3-. SEPARADORES
Un separador es un recipiente cerrado que trabaja a presión en el cual se separan dos o tres fases del fluido producido por los pozos. Cuando se separan dos fases son líquido y gas y cuando se separan tres fases son gas, petróleo y agua. 3.1-.Clasificación de los Separadores Los separadores se pueden clasificar de varias maneras, dependiendo de las fases que separan, de la forma, de la posición, de la utilización o condiciones de trabajo, etc. En cuanto a las fases que separan pueden ser bifásicos o trifásicos; serán bifásicos si solamente separan gas y líquido y trifásicos si separan gas, petróleo y agua. Los bifásicos son más comunes y los trifásicos se usan generalmente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsiones. En cuanto a la forma pueden ser cilíndricos o esféricos. Los cilíndricos son los más comunes pero los esféricos son bastante usados en campos de gas y cuando deben trabajar a presiones altas (3).. En cuanto a su posición, esto se refiere a los separadores cilíndricos, pueden ser verticales y horizontales; estos últimos pueden ser de un solo cilindro o dos. Los verticales se usan cuando hay una RGL más bien baja y en pozos que puedan tener producción de arena; los horizontales de un solo tubo se usan cuando se tienen RGL altas pero una tasa líquida estable, y los de dos tubos pueden manejar más fácil producciones altas, dan más tiempo de reposo al líquido para extraerle el gas y pueden manejar más fáciles relaciones gas-líquidos altas. De acuerdo a su utilización, en una batería hay separadores de prueba, y generales y separadores de alta y baja presión; estos dos últimos existe cuando a una batería llegan pozos con presiones bastante altas y se requieren dos o más etapas de separación, cada una a una presión menor que la anterior. De acuerdo a su función mas importante: Separadores de agua libre. Conocidos como Free Water Knockout (FWKO) y su función es remover el agua libre de una mezcla de hidrocarburos. Flash Tank. (Despresurizadores) para bajarle la presión a sistemas de hidrocarburos líquidos y removerles el gas liberado. Separadores Especiales. Usados especialmente en el tratamiento del gas para removerle humedad o partículas sólidas; cuando es para el primer caso se conocen como despojadores (Scrubbers) y en el segundo caso se conocen como separadores de filtros. Separadores Generales y de Prueba. Los primeros reciben la producción de varios pozos y los segundos la producción de un solo pozo para determinarle sus características de producción. Normalmente en una estación de tratamiento debe haber un separador de prueba pues a todos los pozos del campo se les debe realizar periódicamente pruebas de producción con el fin de hacerle un seguimiento a su comportamiento productivo.
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Existe un tipo de separador cuya función principal es estabilizar la producción que está llegando a una batería cuando los pozos no tienen producción estable, conocidos como “Slug Catchers”; en estos casos la producción pasa de los colectores al “Slug catcher” donde aunque hay separación gas - líquido la función principal es estabilizar la producción para poder enviar el líquido que sale de este recipiente a los separadores, que requieren que la entrada sea estable, para complementar la separación de fases. Este tipo de separador es muy común en plataformas de producción en las cuales la línea del pozo viene por el lecho del mar y al llegar a la plataforma debe ascender en muchos casos de 150 a 200 pies, lo cual ocasiona segregación de fluidos en la tubería que va del fondo del mar a la plataforma y por tanto si los fluidos fueran a llegar directamente a un separador convencional se pueden presentar problemas en el funcionamiento de este porque no se tiene tasas de flujo estables de líquido y gas(6,8). 3.2-. Mecanismos de Separación en un Separador En general los mecanismos de separación en un separador son físicos y mecánicos. Los mecanismos físicos son la segregación y la fuerza centrífuga y los métodos mecánicos hacen uso de dispositivos que pueden ayudar a atrapar una fase, generalmente la fase líquida, y dejar escapar la otra, generalmente la fase gaseosa, o pueden ayudar a que se presente una mejor separación por gravedad o fuerza centrífuga. 3.3-. Secciones de un Separador Para efectuar una separación lo más completa posible un separador consta generalmente de cuatro secciones, aunque esto puede variar dependiendo del tipo de separador. Las cuatro secciones son: −
Sección de separación primaria. Por ella entra la mezcla de fluido al separador y allí ocurre una primera separación de fases, el gas que viene libre y el líquido. Generalmente el separador en esta sección posee dispositivos, que imparten fuerza centrífuga, distribuyen la corriente que está entrando y/o disminuyen la turbulencia para que se presente una separación más rápida. En esta sección la separación es por gravedad y fuerza centrífuga.
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Sección secundaria. El gas en la sección primaria al tratar de escapar arrastra algo de líquido, en la sección secundaria parte de este líquido alcanza a caer por gravedad. En esta sección el mecanismo de separación de fases es la gravedad.
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Sección acumuladora de líquido. El líquido por ser más pesado que el gas cae hacia la zona inferior del recipiente mientras el gas trata de escaparse hacia la parte superior. El líquido al caer se acumula en la sección acumuladora de líquido en donde permanece un determinado tiempo en reposo permitiendo que pueda escaparse el gas que se ha venido atrapado en él. El tiempo que permanece el líquido en esta sección se conoce como tiempo de retención y puede ser desde unos 3-5 minutos hasta unos 20 minutos cuando se trata de crudos espumosos (3). La presencia de esta sección de acumulación de líquido cumple con dos funciones especiales (5), por una parte, como se dijo, permite que el gas acabe de separarse del líquido y por otra impide que el gas se vaya por el fondo del separador donde está la salida de los líquidos. En esta
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sección, en el caso del separador trifásico se presenta también la separación de agua y petróleo. En caso de que no haya separación de agua y aceite habrá una salida de fluido solamente, por donde se puede drenar el líquido; cuando se tenga separación de agua y petróleo hay dos salidas, una para el agua y otra para el petróleo. En esta sección la separación se da por gravedad. −
Sección extractora de humedad. El gas al pasar por la sección de separación secundaria pierde mucha parte de su humedad, las gotas de líquido que alcanzan a caer por gravedad, pero de todas maneras algunas gotas ya muy pequeñas no alcanzan a caer y son arrastradas por el gas. La sección extractora de humedad se encarga de retirar estas gotas. La sección consta de unas especies de filtros donde queda atrapado el líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo hasta alcanzar un tamaño lo suficientemente grande para caer. La configuración de la sección extractora de humedad varía dependiendo del crudo que se esté manejando y del tipo de separador. Al salir el gas de la sección extractora de humedad pasa a buscar la salida del gas del separador y hacia la línea colectora de gas. En esta sección la separación se hace por adsorción y gravedad. Además de las secciones antes mencionadas todo separador posee un sistema de control que regula el funcionamiento del mismo con el fin de garantizar que el separador trabaje a una determinada presión, que se debe establecer, y se mantengan unos volúmenes también establecidos para las secciones de gas y líquido en el separador. El control del separador se realiza mediante una válvula de contrapresión que garantiza que el separador trabaje a la presión establecida y un control de nivel de líquido que garantiza que los niveles de las zonas para manejo de cada una de las fases del separador se mantenga estable.
3.4-. Funcionamiento de un Separador En general un separador para realizar sus funciones de retirar todo el todo el gas del líquido consta de las cuatro secciones de las que ya se además posee una serie de dispositivos en cada una de sus secciones funcionamiento más efectivo del separador. Veamos ahora un poco trabajan algunos de los diferentes tipos de separadores.
líquido del gas y ha hablado, pero que ayudan a un en detalle cómo
3.4.1-. Separador Vertical Bifásico. En la figura 4(9) se muestra un separador vertical bifásico y en ella se identifican las cuatro secciones. La mezcla de fluidos entra por un punto intermedio del separador (sección de separación primaria) y al hacerlo pasa por el elemento degasificador el cual se encarga de distribuir el chorro de fluido que está entrando y facilitar así la separación del gas y el líquido que vienen libres además de mejorar la posibilidad de escape del gas del líquido (gas que aún no se ha liberado). Algunas veces al entrar el fluido al separador no pasa por elemento degasificador, especialmente cuando hay poco gas, sino que más bien el chorro de líquido al entrar choca contra una placa deflectora o contra un elemento giratorio buscando con esto distribuir la dirección de flujo en el primer caso o generar fuerza centrifuga en el segundo caso; en ambos casos se mejora la oportunidad de separar el gas y el líquido; al chocar la corriente de fluido contra la placa deflectora ésta se distribuye a través de toda el área del separador y será mucho más fácil la separación de gas y líquido; cuando la corriente
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Figura 4. Separador Bifásico Vertical con sus Componentes más Importantes(9).
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choca contra un elemento giratorio éste al recibir el impacto empieza a rotar y al hacerlo impulsa el fluido que choca contra él hacia a las paredes del separador, pero como el líquido es más pesado que el gas adquiere mayor fuerza centrífuga y trata de escaparse más rápido hacia las paredes, de esta manera la fuerza centrífuga ayuda a separar gas y líquido. En consecuencia, en esta sección primaria las fuerzas de separación son gravedad y fuerza centrífuga. Después de la sección de separación primaria, el gas sigue hacia arriba y pasa por la sección de separación secundaria donde algunas gotas de líquido que han sido arrastradas por el gas que se separó en la sección primaria, se caen por gravedad. En esta sección generalmente no hay medios mecánicos que ayuden a la separación, esta es por gravedad. Luego de la sección secundaria, el gas pasa por la sección extractora de humedad en la cual todas las gotas del líquido que no alcanzaron a separarse en la sección secundaria son extraídas mediante algún método mecánico; esta sección hace las veces de un filtro por el cual pasa el gas pero no alcanza a pasar el líquido. En el extractor de humedad el gas va a encontrar una serie de obstáculos con los cuales choca y al hacerlo queda adherida parte del líquido en forma de pequeñas gotas las cuales se van uniendo y luego caen. La configuración del extractor de humedad puede ser como aparece en la figura 4, y en la figura 5 aparecen otras configuraciones comunes. Se debe aclarar que un extractor en forma de filtro a base de alambre enrollado no es recomendable cuando se tiene producción de crudos que presentan depositación de parafinas. En la sección extractora de humedad el mecanismo de separación es una combinación de impacto, adsorción y gravedad. Después de pasar el gas por la sección extractora de humedad sale a la parte superior del separador en donde se encuentra la salida para el gas. El líquido que se separa en la sección de separación primaria además de las gotas que caen de las secciones de separación secundaria y extractora de humedad se cae hacia la sección de acumulación de líquido que, como ya se dijo, cumple con dos funciones importantes, por una parte permitir que el líquido permanezca un determinado tiempo en reposo y así el gas que haya podido venirse atrapado en el líquido tenga oportunidad de escaparse, y por otra parte el colchón de líquido impide que el gas se escape por la salida del líquido. Muchas veces la sección de acumulación de líquido está separada del resto del separador por un bafle o placa cuya función es tratar de mantener la superficie del líquido lo menos turbulenta posible, lo cual también facilita la liberación del gas; el líquido antes de pasar hacia la sección de acumulación de líquido cae sobre el bafle o placa y pasa hacia abajo a través de orificios o ranuras del bafle. 3.4.2-. Separadores Horizontales. Se usan generalmente cuando la producción de gas empieza a ser alta, la producción de líquido es más o menos uniforme y no se presentan variaciones bruscas en el nivel de fluido dentro del separador. Cuando hay producción alta tanto de líquido como de gas se usan los separadores horizontales de dos tubos en el cual en el tubo superior se maneja el gas y en el inferior el líquido. En la figura 6a se muestra un separador horizontal bifásico que funciona de la siguiente manera: la mezcla de fluidos entra a este tipo de separadores por un extremo del cilindro y al hacerlo choca contra un elemento giratorio el cual le imprime fuerza centrífuga a las fases líquida y gaseosa ayudando a que se separen y al hacerlo, el líquido cae por
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Figura 5. Sistemas para Extracción de Niebla en un Separador. a, b) Canales de Flujo con Obstáculo. c) Filtro Elaborado con Alambre Enrollado.
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Figura 6. Separadores Bifásicos Horizontales con Algunos de sus Componentes Internos. a) Con Extractor de Niebla. b) sin Extractor de Niebla.
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gravedad hacia la parte inferior del separador; la zona donde se presenta esta separación inicial de fluidos se puede considerar como la sección de separación primaria. Como en el separador horizontal no hay un trayecto en dirección vertical apreciable por donde pueda viajar el gas y permitir que parte de las gotas de líquido que ha arrastrado caigan, se recurre a medios mecánicos para retirarle la humedad al gas; por este motivo el gas se hace pasar por una serie de placas, llamadas placas de rectificación con las cuales va establecer contacto con el gas y al hacerlo, gran parte de las gotas de líquido que está arrastrando se adherirán a las placas y luego caerán al fondo del separador; esta sección de rectificación viene a desempeñar la función de la sección de separación secundaria. Después de salir el gas de la sección de rectificación pasa hacia la sección extractora de humedad cuya forma y funcionamiento es similar a las descritas en el separador vertical; se debe aclarar sin embargo que la sección extractora de humedad no es tan necesaria en los separadores horizontales como en los verticales pues, por una parte la sección rectificadora la mayoría de las veces es bastante efectiva y, por otra parte el recorrido del gas es más largo que en el caso vertical, lo cual da más oportunidad de que el líquido se separe del gas; en caso de usar sección extractora de humedad se debe tener en cuenta el tipo de crudo que se vaya a tratar para seleccionar el filtro, pues, por ejemplo, no se debe usar un filtro de alambre enrollado si el crudo presenta depositación de parafinas; después de pasar el gas por la sección extractora de humedad busca la salida para el gas. El líquido que se ha separado en las secciones primarias, de rectificación y extractora de humedad busca la sección de acumulación de fluidos, la cual es la sección inferior del cilindro y está separada de las demás secciones por una placa o bafle horizontal con orificios o ranuras a través de las cuales pasa el líquido hacia abajo; esta sección posee la salida del separador para la fase líquida pero como la altura de la columna de fluido en esta sección es tan pequeña la mayoría de las veces, en esta salida se pueden formar vórtices lo cual permitiría que se escapara gas con el líquido, para evitar esto se usa el tubo ranurado, conocido como rompedor de vórtices. La figura 6b muestra otro separador horizontal bifásico de un solo tubo que presenta dos diferencias principales con respecto al de la figura 6a: por una parte el chorro de fluido no choca al entrar con un elemento giratorio sino con una placa deflectora y por otra parte no posee el filtro o colchón extractor de humedad; generalmente cuando la RGL es alta es común usar separadores como el de la figura 6a y cuando la RGL es baja se puede usar un separador horizontal sin colchón extractor de humedad. Cuando se tiene un separador horizontal de dos tubos, las secciones de separación primaria, de rectificación y extractora de humedad se encuentran en el tubo superior, es decir el tubo superior es semejante a un separador horizontal de un solo tubo con la excepción de que no posee sección de acumulación de líquido, esta función la cumple el tubo inferior; el tubo superior está comunicado, generalmente en sus dos extremos, con el tubo inferior para permitir el paso del líquido. 3.4.3 Separador Esférico. Este tipo de separador se usa principalmente cuando hay una producción alta, y además a presión alta, de gas. La figura 7 muestra un esquema de un separador esférico. El chorro de fluido entra por un punto dado y es llevado hacia el extremo opuesto en donde se divide en dos chorros que hacen ángulo de 180°; con este
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Figura 7. Separador Esférico.
método se busca distribuir la corriente a través de toda la circunferencia del separador para mejorar la separación de fases; así ocurre la separación inicial de líquido y de gas, el líquido se va al fondo y el gas se va hacia arriba. En la parte superior del separador hay una sección extractora de humedad por la cual tiene que pasar el gas antes de buscar la línea de salida. En este separador el volumen ocupado por la sección de acumulación de líquidos debe ser pequeño comparada con el volumen del separador a fin de que pueda manejar una cantidad alta de gas y éste pueda salir bien seco. El bafle horizontal con orificios se usa para separar las zonas de gas y de líquido. 3.4.4-. Separadores Trifásicos. Son casi siempre verticales u horizontales y aunque no son tan comunes como los bifásicos se usan en aquellos campos donde la producción de agua es muy baja, casi nula, y además ésta no viene emulsionada con el petróleo sino que en la sección de asentamiento de líquido el agua y el aceite se separan por segregación. La diferencia entre el separador bifásico y el trifásico está en la sección de acumulación de líquidos pues en este último hay separación de agua y aceite y por tanto la sección de acumulación de líquido tendrá una salida para el agua y una para el aceite y un sistema de control para la interfase agua – aceite y otro para la interfase aceite - gas. Como casi siempre el petróleo es más liviano que el agua la capa de aceite estará por encima de la de agua. 3.5-. Control del Separador
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Aunque el separador está diseñado para realizar la separación de fases, la calidad de esta separación depende del control de sus condiciones de operación y de las tasas de salida de las fases. Una buen separación de fases depende de factores tales como: − − − −
Características físicas y químicas del crudo Temperatura y presión de operación Cantidad de fluido que se necesita tratar Tamaño y configuración del separador
En condiciones normales de operación los controles de operación de un separador son un control de presión y un control de nivel cuyo funcionamiento es el siguiente (figura 8): El control de presión mantiene constante la presión del separador regulando la salida del gas; si la presión aumenta por encima de la presión de operación esta presión actúa sobre la válvula de control de salida de gas y hace que se abra más para permitir más paso de gas; si la presión disminuye por debajo de la presión de operación, la válvula que controla la salida de gas se cierra un poco y de esa manera bloquea un poco la salida de gas permitiendo que el separador se presurice nuevamente. Adicional a la válvula de contrapresión, el sistema de control de la presión en el separador posee una válvula de alivio y un disco de ruptura; en caso de que por alguna razón la válvula de contrapresión no permita la despresurización del separador cuando este está a presiones por encima de la presión de operación, la válvula de alivio se abre para despresurizar el recipiente, y si finalmente la válvula de alivio no funciona y el recipiente continua presurizándose se rompe el disco de ruptura el cual es una lámina normalmente de aluminio que soporta una determinada presión y cuando se somete a una presión mayor se rompe; al romperse el
Figura 8. Controles de un separador.
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disco de ruptura el recipiente queda abierto a la atmósfera o una línea de descarga conocida como línea de los quemaderos. La figura 9(9) muestra una sección longitudinal de una válvula de contrapresión y su funcionamiento es el siguiente: La válvula 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 encerrado 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. La figura 10(9) muestra el corte longitudinal de una válvula de alivio y su funcionamiento es el siguiente: La válvula consta de tres partes principales el tornillo de presión del resorte, el resorte y los orificios que comunican el separador con alguna línea de salida. La válvula está normalmente cerrada porque el resorte, tensionado por el tornillo, ejerce presión sobre el extremo inferior del vástago y cierra el orificio que comunica al separador, y se mantendrá cerrada mientras la fuerza debida a la presión del separador aplicada sobre el plato del vástago en la dirección hacia arriba sea menor que la fuerza debida a la tensión del resorte aplicada hacia abajo; al aumentar la presión del separador la fuerza hacia arriba aumenta hasta llegar a vencer la fuerza hacia abajo y en esta caso la válvula abre y comunica el separador con la salida permitiendo que el separador se despresurice. La salida a la que comunica esta válvula es normalmente una línea que lleva a algún tanque o a los quemaderos, que son sitios retirados de la estación donde se envían hidrocarburos que no es posible almacenar o manejar, para quemarlos. El control de nivel mantiene constante el nivel de líquido en el separador actuando sobre la válvula que controla la salida de líquido; si el nivel está por encima de un valor establecido el control de nivel hará que la válvula se abra más y aumente la salida de líquido y cuando el nivel de líquido está por debajo del valor establecido el control hace que la válvula se cierre un poco y de esa manera disminuye la salida de líquido. El
control de nivel funciona con un detector de nivel de líquido, una línea de suministro de presión y la válvula de descarga del líquido ubicada en la línea de
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Figura 9-. Sección Longitudinal de una Válvula de Contrapresión(9)
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Figura 10-. Sección Longitudinal de una Válvula de Alivio(9).
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descarga del líquido; el sensor de nivel le envía señales a la válvula de descarga, a través de la línea de suministro de presión, 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 11(9) presenta un esquema de la válvula de descarga (sección longitudinal) la cual funciona de la siguiente manera: El gas de la línea de suministro de presión aplica presión sobre el diafragma de la parte superior de la válvula tratando de vencer la tensión del resorte que mantiene el disco del vástago cerrando el orificio inferior de salida de la válvula, si la presión sobre el diafragma vence la tensión del resorte el vástago es empujado hacia abajo y la entrada lateral, que es la conexión de la válvula con la línea de salida de líquido del separador, queda comunicada con la salida de la válvula permitiendo la salida de líquido; cuando no hay presión sobre el diafragma superior, o sea cuando no está comunicada la línea de suministro de presión con la válvula, el vástago es empujado hacia arriba por el resorte y la salida de la válvula queda aislada de la línea de salida de líquido del separador. Si el nivel de líquido está por encima del valor fijado es posible que el gas salga con algo de humedad y si el nivel de fluido es bajo el líquido sale con algo de gas. La altura a la cual se debe mantener el nivel de fluido se establece con base en el tiempo de retención y este a su vez se define con base en la experiencia y dependiendo del tipo de fluido a tratar y de las características del separador. De igual manera se debe proceder con la presión de operación, la cual se determina con base en experiencia o de una manera más rigurosa realizando un estudio de comportamiento de fases para el sistema de hidrocarburos que nos permita encontrar la presión a la cual en el separador se obtenga la mayor cantidad de líquido y la menor cantidad de gas (10); si la presión del separador está por encima de la presión de operación el gas saldrá con más humedad y si la presión está por debajo de la presión de operación, que es un valor establecido, disminuye la capacidad del separador al gas. Una variación en el nivel de fluido afecta las capacidades del separador al gas y al líquido y esta variación es mucho más critica en el caso de separadores horizontales que en los verticales. El control del separador es más sencillo cuando es bifásico que cuando es trifásico, especialmente en el control de salida de líquidos pues en el separador trifásico se debe controlar la salida de dos fases líquidas lo cual requiere de dos controles de nivel uno en la interfases agua-aceite que controla la salida del agua y otro en la interfase gasaceite que controla la salida de aceite.
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Figura 11-. Sección Longitudinal de una Válvula de Descarga de Líquido de un Separador(9).
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La figura 12 muestra dos maneras de controlar el funcionamiento de un separador horizontal trifásico; como se puede apreciar el control de la salida del gas es similar al mostrado en figura 8 la diferencia radica en la forma como se controla la salida de aceite y agua. El separador de la figura 12a posee un bafle o placa vertical que hace las veces de rebosadero y crea una cámara de aceite a la derecha del separador; en esta cámara se instala el control de nivel para regular la salida del aceite; en la parte izquierda del separador queda la interfase agua aceite y allí se podría instalar un control de nivel para regular la salida de agua el cual puede funcionar adecuadamente si no hay presencia de emulsiones, pues en este caso la emulsión estaría entre la capa de aceite y la de agua. Para evitar el efecto de la presencia de emulsiones se puede recurrir a un control como el que se muestra en el separador de la figura 12b en donde le control de nivel para regular la salida de aceite está en la interfase gas-aceite y el control de nivel para el agua está en la interfase agua-gas. La figura 13 muestra el caso similar al de la figura 12 pero en un separador vertical; en el separador de la figura 13a puede haber problema para el control de la salida de agua si hay presencia de emulsiones, en este caso se puede controlar la salida de fluidos como se muestra en la figura 13b donde no hay efecto de la presencia de emulsión. 3.6-. Operaciones de un Separador Son actividades que se realizan con el recipiente de manera eventual o rutinaria para efectos de mantenimiento o garantizar un funcionamiento adecuado y las cuales se deben realizar siguiendo procedimientos sencillos pero rigurosos con el fin de garantizar seguridad para el personal que la realiza y para la estación 3.6.1-. Arrancada (puesta en operación). La figura 14 muestra los pasos que se deben seguir para poner en funcionamiento un separador los cuales se pueden resumir así: − −
− − − − −
Si el recipiente está vacío cierre las válvulas en cada salida de fluidos. Si tiene un regulador de presión debe arreglarse a un 75% de la presión de control normal, y luego se lleva lentamente a la presión de control normal después de que el separador esté en operación. Esto prevendrá que los dispositivos de alivio de presión se abran en el caso de que el control de presión no haya sido arreglado y permita que la presión llegue a valores por encima de la presión de operación. Si el separador tiene dispositivos de cierre por bajo nivel, desactívelos o agregue el líquido para el nivel de fluidos quede por encima del control de nivel. Asegúrese que cada línea de salida del separador tenga la orientación adecuada. Abra lentamente la entrada de fluido al recipiente. Cuando el nivel de líquido alcance el rango de los controles de nivel colóquelos en servicio y abra la válvulas cerradas en el paso 1. Ajuste los controles de nivel y presión para estabilizar su operación.
3.6.2-. Operaciones de Rutina. Son observaciones y chequeos que se deben hacer diariamente buscando posibles falla en el funcionamiento del separador. En la figura 15 se esquematizan las posibles operaciones de rutina en un separador, las cuales
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Figura 12. Formas de Controlar el Nivel de Líquido en Separadores Trifásicos Horizontales.
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Figura 13. Verticales
Formas de controlar el nivel de líquido en Separadores Trifásicos
Figura 14. Pasos para Poner en Funcionamiento un Separador.
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normalmente son:
Verificar correctamente los instrumentos de medida para hacer las mediciones apropiadas.
Asegurarse que las válvulas de control abren y cierran completa y parcialmente sin obstrucción alguna; esto se consigue haciéndolas abrir y cerrar intencionalmente.
Limpiar los visores (los visores son vidrios a través de los cuales se observa, por ejemplo, la interfase gas-petróleo), manómetros, registradores de temperatura, etc. Verificar correctamente los instrumentos de medida para hacer las mediciones apropiadas.
Asegurarse que las válvulas de control abren y cierran completa y parcialmente sin obstrucción alguna; esto se consigue haciéndolas abrir y cerrar intencionalmente.
Limpiar los visores (los visores son vidrios a través de los cuales se observa, por ejemplo, la interfase gas-petróleo), manómetros, registradores de temperatura, etc.
Verificar que el elemento extractor de humedad no esté taponando; esto se hace registrando presiones antes y después del elemento.
3.6.3-. Puesta Fuera de Operación. La figura 16 esquematiza los pasos que se deben seguir para poner un separador fuera de operación, por ejemplo para hacerle mantenimiento: − − −
Bloquear la entrada al separador. Si no se va a drenar cerrar la línea de salida. Si va a drenar abra el desvío (bypass), si hay, o desactive el control de nivel de líquido. − Si va a despresurizar el recipiente, cierra la válvula de control de salida de gas. − Abra la válvula de venteo para despresurizar. 3.7-. Características de Producción que Afectan la Separación. Existen algunas situaciones donde la producción tiene características indeseables que dificultan el funcionamiento de separadores y es necesario tenerlas en cuenta para neutralizar sus efectos mediante diseños adecuados de los separadores o tratamientos preventivos de los fluidos producidos. Las siguientes situaciones se pueden considerar como problemáticas desde el punto de vista de separación de fases: 3.7.1-. Producción Inestable. Se da cuando la tasa de líquido y de gas no es constante o estable si no que llegan de manera alterna, volúmenes relativos grandes de gas (burbujas) seguidos de volúmenes relativos grandes de líquido (tapones). Esta producción también se le conoce algunas veces como producción por baches y se presenta, por ejemplo, cuando hay posibilidades de segregación de fases mientras la producción llega a los separadores. En estos casos el funcionamiento de los controles del separador se
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Figura 15. Operaciones de rutina en un Separador.
hace difícil, porque el nivel de líquido es muy inestable y presenta variaciones amplias desde un valor bajo cuando está llegando básicamente gas al separador, hasta un valor alto cuando está entrando el tapón de líquido. En estos casos se requiere estabilizar las tasas de flujo y para ello se usan los separadores especiales conocidos como “Slug Catchers”. 3.7.2-. Producción de Crudos Espumosos. La presencia de espumas en un separador es un problema triple por lo siguiente: El control mecánico del nivel de líquido se complica porque aparece una nueva fase. La espuma tiene una alta relación volumen/peso y puede ocupar mucho espacio del recipiente que podría aprovecharse para la retención de líquido o para la separación por gravedad. La presencia de un banco de espuma hace difícil que el líquido salga sin gas o este sin líquido. La principal causa de la presencia de espumas son las impurezas diferentes al agua presentes en el petróleo que es impráctico removerlas antes de que el petróleo llegue a los separadores. La espuma no presenta problema en un separador si el diseño interno asegura suficiente tiempo de retención o suficiente superficie de coalescencia para que la espuma se rompa. La cantidad de espuma formada depende de la caída de presión a la
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que es sometido el líquido al entrar al separador y de las características del líquido a las condiciones del separador. Las tendencias espumantes de un crudo se deben determinar en el laboratorio y con base en los resultados y la experiencia sobre el manejo de este tipo de crudos, diseñar adecuadamente el recipiente requerido. Las recomendaciones en cuanto al diseño son diseñar para manejar el problema de presencia de espumas y luego usar depresores de espuma para optimizar la capacidad del recipiente; no se debe diseñar partiendo del supuesto que se van a usar depresores para eliminar la espuma pues la efectividad del depresor varía con la composición de la producción y las características de producción , las cuales varían con el tiempo. Normalmente los depresores de espumas son costosos.
Figura 16. Pasos para Dejar Fuera de Operación un Separador.
3.7.3-. Presencia de Parafinas. La presencia de parafinas puede afectar adversamente el funcionamiento del separador pues se acumula y obstruye el funcionamiento de los accesorios internos del mismo, especialmente el extractor de humedad. Las tendencias a formar parafinas de un crudo se determinan en el laboratorio y de acuerdo a los resultados diseñar el separador para poder manejar este problema; por ejemplo no usar extractores de humedad de tipo filtro y proveer el separador de accesos para remover periódicamente las acumulaciones de parafina, por ejemplo conexiones para inyectarle vapor de agua.
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3.7.4-. Presencia de Arena. La arena además de que desgasta los equipos y accesorios se puede acumular y obstruir internamente el funcionamiento del separador. Si es inevitable la producción de arena el separador debe llevar internamente conos para la acumulación de arena y boquillas para inyectarle agua a presión y removerla; además los materiales del separador y los accesorios deben ser de resistencia adecuada para no ser desgastados fácilmente por la arena. 3.7.5-. Presencia de Emulsiones. La presencia de emulsiones afecta el control de nivel y reduce los espacios para la retención de fluidos en el recipiente. Cuando se presentan emulsiones normalmente en el separador no se hace separación trifásica, pero algunas veces con el uso de desemulsificantes o con calentamiento se puede romper la emulsión antes de que la producción llegue al separador y separar las tres fases en este.
3.8-. Evaluación de la Eficiencia de un Separador.( Tomado de referencia 5). Después de poner en operación un separador, después de diseñarlo y dimensionarlo adecuadamente, es necesario evaluar su desempeño con el fin de garantizar que está funcionando de una manera eficiente. Aunque existen muchos procedimientos, la mayoría empíricos, para analizar el desempeño del separador el siguiente es un procedimiento muy usado especialmente para recipientes grandes y con el cual se busca obtener la curva de eficiencia del separador y la máxima tasa eficiente a la cual puede trabajar. Para ello se procede de la siguiente manera:
Se pone el separador a operar a una tasa estable pero baja y que no presente arrastre de líquido por parte del gas ni liberación de gas en el líquido que sale del separador. Con la tasa y el nivel de líquido estabilizado en el separador, se sube el nivel de líquido hasta que se presente arrastre de líquido por el gas, lo cual se podrá detectar porque el nivel de líquido del despojador a través del cual se hace pasar el gas al salir del separador, aumenta.
Para la misma tasa disminuya el nivel de líquido hasta que se presente arrastre de gas por parte del liquido. Esto se detecta de la siguiente manera: Si una leve reducción en el nivel de líquido no hace que aumente la tasa de gas en el segundo separador al cual se envía el líquido que sale del separador bajo estudio y si un leve incremento en el nivel de líquido no hace que disminuya la tasa de gas en el segundo separador, entonces no hay arrastre de gas por parte del liquido. De esta forma se establece el nivel mínimo al cual empieza a ocurrir arrastre del gas.
Se aumenta la tasa de operación en el separador y se repite el procedimiento. Esto se continua hasta que se encuentre que a una tasa dada el nivel de fluido al cual se presenta arrastre de liquido es igual al nivel de fluido al cual se presenta arrastre de gas. La tasa a la cual ocurre esto se conoce como la tasa máxima eficiente ( MER por sus iniciales en inglés).
Graficando el nivel de líquido al cual se presenta arrastre del gas para cada tasa de operación, se obtiene la curva conocida como curva de arrastre, y la curva que
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se obtiene de graficar el nivel de líquido al cual se presenta arrastre de gas para cada tasa se conoce como curva de burbujeo; ambas curvas se cortan en la MER. La figura 17 muestra el gráfico que se obtiene finalmente el cual se conoce como curva de eficiencia del separador.
Figura 17-. Curva de Eficiencia de un Separador. 3.9-. Dimensionamento de Separadores(10) El dimensionamiento de separadores se refiere a la determinación de sus capacidades al líquido y al gas cuando se conocen sus dimensiones, o de las dimensiones del separador cuando se conoce la cantidad de líquido y gas que se tiene para manejar, teniendo como objetivo una separación efectiva de las fases. El primer paso en el dimensionamiento de separadores es la definición del sistema de separación lo cual implica el número de etapas en que se va a hacer la separación y la presión a la que debe trabajar cada etapa. El número de etapas en que se debe realizar la separación gas/líquido depende fundamentalmente de la presión a la que llegan los fluidos a superficie; cuando la presión es alta la separación normalmente no se puede hacer en una sola etapa porque se requerirá de un recipiente muy grande y además podría verse afectada la cantidad de líquido que finalmente se tendría, en este caso se recomienda separar por etapas y para cada etapa se debe dimensionar un separador. La presión a la que debe trabajar el separador se debe establecer con el criterio que debe ser aquella a la cual el rendimiento de líquido sea el más alto; en el separador ocurre un proceso de separación de fases y la cantidad de líquido y gas que se separen en el recipiente dependen de las características de la mezcla que entra y de las condiciones de presión y temperatura, especialmente la presión. La definición del sistema de separación
23
es un problema de cálculo de fases y en la referencia 10 se puede consultar. En el presente trabajo se parte del supuesto que ya se tiene establecido el sistema de separación y solo se requieren dimensionar los recipientes. Normalmente para dimensionar un separador se tienen en cuenta dos aspectos que definen la calidad de los fluidos que salen del mismo; estos aspectos son la velocidad del gas en el recipiente y el tiempo de retención del líquido en el mismo. La velocidad del gas debe ser tal que permita que las partículas de líquido de tamaño de 100 micras o mayores alcancen a separarse hacia la zona de líquido mientras el gas hace el recorrido a través del recipiente; debido a su velocidad el gas ejerce una fuerza de arrastre sobre las partículas de líquido suspendidas en él y trata de llevárselas, pero la partícula también está sometida a una fuerza gravitacional debido a su peso y el movimiento neto de la partícula será hacia donde esté orientada la resultante de las dos fuerzas anteriores, y el objetivo es que este movimiento sea hacia la zona de líquido y de una magnitud tal que la partícula alcance a separarse de la fase gaseosa antes de que el gas salga del separador. El tiempo de retención del líquido en el recipiente debe ser tal que todas las burbujas de gas que se fueron atrapadas en el líquido al caer éste a la zona de acumulación de líquido, se alcancen a separar y cuando el líquido salga del recipiente no tenga burbujas de gas. Una vez se tengan las dimensiones del recipiente estas deben cumplir con un concepto conocido como 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. 3.9.1-.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 fin 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: (ver nomenclatura)
Fa = C D * ρ f *
π d p2 4
*
v2 2
(3.1)
Dependiendo del tipo de flujo que se tenga, CD se puede calcular de las siguientes maneras: Si el flujo es laminar
24
CD =
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
CD =
24 3 + + 0,34 N Re N 12 Re
(3.3)
Cuando se tienen partículas de líquido suspendidas en fase gaseosa se considera que la partícula está sometida a flujo turbulento. El peso de la partícula suspendida está dado por 3 4 dp Fg = π * (ρ f − ρ p ) * g 3 8
(3.4)
La máxima velocidad permisible en el fluido es aquella con la cual 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:
πd p2 v 2 4 24 Fa = *ρf * * = πd 3p (ρ f − ρ p ) * g N Re 4 2 24 y como N Re =
v=
ρ d pv , si se reemplaza en la ecuación anterior queda finalmente: µ
gd p2 (ρ p − ρ g )
(3.5)
18µ
la cual cuando se lleva a unidades prácticas se tiene
v = 2,87 * 10 −8 d p2
ρp − ρf µ
(3.6)
La ecuación (3.6) se conoce como ecuación de Stokes 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
25
CD ρ f *
πd p2 4
*
v2 4 = πd 3p (ρ f − ρ p ) * g 2 24
de la cual, despejando v se tiene:
4 d p (ρ p − ρ f ) 2 v= * *g ρf 3 C D 1
y cuando se lleva a unidades prácticas queda como 1
ρ p − ρ f dm 2 v = 0,0119 * ρ C f D
(3.7)
La ecuación (3.7), con el fin de obviar el cálculo del valor de CD y tomando valores típicos para dm se presenta algunas veces simplificada de la siguiente forma
ρP − ρ f v = k * ρ f
0.5
(3.7a)
donde k es una constante que está dada por
4 gd p k = 3 CD
0.5
d = 0.0119 * m CD
0.5
y su valor, de acuerdo con valores típicos para CD ( del orden de 0.44) y dm ( del orden de 100 micras), se toma entre 0.157 y 0.167 (5) El significado de las variables en las ecuaciones (3.1) - (3.7) y sus respectivas unidades prácticas se dan a continuación: CD: Fa: ρf: dp: Fg: ρp: g: dm: NRe: v:
Coeficiente de arrastre, adimensional Fuerza de arrastre, Lbf. Densidad del fluido en el que está suspendida la partícula, lbm/pie3 Diámetro de la partícula, pies Fuerza debida a la gravedad Densidad de la partícula, lbm/pie3 Aceleración de la gravedad, 32,2 pies/s2 Diámetro de la partícula, µm ( 1µm=1/304800 pies) Número de Reynolds Velocidad de la partícula en el fluido en el cual está suspendida, pies/s
26
µ: viscosidad del fluido en el que está suspendida la partícula, cp (1cP = 6.7137 *10-4 Lbm./pie.s)
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.
3.9.2-. 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
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 Leff = vt vg y usando para vt la ecuación (3.7) y unidades prácticas queda:
27
d (2 * 12) ρ p − ρ f dm 0,0119 ρ C f D
1 2
=
Leff 14,7 ZT 10 6 * * q CN * 520 P 86400 πd 2 1 * 4 * 2 144
y de aquí despejando dLeff queda:
dLeff
ρ ZT f * q CN = 420 P ρ p − ρ f
CD * d m
1/ 2
(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
La ecuación (3.8) se presenta en forma simplificada como (1)
dLeff = 420 K *
qCN ZT P
(3.8a)
donde K es una constante que depende de las características del gas y el petróleo a las condiciones de operación del separador y del coeficiente de arrastre; de acuerdo con la ecuación (3.8) esta dada por
C ρf K = D d m ρ P − ρ f
0.5
Para fluidos típicos, condiciones de presión y temperatura de operación también típicas y para un diámetro de partícula de 100 micras el valor promedio de K podría tomarse como 0.25. La figura 4.10 de la referencia 1 permite obtener el valor de K para dm = 10 y conociendo la gravedad API del petróleo y específica del gas al igual que las condiciones de operación del separador. −
Retención. La retención del líquido en el recipiente está gobernada por la siguiente ecuación.
t rL =
VL qL
28
VL =
t rL =
πd 2
1 * * Leff , o sea que 4 2
πd 2
1 1 * * Leff * 4 2 qL
y despejando d2Leff y usando unidades prácticas se tiene finalmente:
t rL * 60 =
d 2 Leff =
πd 2 8
*
1 1 1 * 86400 * Leff * * 144 qL 5,615
t rL q L 0,7
(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)
y cuando Leff se calcula de (3.9), Lss se calcula de
Lss =
4 Leff 3
(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 muy 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
29
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, ver figura 18: −
Se grafica Leff vs. d, de acuerdo con la ecuación (3.8)
−
Se suponen valores de trL y para cada uno se grafica Leff vs. d, de acuerdo con la ecuación (3.9) − Para diferentes diámetros, y de acuerdo con las sugerencias para calcular Lss, ecuaciones (3.10) y (3.11), se calcula Lss. − Se grafican las líneas correspondientes a las relaciones de esbeltez de 3 y 5. − La zona del gráfico por encima simultáneamente de la curva de asentamiento, obtenida con la ecuación (3.8), y de la curva obtenida con el tiempo de retención seleccionado y usando la ecuación (3.9) y entre las líneas correspondientes a las relaciones de esbeltez dan soluciones que cumplen con el asentamiento, la relación de esbeltez y el tiempo de retención. La gráfica que se muestra en la figura 18 indica que si la curva para el tiempo de retención que se muestra fue obtenida con el valor mínimo que debe tener el tiempo de retención, cualquier solución que se ubique en la zona sombreada se puede escoger. −
Separadores Verticales. Asentamiento
vg =
qg A
=
14,7 * 10 6 ZT πd 2 1 q CN * 520 * 86400 P 4 144 1
ρ p − ρ f dm 2 = 0,0119 * * ρ C f D y de aquí se puede despejar d así
1
ρf C 2 ZT d 2 = 5041* * D * q P CN ρ P − ρ f d m
(3.13)
30
Figua 18-. Gráfica para Seleccionar el Tamaño de un Separador Horizontal 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 =
VL πd 2 , VL = *h qL 4
y usando unidades prácticas:
t r L * 60 =
πd 2 4
*
1 1 86400 h * * * 144 q L 5,615 12
y despejando d2h
d 2h =
t rL q L 0,12
(3.14)
31
La altura calculada con la ecuación (3.14) es la altura que debe tener el colchón de líquido en el separador y la longitud total del mismo debe cumplir con las siguientes recomendaciones:
La salida del líquido del recipiente debe estar por lo menos 4 pulgadas por encima de la costura inferior. La altura del nivel de líquido debe estar por lo menos 24 pulgadas debajo de la entrada de fluido al recipiente. La entrada de fluido debe estar a un diámetro más 6 pulgadas o por lo menos 42 pulgadas por debajo del extractor de humedad. La longitud del extractor de humedad debe ser por lo menos 6 pulgadas.
De acuerdo con las recomendaciones anteriores, la longitud costura-costura (Lss) del recipiente va a estar dada por:
Lss = =
h + 76 12
(mínimo)
(3.15)
h + d + 40 12
(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 (ver figura 19)
Se calcula el diámetro mínimo que debe tener el separador (ecuación (3.13)). Se toma un tiempo de retención. 1 o Para varios diámetros se calcula h de (3.14). o Para cada h se calcula Lss de (3.15) o (3.16). Se toman otros tiempos de retención y se repiten para cada uno los dos pasos anteriores 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 la horizontal correspondiente al diámetro mínimo calculado en el primer paso con la ecuación (3.13). 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 que para ese tiempo de retención, el diámetro sea mayor o igual que el mínimo calculado.
La figura 19 muestra que la selección debe hacerse dentro de la zona sombreada para que se cumpla con las condiciones de asentamiento, retención y relación de esbeltez.
32
Figura 19-. Gráfico para Seleccionar el Tamaño de un Separador Vertical.
Ejemplo 3.1-. 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) Densidad (Lbm/Pie3) Peso Molecular
Total 100000 1000 300 34.8
Vapor 37500 100 268 0.632
Líquido 62500 100 268 38.3
89.7
46.9
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 (100/304800=3.2808*10-4 pies)
Solución:
Primero se deben calcular los volúmenes de líquido y gas que maneja el separador.
33
En el separador hay 37500 moles de vapor las cuales a condiciones normales ocupan 37500*379=14212500 PCN = 14.2125 MPCN= qgCN .Esta es la cantidad de gas que debe manejar por día el separador. La tasa de líquido que debe manejar el separador es
qL =
nL * MWL
ρL
=
62500 * 113.3 = 33509 BPD 38.3 * 5.615
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, (ver referencia 11)
µ g = K *e
× ρ Yg
10−4 * (9,4 + 0,02 MW )*T 1,5 10 − 4 * (9,4 + 0,02 * 46.9)*( 728) = 209 +19 MW + T 209 +19*46.9 + 728
1, 5
K=
= 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 / cm3 ) = × ρ Yg
µ g = K *e
ρ g (lbm / pie3 ) 62.4
=
0.632 = 0.0101(g / cm3 ) 62.4
(
)
= 0.011 * exp 5.3234 * 0.01011.3353 = 0.0112 cP -4
=0.0112 cP*6.7137*10 Lbm/(pie*seg)/cP= 7.5385*10-6 Lbm/(pie.s) Para calcular el factor Z se requieren conocer las condiciones seudo críticas del gas cuya gravedad específica es
γg =
MWg MWa
=
46.9 = 1.617 29
34
con la gravedad específica del gas y usando las ecuaciones que presenta para ello la referencia 11, 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 . sTC = 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 =
100 P = = 0.1867 sPC 535.5257
sTr =
728 T = = 1.3460 sTC 540.8545
con estos valores y del gráfico de Standing - Katz se obtiene Z=0.98.
Cálculo del coeficiente de arrastre
Para calcular el coeficiente de arrastre se debe recurrir al proceso de ensayo y error descrito en la sección 3.8.1 y el cual requiere las ecuaciones de velocidad terminal (ecuación (3.7)), de coeficiente de arrastre CD (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 dm 2 v = 0,0119 * ρ C f D 1
38.3 − 0.632 100 2 v = 0,0119 * = 0.9186 pies / s 1 0.632 con el valor de v se calcula el número de Reynolds para la partícula suspendida de
N Re =
ρgv dP µ
=
0.632 * 0.9186 * 100 / 304800 = 25.1655 7.5385 * 10 −6
con el valor de NRe se calcula CD de
CD =
24 3 24 3 + + 0,34 = + + 0.34 = 1.89179 ≠ 1 1 N Re N 2 25.1655 25.16550.5 Re
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
35
1
38.3 − 0.632 100 2 v = 0,0119 * = 0.6677 pies / s 1.8917 0.632 N Re = CD =
0.632 * 0.6677 * 100 / 304800 = 18.3653 7.5385 * 10− 6
24 3 + + 0.34 = 2.4013 ≠ 1.8917 18.3653 18.36530.5
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)
dLeff = 420
ZT * qCN P
ρ − ρ f p ρ f
−1
1
2 CD * dm 1
38.3 − 0.632 f −1 2.642 2 0.98*728 * 2.369 = 420 = 149.4445 * 100 0.632 100 Con esta expresión se pueden calcular valores de Lef variando diámetros desde 8 hasta 84 pulgadas, estos valores se observan en la columna (1) de la tabla 1
La ecuación de retención es la ecuación (3.9)
d 2 Leff =
t rL qL 5600 = * trl = 8000 * trl 0,7 0.7
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 1.
Relación de esbeltez.
La expresión usada para la longitud costura – costura Lss fue la ecuación (3.11), pues de acuerdo con los valores de Lef obtenidos con las ecuaciones de asentamiento y retención los mayores valores para Lef son los que da la ecuación retención. Por tanto
Lss =
4 Lef 3
y la relación de esbeltez será entonces
36
4 12 * Lef 12 * Lss 3 RE = = d d de donde
Lef = (RE ) *
d 16
con esta relación se calcularon valores de Lef 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 1 . 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 19. De acuerdo con esta figura se tendrían las siguientes soluciones extremas de acuerdo con el tiempo de retención y la relación de esbeltez:
Tabla 1-. Cálculos para el Dimensionamiento del Separador del Ejemplo 3.1
D (Pulgs.) 8 10 12 24 36 48 60 72 84
(1)
(2)
(3)
(4)
Lef (Asent) (pies) 18,6805 14,94445 12,4537 6,2268 4,1512 3,1134 2,4907 2,0756 1,7791
Lef (ret 1) (pies) 124,661406 79,7833 55,4050694 13,8512674 6,15611883 3,4628 2,21620278 1,5390 1,1307157
Lef (ret 4) (piesn) 498,6456 319,1332 221,6202 55,4050 24,6244 13,8513 8,8648 6,1561 4,5229
Lef (ret 5) (pies) 623,3070 398,9165 277,0253 69,25633 30,7805 17,31408 11,0810 7,6951 5,6536
(5) Lef (RE=3) (pies) 1,5 1,875 2,25 4,5 6,75 9 11,25 13,5 15,75
Tabla 2-. Soluciones para el Separador del Problema 3.1 Tiempo de Retención (min.)
1 4 5
RE 3 36” *7’ 60” * 12’ 60” *12’
37
5 30” * 12’ 48” *15’ 48” *15’
(6) Lef (RE=5) (pies) 2,5 3,125 3,75 7,5 11,25 15 18,75 22,5 26,25
38
90 80 70 Asentamiento
60
trl=1 trl=4
40
trl=5
d
50
RE=3 30
RE=5
20 10 0 0
20
40
60
80
Leff
90
80
70
60
Lef (r et 1mi n) 50
Lef (r et 4) Lef (r et 5) Lef (Asent.) Lef (RE=3)
40
Lef (RE=5)
30
20
10
0 0
50
100
150 Le f
Figura 20-. Gráfico de d vs. Lef para el Problema 3.1
39
200
250
Problema 3.2-. Dimensionamiento de un Separador Vertical.
3.9.3-. 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. −
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)).
dLeff −
ρp − ρ f ZT = 420 * q CN P ρ f
−1
1
CD 2 d m
(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
µo 1 pie s = ho ( pu lg ) * * −8 2 1m 12 pu lg 2,87 * 10 d m (ρ p − ρ f
de donde se puede despejar ho quedando:
40
)
ρp − ρ f ho = 2,066 *10 −5 t ro d m2 * µo −
(3.17)
Retención de fase líquida:
Suponiendo que el líquido ocupa la mitad del separador:
t rW =
t ro =
V w πd 2 A 1 = * Leff * w * qw 4 * 2 AL q w
VO qO
=
πd 2 4*2
Leff *
AO 1 * AL q o
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:
tr * 8 Aw A t *8 = w2 * q w , O = ro2 qo AL πd Leff AL πd Leff Además, como
1=
Aw AO + = 1 entonces: AL AL
8 (tro qO + trwqw ) d Leff π 2
y utilizando unidades prácticas:
1=
5,615 5,615 * tro * 60 * qo * + t rW * 60 * qw * πd 86400 86400 Leff 144 8 2
de donde se puede despejar Leff d2
d 2 Leff = 1,43(t ro q O + t rw q w )
(3.18)
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
41
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 qw de agua. Para encontrar el diámetro de recipiente requerido se procede de la siguiente manera: −
Aw así: A
Se obtiene una expresión para
tr =
Aw Leff V V , t rw = w = q qw 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 q t ro + q w t rw Leff o
)
y por tanto
Leff Aw t rw q w = * A 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
42
en donde se puede ver (suponiendo que la mitad del tubo es para almacenamiento de líquido)
(
)
A = A O + Aw * 2 ,
A AO Aw = + *2 A A A
1 2 d2 h 2 AO = − ho ho + Arcsen 2 o d 4
d2 * 4
y 1
AO = A
=
2 1 d2 Arcsen ho 2 − * + h h 2 o o d 2 4 d2 d π π 4 4
4 d ho π 4d 4 2
2
d2 * 4 1
1 2
2 4 2ho 4 ho ho 2 1 ho 1 2h = − + Arcsen o − 4 + Arcsen π π d d d π 2d d
4
1 2 4 ho 1 ho 2 1 2h = − + Arcsen o π d 4 d π d
o sea que finalmente se tiene: 2 0.5 8 ho 1 ho 1 2h 1= − + Arcsen o π d 4 d 4 d
A +2 w A
(3.20)
ho no tiene una solución d h h directa. Una forma de resolver el problema de encontrar o es asignando valores a o a d d AW h la ecuación (3.20), lo cual permitiría despejar . Luego se procede a graficar o A d Aw vs y se obtiene un gráfico como el de la figura 21. A La ecuación (3.20) a pesar de tener como única variable
43
−
Con este gráfico una vez conocido el valor de obtiene
−
AW de la ecuación (19) se va a él y se A
ho del cual se puede despejar d. 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) 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 tro y un trw Se calcula ho)mx
−
Se calcula
−
Con
Aw A
Aw y ho)mx se obtiene de dmx A
44
A w/ A 0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
Figura 21-. Gráfico de ho/d vs.AW/A para un Separador Trifásico − −
Se grafica d vs. Leff de acuerdo con las ecuaciones (3.8) y (3.18). Se calcula Lss usando las ecuaciones (3.10) o (3.11) y aplicando el mismo criterio para escoger una u otra. − Se grafica las líneas correspondientes a las relaciones de esbeltez de 3 y 5. − Se traza la horizontal de dmx. − La zona comprendida entre las dos líneas de relación de esbeltez, la línea de dmx y a la derecha de las curvas obtenidas con las ecuaciones (3.8) y (3.18) permite escoger soluciones para el separador buscado. Obviamente por razones de costos las soluciones se deben escoger sobre la línea de dmx.
La figura 22 muestra la forma que presenta el gráfico. Si no se dispone de la figura 21 el diámetro requerido se puede obtener calculando AW/A de la ecuación (3.19) y luego por ensayo y error se obtiene el valor de ho / d que haga cumplir la ecuación (3.20)
45
0,5
Figura 22-. Gráfico para escoger el tamaño de un separador Trifásico Horizontal.
Soluciones con diámetros mayores que el calculado con este procedimiento también funcionarían desde el punto de vista de calidad de la separación pues los fluidos permanecerían en el recipiente un tiempo mayor que el establecido, sin embargo no serían recomendables desde el punto de vista económico; se podría optar por estas soluciones cuando se quiere sobrediseñar previendo requerimientos de capacidades mayores de los recipientes en el futuro. Ejemplo 3.3 -. Dimensionamiento de un Separador Horizontal Trifásico Encontrar el tamaño del separador horizontal trifásico que podría manejar la siguiente producción qo = 8500 BNPD
qg = 4.54 MPCNPD
qw = 4200 BPD
El separador trabajará a 40 Lpca. y 80°F y los flui dos producidos tienen las siguientes características: γo = 0.86
γg = 0.701
dmo = 100 µm
dmw = 400 µm
γw= 1.05
Solución. i)-. La tasa de petróleo se debe tener a condiciones de operación del separador, pues está dada a condiciones normales, y para ello se requiere el factor Bo a condiciones de operación o sea 40 Lpca. y 80°F; para ello se usan las correlaciones que presenta la referencia (11)
46
Bo = 0.976 + (12 * 10 −5 ) * C 1B.2 C B = Rs * (γ g / γ o )
0.5
+ 1.25 * T (° F )
C Pb Rs = γ g * 10 ↑ (0.00091 * T (° F ) − 0.0125 * γ API ) C Pb =
1 / 0.83
P + 1.4 18.2
Reemplazando valores en las anteriores ecuaciones se tiene
C Pb =
P 40 + 1.4 = + 1.4 = 3.598 18.2 18.2
C Pb Rs = γ g * 10 ↑ (0.00091 * T (° F ) − 0.0125 * γ API )
1 / 0.83
3.598 = 0.701 * 10 ↑ (0.00091 * 80 − 0.0125 * 33.035)
1 / 0.83
= 6.65 PCN / BN
La gravedad API usada en la ecuación anterior se calculó de
° API =
141.5
γ0
− 131.5 =
C B = Rs * (γ g / γ o )
0.5
141.5 − 131.5 = 33.035 0.86
+ 1.25 * T (° F ) = 6.65 * (0.701 / 0.86) 0.5 + 1.25 * 80 = 106.004
Bo = 0.976 + (12 * 10 −5 ) * C B1.2 = 0.975 * 12 * 10 −5 * 106.0041.2 = 1.008 B / BN Como era de esperarse el factor volumétrico para este crudo a 40 Lpca y 80°F es muy próximo a 1 por lo tanto se puede hacer el diseño del recipiente tomando como volumen de petróleo a manejar el volumen dado a condiciones normales, o sea 8500 barriles. ii)-. Se debe ahora calcular las viscosidades del gas y del petróleo para luego calcular las velocidades de asentamiento de las partículas de petróleo en fase vapor y de agua en fase petróleo respectivamente. Nuevamente se usan las correlaciones respectivas que aparecen en la referencia (11). Para el caso del gas
47
µ g = K *e
× ρ Yg
10−4 * (9,4 + 0,02 MW )*T 1,5 10 − 4 *(9,4 + 0,02* 29 * 0.701)*(540) = 209 +19*29 * 0.701+ 540 209 +19 MW + T
1, 5
K=
= 0.0108
X = 3.5 + 986/T + 0,01 MW= 3.5+986/540+0.01*29*0.701=5.5292 Y = 2,4 - 0,2 X = 2.4 – 0.2*5.5292=1.2942 Suponiendo que a las condiciones de operación del separador, 40 Lpca. y 80°F, el factor Z es la unidad, la densidad del gas será de
ρ g = 0.701 * 0.2002 = 0.1403 Lbs. / pie 3 y por tanto la densidad del gas en g/cm3 será
ρ g (g / cm ) = 3
ρ g (lbm / pie 3 ) 0.1403 =
62.4
62.4
(
= 0.002 g / cm 3
)
La viscosidad del gas es entonces
µ g = K *e
× ρ Yg
= 0.0108 * exp(5.5292 * (0.0022)1.2942 = 0.0108 cP
Para el caso del petróleo B µ o = Aµ oD
log log( µ oD + 1) = 1.8653 − 0.025086 * γ API − 0.5644 * log T (° F ) log log( µ oD + 1) = 1.8653 − 0.025086 * 33.035 − 0.5644 * log 80(° F ) = −0.0375
µ OD = 10 ↑ (10 ↑ −0.0375) − 1 = 7.2648 cP A = 10.71 * (R s + 100) B = 5.44 * (Rs + 150)
−0.515
−0.338
= 10.71 * (6.65 + 100)
= 5.44 * (6.65 + 150)
−0.515
−0.338
= 0.9669
= 0.9856
B µ o = Aµ oD = 0.9669 * 7.2648 0.9856 = 6.83 cP
iii)-. Se puede calcular las velocidades de las partículas de aceite en gas y de agua en aceite; para las primeras se usa la ecuación (3.7) y para el valor de CD se
48
siguió el mismo procedimiento de ensayo y error del ejemplo 3.1 y se encontró un valor de 5.23 1
ρP − ρ f dm 2 = 0.0119 * 53.64 − 0.1403 * 100 = 1.0108 pies / s. v = 0,0119 * ρ CD 0.1403 5.23 f Para las partículas de agua en petróleo se usa la ecuación (3.6)
v = 2,87 * 10 −8 d p2
ρp − ρf µ
= 2.87 * 10 −8 * 400 2 *
65.52 − 53.66 = 0.0078 pies / s 6.83
iv)-. El proceso de retención del gas debe cumplir con la ecuación (3.8)
dLeff
ZT = 420 * q CN P
ρ f ρ p − ρ f
CD * d m
1/ 2
1 * 540 0.1403 2.642 = 420 * 4.54 * 40 100 53.66 − 0.1403
1/ 2
= 302.967
Supongamos un tiempo de retención de 3 minutos para el petróleo y el agua. v)-. El proceso de retención del petróleo para que cumpla con el asentamiento de las partículas de agua debe cumplir con la ecuación (3.17)
ρp − ρf ho = 2,066 * 10 −5 t ro d m2 * µo
65.52 − 53.66 = 2.066 * 10 −5 * 3 * 400 2 * = 17.22 pu lg adas 6.83
o sea que el colchón de aceite debe tener un espesor de 4.036 pulgadas para que se puedan separar las partículas de agua. vi)-. Para garantizar que el petróleo y el agua permanezcan 3 minutos en el recipiente las dimensiones de este deben cumplir con la ecuación (3.18)
d 2 Leff = 1,43(t ro q O + t rw q w ) = 1.43 * (3 * 8500 + 3 * 4200) = 54483 vii)-. Suponiendo que la mitad de la sección transversal del tubo está ocupada por líquido, la relación entre el área ocupada por agua y el área total esta dada por la ecuación (3.19)
49
Aw q w t rw 4200 * 3 = = = 0.1653 A 2 q O t ro + q w t rw 2 * 3 * (8500 + 4200)
(
)
viii)-. Teniendo en cuenta ahora que el líquido ocupa la mitad del tubo se debe cumplir la ecuación (3.20) 2 0.5 8 ho 1 ho 1 2h 1= − + Arcsen o π d 4 d 4 d
A +2 w A
y reemplazando el valor de Aw/A obtenido anteriormente se tiene la siguiente ecuación que permite obtener el valor de ho/d 2 0.5 8 ho 1 ho 1 2h 0.6694 = − + Arcsen o π d 4 d 4 d
Resolviendo la ecuación anterior se encuentra para ho/d un valor de 0.28, y recordando el valor para h0 se tiene que d=17.22/.28=61.5 pulgadas. ix)-. Este es el diámetro máximo que puede tener el separador para que las partículas de agua se puedan separar de la fase petróleo y con base en este diámetro se debe escoger la longitud del recipiente de tal forma que también cumpla con la condición de retención del gas ecuación (3.8) y de retención de líquidos ecuación (3.18). De acuerdo con la ecuación (3.8) para un diámetro de 61.5 pulgadas la longitud del recipiente debe ser
d * Lef = 302.967 ⇒ Lef =
302.967 = 4.93 61.5
y de acuerdo con la ecuación (3.18) la longitud del recipiente debe ser
d 2 Lef = 54483 ⇒ Lef =
54483 = 14.4 pies (61.5) 2
x)-. De acuerdo con los valores de Lef obtenidos con las dos ecuaciones anteriores se ve que el proceso que domina la selección de las dimensiones del separador es el de retención de líquido ( ecuación (3.18)) y por lo tanto un separador de 61.5 pulgadas de diámetro y 14.4 pies de longitud efectiva puede manejar la producción propuesta. La longitud real del recipiente, Lss , se debe calcular teniendo en cuenta que le restricción dominante es la de retención de líquido, o sea se debe calcular usando la ecuación (3.11)
50
Lss =
4 4 Lef = * 14.4 = 19.2 pies 3 3
El separador a usar deberá tener un diámetro máximo de 61.5 pulgadas y 19.2 pies. Para llevarlo a dimensiones comerciales se podría decir que el separador requerido es de 5 pies de diámetro (60 pulgadas) y 20 pies de longitud. Cualquier solución con un diámetro menor y una longitud mayor que cumpla con la restricción de retención de líquido se puede usar, pero no se puede usar una solución de diámetro mayor y longitud menor porque a pesar de cumplir con la retención de líquido no permitirá que las partículas de agua alcancen a separarse de la fase petróleo.
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).
d 2 min
ρ f = 5041 * ρ p − ρ f
1
C D 2 TZq CN * * d P 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:
VO πd 2 ho = * qO 4 qO
VO
h t ro = = o q O Vtw y en unidades prácticas queda:
h 12 * 86400 ho 12 * µ d2 * o = π* 4 * 144 q O * 5,615 2,87 * 10 −8 d 2 p( ρ w ρ O ) o sea que
d 2 = 6690
qO µ d p ρ W − ρO 2
(
)
(3.21)
Finalmente el separador debe tener volumen suficiente para manejar todo el líquido o sea:
t rw =
VW qw
t ro =
VO qO
51
=
πd 2 4
*
h W πd 2 h O * = qW 4 qO
de donde
ho + hw =
4 [qO t ro + qW t rw ] d2
y usando unidades prácticas:
ho + hw = 8,58 *
t ro q O + t rw qW d2
(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 ho + hw + d + 40 ó 12 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 3 y 4. Aproximación al Diseño de un “Slug Catcher”
Como ya se dijo este tipo de separadores se usan cuando la tasa de producción de líquido y gas que está llegando a superficie no es uniforme si no que la producción llega por baches o tapones, o en modelo de flujo que en la teoría de flujo multifásico se conoce como tipo tapón o “slug”. Un bache o tapón es una sección del chorro de fluido en la tubería que posee una zona donde la fase continua es líquido con burbujas dispersas de gas seguida por una zona donde la fase continua es gas con gotas dispersas de líquido; esta sección tiene una determinada longitud y en toda la tubería donde se presenta este modelo de flujo se presentan muchos de estos baches o secciones. La figura 23 muestra un esquema de una sección de tubería donde se presentan dos baches consecutivos, cada bache con su sección de líquido y de gas.
52
Cuando un bache está entrando al separador entra primero su tapón de líquido y mientras esto ocurre, en el separador está entrando mucho líquido y poco gas y al contrario al entrar la sección de gas de dicho bache está entrando, proporcionalmente, mucho gas y poco líquido; o sea que al entrar el tapón de líquido al separador el nivel de este aumentará y al entrar la sección de gas el nivel de líquido bajará. Además, como todos los baches no tienen la misma longitud el nivel máximo y mínimo de líquido será diferente para cada bache. Miyoshi et als. (6) en un estudio hecho para el campo Prudhoe Bay muestra que dichos baches se pueden agrupar por paquetes que son repetitivos en cuanto al número de baches y en los cuales la distribución de longitud de los baches es logarítmica normal; los autores presentan correlaciones para encontrar la máxima longitud de bache dentro del paquete y para calcular la fracción de líquido de la zona de cada bache donde la fase continua es líquido y donde la fase continua es gas, llamadas ysL y ysb respectivamente. De acuerdo con lo anterior en un separador que maneja este tipo de producción el nivel de líquido está variando permanentemente y periódicamente alcanzará un valor máximo y un valor mínimo. Adicionalmente este tipo de producción presenta la presencia de espumas y por tanto en el separador habrá una zona de espumas. En consecuencia para el dimensionamiento de un separdor tipo “Slug Catcher” se debe analizar el comportamiento del nivel de líquido con el tiempo y tener en cuenta la presencia de la zona de espumas, esto es lo que se conoce como el método dinámico para el diseño. Miyoshi et als.(6) también presentan una aproximación estática para dicho dimensionamiento y esta será la que se presentará en el presente trabajo. El procedimiento estático de diseño tiene en cuenta lo siguiente que la sección transversal del recipiente, el cual es horizontal, presenta las siguientes zonas:
Bache i
Bache i+1
Gas
Liquido
Ls,i+1
Ls,i
Figura 23-. Esquema de dos baches consecutivos en un tramo de la tubería de entrada a un “Slug Catcher”. Una zona para gas que se obtiene conociendo la tasa promedia de gas y la velocidad permisible del gas calculada con las ecuaciones (3.7).
53
Una zona de líquido que se obtiene teniendo en cuenta la tasa promedia de producción de líquido y el tiempo de retención.
Una zona de surgencia para tener en cuenta la variación del nivel de líquido, la cual depende de las velocidades de las fases líquido y gas, la fracción que es líquido en el tapón de líquido de un bache dado y del tiempo de residencia del líquido en el recipiente.
Una zona de espuma cuyo tamaño depende de las propiedades de las fases y la tasa de producción de petróleo.
Los pasos son los siguientes: i-. Se toma un recipiente cuyas dimensiones de longitud y diámetro cumplan con la relación de esbeltez. ii-. Se calcula el área de la zona de gas de
Ag =
qg vt
=
[(ρ
qg
p
− ρ g )/ ρ g
]
(3.24)
0.5
iii-. Se calcula el área de retención de líquido de
Al =
q l * t rl * 60 Lef
(3.25)
iv-. Se calcula el volumen de surgencia con la correlación de Prudhoe Bay
[
]
Vsurge = (vl + v g ) * y sl − vl * AP t L
(3.26)
y con este volumen de surgencia y la longitud del recipiente se calcula el área de la zona de surgencia de
Asurge =
V surge
(3.27)
Lef
v-. Se calcula el área de la zona de espuma de
A f = AP − (Ag + Al + Asurge )
(3.28)
y con este valor se calcula el espesor de la zona de espuma, hf, como sigue
54
Figura 24 -. Sección Transversal de un Separador Horizontal Tipo “Slug Catcher” Mostrando las Áreas Correspondientes a cada una de sus Zonas
En la figura 24 se muestran las áreas de las zonas de gas, de retención de líquido, de surgencia y de espuma y con base en ella se pueden plantear las siguientes ecuaciones
1 πd 2 Al + Asurge − * 2 4 2 π d /4
= arcsen 2h ' / d * d 2 / 4 + h ' * d 2 / 4 − h ' 2 l l l
)
h 1 = * arcsen 2hl' / d + 4 * l π d
(
(
)
(
)
1 h' − ´l 4 d
2
0.5
0.5
(
/ π d2 /4
) (3.29)
El lado izquierdo de la ecuación (3.29) se puede calcular y el lado derecho está en función de h’l/d y el valor de este parámetro que satisfaga la ecuación (3.29) se puede obtner por ensayo y error. De igual manera a como se obtuvo la ecuación (3.29) se puede plantear la siguiente ecuación
55
1 πd 2 * − Ag 4 2 2 = arcsen 2h 'f / d * d 2 / 4 + h 'f * d 2 / 4 − hl' 2 π d /4
(
h 'f = * arcsen 2h 'f / d + 4 * π d
(
1
(
)
)
' 1 − h´ f 4 d
2
0.5
)
0.5
(
/ π d2 /4
) (3.30)
Nuevamente, el lado izquierdo de la ecuación (3.30) se puede evaluar y por tanto de esta ecuación se puede obtener h’f/d por ensayo y error. Finalmente, de acuerdo con la figura anterior se tiene:
hf d
=
h 'f d
−
hl' d
de donde se puede obtener el espesor de la sección de espuma hf. vi-. Conocido el valor de hf se aplica la correlación de Prudhoe Bay para calcular el volumen de la zona de espuma, la cual esta dada por
V f = Fbf * F pd * Fs * F fh * q o
(3.31)
donde, Ffb se conoce como el factor espumante, su valor depende del petróleo y está entre 0.5 y 10. Para el estudio de Miyoshi(6) se tomo igual a 1.7. Fpd, es el factor de diámetro de tubería, el cual tiene poca influencia para los casos normales de crudos y tamaños de tuberías y se puede tomar como igual a 1. Fs, es el factor de relación gas/líquido y mientras esta relación no sea muy alta o muy baja se puede tomar también como 1.
Ffh es el factor de altura del colchón de espuma el cual depende de hf y está dado por la siguiente relación
F fh = h 0f .64
(3.32)
vii-. Se calcula también Vf de
V f = A f * Lef
(3.33)
56
donde Af se calculó con la ecuación (3.28). Si los valores calculados con las ecuaciones (3.31) y (3.33) son similares, o el valor calculado con la ecuación (3.33) es mayor que el obtenido con la ecuación (3.31), el tamaño de separador seleccionado se puede usar de lo contrario se debe intentar con otro tamaño 3.10-. Determinación de Presiones de Trabajo y Espesores de las Laminas. En un separador es importante saber la presión a la cual va a trabajar y con base en ella determinar el espesor de las láminas con que está construido el separador o lo contrario, si se conoce el espesor de pared determinar a qué presión puede trabajar el separador sin que se presenten fallas por presiones excesivas. Las presiones permisibles o los espesores requeridos varían dependiendo de si trata de los extremos del separador o del cuerpo del mismo; así mismo, en el extremo del separador las presiones y espesores dependen de la forma que presente éste. La ecuaciones recomendadas son las normas ANSI para recipientes que trabajan a presión, las cuales se derivan a partir de la ecuación de la ecuación general de esfuerzos de arco, que se puede obtener de la siguiente manera: La figura 26 es un esquema de la distribución de fuerzas en un recipiente que trabaja a presión, en ella se puede ver que las fuerzas resultantes de la presión hidrostática P aplicada sobre la pared interna del recipiente son soportadas por la lámina y se pueden establecer las dos ecuaciones siguientes:
Figura 26-. Diagrama para la Ecuación General de Esfuerzos de Arco.
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Fuerzas debidas a la presión P = P * (Do − 2t ) * L Fuerza que puede soportar la lá min a sin fallar = S * 2t * L Igualando estas dos fuerzas se tiene
P * (Do − 2t ) * L = S * 2t * L y despejando espesor se tiene
t=
PDo PR = 2 * (S + P ) (S + P )
(3.34)
La ecuación (3.34) se conoce como la ecuación general de esfuerzos de arco y a partir de ella se obtienen las normas ANSI para recipientes que trabajan a presión Las normas ANSI para el caso de separadores son las siguientes (2): −
Para el cilindro del separador el espesor requerido y la presión permisible se relacionan por:
t= −
(3.35)
Cuando el extremo del separador es elipsoidal la relación entre P y t es:
t= −
PR SE − 0,6 P
PD 2 SE − 0,2 P
(3.36)
Cuando el extremo del separador es hemisférico la ecuación para relacionar P y T es:
t=
PL 2 SE − 0,2 P
(3.37)
donde: t: P: R: S: E: D: L:
Espesor mínimo requerido en el cilindro o en los extremos del separador según el caso y la forma del extremo del separador pulg (cm). Presión de diseño lpc (kPa) Radio interno del cilindro del separador, pulg (cm) Esfuerzo máximo permisible, lpc (kPa) Eficiencia de las uniones, se toma la más baja de todas Eje interno mayor del elipsoide, pulg (cm) Radio interno de la esfera, pulg (cm)
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Los valores de S dependen del tipo de acero del cual está construido el recipiente y en la tablas 9.2 y 9.3 de la referencia 1 se pueden encontrar dichos valores para diferentes tipos de acero. Los valores de E dependen del tipo de soldadura aplicada en las uniones y el control de calidad que le haga a la misma, la tabla 3, tomada de la referencia 5, muestra valores de E. Tabla 3-. Valores del Factor E en las ecuaciones (3.35)- (3.37), de Acuerdo con el Tipo de Soldadura(5).
Tipo de Soldadura Double Welded Butt Joints Single Welded Butt Joints W/backing Strip Single Welded Butt Joints W/o Backing Strip
Tipo de Pruebas a la Soldadura Radiografía 100% Radiografía Parcial Sin Radiografía 1 0.85 0.7 0.90
0.8
0.65
-
-
0.6
Obsérvese que el numerador de la ecuación (3.34) es equivalente a los numeradores de las ecuaciones (3.35) – (3.37) pero los numeradores de estas últimas son menores que el de la ecuación (3.34); esto quiere decir que el espesor calculado con la ecuación (3.34), que sería el espesor teórico, es menor que el espesor dado por las normas ANSI que sería el espesor de dideño.
3.11-. Ventajas de Separadores Esfericos, Verticales y Horizontales
Cuando se trate de escoger un separador es importante tener presente las ventajas que presenta cada uno y conociendo las posibles condiciones de operación y las características de producción, seleccionar el más apropiado. El siguiente podría ser un resumen de las principales ventajas de los separadores verticales, horizontales y esféricos: Separador vertical. El control de nivel no es crítico. Puede manejar sin mucho problema cantidades apreciables de arena. Más fácil de limpiar Mayor capacidad de surgencia de líquido Menos tendencia a la revaporización de líquido Separador horizontal. Usado con éxito para manejar crudos espumosos Más barato que el separador vertical
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Más fácil de transportar en conjuntos enterizos Más eficiente y económico para procesar cantidades grandes de gas Diámetro mas pequeño para manejar una cantidad dada de gas Separador esférico. Más barato que los verticales y horizontales Más compacto que los otros tipos Más fácil de drenar y limpiar.
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Referencias Bibliográficas 1. Arnold, K. And Stewart, M. “Surface Production Operations” (Vol.1, Design of oil handling Systems and Facilities), Chaps. 4 - 5, Gulf Publishing Company. Book Division, Hoston, TX, USA, 1986. 2. Kumar, S. “Gas Production Engineering”, Chap. 4, Gulf Publishing Company. Book Division, Houston, TX, USA, 1987. 3. Craft, B. C., Holden, W. R. and Graves, E. D. Jr “Well Design Drilling and Production”, Chap. 7, Prentice Hall Inc.,1962, Englewood Cliffs, NJ, USA. 4. SPE Reprint Series. Reprint No. 25 “Production Facilities”, 1989.Pags. 85-130 5. Exxon Production Research Company, “Surface Facilities School”, vol. 1 (Separators). 6. Miyoshi, M.Doty, D.R. and Schmidt, Z. “Slug catcher Design for Dynamic Slugging in an Offshore Production Facility”, SPEPE 11/88, Pag. 563. 7. Powers, M.L. “Analysis of Gravity Separation in Freewater Knockouts”, SPEPE 02/90, Pag. 52. 8. Bos, A. and Du Chatinier, J.G., “Simulation of Gas/Liquid Flow in Slug Catchers”, SPEPE 08/87, Pag.178. 9. HOUSTON OIL COLOMBIANA, S.A., “Principios de Operación y Mantenimiento de Baterías”, (Documento Inédito elaborado por los Ingenieros de Producción de la empresa HOCOL en campo DINA), Neiva 1982. 10. Naranjo, A. A., “Estudios de Comportamiento de Fases en Sistemas de Hidrocarburos Usando Ecuaciones de Estado”, Universidad Nacional de Colombia – Sede Medellín, 1993. 11. McCain, W.D. Jr, “Reservoir- Fluid Property Correlations – State of the Art”, SPERE 05/91, Pag. 266
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