CONTENIDO 1. Introducción
3
2. Planteamiento del problema
5
3. Formulación del problema
7
4. Objetivos
7
4.1..Objetivos generales
7
4.2.Objetivos específicos
7
5. Objeto de estudio
7
6. Campo de acción
7
7. Justificación
8
7.1.Justificación científica
8
7.2.Justificación económica
9
7.3.Justificación social
9
7.4.Justificación personal
9
8. Marco teórico
9
8.1. Destilación atmosférica de crudo
9
8.2.Unidades de Separación Preflash
11
8.3.Refinación de Hidrocarburos
13
8.3.1. Funciones de las operaciones de separación en la refinación
13
8.4.Separación de Hidrocarburos
13
8.4.1. Clasificación de Separadores
13
8.4.1.1.Separadores bifásicos
14
8.4.1.1.1. Horizontales
14
8.4.1.1.2. Verticales
15
8.4.1.2.Separadores trifásicos
16
8.4.1.3.Tabla comparativa
16
8.4.1.4.Elementos Internos
18
8.4.1.4.1. Deflectores
18
8.4.1.4.2. Eliminador de niebla
18
8.4.2. Criterios para diseñar separadores
18 1
8.4.2.1.Constante de Souders y Brown K
19
8.4.2.1.1. Criterio del fabricante
19
8.4.2.1.1.1.Separadores verticales
19
8.4.2.1.1.2.Separadores horizontales
19
8.4.2.1.2. Sistema Británico
20
8.4.2.1.3. Normativa GPSA
20
8.4.2.1.4. Norma API 12J
20
8.4.2.1.5. Velocidad crítica del gas
21
8.4.2.1.5.1.Separadores verticales y horizontales
21
8.4.2.1.5.2.Separador horizontal
21
8.5.Tiempo de retención de líquido
22
8.5.1. Dimensionamiento de separadores
23
8.5.1.1.Consideraciones generales para estimar las dimensiones en separadores horizontales
23
8.5.1.2.Consideraciones generales para estimar las dimensiones en separadores verticales.
24
8.5.2. Parámetros que intervienen en el dimensionamiento de separadores 28 9. Metodología
28
10. Cronograma
30
11. Bibliografía
31
2
8.4.2.1.Constante de Souders y Brown K
19
8.4.2.1.1. Criterio del fabricante
19
8.4.2.1.1.1.Separadores verticales
19
8.4.2.1.1.2.Separadores horizontales
19
8.4.2.1.2. Sistema Británico
20
8.4.2.1.3. Normativa GPSA
20
8.4.2.1.4. Norma API 12J
20
8.4.2.1.5. Velocidad crítica del gas
21
8.4.2.1.5.1.Separadores verticales y horizontales
21
8.4.2.1.5.2.Separador horizontal
21
8.5.Tiempo de retención de líquido
22
8.5.1. Dimensionamiento de separadores
23
8.5.1.1.Consideraciones generales para estimar las dimensiones en separadores horizontales
23
8.5.1.2.Consideraciones generales para estimar las dimensiones en separadores verticales.
24
8.5.2. Parámetros que intervienen en el dimensionamiento de separadores 28 9. Metodología
28
10. Cronograma
30
11. Bibliografía
31
2
DISEÑO DE UN SEPARADOR PRE-FLASH PARA EL PROCESAMIENTO DE CRUDOS DE ALTA DENSIDAD EN LA REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL/INCREMENTO DE LA DENSIDAD DE LOS CRUDOS A PROCESAR EN LA REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL MEDIANTE EL DISEÑO DE UN SEPARADOR PREFLASH
1. INTRODUCCIÓN. La refinería Gualberto Villarroel está instalada en la ciudad de Cochabamba y ubicada en la Avenida Petrolera, Kilómetro 6 de la carretera antigua a Santa Cruz. Su gran infraestructura fue desarrollada en varias etapas desde el año 1949, cuando se inició la construcción de la primera planta de Topping (CRBO). Entre 1953 y 1957 se construyó la primera planta de lubricantes, asumiendo el reto de la producción de aceites, grasas, asfaltos y parafinas. En 1967 se amplió la planta Topping y al mismo tiempo se adecuaron técnicas de operación para la producción de gasolinas, Jet Fuel, Fuel Oil, Solventes y GLP entre otros productos. En 1976 se instaló una nueva planta de Topping de 12.500 barriles por día para cubrir las necesidades del mercado local. En 1979 se inauguró el Complejo de Refinación, con una capacidad de procesamiento de 27.500 barriles por día en la Unidad de Carburantes. Actualmente
las
Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Gasolina Especial
Gasolina de Aviación
Jef Fuel
Kerosene
Diesel Oil
plantas
producen:
Aceites y Grasas Automotrices e Industriales Cemento Asfáltico 3
Solventes y otros
La separación de hidrocarburos es el proceso por medio del cual se separan los componentes livianos de los componentes pesados de una mezcla de hidrocarburos. Consta de una o más etapas de separación, dependiendo del componente final que se quiera obtener. La refinería Gualberto Villarroel, ubicada en la ciudad de Cochabamba, presenta problemas en sus unidades de destilación, debido a la disminución en la densidad de los crudos que produce Bolivia, lo que hace necesario aplicar una tecnología que permita mejorar esta característica en los crudos procesados. Los crudos obtenidos en diferentes campos productores bolivianos son livianos con una gravedad API que oscila entre 58 ºAPI y 60 ºAPI, hecho que dificulta el
4
proceso de refinación ya que la refinería fue diseñada para procesar crudos que varían en un rango de entre 49,7 ºAPI y 53,1 ºAPI. La empresa YPFB Refinación S.A. considera la aplicación de un sistema de Preflash, este es un equipo que permite separar los componentes más livianos de los pesados en el crudo, obteniendo de esta forma un crudo que se encuentre dentro de los parámetros de diseño de la unidad de destilación.
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. -
Las refinerías se encuentran disminuidas en su capacidad operativa por los crudos livianos que se producen en Bolivia. Se hace necesario invertir en la readecuación de estas para procesar mayores volúmenes de crudo.
-
La refinería Gualberto Villarroel, ubicada en la ciudad de Cochabamba, presenta problemas en sus unidades de destilación, debido a la disminución en la densidad de los crudos que produce Bolivia, lo que hace necesario aplicar una tecnología que permita mejorar esta característica en los crudos procesados.
-
Los equipos de la refinería Gualberto Villarroel, están diseñados para procesar crudos de mayor densidad, respecto a los crudos que se producen actualmente.
-
Los equipos de proceso con los que cuenta la refinería en la actualidad están diseñados para procesar crudos de entre 49,7 ºAPI y 53,1 ºAPI.
-
El condensado que se extrae de los campos productores Bolivianos tiene una densidad de 58 ºAPI a 60 ºAPI. La proyección es que la densidad de este crudo llegue a 61ºAPI, parámetro para el cual no están diseñados los equipos en la refinería. Esto exige buscar un proceso que permita mejorar la calidad de este
5
crudo eliminando los componentes livianos para así obtener un crudo de mejor calidad que evite la formación de cuellos de botella en el proceso. -
Cuando se menciona
cuellos de botella
se refiere a diferentes actividades que
disminuyen la velocidad de los procesos, incrementan los tiempos de espera y reducen la productividad, trayendo como consecuencia final el aumento en los costos. Los cuellos de botella producen una caída considerable de la eficiencia en un área determinada del sistema, y se presentan tanto en el personal como en la maquinaria, debido a diferentes factores como falta de preparación, entrenamiento o capacitación en el caso del personal, o la falta de mantenimiento apropiado para el caso de las máquinas y equipos. Los cuellos de botella incrementan los tiempos de espera y reducen la productividad, lo que genera un aumento de los costos. -
La unidad de destilación atmosférica presenta cuellos de botella en los equipos que conforman el sistema de condensación de cabeza de la torre de destilación atmosférica: Intercambiador de calor I-1001, intercambiador de calor E-1001, aeroenfriador E-1006, acumulador D-1001 y bomba de reflujo P-1002.
-
La unidad de crudo de la refinería Gualberto Villarroel actualmente no opera en sus condiciones de diseño, hecho que conlleva a que la refinería tenga una menor capacidad de operación, y generando un menor ingreso de dinero por concepto de margen de refino.
-
Actualmente la refinería procesa crudos livianos lo cual implica una pérdida de energía en la unidad de destilación atmosférica significando esto una pérdida económica.
-
Si el volumen de derivados obtenidos mediante el proceso de refinación es menor redunda en menor oferta para los consumidores, aumentando de esta manera los gastos por importación de carburantes.
6
3. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA. ¿Cómo mejorar las condiciones de operación de la Refinería Gualberto Villarroel para el procesamiento de crudos de alta densidad?
4. OBJETIVOS. 4.1.
Objetivo General.
Diseñar un Separador Pre-flash para aumentar la densidad de los crudos a procesar en la refinería Gualberto Villarroel.
4.2.
Objetivos específicos.
Identificar y analizar la tecnología con la que cuenta la refinería Gualberto Villarroel de la ciudad de Cochabamba.
Realizar el diseño y la ingeniería para la aplicación del sistema de Separación Pre-flash.
Determinar la relación costo-beneficio.
5. OBJETO DE ESTUDIO. En el presente proyecto se estudiará las diferentes características de un separador Pre-flash y su aplicación en procesos de refinación.
6. CAMPO DE ACCIÓN. El presente proyecto tiene como campo de acción la unidad de destilación atmosférica de la Refinería Gualberto Villarroel de la ciudad de Cochabamba.
7
7. JUSTIFICACIÓN. La creciente demanda en el país de carburantes va en aumento y la producción de crudo para abastecer esta necesidad disminuye en cuanto a su densidad originando cuellos de botella en la unidad de destilación atmosférica por lo que se requiere de nuevas tecnologías o implementaciones que permitan mejorar la densidad de los crudos antes de ser procesados, esto para la optimización de la producción de la refinería Gualberto Villarroel, tecnología que no demore mucho tiempo en su implementación, que no modifique las condiciones de operación y el diámetro de las líneas de tuberías de la unidad de destilación atmosférica, que no requiera de mucha inversión y egresos por concepto de mantenimiento, que aumente la capacidad de procesamiento de crudo para la posterior obtención de productos refinados y que sea una tecnología que tenga una vida útil larga. La unidad de destilación atmosférica está trabajando a su máxima capacidad y fuera de su diseño original, necesitando una nueva implementación y mejora mediante la instalación de un nuevo equipo o modificando las condiciones de operación del mismo, no pudiendo cubrir la totalidad del mercado interno del País conllevando a importar mayores volúmenes de productos refinados afectando la economía nacional por la creciente subvención de hidrocarburos. La refinería Gualberto Villarroel no cuenta con una unidad de separación Preflash que aumente la densidad del crudo procesado en la unidad de destilación atmosférica donde se da un cuello de botella en el Sistema de condensación de cabeza que se encuentra sobrecargado originando venteo de gases hacia el sistema de quemado (Flare), es por esta razón que necesita de un separador Preflash para procesar un crudo con una densidad que este dentro del rango de operación de los equipos y evitar un cuello de botella.
7.1.
JUSTIFICACIÓN CIENTÍFICA.
8
El presente proyecto es para diseñar un separador Preflash que permita aumentar la densidad de los crudos a ser procesados en la refinería Gualberto Villarroel, para que estos estén dentro del rango de proceso de la refinería.
7.2.
JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA. El impacto económico del presente proyecto consiste en el ahorro en mayores inversiones para cambiar equipos de la unidad de destilación atmosférica para
procesar mayor cantidad de crudo, evitando cambiar condiciones de operación, diámetros de tuberías y equipos. La implementación del sistema Preflash permitirá operar la unidad de crudo de la refinería Gualberto Villarroel en sus condiciones de diseño, logrando máxima capacidad de operación, y generando un mayor ingreso de dinero por concepto de margen de refino.
7.3.
JUSTIFICACIÓN SOCIAL. La ejecución del proyecto permitirá a la empresa seguir preservando su imagen,
brindando confiabilidad en los trabajos que ejecuta, brindando seguridad al mercado interno al tener un margen adicional para cubrir la demanda nacional de productos refinados.
7.4.
JUSTIFICACIÓN PERSONAL. Aplicar los conocimientos adquiridos durante la etapa de formación académica y así mismo adquirir nuevos conocimientos para poder cumplir con las exigencias de la universidad para la titulación de Ingeniería en Petróleo y Gas Natural.
8. MARCO TEÓRICO. El refino del petróleo recurre a una variedad de procesos. a)
Separación. Divide la carga en fracciones más simples.
b)
Transformación. Generan nuevos compuestos, con características apropiadas a la utilización del producto.
c)
Acabado. Eliminan (normalmente por hidrogenación) los compuestos indeseables. 9
d)
Protección al medio ambiente. Consideran los gases de refinería, humos y aguas residuales.
8.1.
DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA DE CRUDO. La destilación de crudos se basa en la transferencia de masa entre las fases líquidas y vapor de una mezcla de hidrocarburos.
El objetivo es extraer los hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo por destilación, sin afectar la estructura molecular de los componentes.
Se obtienen combustibles terminados y cortes de hidrocarburos para ser procesados en otras unidades.
La vaporización comienza en el horno previo a la torre, y continúa en la zona de carga a la misma.
Variables de proceso que pueden afectar al equilibrio líquido – vapor:
10
-
Temperatura de transferencia: máxima temperatura a la que se eleva al crudo para vaporizarlo. El rendimiento que tenga la torre dependerá de ella.
-
Presión de trabajo (típicamente 1 kg/cm2g).
-
Temperatura de cabeza.
-
Inyección de vapor: el vapor disminuye la presión parcial de los hidrocarburos estableciendo nuevos equilibrios líquido – vapor y favoreciendo la vaporización de los componentes más volátiles.
Variables de proceso que pueden afectar al equilibrio líquido – vapor (cont.): -
Temperatura del corte: es la de extracción de cada producto, y se controla con el reflujo de cabeza y los circulantes.
-
Caudal de extracción de productos.
-
La temperatura de la zona flash y la presión parcial se pueden variar con la presión total de la zona flash y/o el caudal de vapor de agua inyectado.
-
Relación volumétrica reflujo - carga: incide en la eficiencia de la separación de los productos, consiguiéndose una mejor separación si aumenta esta relación.
-
Reflujos circulantes (PA)
Productos y destinos típicos: -
Gases: unidad de concentración de gases
-
Nafta liviana: isomerización
-
Nafta pesada: reforming de nafta
-
Kerosene: Merox / producto final
-
Gasoil liviano: pool de gasoil / hidrotratamiento de gasoil
11
8.2.
-
Gasoil pesado: cracking catalítico / hydrocracking
-
Crudo reducido: destilación al vacío
UNIDADES DE SEPARACIÓN PRE-FLASH.
Son columnas diseñadas para separar las fracciones más livianas del crudo antes de que el crudo sea alimentado a la fraccionadora principal. Se considera una etapa teórica adicional que permite ahorro energético. Las fracciones livianas son enviadas a la sección de rectificación de la fraccionadora principal. Esta es una columna de destilación pequeña ubicada antes de la entrada del horno, en la cual se separa una fracción liviana de crudo la cual no requiere de un calentamiento tan elevado como el del horno para separarse del crudo. Esto se hace para reducir la cantidad de alimentación en el horno y por lo tanto disminuir la caída de presión en el mismo. Teniendo una disminución de la caída de presión se necesitara menos trabajo de la bomba que mueve el crudo y por lo tanto menor energía. Además de que al reducir la masa alimentada en el horno también se reduce la cantidad de combustible a quemar para calentarla hasta la temperatura requerida en el proceso. Estudios realizados han establecido que las columnas pre-flash permiten un ahorro de energía de 3,5% para crudos livianos y 1,5% para crudos pesados.
12
Diagrama de la planta.
8.3.
REFINACIÓN DE HIDROCARBUROS.
Con el fin de obtener productos derivados del petróleo que cumplan alguna especificación, es necesario separar las diferentes fracciones o cortes, que luego deben ser purificados o transformados, especialmente cuando están diseñados para ser utilizadas por la industria petroquímica.
8.3.1. FUNCIONES DE LAS OPERACIONES DE SEPARACIÓN EN LA REFINACIÓN.
13
En las refinerías de petróleo, los procesos de separación tienen tres funciones principales: a) Fraccionamiento. Destilación realizada a presión atmosférica, que fracciona el crudo en gas licuado de petróleo, gasolina, keroseno, diesel. b) Reciclo. Los procesos químicos se caracterizan por pasar una sola vez por el reactor y por lo tanto, se requiere de una etapa de separación para separar y reciclar los elementos no convertidos. c) Purificación. Ciertas impurezas toxicas que son dañinas al medio ambiente o son incompatibles con el uso del producto final pueden ser eliminadas con procesos de separación.
8.4.
SEPARACIÓN DE HIDROCARBUROS.
Procedimiento mediante el cual se logran separar los componentes livianos de los componentes pesados en una mezcla de hidrocarburos. Según el objetivo que se quiera alcanzar, se pueden modificar las condiciones de presión y temperatura de operación.
8.4.1. CLASIFICACIÓN DE SEPARADORES. Según su función se pueden clasificar en:
8.4.1.1.
Separadores bifásicos.
Separa el fluido del pozo en líquido y gas, descargando por la parte superior del dispositivo el gas y el líquido por la parte inferior. 14
Hay tres tipos de separadores bifásicos:
8.4.1.1.1. Horizontales. El fluido entra al separador donde choca con un deflector causando la separación del vapor y el líquido. La fuerza de gravedad causa que el líquido vaya hacia el fondo del recipiente y el vapor se dirija hacia el domo. El líquido que termina en el fondo se queda retenido durante un tiempo para lograr que los líquidos y los gases encuentren el equilibrio a una presión. Se utilizan cuando el volumen de líquido es mayor que el volumen de gas. Se presenta el esquema de un separador horizontal bifásico.
SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO
Fuente: Tesis digitales Figura 2.1
8.4.1.1.2. Verticales. El principio de funcionamiento es similar al del separador horizontal. Es utilizado cuando la cantidad de gas es mayor que la de líquido. 15
SEPARADOR VERTICAL BIFÁSICO
Fuente: Tesis digitales Figura 2.2
8.4.1.2.
Separadores trifásicos.
Separa el fluido del pozo en condensado, gas y agua. El gas es descargado por la parte superior, el condensado por la parte intermedia, y el agua, por la parte inferior del separador. El colector mantiene el nivel de aceite, la válvula de control de nivel se acciona al tener un nivel apropiado, y se cierra cuando el nivel baja. La válvula de nivel de agua funciona de igual manera. El gas fluye hacia una sección de extracción de niebla, la cual tiene la función de no dejar pasar partículas de agua.
16
SEPARADOR HORIZONTAL TRIFÁSICO Fuente: Tesis digitales Figura 2.3
8.4.1.3.
Tabla comparativa.
Se presenta una comparación de ventajas y desventajas de cada separador. TABLA COMPARATIVA
Separador
Ventajas
Desventajas
Presentan mayor
Horizontal
Observaciones
una Ocupan un espacio Si setiene que manejar eficiencia mayor
de separación.
que
separador vertical.
un grandes volúmenes de líquido, el contenido de sólidos es depreciable
Son
fáciles
instalar.
de Difícil remoción de y el flujo es constante, sólidos acumulados.
conviene
utilizar un
17
separador Manejan
horizontal,
Control de nivel de ya que es económico y
volúmenes
de líquido crítico, ya que fácil de instalar.
líquido altos.
afecta la separación de la fase gaseosa.
Son
económicos
en relación a los separadores verticales. Son
fáciles
de Mayor costo que los En caso que se trabaje
limpiar.
horizontales.
con flujos irregulares de líquido o el espacio
El control de nivel Su no es crítico.
instalación
complicada.
es disponible, además de tener un contenido alto de sólidos, es más
Vertical Manejan
El mantenimiento que conveniente utilizar un
fácilmente
requieren
volúmenes
complicado.
imprevistos
es separador vertical.
de
líquidos. Fuente: Oblitas Tabla 2.1
8.4.1.4.
Elementos Internos.
Son elementos que permiten tener una separación eficiente. Entre estos se tiene:
8.4.1.4.1. Deflectores. Permiten cambiar la dirección del flujo ocasionando un impacto que logra la primera separación líquido-gas.
18
8.4.1.4.2. Eliminador de niebla. Filtro de alambres trenzados o láminas de metal con bolsillos recolectores de líquido, que retienen las partículas líquidas que el gas arrastra, estas partículas al hacerse grandes caen nuevamente por su efecto de gravedad.
8.4.2.
CRITERIOS PARA DISEÑAR SEPARADORES.
Para diseñar un separador de hidrocarburos se requiere conocer la información siguiente:
Caudal de gas.
Caudal de líquido.
Presión de operación.
Temperatura de operación.
Densidad del gas.
Densidad del líquido.
Peso molecular del gas.
Hay términos que se deben definir antes de empezar a realizar el diseño.
8.4.2.1.
Constante de Souders y Brown K.
Valor que está en función de la configuración del separador y de las condiciones de operación. Los valores de K se adaptan, según las mejoras tecnológicas del diseño. Además, existen normativas que dan una guía para seleccionar este valor . Se describen los diferentes criterios para seleccionar el valor de K: 19
8.4.2.1.1. Criterio del fabricante. Los valores dependen de la configuración del separador.
8.4.2.1.1.1. Separadores verticales. Se tiene los valores siguientes:
Compañía Natco-Peerles.
K = 0,16
Compañía EPRCO.
K = 0,157
Compañía Exxon.
K = 0,167
8.4.2.1.1.2. Separadores horizontales. Se tiene los valores siguientes:
Compañía Natco-Peerles.
K = 0,16
Compañía EPRCO.
K = 0,157
Compañía Exxon.
K = 0,4
8.4.2.1.2. Sistema Británico. El valor de K se encuentra en función del flujo másico del líquido (wl) y del flujo másico del gas (wg). Para separadores verticales se tiene: Si (wl/wg) < 0,1
K = 0,35
Si 0,1 < (wl/wg) < 1
K = 0,25 20
Si (wl/wg) > 1
K = 0,2
Para separadores horizontales: 0,4 < K < 0,5
8.4.2.1.3. Normativa GPSA. El valor de K está en función de la longitud (L) y el diámetro (D). Si 2,5 < (L/D) < 4,0
K = 0,4
Si 4,0 < (L/D) < 6,0
K = 0,5
8.4.2.1.4. Norma API 12J. Indica lo siguiente: Vertical de 5pies de alto
0,12 ≤ K ≤ 0,24
Vertical de 10 pies o más de alto
0,18 ≤ K ≤ 0,35
Horizontal de10pies de largo
0,40 ≤ K ≤ 0,50
Horizontal de otra longitud (L) K =
(0,40 o 0,50)∗1 ,6
8.4.2.1.5. Velocidad crítica del gas. Velocidad por encima de la cual las gotas de líquido que el gas arrastra no logran separarse del gas. No se puede diseñar un separador por encima de la velocidad crítica. Se presentan las ecuaciones de cálculo de velocidad crítica para separadores verticales y horizontales: 21
8.4.2.1.5.1. Separadores verticales y horizontales. Los valores de K dependen del fabricante, o de la normativa que se utilice.
VC =K∗ √ ρlρ−ρg g
Ecuación 6.1
Donde: Vc:
Velocidad critica del gas.
K:
Constante de Souders y Brown.
ρl:
Densidad del líquido.
ρg:
Densidad del gas.
8.4.2.1.5.2. Separador horizontal. Se dispone de ecuaciones en las que se reemplaza el valor de K. (inciso a.1.2)
Ecuación de la compañía Natco.
C =K∗
V
√ ρlρ−ρg g ∗ (L),
Ecuación 6.2
Ecuación de la compañía EPRCO.
C =K∗
V
, ρ −ρ g l √ ρg ∗ 2
Ecuación 6.3
22
Ecuación de la compañía Exxon.
, ρ −ρ g l =K∗ ∗ √ ρg 2 C
Ecuación 6.4
V
Donde: Vc:
Velocidad critica del gas.
K:
Constante de Souders y Brown.
ρl:
Densidad del líquido, libras sobre pie cubico.
ρg:
Densidad del gas, libras sobre pie cubico.
L:
Longitud del separador, pies.
8.5. Tiempo de retención de líquido. Tiempo necesario para lograr una separación adecuada entre líquido y gas. Hay los criterios siguientes:
Gravedad API
Tiempo de retención en minutos
Mayor a 35 ºAPI
1
20 ºAPI – 30 ºAPI
1a2
10 API – 20 ºAPI
2a4
8.5.1.
DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES.
El procedimiento de cálculo tanto para separadores horizontales como verticales es similar. El recipiente a diseñar opera con volúmenes altos de líquido.
8.5.1.1.
CONSIDERACIONES
GENERALES
PARA
ESTIMAR
LAS
DIMENSIONES EN SEPARADORES HORIZONTALES.
23
El máximo nivel de líquido debe dejar una altura mínima de 15 pulgadas para el espacio de vapor, pero nunca este nivel deberá estar por encima de la línea media del separador.
El volumen de los cabezales no se toma en cuenta en los cálculos de las dimensiones del separador.
Las boquillas de entrada y salida deberán ubicarse tan cerca, como sea práctico, de las líneas tangentes del separador.
Las salidas de líquido llevarán accesorios antivórtices.
Se especifican valores de L/D entre 2.5 hasta 6 pero ciertas empresas fabricantes utilizan 3,4 y 5 como valores económicos de esta relación.
Volumen de operación, o sea el volumen comprendido entre el nivel máximo (NAL) y el nivel mínimo (NBL) (Fig 23).
Bajo nivel de líquido 1.31pie.
La distancia entre la parte baja de la malla y el NAAL debería ser de 12 pulgadas.
Fuente: DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS (PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE 24
UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA POR LOS BRS. REQUENA G. JOSÉ L RODRÍGUEZ M, MAURICIO F PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO CARACAS, 2006)
8.5.1.2.
CONSIDERACIONES
GENERALES
PARA
ESTIMAR
LAS
DIMENSIONES EN SEPARADORES VERTICALES.
La altura del nivel de líquido en un separador vertical depende esencialmente del tiempo de retención, el cual a su vez se fija sobre la base de consideraciones del proceso.
La máxima velocidad permisible del vapor en un separador será igual a la velocidad límite y el diámetro calculado en base a ésta será redondeado en 6 pulgadas, Sin embargo, en caso de no instalar dicho eliminador, Vp no será mayor que el 80% de la velocidad límite
El espacio para el desprendimiento y sedimentación de las gotas, es decir, la distancia entre la parte superior del tubo de entrada y la parte inferior del eliminador de neblina, deberá ser igual al diámetro del separador. Sin embargo, cuando el diámetro del separador es menor a 3 pie, el espacio de sedimentación será como mínimo 3 pie.
La distancia entre la boquilla de entrada y el máximo nivel de líquido será igual a la mitad del diámetro o por lo menos 2 pie.
La distancia entre la línea tangente superior del separador y el fondo del eliminador de neblina será por lo menos de 3 pie.
Los diámetros de los recipientes de 3 pie y mayores deberán especificarse en incrementos de 6 pulgadas. En los separadores cuya carcaza se fabrique con plancha, se especificarán sus diámetros internos, sus longitudes serán especificadas en incrementos de 3 pulgadas.
Los separadores de 30 pulgadas de diámetro y menores deberán fabricarse con tubería, se especificarán sus diámetros externos; los cabezales superiores serán bridas del mismo diámetro que el tubo, provistas con tapas o bridas ciegas; el fondo podrá fabricarse con cabezales estándar o casquetes de tuberías.
Las entradas deberán tener un accesorio interno para desviar el flujo hacia el fondo del separador, los recipientes de 3 pie de diámetro y mayores tendrán como accesorio de entrada una caja abierta por el fondo, soldada a la boca de entrada, por
25
la parte interior del equipo, para los recipientes hechos con tubo, el accesorio se fabricará con un codo de 90°.
Las salidas deberán tener dispositivos antivórtices.
Los eliminadores de neblina tipo malla, deberán tener 4 pulgadas de espesor,
9lb/pie3 de densidad y ser hechos de acero inoxidable. No deben aceptarse las mallas fabricadas con alambre de acero inoxidable en espiral.
La figura indica todos los parámetros de diseño, incluyendo las alturas para los espacios de líquidos y vapor.
Los criterios para estimar las alturas se resumen en la siguiente tabla
26
Fuente: DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS (PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA POR LOS BRS. REQUENA G. JOSÉ L RODRÍGUEZ M, MAURICIO F PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO CARACAS, 2006)
Fuente: DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS (PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA POR LOS BRS. REQUENA G. JOSÉ L RODRÍGUEZ M, MAURICIO F PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO CARACAS, 2006) 27
Fuente: DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS (PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA POR LOS BRS. REQUENA G. JOSÉ L RODRÍGUEZ M, MAURICIO F PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO CARACAS, 2006)
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Fuente: DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS (PRESENTADO ANTE LA ILUSTRE UNIVERSIDAD CENTRAL DE VENEZUELA POR LOS BRS. REQUENA G. JOSÉ L RODRÍGUEZ M, MAURICIO F PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEO CARACAS, 2006)
8.5.2.
PARÁMETROS
QUE
INTERVIENEN
EN
EL
DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES.
Volumen de operación
Es el volumen de líquido existente entre NAL y NBL. Este volumen, también conocido como volumen retenido de líquido, y en inglés como “surge volume” o 29
“liquid holdup”, se fija de acuerdo a los requerimientos del proceso, para asegurar
un control adecuado, continuidad de las operaciones durante perturbaciones operacionales, y para proveer suficiente volumen de líquido para una parada ordenada y segura cuando se suceden perturbaciones mayores de operación.
Tiempo de retención
Es el tiempo correspondiente en el cual el flujo de líquido puede llenar el volumen de operación en el recipiente bajo estudio. La mayoría de las veces, cuando se quiere especificar el volumen de operación, lo que realmente se indica es cuántos minutos deben transcurrir entre NAL y NBL. También es conocido en inglés como “surge time”.
Nivel bajo-bajo de líquido (o bajo, cuando aplique)
La distancia mínima desde el nivel bajo-bajo de líquido, si se tiene un Interruptor y/o alarma de nivel bajo-bajo de líquido, (o nivel bajo, si no se tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajo-bajo), hasta la boquilla de salida del líquido es 230 mm mínimo (9 pulg). Este criterio aplicará tanto para separadores verticales como horizontales.
Longitud efectiva de operación (Leff)
Es la longitud (altura) de tambor requerida para que se suceda la separación vapor/gas-líquido, y se puedan tener los volúmenes requeridos de líquido, tanto de operación como de emergencia. Esta es la longitud que normalmente se obtiene por puros cálculos de proceso. En el caso de tambores horizontales de una sola boquilla de alimentación, corresponde a la distancia entre la boquilla de entrada y la de salida de gas, la cual es la distancia horizontal que viaja una gota de líquido desde la boquilla de entrada, hasta que se decanta totalmente y se une al líquido retenido en el recipiente, sin ser arrastrada por la fase vapor que sale por la boquilla de salida de gas.
9. METODOLOGÍA. Para el presente proyecto se utilizara el método Científico - Deductivo, el cual permite obtener conclusiones particulares a partir de un análisis general, donde se presentan formulaciones y leyes ya establecidas. Se emplearan herramientas 30
necesarias recomendadas por el método Científico en la recopilación de información y procesamiento de datos. Una vez concluida la recopilación de información, se procederá a la selección de material bibliográfico necesario para desarrollar los conceptos fundamentales en lo que respecta al diseño de un separador Preflash.
10. CRONOGRAMA. TIEMPO ACTIVIDADES
MES 1
MES 2
MES 3
MES 4
MES 5
MES 6
1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
DEFINIR EL NOMBRE DEL PROYECTO DEFINIR EL OBJETIVO GENERAL Y ESPECIFICOS INVESTIGAR REFERENTE AL TEMA INVESTIGAR GENERALIDADES TERMINAR GENERALIDADES INVESTIGAR ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA TERMINAR ELEMENTOS QUE INTEGRAN UNA UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA REALIZAR ESTUDIOS DE DISEÑO DE UN SEPARADOR PREFLASH REALIZAR SELECCIÓN DE TIPO DE SEPARADOR PREFLASH DEFINIR TIPO DE SEPARADOR PREFLASH INICIAR DISEÑO DEL SEPARADOR PREFLASH INVESTIGAR Y REVISAR DISEÑO DEL NUEVO SEPARADOR PREFLASH TERMINAR DISEÑO DEL NUEVO SEPARADOR PREFLASH REALIZAR ESTUDIO DE INVERSION, MANTENIMIENTO, INGRESOS Y EGRESOS Y BENEFICIOS DEL PROYECTO REALIZAR ESTUDIO BENEFICIO/COSTO SACAR CONCLUSIONES REVISAR CONCLUSIONES Y REVISAR DETALLES REALIZAR LOS ANEXOS PROYECTO TERMINADO
11. BIBLIOGRAFÍA. 31
