
3
(
π d p ρ f
− ρ p ) * g
de la cual, despejando y se tiene: 1
4 d p ( ρ p − ρ f ) 2 *g v= * 3 ρ C D f
la cual cuando se lleva a unidades prácticas queda como:
96
1
ρ p − ρ f d m 2 v = 0,0119 * ρ f C D
(3.7)
El significado de las variables en las ecuaciones (3.1) - (3.7) y sus respectivas unidades prácticas se dan a continuación: CD: Coeficiente de arrastre, adimensional Fa: Fuerza de arrastre 3 ρf: Densidad del fluido en el que está suspendida la partícula, lbs/pie dp : Diámetro de la partícula, pies Fg: Fuerza debida a la gravedad 3 ρp: Densidad de la partícula, lbs/pie 2 g: Aceleración de la gravedad, 32,2 pies/s dm : Diámetro de la partícula, µm ( 1µm=1/304800 pies) NRe: Número de Reynolds v: Velocidad de la partícula en el fluido en el cual está suspendida, pies/s -4 µ: viscosidad del fluido en el que está suspendida la partícula, cp (1cP = 6.7137 *10 Lbm./pie.s) La ecuación (3.6) se conoce como ecuación de Stokes El valor de CD, cuando se trata de flujo turbulento se puede calcular usando las ecuaciones (3.3) y (3.7) y aplicando un procedimiento de ensayo y error de la siguiente manera: − − − − −
Se supone CD = 1 Se calcula v de (3.7) Se calcula NRe Se calcula CD de (3.3) Se comparan valores supuesto y calculado de CD, si no son iguales se repite el procedimiento tomando como valor supuesto el calculado.
3.5.1.1-. Dimensionamiento de Separadores Bifásicos. En el dimensionamiento de separadores bifásicos hay que tener en cuenta dos procesos: el asentamiento de las partículas de líquido atrapadas en el gas y la retención del líquido para que las burbujas de gas puedan escapar de éste.
−
Separadores Horizontales
Asentamiento. La velocidad del gas en el separador se puede expresar como:
vg =
qg A
El tiempo que debe permanecer el gas en el recipiente es el requerido para recorrer la longitud efectiva del separador o sea
97
t rg =
Leff vg
y también debe ser igual l tiempo requerido para que una partícula de líquido suspendida en la fase gaseosa, caiga desde la parte superior del tubo hasta la interfase, o sea:
d 2 v t
=
Leff vg
y usando para vt la ecuación (3.7) y unidades prácticas queda:
d (2 * 12)
ρ p − ρ f d m ρ f C D
0,0119
1 2
=
Leff
14,7 ZT 10 6 * * q CN * P 520 86400 2 π d 1 * 4 * 2 144
y de aquí despejando dLeff queda: 1
4 ρ − ρ C D p f * = 420 * q CN P ρ d f m −1
dLeff
ZT
(3.8)
donde: d: qCN: Leff: P: T: −
Diámetro del separador, pulg. Tasa volumétrica de gas, MPCN/D Longitud efectiva del separador, pies Presión de operación del separador, Lpca. Temperatura de operación del separador, °R
Retención. ecuación.
t rL =
V L q L
V L =
t rL =
La retención del líquido en el recipiente está gobernada por la siguiente
π d
2
*
4
π d
2
4
*
1 2
1 2
* Leff , o sea que
* Leff *
1 q L
2
y despejando d Leff y usando unidades prácticas se tiene finalmente:
98
t rL * 60 =
d 2 Leff =
π d
2
8
*
t rL q L
0,7
1 144
* Leff *
1 q L
*
1 * 86400 5,615
(3.9)
donde: qL: Tasa volumétrica de líquido, BPD trL: Tiempo de retención del líquido, min La longitud real del separador difiere de Leff, pues debe incluir el espacio requerido para instalar los accesorios internos del recipiente. La longitud total del recipiente se representa por Lss y es la longitud que hay entre las dos costuras en los extremos. Cuando Leff se calcula de (3.8), Lss se calcula de
Lss = Leff +
d
12
(3.10)
Cuando Leff se calcula de (9), Lss se calcula de
Lss =
4 3
Leff
(3.11)
En general, se usa la ecuación (3.10) cuando la relación gas-líquido es alta y la ecuación (3.11) se puede usar cuando es más importante la cantidad de líquido. Los valore escogidos para d y Leff no solo deben cumplir con las ecuaciones (3.8) y (3.9) sino que además deben cumplir con un parámetro conocido como relación de esbeltez (RE), este parámetro exige que la diferencia entre diámetro y longitud no sea muy grande y además que el diámetro no sea m uy pequeño para reducir la posibilidad de que el gas al establecer contacto con el líquido arrastre gotas de éste debido a la velocidad. La relación de esbeltez se define por
RE =
12 Lss ( Pies ) d ( pu lg .)
(3.12)
y para el caso de separadores horizontales debe estar entre 3 y 5. El procedimiento para diseñar un separador horizontal bifásico es el siguiente: − − − − − −
Se supone diámetros y se calcula Leff de (3.8) para cada diámetro. Para cada valor de Leff calculado en el paso anterior se calcula Lss de (3.10). Se supone un trL. Se supone varios diámetro y para cada uno se calcula Leff de (3.9). Para cada valor de Leff calculado en los dos pasos anteriores se calcula Lss de (3.11). Para cada tiempo de retención, trL, sé grafica Lss vs D y en el mismo papel sé grafican las líneas correspondientes a relaciones de esbeltez de 3 y 5. Estas líneas delimitan la
99
zona de cada curva en las cuales para un tiempo de retención dado se cumple con la relación de esbeltez. El paso final es entonces seccionar el tiempo de retención apropiado y en la curva correspondiente buscar la combinación de diámetro y longitud Lss que esté entre las líneas de RE de 3 y 5 y cumpla con las ecuaciones (3.8) y (3.9). La gráfica que se obtiene en esta caso tiene la forma que se muestra en la figura 14 y si sobre una línea de trl dado se escoge un punto entre las rectas de relaciones de esbeltez de 3 y 5, se esta cumpliendo con la ecuación (3.9) y la condición de esbeltez, luego se debe verificar que el producto dLeff sea mayor o igual que el lado derecho de la ecuación (3.8).
−
Separadores Verticales.
Asentamiento
vg =
qg
=
A
14,7 * 106 ZT 520 * 86400 P
q CN
π d
4
2
*
1 144
1
ρ p − ρ f d p 2 * = 0,0119 * ρ f C D y de aquí se pude despejar d así 1
ρ p − ρ f C D 2 ZT d = 5041 * * q CN * d p P ρ f 2
(3.13)
el diámetro que se muestra en la ecuación (3.13) es el mínimo que debe tener el separador y por tanto el separador a usar debe tener, por lo menos, el diámetro que calcule aplicando esta ecuación. −
Retención del líquido:
t rL =
V L
, V L =
q L
π d
2
4
*h
y usando unidades prácticas:
t r L * 60 =
π d
4
2
*
1 144
*
1 q L
*
86400 5,615
*
1 12
2
y despejando d h 2
d h =
t rL q L
0,12
(3.14)
100
⋅ ⋅ ⋅ ⋅
La salida del líquido del recipiente debe estar por lo menos 4" por encima de la costura inferior. La altura del nivel de líquido debe estar por lo menos 24" debajo de la entrada de fluido al recipiente. La entrada de fluido debe estar a un diámetro más 6" o por lo menos 42" por debajo del extractor de humedad. La longitud del extractor de humedad debe ser por lo menos 6".
De acuerdo con las recomendaciones anteriores, la longitud costura-costura (Lss) del recipiente va a estar dada por:
L ss =
=
h + 76
(min imo)
12
h + d + 40
12
(3.15)
(3.16)
Se utiliza la ecuación que de mayor valor para Lss. En cuanto a la relación de esbeltez, ésta debe estar entre 3 y 4. − Procedimiento de diseño: ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅
Se calcula el diámetro mínimo que debe tener el separador (ecuación (3.13)). Se toma un tiempo de retención. 1 Para varios diámetros se calcula h de (3.14). Para cada h se calcula Lss de (3.15) o (3.16). Se toman otros tiempos de retención y ser repiten para cada uno los pasos 3 y 4. Se grafica diámetro vs Lss teniendo como parámetro tiempo de retención. Se traza en el mismo gráfico la línea correspondiente a relaciones de esbeltez 3 y 4 y se traza la horizontal correspondiente al diámetro mínimo calculado en el paso 1. Esto nos define la zona donde debe estar la combinación de d y h que se vaya a escoger. La selección que se haga debe ser tal que el tiempo de retención no sea demasiado alto y 2 que el diámetro sea mayor o igual que el calculado en el paso 1 y el producto d h debe ser mayor o igual que el obtenido de la ecuación (3.13).
3.5.1.2-. Dimensionamiento de Separadores Trifásicos. En el separador trifásico se deben tener en cuenta los siguientes aspectos. −
Asentamiento de las partículas de líquido (petróleo) en la fase gaseosa.
−
Asentamiento de las partículas de agua en la fase petróleo.
−
Retención de la fase líquida.
En el separador trifásico es importante que la fase aceite salga tan limpia como sea posible, por ello se tiene en cuenta el asentamiento de las partículas de agua en la fase petróleo y no al contrario. Generalmente, el tiempo de retención que se fija es el del petróleo y para el agua se considera que es el mismo.
101
Separadores Horizontales.
−
Asentamiento de partículas de líquido en fase gaseosa: La ecuación a usar en este caso es la misma ecuación obtenida para separadores bifásicos horizontales (ecuación (3.8)). 1
−1
ρ p − ρ f C D 2 ZT = 420 * q CN P ρ d f m
dLeff
−
(3.8)
Asentamiento de partículas de agua en fase petróleo. Como se trata de partículas suspendidas en fase líquida, se usa la ecuación (3.6) para la velocidad terminal
t ro =
ho v tw
esta ecuación cuando se lleva a unidades prácticas queda como:
t ro (min) * 60
s
= ho ( pu lg ) *
lm
1 12 pu lg
*
µ
2,87 * 10 −8 d m2 ( ρ p − ρ f )
de donde se puede despejar ho quedando:
ρ p − ρ f µ
ho = 2,066 * 10 t ro d m * −5
−
2
(3.17)
Retención de fase líquida:
Suponiendo que el líquido ocupa la mitad del separador:
t rW =
t ro =
V w qw
V O qO
=
=
π d
2
4*2 π d
* Leff *
2
4*2
Leff *
Aw A L
AO A L
*
*
1 qw
1 qo
donde: AO, Aw y AL, Son las áreas seccionales del separador ocupadas por petróleo, agua y líquido; qo y qw son las tasas de petróleo y agua que maneja el separador, y tro y trw son los tiempos de retención de petróleo y agua en el separador, que normalmente son iguales. De las expresiones anteriores se obtiene:
102
Aw
=
A L
t r w * 8 π d
Leff
Aw
Además, como
1=
2
A L
8 2
d Leff π
AO
* qw ,
+
AO A L
=
A L
t ro * 8 π d
2
Leff
qo
= 1 entonces:
(t ro qO + t rwqw )
y utilizando unidades prácticas:
8
1=
2
π d
144
* t ro * 60 * qo *
Leff
5,615 86400
+ t rW * 60 * qw *
5,615
86400
2
de donde se puede despejar Leff d
d 2 Leff = 1,43(t ro qO + t rw q w )
(3.18)
donde: QO y QW: trw y tro:
Tasas volumétricas de petróleo y agua, BDP. Tiempos de retención para agua y petróleo, min.
Las ecuaciones (3.8), (3.17) y (3.18) definen las condiciones que deben cumplir las dimensiones del separador, pero hay que tener en cuenta que la ecuación (3.17) define el espesor del colchón de aceite y no el diámetro del recipiente, el cual debe ser tal que se puede tener una fase aceite de un espesor ho y que pueda manejar una tasa q w de agua. Para encontrar el diámetro de recipiente requerido se procede de la siguiente manera:
−
Se obtiene una expresión para
t r =
V q
, t rw =
Vw qw
=
Aw A
así:
Aw Leff qw
Aw =
→
t rw q w Leff
y
AO =
t ro q o Leff
El área total del tubo (suponiendo que la mitad es disponible para líquido) es igual a:
A = 2( AO + Aw )
=
2 Leff
(q
o
t ro + qW t rw )
103
y por tanto
Aw
=
A
=
t rw q w Leff
*
Leff
2(q O t ro + qW t rw )
q w t rw
2(q O t ro + q w t rw )
(3.19)
la cual, en unidades prácticas toma la misma forma. El diámetro que puede tener el recipiente debe ser tal que se cumplan las ecuaciones (3.17) y (3.19). Tomando una sección transversal del recipiente se tiene
−
r
ho Ro Aw
D/2
hw
en donde se puede ver (suponiendo que la mitad del tubo es para almacenamiento de líquido)
A = ( AO + Aw )* 2 ,
A A
AO
=
A
+
Aw
*2
A
1
2 d ho d 2 2 AO = − ho ho + Arcsen 2 * 4 d 4 2
y 1
2 2 d Arcsen ho d 2 = − ho * ho + 2 * 2 2 A d 4 d d 4 π π
AO
2
1
4
4 d ho 2
=
4 4d
π
4
1
1
2
2 1 h h 2ho 4 2h o o − 4 + Arcsen = − + Arcsen o π π d d π 2d d d ho 2 4
2
1
104
4
1
4 ho 1
h = − o π d 4 d
2
2 1 2h + Arcsen o π d
o sea que finalmente se tiene: 2 1 h 8 ho 1 2ho Aw o − + Arcsen 1= + π d 4 d 2 d A
(3.20)
La ecuación (3.20) a pesar de tener como única variable directa. Una forma de resolver el problema de encontrar ho d
a la ecuación (3.20), lo cual permitiría despejar
graficar
ho d
vs
Aw A
ho d ho d
AW A
.
no tiene una solución es asignado valores a Luego se procede a
y se obtiene un gráfico del siguiente tipo:
0.0
0.1
ho d
0 0.5 0
− − −
Con este gráfico una vez conocido el valor de y se obtiene
−
0.1
ho d
AW A AW A
0.5
de la ecuación (19) se va a él
del cual se puede despejar d.
El diámetro a escoger será máximo el valor de d hallado en el paso tres y la longitud y diámetro del recipiente debe además cumplir con las ecuaciones (3.8)
105
y (3.18). La longitud costura a costura Lss, se calcula usando las ecuaciones (3.10) u (3.11) dependiendo si es más importante la capacidad del gas que la del líquido. La relación de esbeltez también se debe tener en cuenta y para este caso estará entre 3 y 5. El procedimiento para diseñar un separador trifásico horizontal es el siguiente: Se selecciona un t ro y un trw Se calcula ho)mx Aw − Se calcula A Aw − Con y ho)mx se obtiene de d mx A − Se calcula d leff para el gas 2 − Se calcula d Leff para el líquido − Se calcula Lss 2 − Se selecciona valores de d y L eff que cumpla con h o)mx, L eff d y d L eff y con una relación de esbeltez entre 3 y 5 − −
Separadores Verticales.
Para el separador vertical los requisitos de tamaño para manejar la cantidad de gas se refieren al diámetro del tubo y por tanto se aplica la misma ecuación (3.13). 1
d 2 min
ρ f C D 2 TZq CN * = 5041 * * P ρ p − ρ f d p
(3.13)
la altura del colchón de aceite y el diámetro del separador deben ser tales que el petróleo pueda quedarse en el recipiente el tiempo suficiente para que una partícula de agua pueda separarse de la fase petróleo o sea: t ro =
V O qO
=
ho
V O
V tw
qO
=
y en unidades prácticas queda: π *
d
2
4 * 144
*
ho 12 * 86400 q O * 5,615
=
ho 12 * µ
2,87 * 10 −8 d 2 p ( ρ w ρ O )
o sea que
106
π d
4
2
*
ho qO
q O µ
2
d = 6690
d 2 p ( ρ W − ρ O )
(3.21)
Finalmente el separador debe tener volumen suficiente para manejar todo el líquido o sea: t rw =
=
V W
t ro =
qw π d
2
4
*
h W qW
V O qO
=
π d
2
4
*
hO qO
de donde ho + hw =
4 d
2
[q O t ro
+ qW t rw ]
y usando unidades prácticas: ho + hw = 8,58 *
t ro q O + t rw qW d
2
(3.22)
donde hw y ho: son las alturas del colchón de agua y aceite respectivamente, pulgadas. La longitud costura a costura se calcula de: Lss =
ho + hw + 76
12
ó
ho + h w + d + 40
12
(3.23)
donde d es el diámetro mínimo para capacidad del gas, pulgadas. El procedimiento para seleccionar un separador trifásico vertical es el siguiente: − − − − − − −
Se calcula dmin de la ecuación para la capacidad al gas. Se calcula el valor de d2, de la ecuación para retención del petróleo. Se escoge el mayor de los diámetros anteriores. Se selecciona tro y trw. Se calcula ho + hw para varios diámetros Se calcula Lss de la ecuación (3.23) Se seleccionan diámetros y longitudes razonables de tal manera que la relación de esbeltez esté entre 1,5 y 3.
107
3.5.2-. Procedimientos Gráficos. (3)
La literatura muestra algunas cartas basadas en comportamientos reales de separadores y que para efectos de este trabajo son suficientes para mostrar una aproximación a las dimensiones requeridas de un separador para un volumen dado de producción de unas características dadas y a unas condiciones ya establecidas. Las Figuras 19-24 permiten encontrar las dimensiones de diferentes tipos de separadores para manejar una cantidad dada de gas a unas condiciones de presión dadas. Para el caso de los separadores horizontales de un solo tubo se debe tener en cuenta la fracción del área seccional ocupada por líquido tal como lo muestran las Figuras 21-22. Una vez encontradas las dimensiones del recipiente requeridas para manejar el gas se debe chequear si dicho recipiente puede manejar la tasa de líquido, esto se puede hacer utilizando la Figura 25 para el caso de separadores horizontales y teniendo en cuenta la fracción de área seccional del separador ocupada por líquido. Estas figuras se basan en que el tiempo de retención del líquido es un minuto. En general, para verificar si un separador dado puede manejar una determinada cantidad de líquido se hace lo siguiente: - Se determina la capacidad al líquido requerida en el separador aplicando la siguiente expresión:
V L =
q L *t r
1440
(3.24)
donde: VL qL tr
: : :
Capacidad al líquido requerida en el separador, bls Tasa de líquido que se debe manejar, bpd Tiempo de retención del líquido, minutos
Una vez calculada la capacidad al líquido requerida en el separador se compara ésta con la capacidad al líquido del separador seleccionado para manejar el volumen de gas, la cual se obtiene de tablas, y ésta debe ser mayor que la calculada para garantizar que el separador escogido pueda manejar tanto el volumen de gas como el de líquido. Las Tablas 7-12 permiten obtener las capacidades de separadores horizontales y verticales de diferentes dimensiones y para el caso de los horizontales suponiendo que el líquido cupa un cuarto, un tercio o la mitad del área seccional.
3.5.3 PRESIONES DE DISEÑO Y ESPESOR DE LAMINA La mayoría de los separadores Gas-Petróleo que se usan en el campo se diseñan, construyen y prueban de acuerdo con el código de la A.S.M.E. (American Society of Mechanical Engineers) para recipientes que trabajan a presión y no sometidos a fuego. Este Código plantea relaciones entre espesor y presión de diseño para la parte recta del cilindro y para los extremos, de la siguiente manera:
- Para la parte recta:
108
t =
PR S E − 0.6P
(3.25)
donde, t P R S E
: : : : :
Espesor mínimo para la lámina; no incluye tolerancia por corrosión, pulgs. Presión de diseño, lpc. Radio interno del cilindro, pulgs. Esfuerzo máximo permisible en el acero, lpc. Eficiencia de las uniones.
Para extremos elipsoidales:
t =
PR
2S E − 0.2 P
(3.26)
donde, D : Longitud del eje mayor del elipsoide, pulgs. y las demás variables tienen el mismo significado de la ecuación (3.25)
- Extremos hemisféricos: t =
PR 2S E − 0.2 P
(3.27)
donde, L :
Radio de la esfera, pulgs.; las demás variables conservan el significado de las dos ecuaciones anteriores.
3.6. ESTABILIZACIÓN Es un proceso que tiene como objetivo aumentar la presencia de componentes intermedios y/o pesados en el líquido almacenado en los tanques. Aunque es aplicable a petróleos medios y livianos y a condensados, es básicamente en este último caso donde es mas aplicable. Se habla de estabilización de crudos y estabilización de condensados. La estabilización se requiere por lo siguiente: Después de la separación a alta presión, los hidrocarburos líquidos que salen del separador pueden llevar, dependiendo de su gravedad específica, un contenido apreciable de metano; si este líquido se lleva al tanque de almacenamiento donde va estar a presione bajas, cercanas a la atmosférica o iguales a esta, el metano se evaporará y al hacerlo se arrastrará también moléculas de hidrocarburos + intermedios, C2 - C5 y C6 , y esto implicará una reducción en el volumen de hidrocarburos líquidos y en su calidad porque se reduce su gravedad API. Obviamente, la presencia de hidrocarburos livianos es mayor en un condensado que en un petróleo y en este último será mayor mientras mayor sea su gravedad API; por eso la estabilización es común en condensados y en petróleos livianos.
109
Figura 19-. Capacidad al Gas de Separadores Verticales de Baja Presión (3).
110
Figura 20-. Capacidad al Gas de Separadores Verticales de Alta Presión.
111
Figura 20 (Cont.)-.
112
Figura 21-.Capacidad al Gas de Separadores Horizontales de Baja Presión (3).
113
Figura 22-.Capacidad al Gas de Separadores Horizontales de Alta Presión (3).
114
Figura 23-. Capacidad al Gas de Separadores Esféricos de Baja Presión (3).
115
Figura 24-. Capacidad al Gas de Separadores Esféricos de Alta Presión.
116
Figura 25-. Capacidad al Líquido de Separadores Horizontales de un Tubo.
117
TABLA 7. Volumen de sección del líquido para separadores verticales de baja presión (P = 125 lpc).
Tamaño D*H
24”×5’ 1/2 24”×7 ’ 30”×10’ 36”×5’ 1/2 36”×7 ’ 36”×10’ 48”×10’ 48”×15’ 60”×10’ 60”×15’ 60”×20’
Volumen de Asentamiento, bls. Separadores Trifásicos
Separadores Trifásicos
0.65 1.01 2.06 1.61 2.43 3.04 5.67 7.86 9.23 12.65 15.51
1.10 1.82 3.75 2.63 4.26 5.48 10.06 14.44 16.08 12.93 18.64
TABLA 8. Volumen de sección de acumulación de líquido para separadores verticales de alta presión. (P = 230-2000 lpca).
Tamaño D*H
16”×5’ 1/2 16”×7 ’ 16”×10’ 20”×5’ 1/2 20”×7 ’ 20”×5 24”×10’ 1/2 24”×7 ’ 24”×10’
Volumen de Asentamiento, bls. Separadores Trifásicos
Separadores Trifásicos
0.27 0.41 0.51 0.44 0.65 0.82 0.66 0.97 1.21
0.44 0.72 0.94 0.71 1.15 1.48 1.05 1.68 2.15
118
Tabla 8- (Cont.) Volumen de Asentamiento, bls. Tamaño (D × H) Separadores Trifásicos
Separadores Trifásicos
1.13 1.64 2.02 2.47 3.02 4.13 3.53 4.29 5.80 4.81 5.80 7.79 6.33 7.60 10.12 8.08 9.63 12.73 15.31
1.76 2.78 3.54 4.13 5.24 7.45 5.80 7.32 10.36 7.79 9.78 13.76 10.12 12.65 17.70 12.73 15.83 22.03 27.20
30”×5’ 1/2 30”×7 ’ 30”×10 1/2 36”×7 ’ 36”×10’ 36”×15’ 1/2 42”×7 ’ 42”×10’ 42”×15’ 1/2 48”×7 ’ 48”×10’ 48”×15’ 1/2 54”×7 ’ 54”×10’ 54”×15’ 1/2 60”×7 ’ 60”×10’ 60”×15’ 60”×20’
TABLA 9. Volumen de sección de acumulación de líquido en separadores horizontales de baja presión.
Tamaño D × H
24”×5’ 1/2’ 24”×7 24”×10’ 30”×5’ 1/2’ 30”×7 30”×10’ 36”×10’ 36”×15’ 48”×10’
Volumen de Asentamiento, bls. 1/2 Lleno
1/3 Lleno
1/4 Lleno
1.55 2.22 2.89 2.48 3.54 4.59 6.71 9.76 12.24
0.89 1.28 1.67 1.43 2.04 2.66 3.88 5.66 7.07
0.59 0.86 1.12 0.94 1.36 1.77 2.59 3.79 4.71
119
Tabla 9-. (Cont) Tamaño (D × H) 48”×15’ 60”×10’ 60”×15’ 60”×20’
TABLA 10.
1/2 Lleno 17.72 19.50 28.06 36.63
Volumen de sección de acumulación horizontales de alta presión (3)
12 3/4”×5’ 1/2’ 12 3/4”×7 12 3/4”×10’ 16”×5’ 1/2’ 16”×7 16”×10’ 20”×5’ 1/2’ 20”×7 20”`×10’ 24”×5’ 1/2’ 24”×7 ’ 24”×10’ 24”×15’ 30”×5’ 1/2 30”×7 ’ 30”×10’ 30”×15’ 1/2 36”×7 ’ 36”×10’ 36”×15’ 36”×20’ 1/2 42”×7 ’ 42”×10’ 42”×15’ 42”×20’ 1/2 48”×7 ’ 48”×10’ 48”×15’ 48”×20’ 54”×20’ 1/2 60”×7 ’ 60”×10’ 60”×15’
de
1/4 Lleno 6.85 7.47 10.82 14.16
líquidos en separadores a
Tamaño Día × Len
Volumen de Asentamiento, bls. 1/3 Lleno 10.26 11.24 16.23 21.21
Volumen de Asentamiento, bbl 1/2 Lleno 0.38 0.55 0.72 0.61 0.88 1.14 0.98 1.39 1.80 1.45 2.04 2.63 3.81 2.43 3.40 4.37 6.30 4.99 6.38 9.17 11.96 6.93 8.83 12.62 16.41 9.28 11.77 16.74 21.71 27.81 15.05 18.93 26.68
1/3 Lleno 0.22 0.32 0.42 0.35 0.50 0.66 0.55 0.79 1.03 0.83 1.18 1.52 2.21 1.39 1.96 2.52 3.65 2.87 3.68 5.30 6.92 3.98 5.09 7.30 9.51 5.32 6.77 9.67 12.57 16.08 8.60 10.86 15.38
120
1/4 Lleno 0.15 0.21 0.28 0.24 0.34 0.44 0.38 0.54 0.70 0.55 0.78 0.01 1.47 0.91 1.29 1.67 2.42 1.90 2.45 3.54 4.63 2.61 3.35 4.83 6.32 3.51 4.49 6.43 8.38 10.68 5.66 7.17 10.21
34.44
60”×20’
19.90
13.24
TABLA 11. Volumen de sección de acumulación de líquido para separadores esféricos de baja presión.
TABLA 12.
Tamaño,OD
Volumen de Asentamiento,bls
41” 46” 54”
0.77 1.02 1.60
Volumen de sección de acumulación de esféricos de alta presión
líquido para separadores
b
Tamaño, OD
Volumen de Asentamiento, bls.
24” 30” 36” 42” 48” 60”
0.15 0.30 0.54 0.88 1.33 2.20
aStandard working pressures available are 230, 500, 600, 1000, 12000, 1440, 1500, 2000, and 3000 psi. bBased on 1000 psi WP separator
Aunque existen muchos métodos de estabilización, los más usados son la separación multietapa y los estabilizadores de condensado; el primer método usado para estabilización de crudos y el segundo para estabilización de condensados. El primer método es menos eficiente para retener moléculas intermedias en el líquido y por eso se aplica a crudos donde la presencia de estas no es m uy alta. La figura 26, es un diagrama del proceso de separación multietapa en el cual se puede apreciar que el líquido que va del separador de alta presión, pasa a un separador de presión intermedia donde ocurre liberación adicional de metano pero debido a la presión la posibilidad de arrastrar moléculas de hidrocarburos intermedios es baja; el líquido que sale del separador de presión intermedia, tiene un contenido bajo de metano y pasa al separador de baja presión en el cual ocurre liberación adicional de metano, pero debido a que la concentración de esta es baja su capacidad para arrastrar moléculas de C 3 - C5 también lo es. Los hidrocarburos líquidos que salen del separador de baja ya puede pasar al tanque de almacenamiento donde ya prácticamente no habrá liberación de metano u otras moléculas de hidrocarburos más pesadas; se considera así que el líquido está estabilizado.
121
La figura 27, es un estabilizador de condensado en el cual la estabilización se realiza de la siguiente manera: El líquido que sale del separador de alta presión pasa al estabilizador, que trabaja a presión moderada, y allí ocurre separación de metano e hidrocarburos intermedios. En el fondo del recipiente hay suministro de calor que hace que se presente una liberación adicional de hidrocarburos livianos e intermedios, pero al subir los gases buscando la salida establecen contacto con el líquido que entra frío y recaptura, por mayor afinidad, los hidrocarburos intermedios y solo deja continuar hacia arriba los hidrocarburos livianos. El líquido que sale por fondo del recipiente va prácticamente libre los hidrocarburos livianos y por lo tanto con tendencias de evaporación muy bajas, o sea es un líquido estabilizado.
Ejemplo 3.1Para el gas de la tabla 3 encontrar: • •
La temperatura a la que llega a superficie suponiendo que después de expandirlo de 4000 a 1000 Lpca. queda a 120°F. El tamaño de separador requerido para manejar la producción. Suponer separador horizontal.
Solución. •
Usando la figura 12 se encuentra que para bajarle la presión en 30000 Lpca. a un gas que se encuentra inicialmente a 4000 Lpca., se presenta una caída de temperatura de 80°F aproximadamente. Por tanto el gas en la etapa inicial de producción está llegando a la cabeza del pozo a P = 4000 Lpca. y T= 120 +80 = 200°F
•
Para obtener el tamaño del separador horizontal requerido para manejar 100 MPCN/D se hace uso de las figuras 18-19, para entrar a la cual se requiere qg, presión de operación y área ocupada por líquido. Con la figura 22 y la ecuación (6) se puede elaborar la siguiente tabla
Tamaño (D x h) VLD (Bls.) VLr (Bls.)
AL 1/3 AT 48” x 10’ 6.77 5.21
½ AT 54” x 15’ 12.49 5.21
¼ AT 48” x 7.5’ 3.51 5.21
El volumen disponible del separador para acumulación de líquidos VLD se obtiene de la tabla 8 (para separadores horizontales de alta presión) El volumen requerido para acumulación de líquido se obtiene usando la ecuación (3.1) y suponiendo tiempo de retención. Tomando el tiempo de retención como 1 minuto, el volumen requerido en el separador para acumulación de líquido es:
V Lr = q L * t r / 1440 = q L / 1440 En cuanto a qL se debe tener en cuenta el volumen total de líquido producido que es el condensado más el agua en estado líquido. En la etapa inicial la producción de líquido es 6000 barriles de condensado más el agua que se condensa por el enfriamiento del gas debido a la expansión; este volumen que se condensa es 40Bls./D (esto se explicará en el
122
capitulo 4). En la etapa final de producción el volumen de líquido producido es 6000 bls, de condensado y 1500 bls, de agua o sea qL = 7500. El separador hay que dimensionarlo tomando este valor para qL y por tanto
V Lr = q L * t r / 1440 = q L / 1440 = 5.21 bls. De acuerdo con este valor se pueden seleccionar los separadores de 54” * 15’ y 48” * 10’. Posiblemente este último por economía.
Si el tiempo de retenvión fuera 2 minutos sólo podría seleccionarse el tamaño de 54” *15’
Ejemplo 3.2-. Se requiere dimensionar un separador horizontal para manejar la siguiente producción: RGP=488 PCN/BN
T=268°F=728 °R
El fluido llega a superficie a 1000 Lpca. y el separador va a trabajar a 100 Lpca. Las propiedades de el fluido que llega a superficie y de los fluidos que se separan en el separador se dan en la siguiente tabla
Tasa (Lb.mol/d) Presión (Lpca.) Temperatura (°F) 3 Densidad (Lbm/Pie ) Peso Molecular
Total
Vapor
Líquido
100000 1000 300 34.8 89.7
37500 100 268 0.632 46.9
62500 100 268 38.3 115.3
Suponga un tiempo de retención para el líquido de 3 minutos y un diámetro para la partícula de líquido suspendida en fase vapor de 100 micras (20/304800=6.5617*10 -5 pies) Solución:
Primero se deben calcular los volúmenes de líquido y gas que maneja el separador.
En el separador hay 37500 moles de vapor las cuales a condiciones normales ocupan 37500*379=14212500 PCN = 14.2125 MPCN= q gCN .Esta es la cantidad de gas que debe manejar por día el separador. La tas de líquido que debe manejar el separador es q L =
n L * MW L ρ L
=
62500 * 113.3 38.3 * 5.615
123
= 33509 BPD
PC
1200 LPC Salida de Gas
Separador de Alta Presión
PC
500 LPC
PC
Salida de Gas
50 LPC
Salida de Gas Separador de Presión Intermedia
Separad or de Presión
Tanque de Almacenamient o
Figura 26-. Estabilización por separación Multietapa.
124
Gas para Combustibles o Compresión
Gas a Ventas Estabilizador (200 LPC) Enfriador Separador de Alta Presión 1000 LPC De Pozos
Agua
Agua
Rehervidor
Enfriador de Productos Tanque
Figura 27-. Estabilizador de Condensado.
125
Gas para Combustibles o Compresión
Gas a Ventas Estabilizador (200 LPC) Enfriador Separador de Alta Presión 1000 LPC De Pozos
Agua
Agua
Rehervidor
Enfriador de Productos Tanque
Figura 27-. Estabilizador de Condensado.
125
Estas tasas de producción son demasiado altas para manejarlas con un solo separador por lo tanto se supondrá que para manejar esta producción se usarán seis separadores cuyo diámetro máximo puede ser 84 pulgadas y el mínimo 8 pulgadas; o sea que cada separador manejará 33509/6=5584.83 BPD de líquido y 14212500/6=2368750 PCN de gas. Se hará el diseño suponiendo tasas de 5600 BPD de líquido y 2.369 MPCN de gas. Se hará el diseño para un solo separador teniendo en cuenta que para manejar toda la producción del campo se necesitan seis separadores idénticos al diseñado.
Cálculo de viscosidad y del factor Z del gas. Estos valores se necesitan para poder aplicar la ecuación de asentamiento.
Para la viscosidad del gas se usa la ecuación de Lee y Gonzalez, ecuación (1.60) Y
µ g
= K *e
K =
× ρ g
10−4 *(9,4 + 0,02 MW )*T 1, 5 209 +19 MW + T
1, 5
=
10 − 4 * (9,4 + 0,02 * 46.9)*( 728) 209 +19*46.9 + 728
X = 3.5 + 986/T + 0,01 MW= 3.5+986/728+0.01*46.9=5.3234 Y = 2,4 - 0,2 X = 2.4 – 0.2*5.3234=1.3353
(lbm / pie ) 3
0 632
= 0.011
Estas tasas de producción son demasiado altas para manejarlas con un solo separador por lo tanto se supondrá que para manejar esta producción se usarán seis separadores cuyo diámetro máximo puede ser 84 pulgadas y el mínimo 8 pulgadas; o sea que cada separador manejará 33509/6=5584.83 BPD de líquido y 14212500/6=2368750 PCN de gas. Se hará el diseño suponiendo tasas de 5600 BPD de líquido y 2.369 MPCN de gas. Se hará el diseño para un solo separador teniendo en cuenta que para manejar toda la producción del campo se necesitan seis separadores idénticos al diseñado.
Cálculo de viscosidad y del factor Z del gas. Estos valores se necesitan para poder aplicar la ecuación de asentamiento.
Para la viscosidad del gas se usa la ecuación de Lee y Gonzalez, ecuación (1.60) Y
µ g
= K *e
K =
× ρ g
10−4 *(9,4 + 0,02 MW )*T 1, 5 209 +19 MW + T
1, 5
=
10 − 4 * (9,4 + 0,02 * 46.9)*( 728) 209 +19*46.9 + 728
= 0.011
X = 3.5 + 986/T + 0,01 MW= 3.5+986/728+0.01*46.9=5.3234 Y = 2,4 - 0,2 X = 2.4 – 0.2*5.3234=1.3353
ρ g
(g / cm ) = 3
Y
µ g
× ρ g
= K * e
ρ g
(lbm / pie ) 3
62.4
=
0.632 62.4
= 0.011 * exp (5.3234 * 0.0101
= 0.0101 (g / cm
1.3353
3
)
) = 0.0112 cP
-4
-6
=0.0112 cP*6.7137*10 Lbm/(pie*seg)/cP= 7.5385*10 Lbm/(pie.s) Para calcular el factor Z se requieren conocer las condiciones seudo críticas del gas cuya gravedad específica es γ g
=
MW g MW a
=
46.9 29
= 1.617
con la gravedad específica del gas y usando las ecuaciones (1.50) y (1.51) se pueden calcular la presión y la temperatura seudocríticas respectivamente
sPc = 756.8 − 131.0γ g − 3.6γ g2 = 756.8 − 131.0 *1.617 − 3.6 *1.617 2 = 535.5257 Lpca.
sT C = 169.2 + 349.5γ g − 74.0γ g2 = 169.2 + 349.5 * 1.617 − 74.0 *1.617 2 = 540.8545 ° R
Las condiciones seudorreducidas son sPr =
P sPC
=
100 535.5257
sT r =
0.1867
126
T sT C
=
728 540.8545
= 1.3460
con estos valores y de la figura 1 se obtiene Z=0.98.
Cálculo del coeficiente de arrastre
Para calcular el coeficiente de arrastre se debe recurrir a al proceso de ensayo y error descrito en la sección 3.5.1.1 y el cual requiere las ecuaciones de velocidad terminal (ecuación (3.7)), de coeficiente de arrastre C D (ecuación (3.3)) y de número de reynolds. El procedimiento seguido fue el siguiente Se supuso inicialmente CD=1 Con la ecuación (3.7) se calculó v 1
ρ p − ρ f d m 2 v = 0,0119 * ρ f C D 1
38.3 − 0.632 100 2 * = 0.9186 pies / s 0 . 632 1
v = 0,0119
con el valor de v se calcula el número de Reynolds para la partícula suspendida de N Re =
ρ g v d P
=
0.632 * 0.4108 * 20 / 304800 7.5385 *10
µ
−6
= 25.1655
con el valor de NRe se calcula CD de
C D =
24 N Re
+
3 1
+ 0,34 =
N Re 2
24 25.1655
+
3 25.1655
0 .5
+ 0.34 = 1.89179 ≠ 1
como el valor calculado para CD es diferente del valor supuesto, se toma este valor calculado como el nuevo valor supuesto y se repite el proceso 1
38.3 − 0.632 100 2 * = 0.6677 pies / s 1.8917 0.632
v = 0,0119 N Re =
C D =
0.632 * 0.6677 *100 / 304800 7.5385 *10− 6 24
18.3653
+
3 0.5
18.3653
= 18.3653
+ 0.34 = 2.4013 ≠ 1.8917
El proceso debe continuar hasta cuando el valor supuesto para CD sea igual al calculado y siguiendo este procedimiento se encontró finalmente para CD un valor de 2.642.
La ecuación de asentamiento para un separador horizontal es la ecuación (3.8)
127
1
4 ρ − ρ C D p f * * q CN = 420 P d m ρ f −1
dLeff
ZT
1
= 420
0.98 * 728 100
4 38.3 − 0.632 f 2.642 * = 149.4445 * 2.369 0 . 632 100 −1
Con esta expresión se pueden calcular valores de L ef variando diámetros desde 8 hasta 84 pulgadas, estos valores se observan en la columna (1) de la tabla 13.
La ecuación de retención es la ecuación (3.9) 2
d Leff =
t rL q L
0,7
=
5600 0.7
* t rl = 8000 * t rl
de la expresión anterior y para diferentes tiempos de retención se puede calcular Lef para diámetros desde 8 hasta 84 pulgadas. Se tomaron tiempos de retención de 1,3 y 5 minutos y los valores obtenidos para Lef se muestran en las columnas (2)-(4) de la tabla 13.
Relación de esbeltez.
La expresión usada para la longitud costura – costura L ss fue la ecuación (3.11), pues de acuerdo con los valores de L ef obtenidos con las ecuaciones de asentamiento y retención los mayores valores para L ef son los que da la ecuación retención. Por tanto 4 Lss = Lef 3 y la relación de esbeltez será entonces
4 12 * Lef 12 * Lss 3 = RE = d d de donde Lef = ( RE ) *
d
16
con esta relación se calcularon valores de L ef usando valores de RE de 3 y 5 y para diámetros entre 8 y 84 pulgadas. Los resultados se muestran en las columnas (5) y (6) de la tabla 13 .
128
Tabla 13-. Cálculos para el dimensionamiento del Separador del Ejemplo 3.2
(1)
(2)
D Lef (Asent) Lef (ret 1) (Pulgs.) (pies) (pies) 8 10 12 24 36 48 60 72 84
18,6805 14,94445 12,4537 6,2268 4,1512 3,1134 2,4907 2,0756 1,7791
(3)
(4)
(5)
(6)
Lef (ret 4) Lef (ret 5) Lef (RE=3) Lef (RE=5) (piesn) (pies) (pies) (pies)
124,661406 498,6456 79,7833 319,1332 55,4050694 221,6202 13,8512674 55,4050 6,15611883 24,6244 3,4628 13,8513 2,21620278 8,8648 1,5390 6,1561 1,1307157 4,5229
623,3070 398,9165 277,0253 69,25633 30,7805 17,31408 11,0810 7,6951 5,6536
1,5 1,875 2,25 4,5 6,75 9 11,25 13,5 15,75
2,5 3,125 3,75 7,5 11,25 15 18,75 22,5 26,25
Finalmente se graficó d vs. Lef para asentamiento, los diferentes tiempos de retención y los diferentes valores de relación de esbeltez; los gráficos se muestran en la figura 28. De acuerdo con esta figura se tendrían las siguientes soluciones extremas de acuerdo con el tiempo de retención y la relación de esbeltez: Tiempo de Retención (min.) 1 4 5
RE 3 36” *7’ 60” * 12’ 60” *12’
129
5 30” * 12’ 48” *15’ 48” *15’
90
80
70
60 L e f ( r e t 1 mi n ) Lef (ret 4)
50
Lef (ret 5) Lef (Asent.) 40
Lef (RE=3) Lef (RE=5)
30
20
10
0 0
50
100
150
Le f
Figura 28-. Gráfivo de d vs. L ef para el Problema 3.2
130
200
250
PROBLEMAS 1. Un separador va a trabajar a 1000 lpca, manejando una tasa de flujo de gas de 7 MPCN/D con un RGL de 25000 PCN/BN. a. Determinar el tamaño del separador vertical. b. Determinar el tamaño del separador horizontal. Suponga: Densidad de fase líquida ( petróleo + agua ) 52 lbs/pie3 Gravedad específica del gas 0.8 Temperatura de operación 110°F Tiempo de retención 3 minutos Area transversal ocupado por líquido ½ AT 2. Un separador horizontal de 20’ x 10’ con una presión máxima de operación de 1000 lpca trabaja con la mitad del área seccional ocupada por líquido. Se puede usar para manejar 9 MPCN/D y trabajando a 500 lpc?.
3. Un gas con una gravedad específica de 0,7 y a 150°F se está expandiendo a través de un choque de tal forma que la caída de presión sea de 2000 lpc. a. Cuál es la caída de temperatura si la presión inicial es de 4000 lpca? b. Cuál si la presión inicial es de 2500? c. Cuál es la temperatura final se el gas está inicialmente a 4000 lpca y a 150°F y la presión final es de 200 lpca?.
131
