Separadores Bifasicos

PROCESOS

Rev.

2

FE DE ERRATA

Título N° Fecha Revisión

GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 903-HM120-P09-GUD-065 OCT. 08 0

ERRATA 1 (corrección del 11 de junio de 2009): Sección 10.4.1.3. “Diámetro de Mantenimiento”, literal A) “Drenajes”

las

Conexiones

para

Servicio

Los Cuadros 11A y 11B serán corregidos como se muestra a continuación: Cuadro 11A. Tamaño de conexiones de drenaje para recipientes horizontales (unidades USC).

Diámetro interno del separador

Longitud del separador 0 ft a 5 ft

[ft]

5,1 ft a 10 ft

0,1 ft a 20 ft

20,1 ft a 30 ft

30,1 ft a 40 ft

40,1 ft a 50 ft

Tamaño de la conexión de drenaje [NPS]

2,5 a 2,9

1½

1½

1½

1½

1½

1½

3,0 a 4,9

1½

1½

1½

2

2

3

5,0 a 10,0

1½

2

3

3

3

3

10,1 a 15,0

2

3

3

4

4

4

15,1 a 20,0

3

3

3

4

4

4

FE DE ERRATA_2.DOCX/11/06/2009/AA/pa

1 de 5

INEDON

y

PROCESOS

Rev.

2

FE DE ERRATA

Cuadro 11B. Tamaño de conexiones de drenaje para recipientes horizontales (unidades métricas).


Longitud del separador 0m a 1,52 m

[m]

1,53 m a 3,05 m

3,06 m a 6,01 m

6,02 m a 9,14 m

9,15 m a 12,19 m

12,20 m a 15,24 m


0,76 a 0,88

40

40

40

40

40

40

0,89 a 1,49

40

40

40

50

50

80

1,50 a 3,05

40

50

80

80

80

80

3,06 a 4,57

50

80

80

100

100

100

4,58 a 6,01

80

80

80

100

100

100

Sección 10.4.1.3. “Diámetro de Mantenimiento”, literal B) “Venteos”

las

Conexiones

para

Servicio

El literal y el Cuadro 12 serán corregidos como se muestra a continuación: Las dimensiones de las conexiones para venteos que requieren los separadores consideran: a)

La MPOP externa (de vacío) o la presión de diseño si la MPOP no es conocida.

b)

El tamaño del drenaje disponible.

Lo anterior desea prevenir que se exceda la MPOP externa al equipo y prevenir que el equipo colapse por vacío, considerando la pérdida de espesor por corrosión permitida y el drenaje del agua de una prueba hidrostática. El Cuadro 12 y Cuadro 13 muestran los tamaños nominales de los venteos para recipientes verticales y horizontales.


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INEDON

y

PROCESOS

Rev.

FE DE ERRATA

Cuadro 12. Tamaño de conexiones de venteo para recipientes verticales.

MPOP externa del separador

Tamaño nominal del drenaje

Altura desde el suelo hasta el top del separador 0 ft a 100 ft (0 m a 30,5 m)

0 ft a 100 ft (0 m a 30,5 m)

Tamaño nominal del venteo [psia (bara)]

0 a 1,5 (0 a 0,10)

1,51 a 5 (0,11 a 0,34) (b)

5,1 a 14,7 (0,35 a 1,01)

[NPS (DN)]

[NPS (DN)]

[NPS (DN)]

1½ (40)

1½ (40)

(a)

2

(50)

1½ (40)

(a)

3

(80)

2

(50)

3

(80)

4

(100)

3

(80)

3

(80)

6

(150)

4

(100)

6

(150)

8

(200)

6

(150)

6

(150)

1½ (40)

1½ (40)

(a)

2

(50)

1½ (40)

(a)

3

(80)

1½ (40)

2 (50)

4

(100)

2 (50)

3 (80)

6

(150)

3 (80)

4 (100)

8

(200)

4 (100)

6 (150)

1½ (40)

1½ (40)

(a)

2

(50)

1½ (40)

(a)

3

(80)

1½ (40)

1½ (40)

4

(100)

1½ (40)

1½ (40)

6

(150)

2

(50)

3

(80)

8

(200)

3

(80)

3

(80)

Notas: (a) Según el Cuadro 10, los recipientes verticales no tienen drenajes correspondientes para la altura desde el suelo de esta columna. (b)

Si se desconoce el valor de la MPOP externa, use el tamaño de venteo correspondiente al rango de 1,51 psia a 5 psia (de 0,11 bara a 0,34 bara).


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INEDON

2

PROCESOS

Rev.

FE DE ERRATA

Cuadro 13. Tamaño de la conexión del venteo para recipientes horizontales. MPOP externa del separador

Tamaño nominal del drenaje

Tamaño nominal del venteo

[psia (bara)]

[NPS (DN)]

[NPS (DN)]

1½ (40)

1½ (40)

2

(50)

1½ (40)

3

(80)

2

(50)

4

(100) (a)

3

(80)

0 a 1,5 (0 a 0,10)

1,51 a 5 (0,11 a 0,34) (b)

5,1 a 14,7 (0,35 a 1,01)

1½ (40)

1½ (40)

2

(50)

1½ (40)

3

(80)

1½ (40)

4

(100) (a)

2

(50)

1½ (40)

1½ (40)

2

(50)

1½ (40)

3

(80)

4

(100)

1½ (40) (a)

2 (50)

Notas: (a) Según el Cuadro 11, los recipientes horizontales no requieren drenajes mayores de NPS 4 (DN 100). (b)

Si se desconoce el valor de la MPOP externa, use el tamaño de venteo correspondiente al rango de 1,51 psia a 5 psia (de 0,11 bara a 0,34 bara).

ERRATA 2: Sección 10.5 “Casquetes (Cabezales)” Los literales A) y B) serán corregidos como sigue: A)

Casquetes de disco (tapas planas) y bridados: No son usados para presiones de diseño mayores a 101 psig (7 barg).

B)

Casquetes de elípticos 2:1 y hemisféricos:


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INEDON

2

PROCESOS

Rev.

FE DE ERRATA

Son siempre usados para una presión de diseño mayor de 101 psig (7 barg).

Las correcciones serán incorporadas en la siguiente revisión del INEDON.


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INEDON

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903-HM120-P09-GUD-065 Rev.

0

GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS FECHA

OCT. 08

OBJETO

Emisión Original

ELABORÓ Iniciales

REVISÓ Iniciales

APROBÓ Iniciales/Cargo

RV/PS/AA

ABA

ABA/GP

Este Documento Sustituye a la: -

“Guía de Diseño de Separadores Bifásicos”, N° 903-P3100-P09-GUD-065, REV. 0, ABR. 07.

-

“Guía de Diseño de Tanques de Asentamiento”, N° 903-P3100-P09-GUD-068, REV. 0, FEB. 08.

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INEDON

INEDON PROCESOS

903-HM120-P09-GUD-065 Rev.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Índice Página 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 10.1. 10.1.1. 10.1.2. 10.1.3. 10.2. 10.2.1. 10.2.2. 10.2.3. 10.2.4. 10.2.5. 10.3. 10.3.1. 10.3.1.1. 10.3.2. 10.3.2.1. 10.3.2.2. 10.3.2.3. 10.3.2.4. 10.3.2.5. 10.3.3. 10.3.4. 10.3.5. 10.4. 10.4.1. 10.4.1.1. 10.4.1.2. 10.4.1.3.

INTRODUCCIÓN.............................................................................................. 10 OBJETIVOS ..................................................................................................... 10 USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ................................................ 11 PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA .............................................................. 11 INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA ......................................... 11 ACRÓNIMOS Y SIGLAS .................................................................................. 12 MEMORIA DE CÁLCULO ................................................................................ 13 LECCIONES APRENDIDAS ............................................................................ 15 DEFINICIONES ................................................................................................ 15 SEPARADORES GAS-LÍQUIDO ...................................................................... 30 Principios de Separación .................................................................................. 30 Momento Lineal ................................................................................................ 30 Asentamiento Gravitatorio ................................................................................ 30 Coalescencia .................................................................................................... 31 Componentes de un Separador ....................................................................... 32 Sección de Separación Primaria ...................................................................... 32 Sección de Separación Secundaria.................................................................. 32 Sección de Separación Terciaria ...................................................................... 34 Sección de Recolección de Líquido.................................................................. 34 Elementos Auxiliares ........................................................................................ 35 Dimensionamiento de los Separadores Gas-Líquido ....................................... 37 Consideraciones Básicas ................................................................................. 37 Diámetro de la Partícula de Líquido ................................................................. 37 Selección del Separador .................................................................................. 38 Extractores de Niebla ....................................................................................... 42 Volumen Retenido de Líquido .......................................................................... 49 Velocidad Terminal de las Partículas ............................................................... 51 Velocidad Crítica del Gas ................................................................................. 53 Casos Especiales ............................................................................................. 55 Procedimiento de Cálculo ................................................................................. 57 Dimensionamiento de los Separadores Verticales ........................................... 59 Dimensionamiento de los Separadores Horizontales ....................................... 65 Especificación de los Internos y los Elementos Auxiliares ............................... 79 Especificación de las Boquillas ........................................................................ 79 Tipo de Boquilla de Entrada ............................................................................. 80 Diámetro de las Conexiones Principales de Procesos ..................................... 83 Diámetro de las Conexiones para Servicio y Mantenimiento ........................... 86

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INEDON

INEDON PROCESOS

903-HM120-P09-GUD-065 Rev.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 10.4.1.4. 10.4.1.5. 10.4.2. 10.4.2.1. 10.4.2.2. 10.4.3. 10.4.3.1. 10.4.3.2. 10.5. 10.6. 10.7. 10.7.1. 10.7.2. 10.7.3. 10.8. 10.8.1. 10.8.2. 10.8.3. 11. 11.1. 11.2. 11.2.1. 11.2.2. 11.2.3. 11.3. 11.4. 11.5. 11.5.1. 11.5.2. 12.

Diámetro de las Conexiones de los Instrumentos ............................................ 92 Nomenclatura de las Boquillas ......................................................................... 93 Especificación de los Extractores de Neblina ................................................... 96 Extractores de Neblina Tipo Malla de Alambre ................................................ 96 Extractores Tipo Vanes .................................................................................. 101 Especificación del Rompe Vórtice .................................................................. 103 Plato Plano ..................................................................................................... 103 Rejilla.............................................................................................................. 104 Casquetes (Cabezales) .................................................................................. 105 Hoja de Cálculo .............................................................................................. 106 Hoja de Datos ................................................................................................. 106 Formato de Hoja de Datos para los Recipientes ............................................ 106 Formato para el Bosquejo .............................................................................. 118 Elaboración de la Hoja de Datos .................................................................... 119 Evaluación de los Separadores Existentes .................................................... 120 Información Requerida ................................................................................... 120 Desarrollo de la Evaluación ............................................................................ 120 Consideraciones ............................................................................................. 121 TANQUES DE ASENTAMIENTO ................................................................... 122 Tamaño de las Gotas de Agua y Tiempo de Residencia................................ 125 Tipos de Tanques de Asentamiento ............................................................... 126 Tanques Verticales ......................................................................................... 126 Tanques Horizontales..................................................................................... 128 Tanques Horizontales Electrostáticos ............................................................ 129 Determinación del Diámetro de los Tanques de Asentamiento ...................... 130 Procedimiento para el Dimensionamiento de los Tanques de Asentamiento . 132 Ejemplo de Cálculo......................................................................................... 133 Dimensionamiento de un tanque de asentamiento horizontal ........................ 133 Dimensionamiento de un tanque de asentamiento vertical ............................ 136 REFERENCIAS .............................................................................................. 138 ANEXO 1 – HOJA DE CÁLCULO PARA LOS SEPARADORES GASLÍQUIDO ......................................................................................................... 140 ANEXO 2 – CÁLCULO DE VOLUMEN PARCIAL EN RECIPIENTES HORIZONTALES............................................................................................ 141 ANEXO 3 – HOJA DE DATOS PARA LOS SEPARADORES ........................ 144

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INEDON

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo

Definición

Unidades

A

Área superficial de la malla

[ft2/ft3]

a

Aceleración centrífuga del flujo de gas

[lb/(ft·s2)]

AD

Área transversal entre el deflector y la pared del recipiente

[ft2]

Ahe

Área superficial de los casquetes

[ft2]

ALLL

Área transversal hasta LLL en los separadores horizontales

[ft2]

ALLLL

Área transversal hasta LLLL en los separadores horizontales

[ft2]

ANLL

Área transversal hasta NLL en los recipientes

[ft2]

AP

Área proyectada de la partícula en la dirección del movimiento

[ft2]

AV

Área transversal de la sección de flujo del gas en los separadores horizontales

[ft2]

AS

Área transversal desde el tope del recipiente hasta el nivel alto – alto

[ft2]

Ash

Área superficial de la carcasa

[ft2]

AT

Área total de la sección transversal

[ft2]

b

Espacio entre los deflectores del vane

[in]

CD

Coeficiente de arrastre

Adimensional

D

Diámetro del recipiente

[ft]

d0

Tamaño inicial de la gota

[µm]

DF

Diámetro de los filamentos en los extractores tipo malla

[in]

df

Tamaño final de la gota

[µm]

DG

Diámetro inicial para cumplir con la máxima velocidad crítica

[ft]

dg

Diámetro de la boquilla de salida de gas

[in]

DL

Diámetro inicial para almacenar el volumen de líquido deseado

[ft]

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INEDON

0

INEDON PROCESOS

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Definición

Unidades

dl

Diámetro de la boquilla de salida de líquido

[in]

dm

Diámetro de las gotas de agua

[µm]

Dp

Diámetro de la partícula de líquido

[ft]

dT

Diámetro del tanque de asentamiento

[in]

E

Eficiencia de la conexión

Adimensional

EF

Fracción de la eficiencia de impacto en un sólo alambre

Adimensional

F

Fracción del área del separador ocupada por el líquido

Adimensional

FD

Fuerza de arrastre

Adimensional

fd

Fracción de volumen de la fase dispersa

Adimensional

FF

Fuerza de flotación

[lbf ]

FG

Fuerza gravitacional

[lbf ]

g

Aceleración de gravedad local

[lbf ]

gc

Constante dimensional

[ft/s2]

h

Altura de la sección de coalescencia

[in]

HC

Distancia entre la línea de tangente y el extremo del casquete

[ft]

HD

Distancia para el flujo de gas en separadores verticales

[ft]

HF

Distancia entre el extremo superior del extractor de niebla y el tope del recipiente

[ft]

HHLL

Distancia entre el nivel normal de líquido y el nivel alto

[ft]

HHHLL

Distancia entre el nivel alto de líquido y el nivel muy alto

[ft]

HLIN

Distancia entre HLL y la línea central de la boquilla de entrada

[ft]

HLLL

Distancia entre el nivel muy bajo de líquido y el nivel bajo

[ft]

HLLLL

Distancia entre el fondo del separador o la línea tangente y el nivel muy bajo de líquido

[ft]

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INEDON

0

INEDON PROCESOS

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Definición

Unidades

HNLL

Distancia entre el nivel bajo de líquido y el nivel normal

[ft]

HT

Altura total de los separadores verticales

[ft]

HV

Distancia entre el tope del recipiente y HHLL en los separadores horizontales

[ft]

j

Parámetro empírico siempre mayor a 3 y depende de la probabilidad de rebote por separado de las gotas antes de que la coalescencia ocurra

Adimensional

K

Constante empírica usada para el cálculo de la velocidad crítica del gas

[ft/s]

KD

Constante empírica usada para el cálculo de la velocidad crítica del gas, para separadores horizontales con malla

[ft/s]

Ki

Número de separación por impacto inercial

Adimensional

KM

Factor de corrección de Stokes-Cunningham

Adimensional

KS

Constante para el cálculo de la velocidad de asentamiento de las gotas

[ft4·cP/(lb·min) ]

KT

Parámetro empírico que depende del sistema en particular

Adimensional

L

Longitud de los separadores horizontales

[ft]

LC

Longitud de la sección de coalescencia

[ft]

LD

Longitud para el extractor en los separadores horizontales

[ft]

LEF

Longitud efectiva de separación por gravedad en los separadores horizontales

[ft]

LG

Longitud requerida para la separación gas-líquido

[ft]

LL

Longitud requerida para el volumen de líquido de operación

[ft]

Lmin

Longitud mínima necesaria para una buena separación gaslíquido

[ft]

LSS

Longitud entre las costuras (soldadura del casquete) del recipiente. Véase la Figura 2.

[ft]

n

Número de deflectores colocados en el banco de vanes

Adimensional

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INEDON

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Definición

Unidades

P

Presión manométrica de operación del separador

[psig]

PD

Presión manométrica de diseño para la estimación del peso del recipiente

[psig]

q

Calor de entrada

[BTU/h]

QG

Flujo volumétrico del gas a las condiciones de operación

[ft3/s]

QL

Flujo volumétrico del líquido a las condiciones de operación

[ft3/h]

QH

Flujo volumétrico del líquido pesado a las condiciones de operación

[ft3/h]

Qm

Flujo volumétrico de la mezcla gas-líquido a la entrada del separador a las condiciones de operación

[ft3/s]

QO

Flujo de crudo (petróleo)

[BPD]

Re

Número de Reynolds

Adimensional

S

Esfuerzo permitido

[psig]

SGO

Gravedad específica del crudo en relación al agua

Adimensional

T

Temperatura de operación del separador

[°F]

tc

Espesor de corrosión

[in]

tD

Espesor del extractor de niebla

[ft]

tHLL

Tiempo de residencia entre el nivel normal de líquido y el alto

[min]

tHHLL

Tiempo de residencia entre el nivel alto de líquido y el alto – alto

[min]

the

Espesor del casquete

[in]

tLLL

Tiempo de residencia entre el nivel muy bajo de líquido y el bajo

[min]

tLLLL

Tiempo de residencia entre el fondo del separador o la línea [min] tangente y el nivel muy bajo de líquido

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INEDON

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INEDON PROCESOS

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Definición

Unidades

tHLL

Tiempo de residencia entre el nivel normal de líquido y el alto

[min]

tr

Tiempo de residencia del líquido en el separador

[min]

(tr)O

Tiempo de residencia en el tanque de asentamiento

[min]

tS

Tiempo de surge de líquido en el separador

[min]

tsh

Espesor de la carcasa

[in]

tt

Tiempo de coalescencia

[min]

u

Velocidad relativa entre la partícula y el fluido

[ft/s]

uc

Velocidad crítica del gas

[ft/s]

uD

Velocidad del gas a través del extractor en los separadores horizontales

[ft/s]

uG

Velocidad del gas dentro del separador

[ft/s]

uL

Velocidad a través de la boquilla de salida de líquido

[ft/s]

uM

Velocidad de la mezcla gas-líquido a la entrada del separador

[ft/s]

ut

Velocidad terminal o de asentamiento libre de la partícula

[ft/s]

utc

Velocidad centrífuga del gas dentro del banco de vanes

[ft/s]

uta

Velocidad de descenso de las gotas de agua en relación a la fase continua de crudo

[ft/s]

VHHLL

Volumen de líquido entre el nivel alto y el muy alto

[ft3]

VHLL

Volumen de líquido entre el nivel normal y el alto

[ft3]

VNLL

Volumen de líquido entre el nivel bajo y el normal

[ft3]

VLLL

Volumen de líquido entre el nivel muy bajo y el bajo

[ft3]

VLLL

Volumen de líquido entre el fondo del recipiente o línea tangente y el nivel muy bajo

[ft3]

W

Peso estimado del recipiente

[lb]

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INEDON

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INEDON PROCESOS

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Definición

Unidades

WG

Flujo másico del gas

[lb/s]

WL

Flujo másico del líquido

[lb/s]

WV

Longitud de cada deflector en el banco de vanes

[in]

LISTA DE SÍMBOLOS GRIEGOS Símbolo

Definición

Unidades

ΔSG

Diferencia entre la gravedad específica del petróleo y el agua

Adimensional

ΔT

Incremento de temperatura

[°F]

λ

Fracción líquida en la mezcla en la entrada del separador

Adimensional

μC

Viscosidad de la fase continua

[cP]

μCP

Viscosidad dinámica de la fase continua de petróleo

[cP]

μG

Viscosidad dinámica del gas a las condiciones de operación

[cP]

μL

Viscosidad dinámica del líquido a las condiciones de operación

[cP]

φ

Parámetro utilizado para calcular la velocidad crítica

[ft/s]

θ

Ángulo de los deflectores del vanes

[°]

ρG

Densidad del gas a las condiciones de operación

[lb/ft3]

ρL

Densidad del líquido a las condiciones de operación

[lb/ft3]

ρM

Densidad de la mezcla gas-líquido a la entrada del separador a las condiciones de operación

[lb/ft3]

Este INEDON muestra solamente las unidades de medición habituales en los EUA, debido a que todas las referencias usadas para las ecuaciones, usan esas unidades.

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INEDON

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INEDON PROCESOS

903-HM120-P09-GUD-065 Rev.

GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS

1.

INTRODUCCIÓN La Disciplina de Procesos tiene como responsabilidad el dimensionamiento y la evaluación de los separadores bifásicos durante las diferentes fases de un Proyecto. El concepto de “separador bifásico” es usado en este INEDON para agrupar a: •

Los separadores gas-líquido.

•

Los tanques de asentamiento para la separación de dos fases líquidas.

Ambos tipos de equipos tienen información en común, principalmente sobre la teoría de separación. El personal de la Disciplina de Procesos, involucrado en el dimensionamiento o la evaluación de los separadores bifásicos, requiere estar familiarizado con los criterios usados en inelectra. 2.

OBJETIVOS Los objetivos principales de este INEDON son suministrar la información necesaria para: •

La comprensión del objetivo y funcionamiento de los separadores bifásicos así como de los elementos auxiliares asociados a los mismos: boquillas, extractores de neblina y rompe vórtices.

•

La selección del tipo de separador según el proceso, los parámetros, las consideraciones y los criterios involucrados en el dimensionamiento.

•

El dimensionamiento o la evaluación de los separadores y de los elementos auxiliares.

•

El dimensionamiento básico de los tanques de asentamiento.

•

La evaluación de separadores existentes, requerida debido a cambios propuestos en las condiciones de operación, del fluido, etc.

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3.

4.

USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA I.

Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.

II.

El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares, especificaciones, Leyes, etc.) nacional e internacional usada en el Proyecto; así como, solicitar al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local usada en el país donde se construye la instalación.

PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA Procedimientos de gestión de la calidad relacionados con este INEDON: Ingeniería (HM010) 903-HM010-A90-TEC-003

Equivalencia de Términos entre Centros de Ejecución

Gestión de la Calidad (HM060) 903-HM060-G09-ADM-914

Elaboración y Actualización de Instrucciones de Trabajo

Procesos (HM120)

5.

903-P3100-P09-ADM-901

Bases de Diseño

903-P3100-P09-ADM-906

Diseño y Especificación de Equipos

INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA Instrucciones de Trabajo relacionadas con este INEDON: Procesos (HM120) 903-HM120-P09-GUD-013

Bases y Criterios de Diseño

903-HM120-P09-GUD-015

Guía para la Elaboración de los Balances de Procesos

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 903-HM120-P09-GUD-025

Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación

903-HM120-P09-GUD-041

Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión

903-P3100-P09-GUD-052

Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo

903-HM120-P09-GUD-054

Guía para la Selección de los Materiales de Construcción

903-P3100-P09-GUD-067

Dimensionamiento de Líneas de Transporte con Flujo Multifásico

903-P3100-P09-GUD-069

Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión

903-HM120-P09-GUD-071

Guía para los Cálculos de Despresurización

Ingeniería Mecánica (HM130) 903-HM130-M01-ESP-041

Especificación para el Diseño y Fabricación de Recipientes a Presión

903-P3030-M01-TEC-046

Bases y Criterios de Diseño – Equipos Mecánicos

Automatización y Control (HM160) 903-HM160-I01-GUD-100

Guía para la Elaboración de Matrices CausaEfecto

903-P3200-I01-GUD-033

Criterios de Diseño de Automatización y Control

Los Procedimientos y las Instrucciones de Trabajo están relacionados de manera directa: el INEDON es citado en este documento, o indirecta: el INEDON contiene información adicional para el usuario; pero no es citado en este documento. 6.

ACRÓNIMOS Y SIGLAS API

American Petroleum Institute

ASME

American Society of Mechanical Engineers

BME

Balance de Materia y Energía: Material and Heat Balance

BSW

Basic Sediments and Water (Sedimentos Básicos y Agua)

DBP

Diagrama Básico de Procesos

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS DMC

Diagrama de los Materiales de Construcción (MOC: Material of Construction Diagram)

DN

Diámetro Nominal [en milímetros]

DTI

Diagrama de Tuberías (Cañerías) e Instrumentación (PID: Piping and Instrumentation Diagram)

ESD

Emergency Shutdown (Parada de Emergencia)

GPSA

Gas Processors Suppliers Association

HdD

Hoja de Datos (Data Sheet)

HH

Handhole (Pasa Mano)

HHLL

Nivel muy alto de líquido

HLL

Nivel alto de líquido

INEDON inelectra documento normalizado LLL

Nivel bajo de líquido

LLLL

Nivel muy de líquido

MH

Manhole (Pasa Hombre)

NAP

Niveles de Aprobación (de un Proyecto)

NLL

Nivel normal de líquido

NPS

Nominal Pipe Size: Tamaño Nominal de la Línea [en pulgadas]

PDVSA

Petróleos de Venezuela, S. A.

TL

Línea de la tangente del casquete, la cual limita la sección cilíndrica del recipiente. Véase la Figura 2.

USC

7.

United State Customary (Units): (Unidades de Medición) Habituales en los EUA

MEMORIA DE CÁLCULO La memoria de cálculo para el dimensionamiento de los separadores bifásicos es elaborada según el INEDON “Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo”, N° 903-P3100-P09-GUD-052. El siguiente contenido es usado en la memoria de cálculo para proveer suficiente información sobre el dimensionamiento del separador:

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A)

Documentación mínima requerida: a)

Bases y Criterios de Diseño del Proyecto: este documento puede complementar la información de este INEDON.

b)

BME o Simulación del Proceso: ayuda a conocer las características de los fluidos involucrados con el separador.

c)

DBP: complementa a los dos documentos anteriores.

d)

DTI: el documento representativo de la Disciplina de Procesos, es el que también muestra más información esquemática sobre el separador.

e)

DMC (si existe en el Proyecto): permite conocer el requerimiento preestablecido de los materiales de construcción para el separador.

f)

HdD del separador: si existe de una etapa anterior del Proyecto, provee la información base que puede ser validada o revisada. Según la etapa y alcance del Proyecto, se pueden obtener del fabricante, de la Disciplina de Ingeniería Mecánica o de Procesos.

B)

Códigos y estándares de diseño del separador. Ejemplo: ASME SEC VIII DIV 1 [1]. Consulte al a Disciplina de Ingeniería Mecánica.

C)

Condiciones de operación:

D)

a)

Composición del fluido.

b)

Presión.

c)

Temperatura.

d)

Fases del fluido en la línea de entrada.

e)

Nivel de líquido en los recipientes.

Dimensionamiento del separador: a)

Criterios de diseño.

b)

Flujos de diseño.

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c)

Requerimientos de los equipos aguas abajo.

E)

Elaboración o revisión de la HdD.

F)

Documentación adicional según el INEDON “Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo”, N° 903-P3100-P09-GUD-052.

G)

Información del Cliente, de los fabricantes, otras Disciplinas, etc. La ubicación, cantidad y detalle de la información depende de la etapa y alcance del Proyecto.

8.

LECCIONES APRENDIDAS Las Lecciones Aprendidas están disponibles a través de la página de intranet de Ingeniería. El sistema de Lecciones Aprendidas puede contener información adicional para el tema de este INEDON. El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, establece los pasos para la identificación, captura, registro en el sistema, etc. de las Lecciones Aprendidas. El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, indica lo siguiente “cuando no se encuentre evidencia del uso del Sistema de Lecciones Aprendidas, se levantará una No Conformidad” durante una revisión técnica.

9.

DEFINICIONES Agua Emulsionada (Emulsified Water) Agua que se encuentra en forma de pequeños glóbulos que tienden a permanecer en suspensión en otra fase líquida. Agua Libre (Free Water, Water Film) Agua en estado líquido procedente del reservorio o formada por condensación en un proceso y se asienta rápidamente por acción de la gravedad.

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Agua y Sedimentos Básicos, BSW (Basic Sediments and Water) Cantidad de agua más otros sedimentos en relación con la fase continúa de crudo:

BSW =

W+ S O + W+ S

Donde: W

es el contenido de agua;

S

es el contenido de otros sedimentos;

O

es el contenido de crudo, todos en unidades consistentes.

Balance de Materia (Masa) y Energía (Calor) (Mass or Material and Energy or Heat Balance) Documento donde se indican las características y propiedades principales de las corrientes del proceso, con sus condiciones de operación normales. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Balances de Procesos”, N° 903-HM120-P09-GUD-015. Bases de Diseño (Basis of Design) Documento elaborado conjuntamente entre el Cliente e inelectra. El documento establece la información básica del lugar del Proyecto, premisas y criterios de diseño especiales o particulares, requerimientos de operación, constructibilidad y mantenimiento, normativa para el Proyecto, y toda la información adicional en la cual se fundamenta la ejecución del Proyecto. Dependiendo del alcance del Proyecto y del documento, los usuarios pueden ser solo Procesos, varias o todas las Disciplinas. Consulte los INEDON “Bases de Diseño”, N° 903-P3100-P09-ADM-901, y “Bases y Criterios de Diseño”, N° 903-HM120-P09-GUD-013. Boquilla, Tobera (Nozzle) Elemento de un recipiente a presión para la conexión de líneas o instrumentos, generalmente, por medio de una brida (Figura 1). 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Figura 1.Boquilla en un recipiente. Casquete, Cabezal (Head) Tapa final de un recipiente cilíndrico (Figura 2). La forma más común en la industria es la elipsoidal (Figura 3) con una relación de 2:1, la cual es más económica, debido a que la altura del casquete es un cuarto del diámetro. La nomenclatura “TL/TL” indica que la medición de una longitud o altura es desde una línea de tangente hasta la otra. Véase también la Sección 10.5.

Casquete (cabezal) Línea de tangente, TL Línea de costura (soldadura)

Figura 2. Casquete de un recipiente cilíndrico. Clasificación de Presión-Temperatura (Pressure-Temperature Rating) Las clasificaciones de presión-temperatura son las máximas presiones manométricas permitidas de operación para el material y la designación de la clase para un rango de temperaturas definidas [8]. Las clasificaciones más comunes son 150, 300, 600, 900, 1500, 2500. En varios INEDON de inelectra, la clasificación de presión-temperatura es denominada como “libraje” o “rating”. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Elipsoidal

Hemisférico

Torisférico

Cónico

Toricónico

Figura 3. Tipos de casquetes según el ASME SEC VIII Div 1 [1]. Comprador (Purchaser) La persona u organización que emite la orden y especificación al vendedor. En el caso de inelectra, el comprador puede ser el Cliente del Proyecto, inelectra propiamente, al ejecutar un Proyecto IPC o inelectra, en representación del Cliente del Proyecto, dependiendo de la modalidad de contratación. Condiciones Actuales (Actual Conditions) Presión y temperatura del fluido a las condiciones de operación (@ P y T). El término aplica a variables volumétricas como el flujo y la densidad. La designación “A” es de uso común en la industria. Ejemplos: ACF (Aft3), pie cúbico actual; Am3, metro cúbico actual. Este INEDON usa el término de “condición actual” por ser común y para evitar confusión; aunque la traducción correcta del inglés “actual condition” es “condición real”. Corrosión Permitida, Sobre Espesor o Tolerancia a la Corrosión (Corrosion Allowance) Cantidad lineal del espesor del material que es “sacrificada conscientemente” debido a los efectos de la corrosión, la erosión y la abrasión. El Cuadro 1 muestra los valores típicos de las corrosiones permitidas para las líneas y planchas de los equipos aplicables para un año de operación.

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Un espesor de corrosión no es requerido cuando se utilizan aleaciones resistentes a la corrosión como los aceros inoxidables austeníticos y dúplex, o aceros al carbono recubiertos internamente con estas aleaciones. Consulte el INEDON “Guía para Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054. Cuadro 1. Valores típicos de corrosiones permitidas. Corrosión permitida [mm]

[in]

[mm]

[in]

0,00

0,00

1,59

0,063 (1/16)

0,25

0,01

2,54

0,100 (1/10)

0,76

0,03

3,17

0,125 (1/8)

1,27

0,050 (1/20)

6,35

0,250 (1/4)

Diagramas Básicos de Procesos (Basic Process Diagrams) Término que incluye los Diagramas de Flujo de Procesos, los Diagramas de Flujo de Servicio y los Diagramas de los Materiales de Construcción. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas Básicos de Procesos”, N° 903-HM120-P09-GUD-023. Diagrama de los Materiales de Construcción (Material of Construction Diagram) Representación esquemática de los diferentes materiales de construcción usados para las líneas principales del proceso o de servicios y de los equipos. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas Básicos de Procesos”, N° 903-HM120-P09-GUD-023. Diagrama de Tuberías (Cañerías) e Instrumentación, Mecánicos de Flujo (Piping and Instrumentation Diagram)

Diagramas

Diagramas que describen la secuencia del proceso, su automatización y control, indicando todos los equipos, las líneas, la instrumentación, las lógicas de control y accesorios que los conforman. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903-HM120P09-GUD-025.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Diámetro Nominal (DN) y Tamaño Nominal de la Línea (NPS) (Nominal Diameter y Nominal Pipe Size) El sistema de medición métrico usa la abreviatura DN, en vez de Nominal Pipe Size (NPS); el Cuadro 2 muestra las equivalencias. El ASME B36.10M [9] contiene valores de NPS hasta 80 (DN 2000) y también los valores en el sistema de medición métrico. Cuadro 2. Equivalencias entre NPS y DN [9]. NPS

DN

NPS

DN

NPS

DN

NPS

DN

1/8

6

2

50

10

250

26

650

1/4

8

2½

65

12

300

28

700

3/8

10

3

80

14

350

30

750

1/2

15

3½

90

16

400

32

800

3/4

20

4

100

18

450

34

850

1

25

5

125

20

500

36

900

1¼

32

6

150

22

550

38

950

1½

40

8

200

24

600

40

1000

Diseño (Design) Término que puede ser usado por el fabricante del equipo para describir varios parámetros presión de diseño, temperatura de diseño o velocidad de diseño. Algunas Normativas (por ejemplo: API STD 617 [5]) indican que el término “diseño” debería ser usado solamente por el diseñador y fabricante del equipo y no en las especificaciones del comprador. Dispersión (Dispersion) Es una emulsión inestable que se puede separar en sus fases originales en un período razonable de tiempo de reposo. Emulsión (Emulsion) Sistema estable de dos fases, que consta de dos líquidos parcialmente miscibles, uno de los cuales, es dispersado en el otro en forma de glóbulos. La 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS fase dispersa, discontinua o interna es el líquido desintegrado en glóbulos. El líquido circundante es la fase continua o externa. La estabilidad de una emulsión se puede alterar ya que esta posee energía de interface termodinámicamente inestable. La desestabilización se lleva a cabo a través de tres mecanismos, floculación, coalescencia y sedimentación, definidos seguidamente: A)

Floculación: Es el acercamiento macroscópico de las gotas dispersadas que favorece la cohesión compactándolas y generando una película intergota.

AGUA

CRUDO

Figura 4. Acercamiento macroscópico de gotas de agua dispersadas. B)

Coalescencia: Es la ruptura de la película intergota y la formación de una sola gota de mayor tamaño, producto del rearreglo geométrico correspondiente.

CRUDO

AGUA

Figura 5. Formación de una gota de agua de mayor tamaño.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS C)

Sedimentación: Es la separación, por la acción de la gravedad, de las partículas de agua suspendidas cuya densidad es mayor que la del crudo. Este mecanismo de separación es el que se emplea en los tanques de asentamiento. CRUDO

CRUDO

CRUDO

AGUA

AGUA

CRUDO

AGUA AGUA

Figura 6. Proceso de separación de dos fases inmiscibles. Estampe U del ASME (ASME U Stamp) Indicativo que un recipiente a presión tiene que ser o está diseñado, fabricado y probado según las especificaciones del código ASME [1]. Instrumentos de Medición Measurement Instruments)

del

Nivel

de

Líquido

(Liquido

Level

Dispositivos usados para determinar la ubicación la interface de dos fluidos, los cuales tienen densidades diferentes. Los principales tipos de instrumentos de medición de nivel son: A)

Presión diferencial (Figura 7). Es el más usado, donde la presión estática del líquido (o una de las fases líquidas) origina una presión diferencial que es usada para indicación de la altura del nivel de líquido.

B)

Desplazador (Figura 8). Un dispositivo es usado según el Principio de Arquímedes, el cual afirma que un objeto total o parcialmente sumergido en un fluido estático, es empujado con una fuerza igual al peso del volumen de fluido desplazado por dicho objeto. La detección del peso aparente del desplazador, es inferido a la medición del nivel de líquido.

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Transmisor

Celda de ΔP

Figura 7. Transmisor de nivel tipo presión diferencial y simbología en el DTI.

Transmisor Desplazador

Figura 8. Transmisor de nivel tipo desplazador (externo) y simbología en el DTI.

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C)

Flotador (Figura 9). Un dispositivo tiene una densidad menor que el fluido (por ejemplo: la fase líquida en un separador gas-líquido), esto origina que flote sobre dicho fluido, la ubicación del flotador es usada para la medición del nivel.

D)

Radar (Figura 10). El principio básico es la emisión de microondas hasta la superficie el líquido, el tiempo que tarda en regresar la onda hasta el instrumento es inferido a la altura del líquido.

Transmisor Flotador

Figura 9. Transmisor de nivel tipo flotador (externo) y simbología en el DTI.

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Transmisor

Emisor/Receptor Rayos de ondas

Figura 10. Transmisor de nivel tipo radar y simbología en el DTI. Los criterios para la selección, especificación e instalación de los instrumentos de nivel son establecidos en el INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control”, N° 903-P3200-I01-GUD-033. Presión Externa (Negativa, Vacío) (External Pressure) Presión que experimenta el recipiente desde el exterior, lo cual equivale a una presión de vacío. Si la unidad de presión es manométrica, su valor numérico es negativo. Presión Interna (Positiva) (Internal Pressure) Presión que experimenta el recipiente desde el interior. Si la unidad de presión es manométrica, su valor numérico es positivo. Separador (Separator) Recipiente presurizado o no, usado para la separación de las fases del fluido en una corriente del proceso, con el objetivo de enviar cada fase por separado a otro equipo. Dependiendo de su ubicación en el proceso, algunos separadores tienen nombres específicos como: •

Depurador de Gas (Gas Scrubber): Ubicado en la succión de los compresores y en la alimentación de gas combustible hacia los equipos de intercambio de calor con fuego (por ejemplo: un horno).

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•

Tambor de Reflujo (Reflux Drum): Recipiente usado para la acumulación del reflujo de las torres de destilación.

•

Receptor de Baches de Líquido (Slug Catcher): Ubicado al final de las líneas de producción y al comienzo de las facilidades de recepción, operan con grandes cantidades de líquido a intervalos irregulares. Consulte el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054.

•

Tambor Separador de Líquidos de Alivio (Relevo) (Knockout Drum): Recipiente para la separación de los fluidos de alivio: gas y líquido. El gas puede ser enviado a un equipo final de alivio y venteo para la disposición. Los líquidos pueden ser enviados a fosas de quema, tanques para almacenamiento, retornados al proceso, etc. Para fines de este INEDON, se designa KO Drum al separador de alivio. Consulte también el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120P09-GUD-041.

Sistema de Parada (Shutdown System) Sistema que controla las acciones de parada de los equipos o de los procesos en respuesta a una condición de peligro. El INEDON “Guía para la Elaboración de Matrices Causa-Efecto”, No. 903-HM160-I01-GUD-100, describe los siguientes sistemas de parada: 1)

Parada de Emergencia (ESD, por las siglas en inglés de Emergency Shutdown).

2)

Parada de Proceso (PSD, por las siglas en inglés de Process Shutdown).

3)

Parada de Unidad (USD, por las siglas en inglés de Unit Shutdown).

Tanques de Almacenamiento (Storage Tanks) Recipientes de gran capacidad (generalmente mayor a 38 m3 ≈ 240 barriles) capaces de almacenar un fluido por varias horas o días. Estos tanques no se consideran como parte de la planta, sino fuera del límite de batería. Generalmente su capacidad se mide en las mismas unidades que el transporte 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS que lleva la alimentación a una planta [22]. Se les consideran tanques de asentamiento cuando son colocados aguas abajo de los separadores bifásicos y trifásicos de la planta, a fin de suministrar el tiempo de residencia necesario para eliminar las trazas de agua en el crudo. Temperatura Mínima de Diseño del Metal (Minimum Design Metal Temperature) Mínima temperatura esperada en servicio para el metal [1], excepto cuando se permiten temperaturas más bajas según el ASME SEC VIII Div 1. La temperatura mínima de diseño del metal marcada en la placa de identificación corresponde a una presión coincidente con la MPOP. Basado en lo anterior, la temperatura mínima de diseño del metal es la temperatura límite que el material de un recipiente o línea puede soportar a la presión de diseño sin requerir una prueba de impacto. Tubería para la Conexión de los Instrumentos de Nivel (Stand Pipe) Sección de tubería (cañería) usado para colocar las conexiones de los instrumentos de nivel para indicación (local o sala de control) y para el sistema de control (Figura 11). Los principales requerimientos para la tubería de conexión de los instrumentos de nivel son establecidos por la Disciplina de Automatización y Control en el INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control”, N° 903-P3200-I01-GUD-033. Recipiente Tubería para la conexión de los instrumentos de nivel

Figura 11. Ejemplo en un DTI de la tubería para la conexión de los instrumentos de nivel.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Unidades de Medición de Presión El Sistema Internacional (SI) de medición establece que las unidades de presión no llevan la letra “a” para valores absolutos ni “g” para valores manométricos. Actualmente, los estándares estadounidenses también están comenzando a usar el SI, especialmente cuando son idénticos para la ISO. El SI indica que la palabra “presión” es calificada apropiadamente. Ejemplo: presión absoluta de 10 kPa. Sin embargo, este INEDON aún emplea las unidades barg, bara, psia, psig, etc. hasta que el uso del SI esté más generalizado.

Presión absoluta = manométrica + presión barométrica

Presión barométrica o presión absoluta

Cualquier presión por encima de la atmosférica

Ejemplos: 2 atm 29,4 psia

2,03 bara

14,7 psig

1,01 barg

1 atm 14,7 psia

1,01 bara

0 psig

0 barg

0,5 atm 7,4 psia

0,51 bara

Presión manométrica

Nivel de presión atmosférica (variable) Vacío

Cualquier presión por debajo de la atmosférica

−7,4 psig −0,51 barg

Presión absoluta Presión de cero absoluto – Vacío perfecto

0 atm

0 psia

0 bara

−14,7 psig −1,01 barg

Figura 12. Relación entre las presiones absolutas y manométricas (adaptado de [11]). Visor de Nivel (Level Gauge) Dispositivos usados para la indicación local del nivel de líquido. Los tipos más empleados son: A)

Transparentes. El nivel de líquido es observado en un dispositivo de material transparente.

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B)

Con reflejo (reflex). Tiene un vidrio con prismas reflectantes en la superficie interna, la cual refleja la luz que incide en la su superficie y permite la indicación del nivel del líquido para fluidos transparentes.

C)

Magnético. Un flotador magnético es usado para mover indicadores, los cuales rotan su posición en la medida que se desplaza el flotador (Figura 13). Los indicadores tienen diferentes colores en ambos lados para visualizar el nivel del líquido.

Indicadores

Flotador

Figura 13. Visor de nivel tipo magnético (ABLE Instruments & Controls).

Figura 14. Símbolo en el DTI para los visores (indicadores locales) de nivel. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Los criterios para la selección, especificación e instalación de los visores de nivel son establecidos en el INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control”, N° 903-P3200-I01-GUD-033. 10.

SEPARADORES GAS-LÍQUIDO Los separadores gas-líquido son un tipo de tambor o recipiente empleado con frecuencia en procesos para disociar corrientes formadas por varias fases, las cuales pueden ser una fase gaseosa y una líquida (separadores bifásicos), o una fase gaseosa y dos fases líquidas inmiscibles (separadores trifásicos).

10.1.

Principios de Separación Los principios empleados para obtener la separación física de las fases son principalmente la fuerza de gravedad, la fuerza centrífuga y el choque (diferencia de momentos entre las fases). Un separador puede emplear uno o más de estos principios, dependiendo de las características de los fluidos, las condiciones del proceso y el grado de eficiencia en la separación que se desee obtener.

10.1.1.

Momento Lineal El momento lineal de un cuerpo es el producto de su masa por la velocidad con que se mueve y es una medida de la tendencia del cuerpo a resistirse al cambio en su movimiento. Dos fases de diferentes densidades tienen distinto momento [12], por lo tanto, si una corriente formada por dos fases cambia de dirección abruptamente, un mayor momento no permite que las partículas de la fase “pesada” cambien de dirección tan rápidamente como las de la fase “liviana”, por lo que ocurre la separación. Este es el principio físico que rige la separación en la sección primaria del separador.

10.1.2.

Asentamiento Gravitatorio Las partículas líquidas suspendidas en la corriente de gas se encuentran sometidas a distintas fuerzas como son la fuerza de gravedad, la fuerza de arrastre del gas y la fuerza de flotación (Figura 15). Las partículas de líquido suspendidas en la corriente gaseosa sólo pueden separase de ésta si la fuerza de gravedad, que actúa sobre ellas, es mayor que la fuerza de arrastre ejercida por el flujo de gas alrededor de las mismas [12]. Este es el principio físico bajo el cual se diseña la sección secundaria del separador.

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Fuerza de arrastre del Gas, la cual origina una Fuerza de flotación (Principio de Arquímedes) Partícula Líquida

Fuerza de Gravedad

Corriente de gas

Figura 15. Fuerzas sobre una partícula líquida en una corriente de gas. 10.1.3.

Coalescencia El fenómeno de coalescencia es el proceso a través del cual pequeñas partículas de líquido se unen entre sí como consecuencia de un choque, formando gotas de mayor tamaño. Este es el principio físico empleado en la sección terciaria del separador. Existen partículas de líquido muy pequeñas suspendidas en la corriente gaseosa que no pueden separarse fácilmente por gravedad [12]. La remoción de estas partículas es por medio de dispositivos de coalescencia, en donde las partículas arrastradas por el gas entran al dispositivo y chocan contra éste, para unirse y formar gotas de mayor tamaño que posteriormente puedan caer por gravedad. Entre los dispositivos de coalescencia más comunes se encuentra el extractor de neblina de malla de alambre (wire mesh) y el paquete de venas (vanes). En el caso de emplear la fuerza de gravedad, el dimensionamiento de los separadores gas-líquido está basado en la teoría de la dinámica de partículas, la cual estudia el movimiento de una partícula esférica a través de un medio continuo. Esta teoría es considerada para las gotas líquidas presentes en la fase gaseosa, para las burbujas de gas que se encuentran en el líquido, y en el caso de separadores trifásicos, para las gotas disueltas entre las fases líquidas. Sin embargo, para los principios de separación restantes y para la determinación de otras muchas variables del proceso (como puede ser el tiempo de residencia de líquido dentro del recipiente), existen pocos fundamentos teóricos y por lo general se toman en cuenta consideraciones empíricas basadas en la experiencia.

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10.2.

Componentes de un Separador Los separadores gas-líquido están formados por cuatro secciones distintas y diversos internos y elementos auxiliares. Los separadores presentan cuatro secciones principales [12] y [4]: •

La sección de separación primaria donde el momento rige la separación.

•

La sección de separación secundaria o de asentamiento gravitatorio.

•

La sección de separación terciara o de coalescencia.

•

La sección de recolección de líquido.

En la Figura 16 y Figura 17 se muestran las secciones antes mencionadas para separadores con orientación vertical y horizontal, respectivamente. 10.2.1.

Sección de Separación Primaria En esta sección se separa la mayor cantidad de líquido libre en la corriente de entrada al separador. Está formada por el “elemento de choque” que puede ser la boquilla de entrada prolongada a través de un codo de 90° o de deflectores (baffles), o también puede ser un distribuidor, que obliga a la corriente de entrada a cambiar de dirección abruptamente, tomando ventaja de la diferencia de momento entre las fases para producir la separación. La selección del dispositivo es en base a los criterios de dimensionamiento para el servicio del separador [17]. Esto se explica con mayor detalle en la Sección 10.4.1.1.

10.2.2.

Sección de Separación Secundaria Esta sección es conocida como la sección de asentamiento gravitatorio. Es diseñada para aprovechar la fuerza de gravedad en la separación de partículas líquidas dispersas en la corriente gaseosa, cuyo tamaño por lo general se encuentra entre 150 µm y 2000 µm de diámetro. Esta sección consiste en una porción del recipiente a través de la cual se desplaza el gas a una velocidad relativamente baja con poca turbulencia, con la finalidad de que la velocidad de caída de las partículas sea superior a la proporcionada por el arrastre de gas y se separe la mayor cantidad posible de gotas líquidas. Por lo general, ocupa la mayor porción del recipiente (en especial en los separadores verticales), ya que se requieren de distancias aceptables que proporcionen el espacio necesario para la caída de las partículas.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Salida del Gas

Válvula de alivio

Sección de separación terciaria Sección de separación secundaria

Sección de separación de primaria

Medidor de presión Entrada LG

LT

LT

Medición del nivel de líquido

I

Sección de recolección de líquido

Boca de visita

LC Rompe vórtice Salida del Líquido

Drenaje

Figura 16. Componentes de un separador vertical bifásico. Sección de separación de primaria

Válvula de alivio

Sección de separación terciaria

Medidor de presión

Salida del Gas Medición del nivel de líquido

Boca de visita

Entrada

Sección de separación secundaria

LG

LT

LT

I

Sección de recolección de líquido

Drenaje

Rompe vórtice

LC

Salida del Líquido

Figura 17. Componentes de un separador horizontal bifásico. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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La eficiencia de esta sección depende de las propiedades del líquido y del gas, del tamaño de las partículas para separación y del grado de turbulencia de la corriente gaseosa [4]. En algunos diseños se utilizan deflectores para reducir la turbulencia y disipar la espuma; estos deflectores también actúan como colectores de líquido reduciendo la distancia que recorren las gotas cuando son removidas de la fase gaseosa. 10.2.3.

Sección de Separación Terciaria Conocida también como la sección de coalescencia, se utiliza para separar las partículas más pequeñas dispersas en la corriente de gas cuyo tamaño por lo general se encuentra entre los 10 µm y 150 µm de diámetro, aunque en ocasiones pueden separarse incluso gotas menores a 10 µm. Estas partículas pequeñas que se encuentran en la fase gaseosa son conocidas como neblina o niebla (mist), por lo que comúnmente a los equipos de esta sección se les denomina extractores de niebla (mist extractors). Estos dispositivos se basan en la generación de colisiones de las partículas líquidas sobre una superficie, para luego producir la coalescencia de las mismas y su posterior caída por gravedad hacia el fondo del recipiente. Los dispositivos son colocados cerca de la salida del gas y luego de la sección de asentamiento gravitatorio, y por lo general consisten en mallas de alambre tejido (wire mesh) o una serie de canales de choque (vanes), según sea su aplicación. Los criterios para la selección de los mismos se encuentran en la Sección 10.3.2.1. Los principales equipos que no requieren una sección de separación terciaria son:

10.2.4.

•

Los recipientes de acumulación de aire de instrumentos y separadores, cuando aguas arriba tienen instalados filtros para la remoción de las partículas de líquido, por ejemplo: gotas de lubricante provenientes del compresor.

•

Los separadores que tienen instalado aguas abajo un “eliminador de niebla en línea”.

Sección de Recolección de Líquido En esta sección se recogen todas las porciones extraídas en la sección primaria, secundaria y terciaria; y posee suficiente capacidad para almacenar la cantidad de líquido que se desee, además de prever excesos en la entrada (ej. los tapones de líquido) y proporcionar el espacio necesario para una eficiente separación de las burbujas de gas presentes en el líquido. En el caso de

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS separadores trifásicos, esta sección es conocida como Sección de Decantación y suministra suficiente tiempo de residencia para que la separación de las gotas dispersas en cada fase ocurra. En algunas ocasiones cuando se esperan pequeñas cantidades de líquido, los separadores horizontales son provistos de un barril adicional en la parte inferior del recipiente, donde se almacenan las porciones de líquido provenientes de la parte superior del mismo [4]. 10.2.5.

Elementos Auxiliares Además de las secciones anteriormente mencionadas, un separador puede presentar elementos adicionales como son: A)

Eliminadores de vórtices (rompe-vórtices): son colocados en las boquillas de salida de líquido con la finalidad de prevenir la formación de remolinos y la penetración del gas a través de los mismos (por ejemplo: en la succión de un bomba). Los tipos de rompe-vórtices y los criterios de diseño de los mismos son mostrados en la Sección 10.4.3.

B)

Instrumentos de control de líquido: los separadores podrían estar provistos con uno o más controladores de nivel. En los bifásicos, usualmente un controlador en la sección de acumulación de líquido activa una válvula de descarga para mantener los requerimientos de nivel exigidos. En los separadores trifásicos, un controlador de nivel normal y un controlador de interface pueden ser empleados en conjunción con deflectores, botas o compartimientos para mantener los niveles necesarios; igualmente, pueden ser añadidos visores para contribuir en el control manual y en la supervisión del proceso. Para las conexiones de instrumentos con el recipiente se requieren boquillas cuyo diámetro mínimo es de 2 in (50 mm).

C)

Sistemas de alivio y venteo: están formados por medidores de presión en el recipiente, válvulas de seguridad, boquillas para venteo y sus respectivos sistemas de líneas. Estos sistemas se encargan de enviar el gas contenido en el recipiente a sistemas recolectores para descargarlo fuera del equipo, durante emergencias (ej. un incendio). Todos los tipos de separadores son provistos con servicios protectores de sobre presión de acuerdo a los requerimientos del código ASME [1] o las especificaciones del Cliente.

D)

Drenajes: son empleados para descargar grandes cantidades de líquido contenido en el recipiente en caso de emergencias, o bien sólidos acumulados en el fondo del separador.

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E)

Eliminadores de ondas: se emplean en separadores horizontales de gran longitud, en los cuales las oscilaciones en el nivel de líquido afectan en gran proporción el volumen del mismo y por lo tanto la eficiencia del proceso. Consisten en deflectores (Figura 18) colocados en la interface gas-líquido en posición perpendicular al flujo de gas.

Deflector

Figura 18. Deflectores de ondas. F)

Bocas de visita, pasa hombres o entrada hombre (manholes, manways): son utilizadas para supervisión, mantenimiento del recipiente y posibles reparaciones en caso de fallas. Son colocadas a un lado del separador, aunque en separadores verticales se agregan algunas a diversas alturas del mismo y en ocasiones incluso en el tope del recipiente. Por lo general, son circulares y con la implementación de agarraderos para facilitar la inspección.

G)

Bocas de manipulación manual (handholes): se utilizan con la finalidad de operar cualquier elemento dentro del recipiente directamente por el personal.

También se recomienda dotar al recipiente de boquillas para servicios diversos (utility connections), ejemplo para la inyección de agua de servicio o de vapor de agua. El conjunto de las secciones y los accesorios que conforman al separador se presentan en la Figura 16 y Figura 17, para separadores verticales y horizontales bifásicos, respectivamente.

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10.3.

Dimensionamiento de los Separadores Gas-Líquido

10.3.1.

Consideraciones Básicas El dimensionamiento de un separador se realiza conociendo una serie de parámetros, criterios y consideraciones relacionadas con la teoría utilizada para la realización de los cálculos y con la experiencia operacional de los separadores.

10.3.1.1. Diámetro de la Partícula de Líquido La eficiencia de cualquier tipo de separador depende principalmente del diámetro de la partícula de líquido. Este término usualmente es referido como el diámetro promedio o equivalente de gotas líquidas presentes en la corriente de gas. Para su determinación, se requiere en principio de un muestreo del gas a estudiar, para luego llevar a cabo un análisis experimental con la finalidad de obtener la distribución y el tamaño de las partículas. Sin embargo, muchos de los métodos empleados para partículas sólidas resultan inexactos para partículas líquidas [18], por lo que existen muy pocas técnicas que permitan estimar el diámetro de las gotas necesario para el dimensionamiento del separador. Como guía preliminar, puede obtenerse un estimado de los rangos característicos del diámetro de partícula producido por diferentes mecanismos; en el Cuadro 3 se muestran estos intervalos. Cuadro 3. Diámetros de partículas producidos por diversos mecanismos ([18], [2], [16]). Mecanismo o proceso

Diámetro de la partícula [µm]

Condensación por reacción química

0,1 a

Procesos de condensación con niebla

0,1 a

Evaporación en una superficie

5

Flujo anular en dos fases en la tubería del ducto Columnas de platos o lechos empacados Sistemas de aspersión

10 8 30

a

1,0 30 800

a 2000 a

700

a 1000

Debido a los problemas de medición para el tamaño de las gotas y a que con frecuencia el Cliente o la Disciplina de Procesos no dispone de datos experimentales, los cálculos son realizados bajo suposiciones empíricas, 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS fijando el diámetro de partícula que se desea retener para conseguir un buen funcionamiento de los equipos aguas abajo del separador. Cuadro 4. Diámetros de partículas para retención [7]. Función del equipo

Diámetro de la partícula para retención

Depurador en la succión de compresores y a la entrada de expansores o turbinas.

de 8 µm a 10 µm

Separador de gas combustible de 10 µm a 40 µm Separador gas-agua Suministro de líquido a: - una columna, - otro separador, - un horno. de 150 µm a 300 µm Tambor de reflujo. Separador entre unidades de alta y baja presión (flash drum) de 400 µm a 500 µm

KO Drum 10.3.2.

Selección del Separador Los separadores bifásicos pueden emplear tres configuraciones: verticales, horizontales y esféricos. Cada tipo presenta ventajas específicas, y la selección generalmente está basada en los resultados requeridos y las consideraciones económicas. Los separadores de tipo esférico, por ejemplo, ofrecen un arreglo económico y compacto capaz de trabajar a grandes presiones, sin embargo debido a su limitada capacidad de líquido y dificultades para su fabricación, constituyen una configuración poco utilizada en la industria. Los separadores verticales y horizontales son los empleados frecuentemente debido a sus ventajas operacionales y bajo costo. Una comparación preliminar entre ambos, requerida al momento de su selección, es mostrada en el Cuadro 5. Por otra parte, basado en la experiencia, las aplicaciones típicas para los separadores verticales son [13]: •

Separadores a la succión de compresores y entre etapas de compresión (suction scrubber).

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•

Separadores aguas arriba de hornos.

•

Tambores de vaporización (flash drums).

•

Tambores para tratamiento de gas combustible.

Para los separadores horizontales, los servicios típicos son los siguientes [13]: •

Separadores de gas-agua.

•

KO Drums.

•

Tambores de reflujo.

•

Tambores de vapor para servicios de calderas (steam drums).

•

Receptores de baches de líquido (slug catchers). Cuadro 5. Comparación entre separadores verticales y horizontales. Verticales

Horizontales

Se usan generalmente para corrientes Se emplean para corrientes con baja con altas relaciones gas-líquido. o media relación gas-líquido. La eficiencia de separación es menor, ya que la separación de las gotas ocurre en un régimen de flujo en contracorriente.

La separación de las gotas ocurre en un régimen de corrientes cruzadas, lo que genera mayor eficiencia de separación.

Para una determinada separación, Por lo general, necesitan menores requieren de mayores diámetros. diámetros. Presentan mayor capacidad de Son muy sensibles a cambios operación con grandes oscilaciones de bruscos en el nivel de líquido, líquido (oleadas) sin afectar la pudiendo trabajar con pocas eficiencia del proceso. oscilaciones del mismo sin que se afecte la eficiencia del proceso. Requieren pocas exigencias para el El control de nivel del líquido es un control de nivel del líquido. factor crítico en el proceso. Pueden manejar cantidades Manejan cantidades limitadas de aceptables de sólidos con un solo sólidos con la adición de numerosos sistema de drenaje. ductos de drenaje para evitar 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Cuadro 5. Comparación entre separadores verticales y horizontales. Verticales

Horizontales deposición.

No son aptos para líquidos que Aptos para líquidos operables con requieren una gran superficie para grandes superficies desgasificantes desgasificar. (por ejemplo: un flash drum para servicio de aminas). No son recomendables para corrientes Aptos para sistemas con superficie espumantes. espumante. Ocupan menos espacio, por lo que se Ocupan mayor espacio, aunque se recomiendan para operaciones en recomiendan cuando hay limitaciones plataformas. de altura. Presentan problemas de Presentan mayor facilidad para mantenimiento y supervisión debido a trabajos de mantenimiento y sus alturas. supervisión. Por lo general, presentan un costo Menor costo. mayor. Con ayuda del Cuadro 5 y los servicios típicos nombrados anteriormente, se lleva a cabo la selección del tipo de configuración para el separador. Posteriormente, se determina si se requiere extractor de niebla (mist extractor), lo cual está en función del servicio del separador, los requerimientos de proceso de los equipos aguas abajo del mismo, y la posibilidad de disminuir el tamaño del recipiente gracias a la mayores velocidades de gas permitidas. Por lo general, se considera que para la remoción de partículas menores a 150 μm o para obtener una cantidad de líquido menor a 0,1 gal/MMPCS en la salida de gas [12], se emplean extractores de neblina. Sin embargo, cualquiera sea el tipo de extractor utilizado, en determinadas circunstancias éstos podrían presentar problemas o ser insuficientes para el grado de separación requerido, siendo necesaria la utilización de otros elementos especiales. Ejemplos: A)

Ciclón: Elemento que emplea la fuerza centrífuga para separar líquidos y sólidos del gas (Figura 19). Son utilizados cuando se espera una gran cantidad de sólidos presentes en la corriente de entrada o para presiones de operación muy altas (mayores a 1100 psig [75,8 barg]), aunque tienen la

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS desventaja que presentan grandes pérdidas de presión y una eficiencia de remoción bastante baja de partículas líquidas cercanas a los 10 µm. B)

Cartuchos de filtrado: Son empleados para operar con grandes cantidades de sólidos y obtener una alta eficiencia de remoción de partículas líquidas (100 % de partículas mayores de 8 µm) y sólidas (99 % de partículas mayores de 10 µm). Los separadores están formados por una sección de filtración (Figura 19), una sección de asentamiento gravitatorio, una sección de extractores y una sección adicional de recolección de líquido en la parte inferior del recipiente. Por lo general, los cartuchos de filtrado son sustituidos cuando una pérdida de presión de 10 psi (0,7 bar) es observada, y se sugiere un valor de 25 psi (1,7 bar) como pérdida de presión máxima permitida [10]. Tienen la desventaja que presentan alto costo y requieren de mantenimientos frecuentes. Salida del gas

Salida del gas

Cartuchos de filtrado Ciclón Entrada

Salida del líquido

Bandeja de recolección de líquido

Entrada

Salida del líquido

Salida del líquido

(a)

(b)

Figura 19. Separadores con (a) ciclón en la entrada; (b) con cartuchos de filtrado. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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C)

Otros equipos: Cuando se requieren muy altas eficiencias de separación (como la remoción de partículas menores de un micrómetro) se sugieren equipos como lavadores tipo Venturi y precipitadores electrostáticos. Éstos constituyen equipos similares a los separadores normales gas-líquido con la adición de un elemento externo para favorecer la separación, que puede ser el empleo de un líquido limpiante que se pone en contacto con el gas para arrastrar las partículas líquidas o bien la adición de cargas electrostáticas, respectivamente. La principal desventaja de estos equipos es su elevado costo y las dificultades presentadas en su fabricación. El dimensionamiento de los separadores con los elementos descritos anteriormente, por lo general se reserva a los fabricantes, debido a que el dimensionamiento está basado en consideraciones empíricas y la ausencia de ecuaciones estándares que describan el comportamiento de los fluidos dentro de los mismos.

10.3.2.1. Extractores de Niebla Existen dos tipos de extractores de niebla ampliamente utilizados en la industria: la malla de alambre tejido (wire mesh) y los canales o laberintos (vanes). El funcionamiento de los mismos se presenta en la Sección 10.4.2. Las principales características de cada uno se describen a continuación: A)

Extractores tipo malla (Figura 20): Están formados por un arreglo de filamentos o alambres tejidos con un diámetro de 0,006 in (150 µm) a 0,011 in (280 µm), de tal manera que el gas fluye alrededor de los alambres ocasionando que las partículas líquidas choquen (impacto inercial), se adhieran por tensión superficial, se lleve a cabo la coalescencia de las gotas y se formen partículas más grandes y más pesadas que eventualmente caen por gravedad. En la Figura 21 se muestra como las pequeñas partículas de líquido se separan de la corriente de gas como consecuencia de atravesar un extractor de malla de alambre.

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Figura 20. Extractor de neblina tipo malla [20].

Las gotas más pequeñas fluyen con el gas alrededor del alambre

El gas fluye alrededor del alambre

Las gotas más grandes chocan contra el alambre y se adhieren a este. Alambre (metal, plástico o vidrio)

Las gotas capturadas se unen y caen hacia el fondo del separador

Figura 21. Remoción de las partículas líquidas con un extractor de neblina tipo malla (adaptado de [3]).

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La eficiencia de remoción depende de: •

El diámetro de partícula de retención.

•

La velocidad del gas.

•

La diferencia de densidades entre el líquido y el gas.

•

Las viscosidades de los fluidos.

•

La tensión superficial del líquido.

•

La carga de líquido presente en el gas.

La velocidad del gas a través del extractor es uno de los factores más importantes en el diseño, ya que si se opera a muy bajas velocidades sólo las partículas muy grandes chocan con los filamentos, mientras que las más pequeñas fluyen alrededor de los mismos con el gas y no son extraídas. A muy altas velocidades sin embargo, las partículas adheridas a los filamentos podrían ser arrastradas de nuevo por la corriente de gas ocasionando efectos todavía más perjudiciales. La malla puede estar dispuesta en posición vertical u horizontal en el separador (Figura 22), aunque se ha encontrado que la orientación vertical es menos eficiente [10]. Estos tipos de extractores por lo general, presentan alta eficiencia de remoción de partículas cercanas a los 10 µm de diámetro, poca pérdida de presión (alrededor de 1 in (25 mm) de agua) y capacidad de operación con cargas de líquido de hasta 1 gal/(min·ft2) [2]. Entre sus desventajas se encuentran: alta factibilidad del taponamiento con sólidos (como ceras y residuos), problemas de corrosión con sustancias líquidas tales como ácidos (debido a los pequeños diámetros de los filamentos), y disminución en la eficiencia de separación trabajando con líquidos muy viscosos, presencia de espuma y presiones de operación superiores a 1100 psig (75,8 barg).

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Vertical con extractor vertical (flujo horizontal de gas)

Vertical con extractor horizontal (flujo vertical de gas)

Flujo del gas Línea de drenaje con sello de líquido

Horizontal con extractor vertical (flujo horizontal de gas) Soporte

Horizontal con extractor horizontal (flujo vertical de gas)

Figura 22. Configuración de los separadores: (a) vertical con extractor horizontal, (b) vertical con extractor vertical, (c) horizontal con extractor vertical, (d) horizontal con extractor horizontal (adaptado de [2]).

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS B)

Extractores con vanes (Figura 23): Consisten en canales que separan partículas del gas, basándose al igual que los extractores tipo malla en el mecanismo de impacto inercial. El gas pasa a través de un camino con constantes variaciones de dirección, ocasionando que las partículas líquidas debido a su mayor momento tiendan a desplazarse en líneas rectas, choquen con la superficie del extractor, se adhieran y sean transportadas posteriormente a la sección de recolección de líquido a través de un sistema de drenaje (downcomer). En la Figura 24 se muestra el mecanismo de separación de las partículas líquidas a través de un extractor con vanes.

Figura 23. Extractor de neblina tipo vanes [20]. La eficiencia de remoción depende de los mismos factores que para los extractores tipo malla, así como los requerimientos para la velocidad del gas. Sin embargo, en el caso de las vanes es posible operar con mayores velocidades de gas sin que ocurra nuevo arrastre de las partículas, debido a la mayor eficiencia en el sistema de drenaje. El banco de vanes puede trabajar en configuración vertical u horizontal (Figura 22), aunque por lo general es más eficiente el tipo vertical. Las ventajas de este tipo de extractor sobre el tipo malla son: posibilidad de operar con moderadas cantidades de sólido sin que ocurra taponamiento, mayor capacidad para cargas líquidas (hasta 2 gal/(min·ft2)) [2], mayor eficiencia de operación con líquidos muy viscosos y moderados sistemas espumantes, mínima pérdida de presión (alrededor de 15 mm de agua, relevante en servicios de vacío), menores problemas de corrosión, y oportunidad de disminuir el diámetro del recipiente aun más debido a las mayores velocidades permitidas del gas. Su principal desventaja es su mayor costo y su menor eficiencia (por lo general 100 % de las partículas cercanas a 40 µm). Sin embargo, la eficiencia puede aumentarse con la 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS adición de bolsillos o ganchos en las paredes de las venas para favorecer la extracción de las partículas líquidas. En la Figura 25 se muestran ejemplos de todos los tipos de vanes.

El gas y las partículas de líquido son obligadas a cambiar de dirección varias veces al atravesar los canales del extractor

El momento de las gotas más grandes las mantiene viajando en dirección recta chocando y adhiriéndose al extractor

Las gotas atrapadas se unen hasta formar gotas suficientemente grandes para caer

Figura 24. Remoción de las partículas líquidas con un extractor de neblina con vanes (adaptado de [3]).

Sin bolsillos Flujo Con bolsillos simples

Con bolsillos dobles

Figura 25. Tipos de vanes. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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En ocasiones, cuando se desean altas eficiencias de separación y la carga de líquido es un factor crítico en la especificación, pueden emplearse modelos especiales como son mallas con filamentos más finos, mallas con avanzados sistemas de drenaje, o bien un arreglo de malla y vanes, donde la malla opera en condiciones de inundación de líquido, actuando como elemento coalescedor de las partículas más grandes que luego son eliminadas por las venas. El Cuadro 6 muestra una comparación de tamaños y otras variables en separadores gas-líquido: A)

Separador vertical. a)

b)

B)

Sin extractor de niebla: •

Se requiere un diámetro mayor para obtener una menor velocidad del gas.

•

El tamaño de las partículas para retención es mayor.

Con extractor de niebla tipo malla y vanes: •

Se requiere un diámetro menor porque el extractor permite una velocidad mayor del gas.

•

Se requiere una altura total mayor para ubicar del extractor.

•

El tamaño de las partículas para retención es menor.

•

La pérdida de presión es menor para el extractor tipo vanes.

Separador horizontal. a)

Sin extractor de niebla: •

Se requiere un menor diámetro y longitud porque no es existe ub requerimiento adicional para la instalación del extractor.

•

El tamaño de las partículas para retención es mayor.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS b)

Con extractor de niebla tipo malla y vanes: •

Se requieren un diámetro mayor y longitud para la instalación del extractor.

•

El tamaño de las partículas para retención es menor.

•

La pérdida de presión es menor para el extractor tipo vanes.

Cuadro 6. Comparación de separadores gas-líquido sin extractor de niebla, y con extractores tipo malla y vanes. Sin extractor

Tipo de separador

Con extractor Tipo malla

Tipo vanes

Vertical Diámetro

[mm]

1067

762

762

Altura (TL/TL)

[mm]

2667

3429

3429

Pérdida de presión

[in H2O]

Retención de partículas

---

0,117 > 10

0,015

[µm]

> 150

> 40

Diámetro

[mm]

1219

1676

1676

Longitud (TL/TL)

[mm]

3353

4267

4267

Horizontal

Pérdida de presión

[in H2O]

Retención de partículas

[µm]

--> 150

0,825 > 10

0,002 > 40

10.3.2.2. Volumen Retenido de Líquido El volumen de líquido dentro del separador depende del tiempo de residencia o retención de líquido y del caudal del mismo, de acuerdo a la siguiente relación [10]:

VL = QL ⋅ tr

Ec. 1

El valor del tiempo de residencia es una función de los requerimientos de control o emergencia, y de condiciones del proceso como pueden ser el servicio del separador y los equipos presentes aguas abajo del mismo. En el Cuadro 7 se presenta una guía de los tiempos de residencia para consideración en algunos servicios específicos. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Cuadro 7. Tiempos de residencia sugeridos para distintos servicios y entre los distintos niveles de operación, [23] y [21]. Servicio del Separador

Tiempo de residencia [min]

Suministro de líquido a una columna

5 (LLL-NLL) 3 (NLL-HLL)

Suministro de líquido a otro separador (o tanque) con bomba o a través de un intercambiador


Suministro de líquido a otro separador (o tanque) sin bomba


Suministro de líquido a un horno


Tambor de reflujo


Tambor de reflujo con acumulación de producto, cuyo tope alimenta a otra columna


Tambor de reflujo con acumulación de producto, cuyo tope alimenta a otro separador (o tanque) con bomba


Tambor de reflujo con acumulación de producto, cuyo tope alimenta a otro separador (o tanque) sin bomba


Tambor de reflujo con acumulación de producto, cuyo tope alimenta a otro separador (o tanque) pasado por intercambiador


Tambores de succión de compresores o entre etapas de compresión, y a la entrada de expansores o turbinas

5 (LLL-NLL) 5 (NLL-HLL) 3 (HLL-HHLL)

KO Drums


Separadores de gas combustible


Separadores de gas-agua


Separador entre unidades de alta presión y baja presión (Flash drum)


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Sin embargo, estos tiempos pueden modificarse de acuerdo a requerimientos especiales como pueden ser los siguientes: •

Para recipientes con control manual, se sugiere un tiempo de 5 min a 7 min, tanto entre el nivel normal (NLL) y el bajo (LLL) como entre el nivel normal y el alto (HLL), de manera de proporcionar suficiente tiempo al operador para controlar el proceso.

•

Cuando no se desea retener volúmenes de líquido dentro del recipiente o bien las cantidades del mismo son muy pequeñas, considerarse al menos el volumen retenido para una altura de 12 in (300 mm) entre el LLL y el NLL y una altura de 6 in (150 mm) entre el NLL y el HLL, sugeridas como mínimas de acuerdo a criterios de control.

•

Si se desea considerar niveles adicionales de control como nivel de emergencia (HHLL) o nivel muy bajo (LLLL), se sugieren tiempos de residencia entre 0,5 min y 3 min a partir del nivel alto y el bajo respectivamente.

•

Cuando se espera la presencia de espuma en el líquido de operación, se añade un tiempo adicional de residencia para favorecer la separación gaslíquido que por lo general oscila entre 2 min y 5 min.

10.3.2.3. Velocidad Terminal de las Partículas En la sección de separación secundaria o de asentamiento gravitatorio, las partículas líquidas dispersas en la fase de gas son sometidas a distintas fuerzas como es mostrado en la Figura 15.

C D AP ρ G u 2 FD = 2gc FG =

FF =

ρ LVL g gc

ρ GVL g gc

Ec. 2

Ec. 3

Ec. 4

De esta manera, apenas la partícula comienza su descenso por la sección, acelera hasta que estas tres fuerzas se equilibran, después de lo cual continúa 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS cayendo a una velocidad constante conocida como velocidad terminal o de asentamiento libre (ut). Igualando las Ec. 2, Ec. 3 y Ec. 4, y asumiendo partículas rígidas esféricas se tiene:

ut =

4 gDP (ρ L − ρ G ) 3ρGCD

Ec. 5

Para la determinación de la velocidad terminal, se observa de la Ec. 5 que se requiere conocer el coeficiente de arrastre (CD), el cual es función de la forma de la partícula que en este caso es esférica y el Número de Reynolds. De acuerdo al régimen de flujo, el coeficiente se calcula según las siguientes Leyes [10]: Ley de Stokes

CD = 24 Re-1

0 < Re ≤ 2

Ec. 6

Ley Intermedia

CD = 18,5 Re-0,6

2 < Re ≤ 500

Ec. 7

Ley de Newton

CD = 0,44

500 < Re ≤ 200000

Ec. 8

Donde: Re =

1488 D p u t ρ G

Ec. 9

μG

El factor 1488 es debido a que todas las variables se ingresan en unidades inglesas, excepto por la viscosidad que se ingresa en centi Poise; es decir 1488 cP equivalen a 1 lb/(ft·s). Para evitar el método de tanteo en la obtención de la velocidad terminal, se opera con las Ec. 5 y Ec. 9 hasta obtener la relación:

(0,95 ⋅ 10 )ρ = 8

C D Re

2

G Dp μG 2

3

(ρ L − ρ G )

Ec. 10

Considerando los casos bordes (Re = 2 y Re = 500) se evalúan los valores límites de CDRe2 entre cada Ley, siendo éstos 48,82 y 110 000 respectivamente, para determinar el régimen que rige el movimiento de la partícula, calcular el coeficiente de arrastre y luego la velocidad terminal.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Para el movimiento de burbujas de gas a través de líquidos, se aplican las mismas consideraciones que para partículas líquidas. La diferencia está en que se asume que la velocidad es mucho menor y el movimiento se lleva a cabo en régimen laminar (Ley de Stokes), quedando la velocidad terminal de la manera siguiente:

1488 gD p (ρ L − ρ G ) 2

ut =

18 μ L

Ec. 11

Donde Dp es ahora el diámetro de las burbujas de gas. Aunque en el dimensionamiento de los separadores considera la separación de las burbujas de gas presentes en el líquido, por lo general este factor no es determinante a menos que muy altas viscosidades de líquido estén presentes, siendo mucho más crítica la separación de las gotas presentes en la fase de gas. 10.3.2.4. Velocidad Crítica del Gas La velocidad crítica se define como la velocidad de gas máxima que puede alcanzarse dentro del separador, tal que no ocurra arrastre de las partículas líquidas. Para el dimensionamiento, se asegura que el área para el flujo de gas permita operar a velocidades menores a la crítica, para obtener un buen funcionamiento del equipo. En el caso de separadores verticales sin extractor de niebla, la velocidad del gas es menor que la velocidad terminal de las gotas para que no ocurra un nuevo arrastre de las mismas; por lo general se considera aceptable entre el 75 % y el 100 % de la velocidad de terminal o de asentamiento. Para los demás casos, cuando la velocidad máxima está determinada por la eficiencia de separación a través del extractor (como en los separadores verticales con extractor), o en los separadores horizontales, donde el flujo de gas no se opone directamente al movimiento de las partículas y por lo tanto la relación permitida entre las velocidades de las gotas y del gas no es fácil de obtener, se emplea la correlación empírica propuesta por Souders y Brown [19] basada en la Ec. 5:

uc = K

ρ L − ρG ρG

Ec. 12

El factor K es un parámetro empírico que involucra todos los elementos que afectan la separación además de las densidades, como son: presencia de 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS espuma, de sólidos, viscosidades de las dos fases, tensión superficial, presión de operación, grado de separación requerido, relación gas-líquido, etc. Una recopilación de distintos criterios sugeridos para este factor es mostrada en el Cuadro 8, considerando sólo separadores con extractores de niebla. Posteriormente, se muestran correcciones sugeridas por la Referencia [12] de acuerdo a la longitud del separador, presión de operación y diversos servicios específicos. Cuadro 8. Valores sugeridos para el parámetro K [= ft/s]. Referencia GPSA [12]

API [4]

ACS Industries [2]

PDVSA [17]

Separador

Vertical con extractor tipo malla

Horizontal con extractor tipo malla

0,12 a 0,24 para alturas hasta de 5 ft (1,5 m) 0,18 a 0,35 0,18 a 0,35 para alturas de 10 ft (3 m) y mayores 0,40 a 0,50 para longitudes menores a 10 ft (3 m) 0,40 a 0,50

0,40 a 0,50 x (L/10) 0,56 para longitudes mayores de 10 ft (3 m)

0,35 para WL/WG < 0,1 0,25 para 0,1 < WL/WG < 1 0,20 para WL/WG > 1

0,40 para 2,5 < L/D < 4,.0 0,50 para 4,0 < L/D < 6,0

0,15 a 0,32 con P para 1 a 10 psia (0,07 a 0,7 bara) 0,35 para P entre 10 y 100 psia (0,7 a 7 bara) 0,27 a 0,32 para P entre 10 y 1000 psia (0,7 a 70 bara)

Venas (flujo vertical)

0,50

Venas (flujo horizontal)

0,65

Las correcciones sugeridas por la Referencia [12] son las siguientes: •

Separadores sin extractor de niebla, divida el parámetro K entre 2.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS •

Operaciones con glicol y soluciones de aminas, multiplique K por un factor de 0,6 a 0,8.

•

Separadores a la succión de compresores y a la entrada de expansores, multiplique K por un factor de 0,7 a 0,8.

•

Evaporadores de hidróxido de sodio o cloruro de sodio, considere K = 0,15.

•

Operaciones con vapor de agua como los separadores en calderas (steam drums), considere K = 0,25.

•

Separadores horizontales iguales o mayores a 10 ft (3 m) de largo, utilice el mismo factor de corrección que API, es decir, multiplicar K por (L/10)0,56.

•

Operaciones en condiciones de vacío, considere K = 0,20.

•

Presiones de operación superiores a la atmosférica, se sugiere corregir el parámetro K de acuerdo a los siguientes porcentajes del valor de diseño: 150 psia (10,3 bara) a 90 % 300 psia (20,7 bara) a 85 % 600 psia (41,4 bara) a 80 % 1150 psia (79,3 bara) a 75 % También puede emplearse la siguiente correlación que ajusta los datos anteriores: % de ajuste = 116,37 – 5,656 ln(P + 14,7 psi)

Ec. 13

10.3.2.5. Casos Especiales Entre los posibles servicios y condiciones especiales que pueden presentarse en el dimensionamiento de un separador gas-líquido se encuentran: •

Separadores ubicados en el interior de otro equipo de procesos, como servicios en evaporadores y calderas, se considera el equipo en el que

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS operen, por lo que su dimensionamiento es realizado con asesoría de los fabricantes. •

KO Drums (los cuales por lo general son horizontales y sin extractor), cuando se requieren diámetros mayores a 12 ft (3,6 m) debido a la velocidad crítica del gas, puede emplearse un arreglo de dos salidas laterales ubicadas a los extremos del separador con la entrada dispuesta en la parte central del mismo, con la finalidad de reducir el diámetro.

División del flujo de entrada

Sección dimensionada con la mitad del flujo de gas

Sección dimensionada con la mitad del flujo de gas

Figura 26. KO Drum con dos boquillas de salida y una central para la entrada. •

Operaciones que pueden presentar espuma, pueden ser empleados platos paralelos, deflectores, equipos centrífugos, solventes químicos o equipos que proporcionen calor, con la finalidad de eliminarla. También puede aumentarse el volumen del separador en un tercio o bien incrementar el tiempo de residencia de líquido. De igual manera, han sido desarrolladas correlaciones empíricas para corregir el diámetro del separador para operaciones con líquidos espumantes. La presencia de espuma puede ocasionar dificultades en el control del proceso, ocupa gran cantidad de volumen en la sección de recolección de líquido disminuyendo el tiempo de residencia previsto para el mismo, y dificulta la separación de las burbujas de gas de la fase líquida. Como guía general, en servicios con hidrocarburos se espera presencia de espuma bajo las siguientes condiciones: relación gas-líquido menor a 2000 SCF/BBL,

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS densidad del líquido menor a 40 °API y temperatura de operación menor a 160 °F (71 °C) [12]. 10.3.3.

Procedimiento de Cálculo El dimensionamiento de los separadores gas-líquido, necesita conocer la presión de operación, la temperatura de operación, los flujos de líquido y gas, las propiedades físicas de cada fase (densidad y viscosidad), el grado de separación requerido (diámetro de partícula que se desea retener), el servicio del separador o los equipos presentes aguas abajo del mismo (para estimar el tiempo de residencia de líquido y los distintos niveles), y posibles problemas de operación como la presencia de sólidos, espuma, etc. La Figura 27 y Figura 28 muestran un resumen de los pasos requeridos para el dimensionamiento de los separadores gas-líquido verticales y horizontales, respectivamente. En el caso de una evaluación del separador, véase la Sección 10.8. 1

Determinación de la velocidad crítica del gas

1a

1b

Sin extractor de niebla

Con extractor de niebla

2

Determinación del diámetro del separador 3

Determinación de la altura del separador 4

Especificación de los internos y elementos auxiliares

Figura 27. Resumen de los pasos para el dimensionamiento de un separador vertical. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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1

Determinación de la velocidad terminal de las gotas

1a

1b

Sin extractor de niebla

Con extractor de niebla

2

Determinación del diámetro inicial separador 3

Determinación de la longitud requerida para el almacenamiento del líquido 4

Determinación de la longitud requerida para la separación gas-líquido 5

Determinación de la longitud del separador 6

Verificaciones del dimensionamiento 7

Optimización con el peso del recipiente 8

Especificación de los internos y elementos auxiliares

Figura 28. Resumen de los pasos para el dimensionamiento de un separador horizontal.

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10.3.4.

Dimensionamiento de los Separadores Verticales Las distancias requeridas para los separadores verticales con o sin extractor de niebla son mostradas en la Figura 29. Salida del gas

Salida del gas TL

HC

TL

HC

HF tD

(a) D

(b) HD

D Ht

Entrada

HD

Entrada

HLIN

HLIN

HHLL

HHLL

HLL

HHHLL

HLL

HHHLL

NLL

HHLL

NLL

HHLL

LLL

HNLL

LLL

HNLL

LLLL

HLLL

LLLL

HLLL

HLLLL

HLLLL

TL

TL

Salida del líquido

Salida del líquido

Figura 29. Separadores verticales: (a) con extractor, (b) sin extractor. El método de cálculo para separadores verticales bifásicos, se describe a continuación: 1)

Determinación de la velocidad crítica del gas

1.A)

Sin extractor de niebla.

1.A.1) Determine el diámetro de las partículas que se desea retener de acuerdo a los criterios mostrados en la Sección 10.3.1.1. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 1.A.2) Calcule el factor CDRe2:

(0,95 ⋅ 10 )ρ = 8

C D Re

2

G Dp μG 2

3

(ρ L − ρ G )

Ec. 14

1.A.3) Calcule el coeficiente de arrastre CD a través de los siguientes criterios (provenientes de rearreglos en las Ec. 6, Ec. 7 y Ec. 8): CDRe2 < 48,82

CD = 576 (CDRe 2)-1

48,82 ≤ CDRe2 < 110000

CD = 64,6 (CDRe 2)-0,43

CD Re2 ≥ 110000

CD = 0,44

1.A.4) Calcule ut:


ut =

Ec. 15

1.A.5) Use uc = 0,75·ut para un dimensionamiento conservador. 1.B)

Con extractor de niebla.

1.B.1) Seleccione el valor del parámetro K de acuerdo al Cuadro 8. Por lo general, resulta adecuado un valor de 0,35 con las correcciones propuestas por la Referencia [12]. 1.B.2) Calcule uc:

uc = K

ρ L − ρG ρG

2)

Determinación del diámetro del separador

2.1)

Calcule el diámetro interno requerido:

⎛ 4Q ⎞ D = ⎜⎜ G ⎟⎟ ⎝ π uc ⎠ 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

Ec. 16

0,5

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Ec. 17

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2.2)

Por lo general, los diámetros menores de 2 ft (0,6 m) no son recomendables ya que presentan problemas de construcción, de mantenimiento y de operación (principalmente si se usan internos como deflectores y extractores).

2.3)

Aproxime el valor del diámetro al siguiente múltiplo de 6 in (150 mm), que por lo general corresponde a las medidas estándar. Verifique con la Disciplina de Ingeniería Mecánica si ese estándar es apropiado, el aumento a un múltiplo de 6 in (150 mm) puede ser evitado, si el separador se construye de planchas de metal cortadas según la solicitud el comprador.

2.4)

Verifique que el diámetro del separador evita que la velocidad de líquido sea tal que el arrastre de las burbujas de gas se lleve a cabo. Para ello, se considera que si se retiran burbujas mayores de 200 µm, el arrastre es despreciable. Empleando la Ley de Stokes para la velocidad de ascenso de las burbujas (Ec. 11), se obtiene que el diámetro del separador cumpla con la siguiente ecuación:

D ≥ 0,553 2.5)

QL μ L ρ L − ρG

Ec. 18

Si se espera presencia de espuma dentro del separador, la siguiente correlación empírica es utilizada para verificar el diámetro:

D ≥ 0,2254 ⋅ QL

μL ⎞ ⎟⎟ ⎜⎜ ⎝ ρ L − ρG ⎠

0,5 ⎛

0 ,14

Ec. 19

3)

Determinación de la altura del separador

3.1)

Determine la distancia mínima entre la línea tangente inferior y el nivel bajo – bajo de líquido (LLLL) de acuerdo a los siguientes criterios [21]: P < 300 psia (20,7 bara) y D ≤ 8 ft (2,4 m)

HLLLL = 1,25 ft (380 mm)

P < 300 psia (20,7 bara) y D > 8 ft (2,4 m)

HLLLL = 0,5 ft (150 mm)

P ≥ 300 psia (20,7 bara)

HLLLL = 0,5 ft (150 mm)

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Verifique también que el nivel bajo de líquido evite la formación de burbujas de gas en la salida de líquido debido a la pérdida de presión en la boquilla. De esta manera, se cumple [11]: H LLLL

u L2 + H C ≥ 1,78 2g

Ec. 20

La velocidad de líquido a través de la boquilla (uL) se calcula de la siguiente manera: QL u L = 3600 2 π ⎛ dl ⎞ ⋅⎜ ⎟ 4 ⎝ 12 ⎠

Ec. 21

El diámetro de la boquilla de salida de líquido (dl) es calculado según se muestra en la Sección 10.4.1.2. La altura del casquete (HC) puede estimarse igual a D/4 (para el caso de casquetes elipsoidales 2:1) o bien tomarse igual a cero para hacer el dimensionamiento más conservador. Para HLLL, use como distancia mínima 0,5 ft (150 mm) entre el LLLL y el LLL. 3.2)

Seleccione los tiempos de residencia de líquido entre los siguientes niveles con ayuda del Cuadro 7 y sus posibles modificaciones: •

la línea de tangente inferior y el nivel muy bajo de líquido (tLLLL),

•

nivel muy bajo y el bajo (tLLL),

•

nivel bajo y el normal (tNLL),

•

nivel normal y el alto (tHLL) y

•

nivel alto y muy alto (tHHLL).

Luego, calcule estas distancias de acuerdo a las siguientes ecuaciones derivadas de la Ec. 1: 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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H LLL =

t LLL ⋅

π 4

H NLL =

4

H HLL =

π

QL 60

D

t HLL ⋅ 4

H HHLL =

D2

t NLL ⋅

π

QL 60

2

QL 60

D2

t HHLL ⋅

π 4

D

QL 60 2

Ec. 22

Ec. 23

Ec. 24

Ec. 25

Use como valores mínimos:

3.3)

•

HLLL = 0,5 ft (150 mm),

•

HNLL = 1 ft (305 mm),

•

HHLL = 0,5 ft (150 mm) y

•

HHHLL = 0,5 ft (150 mm).

Seleccione el tipo de entrada requerido en el separador como sección de separación primaria, de acuerdo a los criterios presentados en la Sección 10.4.1.1. Luego, determine el diámetro de la boquilla de entrada (di) según se muestra en la Sección 10.4.1.2 y calcule la altura entre la línea central de ésta y el nivel más alto de líquido (HLIN), de acuerdo al siguiente criterio: H LIN = 0,3 D +

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di 24

Ec. 26

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Use como valores mínimos [21]: HLIN = 1 + di/12 (con deflector o codo de 90º) HLIN = 1+ di/24 (con distribuidor) 3.4)

Determine la distancia para la separación gas-líquido de acuerdo a los siguientes criterios: Sin extractor de niebla: HD = D + di/24

Ec. 27

Con extractor de niebla: HD = 0,5D + di/24

Ec. 28

Use como mínimo para ambos casos: HD = 3 + di/24. 3.5)

Si desea emplearse extractor de neblina, se incluye en la altura del separador el valor del ancho del mismo (tD). Por lo general, los extractores tipo malla presentan un espesor de 4 a 6 in, mientras que las venas presentan de 6 in (150 mm) a 9 in (230 mm) en la mayoría de las aplicaciones. De igual manera, se considera una distancia apropiada entre el tope del extractor y la boquilla de salida de gas, de manera de obtener una buena distribución de gas a través de la misma. Para ello, se toma en cuenta los criterios presentados en la Figura 41 para las distintas posiciones de la salida de gas. Tomando la salida por el tope del separador y considerando una altura del casquete de D/4, se tiene que la distancia entre el tope del extractor y la línea tangente superior es [12]: HF =

D dg − 4 24

Ec. 29

Use como mínimo: HF = 1 ft (305 mm). El término D/4 es para un casquete elipsoidal 2:1. El valor del diámetro de la boquilla de salida de gas es calculado según se muestra en la Sección 10.4.1.2. 3.6)

Calcule la altura tangente-tangente del separador sumando todas las distancias obtenidas anteriormente: HT = HLLLL + HLLL + HNLL + HHLL + HHHLL + HLIN + HD + tD + HF

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Ec. 30 INEDON

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Si no hay extractor de niebla, tD y HF son iguales a cero. Por lo general, se consideran múltiplos de 3 in (75 mm) como medidas estándar para la altura tangente-tangente del separador. 3.7)

Verifique que la relación HT/D se encuentre en el rango 2,5 a 6, que es comúnmente aceptado como óptimo de acuerdo a criterios económicos y operacionales [17]. Si el valor es menor de 2,5, incremente la altura del separador en aquellas distancias consideradas como más críticas en el dimensionamiento (por lo general se incrementa HD) hasta obtener la relación deseada. Si el valor es mayor de 6, es conveniente emplear un separador horizontal debido a las grandes cantidades de líquido que se están considerando.

4)

Especificación de los internos y elementos auxiliares La especificación de los elementos como extractores de niebla, rompevórtices, boquillas de entrada (deflectores, codos de 90º y distribuidores) y boquillas de salida de gas y líquido, se presenta en el Sección 10.4.

10.3.5.

Dimensionamiento de los Separadores Horizontales Las distancias requeridas para los separadores horizontales son mostradas en la Figura 30. Salida del Gas

Entrada HF

tD

HV

HHLL

D

HHHLL

HLL NLL LLL

HHLL

LLLL

HLLL

HNLL HLLLL

L

Salida del líquido

Figura 30. Separador horizontal.

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El método de cálculo consiste en un procedimiento de ensayo y error de acuerdo a los siguientes pasos:

1)

Determinación de la velocidad terminal de las gotas

1.A)

Sin extractor de niebla.

1.A.1) Determine el diámetro de las partículas de líquido que se desea retener de acuerdo a los criterios mostrados en la Sección 10.3.1.1. 1.A.2) Calcule el factor CDRe2:

(0,95 ⋅ 10 )ρ = 8

C D Re

2

G Dp μG 2

3

(ρ L − ρ G )

Ec. 31

1.A.3) Calcule el coeficiente de arrastre CD a través de los siguientes criterios (provenientes de rearreglos en las Ec. 6, Ec. 7 y Ec. 8): CDRe2 < 48,82

CD = 576 (CDRe2)-1

48,82 ≤ CDRe2 < 110000

CD = 64,6 (CDRe2)-0,43

CD Re2 ≥ 110000

CD = 0,44

1.A.4) Calcule ut:

ut = 1.B)


Ec. 32

Con extractor de niebla. Para separadores horizontales con extractor de niebla, se considera que en la sección de separación secundaria o de asentamiento gravitatorio se retiran partículas iguales y mayores de 150 µm de diámetro, de manera que el extractor funcione de manera óptima sin excesivas cargas de líquido. Por ello, la velocidad terminal se calcula igual que para separadores sin extractor; pero se considera un diámetro de partícula de 150 µm para el dimensionamiento.

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2)

Determinación del diámetro inicial del separador

2.1)

Obtenga un estimado de la relación L/D de acuerdo a los siguientes criterios basados en la presión de operación [21]:

2.3)

0

250 psig (17,2 barg) Î

L/D = 3

250 (17,2 barg)


L/D = 4

P>


L/D = 5

Seleccione el valor del parámetro K de acuerdo al Cuadro 8. Por lo general, resulta adecuado un valor de 0,50 con las correcciones de presión y servicios específicos propuestas por la Referencia [12]. Luego, calcule un factor φ que es utilizado para la velocidad crítica:

φ=K 2.4)

ρ L − ρG ρG

Ec. 33

Seleccione los tiempos de residencia de líquido entre los niveles siguientes con ayuda del Cuadro 7 y sus posibles modificaciones: •

la línea del fondo inferior y el nivel muy bajo (tLLLL),

•

nivel muy bajo y el bajo (tLLL),

•

nivel bajo y el normal (tNLL),

•

nivel normal y el alto (tHLL) y

•

nivel alto y muy alto (tHHLL)

Determine el volumen de líquido que se desea retener entre los distintos niveles, según las siguientes ecuaciones derivadas de la Ec. 1: VLLLL = t LLLL ⋅

V LLL = t LLL ⋅

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QL 60

QL 60

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Ec. 34

Ec. 35

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V NLL = t NLL ⋅

QL 60

Ec. 36

V HLL = t HLL ⋅

QL 60

Ec. 37

VHHLL = t HHLL ⋅

2.4)

QL 60

Ec. 38

El diámetro necesario para almacenar el volumen de líquido deseado es el siguiente:

⎛ 4(VLLLL + VLLL + VNLL + VHLL + VHHLL ) ⎞ DL = ⎜⎜ ⎟⎟ π (L/D )F ⎝ ⎠

1 3

Ec. 39

Por lo general, como una estimación inicial resulta adecuado emplear un valor de F = 0,5 (suponiendo que la mitad del recipiente se encuentra ocupado por el líquido), aunque el valor de dicho factor puede modificarse de acuerdo a los requerimientos para almacenamiento de líquido. 2.5)

El diámetro necesario para cumplir con la máxima velocidad crítica permisible es el siguiente: ⎞ ⎛ 4QG (3,63 ) ⎟ DG = ⎜⎜ 0,56 ⎟ ( ) ( ) πφ / 1 L D − F ⎠ ⎝

0,39

Ec. 40

Para el valor del factor F, se usan las mismas consideraciones que en el paso anterior. 2.6)

Seleccione el mayor valor entre DL y DG como el diámetro inicial del separador. Aproxime el valor del diámetro al siguiente múltiplo de 6 in (150 mm), que por lo general corresponde a las medidas estándar.

2.7)

Es conveniente calcular el diámetro mínimo que podría presentar el separador. Para ello, se emplea la Ec. 39 con un factor de F = 1 y la Ec. 40 con un factor de F = 0, seleccionando luego el mayor valor entre los dos diámetros obtenidos. Sin embargo, este diámetro cumple con el mínimo sugerido de acuerdo a requerimientos de control y óptimo

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS funcionamiento del separador. Por lo general, se recomiendan como diámetros mínimos 5,5 ft (1,68 m) y 3,5 ft (1,07 m) con extractor y sin extractor de niebla respectivamente, aunque si se consideran niveles adicionales de líquido, se garantiza que para las distancias mínimas entre éstos y el nivel de líquido más próximo (0,5 ft [150 mm]) exista suficiente espacio en el separador sin que se violen las demás medidas mínimas en el recipiente.

3)

Determinación de la longitud requerida para almacenamiento de líquido

3.1)

Calcule el área transversal total del separador: AT =

3.2)

π 4

D2

Ec. 41

Calcule la altura para el nivel muy bajo de líquido (HLLLL) de acuerdo al siguiente criterio que garantiza la colocación de la instrumentación necesaria y la colocación del rompe vórtice [21]: H LLLL =

0,5d + 7 12

Ec. 42

Use como mínimo: HLLLL = 0,75 ft (230 mm). Al igual que en los separadores verticales, se verifica que el nivel muy bajo de líquido (LLLL), sea tal que evite la formación de burbujas de gas en la salida de líquido debido a la pérdida de presión en la boquilla. De esta manera, se cumple [11]: H LLLL

u L2 ≥ 1,78 2g

Ec. 43

La velocidad de líquido a través de la boquilla (uL) se calcula de la siguiente manera:

uL =

QL 3600

π ⎛ dl ⎞

2

Ec. 44

⋅⎜ ⎟ 4 ⎜⎝ 12 ⎟⎠

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El diámetro de la boquilla de salida de líquido (dl) es calculado según se muestra en la Sección 10.4.1.2. 3.3)

Suponga la distancia entre el nivel muy bajo y el nivel bajo (HLLL). Use como mínimo: HLLL = 0,5 ft (150 mm). Calcule la relación (HLLL + HLLLL)/D y con la ecuación empleada para determinar las áreas de porciones de circunferencia obtener ALLL/AT, es decir [14]:

ALLL = AT

H + H LLLL ⎞ ⎛ H + H LLLL ⎞ H LLL + H LLL ⎛ H + H LLL ⎞ ⎛ arccos⎜1 − 2 LLL ⎟ − 2⎜1 − 2 LLL ⎟ ⎜1 − LLL ⎟ D D D D ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠

Ec. 45

π Conocida AT de la Ec. 41, calcular ALLL. La ecuación anterior y las siguientes permiten un cálculo rápido de las áreas y por ende de los volúmenes de líquido; pero no consideran el aporte de volumen de los casquetes. Las ecuaciones son mantenidas como parte del INEDON, si es requerido realizar cálculos “a mano”. Sin embargo, la Hoja de Cálculo del Anexo 1 tiene ecuaciones más detalladas que sí consideran el volumen de los casquetes, dichas ecuaciones están descritas en el Anexo 2. 3.4)

Estime la distancia entre el nivel muy alto de líquido y el tope del separador (HV) tomando por lo menos el 20 % del diámetro (0,2D). Esta distancia cumple con los mínimos permitidos, es decir: HV = 3 ft (0,91 m) con extractor de niebla, y HV = 1 ft (305 mm) sin extractor de niebla [21].

3.5)

Calcule la relación HV/D y de manera semejante a la Ec. 45 obtenga AV/AT:

AV = AT

H ⎞ H ⎞ HV ⎛ HV ⎞ ⎛ ⎛ arccos ⋅ ⎜1− 2 V ⎟ − 2 ⋅ ⎜1− 2 V ⎟ ⎜1− ⎟ D ⎠ D ⎠ D ⎝ D ⎠ ⎝ ⎝

Ec. 46

π

Conocida AT de la Ec. 41, calcule AV. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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3.6)

Calcule la longitud mínima tangente-tangente requerida para el almacenamiento del volumen de operación, sin considerar los casquetes para un cálculo preliminar:

LL =

V LLLL + V LLL + V NLL + V HLL + V HHLL AT − AV

Ec. 47

Aproxime este valor al próximo múltiplo de 6 in (150 mm). 3.7)

Asegure que la longitud calculada LL sea suficiente para almacenar los volúmenes deseados entre cada nivel de líquido, es decir que se cumple:

(ANLL – ALLL) LL ≥ VNLL

Ec. 48

(AHLL – ANLL) LL ≥ VHLL

Ec. 49

Para ello, se supone la distancia entre el nivel bajo y el normal (HNLL) y la distancia entre el nivel alto y el muy alto (HHHLL), para luego calcular la distancia entre el nivel normal y el alto (HHLL), verificando que no se sobrepase las altura de líquido permitida y que no se consideren distancias menores a las mínimas.

HHLL = D – (HLLLL + HLLL + HNLL + HHHLL + HV)

Ec. 50

Luego, se comprueban las ecuaciones Ec. 48 y Ec. 49, calculando ANLL de manera semejante a la Ec. 45 pero sustituyendo el término (HLLLL + HLLL)/D por (HLLLL + HLLL + HNLL)/D; y AHLL de manera semejante a la Ec. 45; pero sustituyendo el término (HLLLL + HLLL)/D por (HLLLL + HLLL + HNLL + HHLL)/D. Si no se cumplen estas ecuaciones, se modifican los niveles de líquido hasta donde sea posible (de acuerdo al rango permitido), y si alguna no se verifica entonces se incrementa la longitud LL hasta donde sea necesario.

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4)

Determinación de la longitud requerida para la separación gaslíquido

4.1)

Calcule la velocidad del gas:

uG = 4.2)

QG AV

Determine la longitud efectiva de separación (LEF), la cual se define como la longitud necesaria para separar por gravedad las gotas de diámetro deseado. Para ello, se asume que el tiempo de residencia del gas en la sección de separación secundaria es igual o mayor que el tiempo que tarda una gota en caer desde el tope del recipiente hasta la interface gas-líquido. Es decir [21]:

u H LEF H V ≥ ⇒ LEF = G V uG ut ut 4.3)

Ec. 51

Ec. 52

Determine la longitud necesaria para la colocación del extractor de niebla (LD). En el caso de extractores tipo vanes, se recomienda considerar una distancia igual a 0,5·D entre el extractor y la boquilla de salida del gas. Para extractores de niebla tipo malla (dispuesta en posición horizontal), comúnmente se calcula la velocidad del gas a través de la malla (uD) basándose en un valor del factor K para separadores verticales del Cuadro 8 (designado como KD para diferenciarlo del factor K de la velocidad crítica). Por lo general, resulta adecuado un valor de 0,35 con las correcciones sugeridas por la Referencia [12].

uD = K D

ρ L − ρG ρL

Ec. 53

Luego, se calcula la longitud para la colocación del extractor considerando que la misma es de forma cuadrada:

LD =

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QG uD

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Ec. 54

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4.4)

Calcule la longitud total requerida para la separación gas-líquido:

LG = LEF + LD

Ec. 55

Aproxime este valor al próximo múltiplo de 6 in (150 mm). Si el separador no posee extractor de niebla, entonces LD = 0.

5)

Determinación de la longitud del separador

5.1)

Si LL < LG en un rango menor de 20 % (1 ≥ LL / LG ≥ 0,8), entonces la longitud del recipiente (L) es igual a LG y sólo se añadirá un pequeño volumen adicional para el almacenamiento de líquido. Si LL < LG en un rango mayor de 20 %, se sugiere incrementar el valor de HV y repetir el procedimiento desde el paso 3, aunque si HV se encuentra en el valor máximo posible (para cumplir con los requerimientos mínimos de nivel de líquido) entonces L = LG y se continúa con el procedimiento.

5.2)

Si LL > LG en un rango menor de 20 % (1 ≤ LL / LG ≤ 1,2), entonces la longitud del recipiente es igual a LL y el dimensionamiento se considera aceptable para la separación gas-líquido. Si LL > LG en un rango mayor a 20 %, se sugiere disminuir el valor de HV y repetir el procedimiento desde el paso 3, aunque si HV es el mínimo permitido o se desea proporcionar mayor espacio de gas para cumplir con las verificaciones presentes en el paso 6, entonces L = LL y se continúa con el procedimiento.

6)

Verificaciones del dimensionamiento

6.1)

Se verifica que la longitud del separador sea suficiente para que la mayor cantidad de burbujas de gas sea separada de la corriente de líquido. Considerando burbujas mayores de 200 µm, empleando la Ley de Stokes para la velocidad de ascenso de las burbujas (Ec. 11) y operando de manera semejante a la Ec. 46, podría verificarse que el largo del separador cumpla con la siguiente ecuación:

L ≥ 0,2424

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(D − H V )μ L Q L (ρ L − ρ G )( AT − AV ) 73 de 144

Ec. 56

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 6.2)

Comprobar que la velocidad del gas a través del separador sea menor que la velocidad crítica, calculada según se explicó en la Sección 10.3.2.4. Puede considerarse: Para L – LD < 10 ft (3,05 m):

uc = φ

Para L – LD ≥ 10 ft (3,05 m):

⎛ L − LD ⎞ uc = φ ⎜ ⎟ ⎝ 10 ⎠

Ec. 57 0,56

Ec.58

Si la velocidad crítica es menor que la velocidad del gas, incrementar HV hasta donde sea permitido. Si no puede incrementarse HV, entonces aumente el diámetro del separador a un múltiplo de 6 in (150 mm) y repita el procedimiento desde el paso 3. 6.3)

Compruebe que la relación L/D se encuentra en los rangos apropiados de acuerdo a requerimientos económicos y de operación. Por lo general, un valor de L/D mayor a 6 se considera inaceptable, y en ese caso se incrementa el diámetro al próximo múltiplo de 6 in (150 mm) y repita el procedimiento desde el paso 3. Un valor de L/D menor a 2,5 no resulta conveniente (con ciertas excepciones como los KO Drums, donde una relación de L/D = 2 puede ser aceptada), por lo que se sugiere disminuir el valor del diámetro al anterior múltiplo de 6 in (150 mm) y volver a calcular desde el paso 3. Si el diámetro no puede reducirse, para cumplir con los criterios de diámetros mínimos mostrados en el paso 2, entonces use una longitud que cumpla con el rango de L/D deseado.

6.4)

Si se emplea extractor de niebla tipo malla, verifique que la distancia entre la malla y la boquilla de salida de gas sea suficiente para obtener una buena distribución de gas, así como que el espacio de gas sea adecuado para montar una malla con la longitud requerida. Esto se traduce en las siguientes ecuaciones [2], [23]:

HF ≥

LD −

dg

2

⎡ H ⎛ LD ≤ D ⋅ sen ⎢cos −1⎜1 − 2 F D ⎝ ⎣ 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

Ec. 59

12

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⎞⎤ ⎟⎥ ⎠⎦

Ec. 60

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Use como mínimo: HF = 1 ft (305 mm) y como valor máximo: HF = HV – 1,5 – tD, donde tD es el espesor de la malla, entre 4 in (100 mm) y 6 in (150 mm) por lo general. La boquilla de salida de gas (dg) es calculada según se muestra en la Sección 10.4.1.2. Si no se cumple alguna de las ecuaciones Ec. 59 y Ec. 60, incremente HV hasta donde sea permitido. Si no puede incrementarse HV, entonces aumente el diámetro del recipiente a un múltiplo de 6 in (150 mm) y repita el procedimiento desde el paso 3. 6.5)

Seleccione el tipo de entrada a utilizar en el separador como sección de separación primaria, de acuerdo a los criterios presentados en la Sección 10.4.1.1. Luego, verifique que la distancia entre el nivel de líquido y el extremo del codo o del distribuidor sea mayor que la permitida, es decir: ⎛d ⎞ H V ≥ 1,5⎜ i ⎟ + 0,5 ⎝ 12 ⎠

Ec. 61

La boquilla de entrada (di) es calculada según se muestra en la Sección 10.4.1.2. Si no se cumple esta ecuación, incremente HV hasta donde sea permitido. Si no puede incrementarse HV, entonces aumente el diámetro del recipiente a un múltiplo de 6 in (150 mm) y repita el procedimiento desde el paso 3. 6.6)

Si se espera presencia de espuma dentro del separador, la siguiente correlación empírica puede utilizarse para verificar el diámetro:

Q D ≥ 0,0434 L L

⎛ μL ⎜⎜ ⎝ ρ L − ρG

⎞ ⎟⎟ ⎠

0,27

Ec. 62

Si no se cumple esta ecuación, puede incrementarse el diámetro al próximo múltiplo de 6 in (150 mm) y repita el procedimiento desde el paso 3.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 7)

Optimización con el peso del recipiente Debido a que existen diversas combinaciones posibles de longitud y diámetro que cumplen con los criterios requeridos, se recomienda calcular el peso del recipiente hasta obtener el óptimo económico. Esta corrección es opcional y se utiliza solo como medio para calcular dicho óptimo; el peso real del recipiente es calculado por la Disciplina de Ingeniería Mecánica porque requiere el espesor real y la consideración del peso de las boquillas, internos, soportes, bocas de visita, rejillas, rompe vórtice, etc. El peso calculado con las ecuaciones de este INEDON y las variables involucradas en el cálculo del mismo, no son válidas para la estimación de costos o diseño de las fundaciones, así como otros cálculos realizados por la Disciplina de Ingeniería Civil. Como guía para obtener de manera aproximada el peso del recipiente (sin considerar internos, boquillas, soportes, etc.), se sugieren los siguientes pasos:

7.1)

Determine la presión de diseño (PD) según el Cuadro 9. Para mayor información, consulte el INEDON “Bases y Criterios de Diseño”, No. 903-HM120-P09-GUD-013. Cuadro 9. Presión de diseño de los recipientes.

Máxima presión de operación

Presión de diseño

[psig]

[barg]

[psig] (barg)

Vacío

Vacío

Externa: 15 (1,03) / Interna: 50 (3,45)

0 a 25

0 a 1,7

50 (3,45)

26 a 250

1,8 a 17

Máxima presión de operación + 25 psi (1,7 bar)

251 a 1300

17,1 a 90

Máxima presión de operación + 10 %

1301 a 2000

90,1 a 138

Máxima presión de Operación + 100 psi (6,9 bar)

> 2000

> 138

Máxima presión de Operación + 5 %

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7. 2) Determine el espesor necesario para la carcasa, así como el área para la misma [21]: t sh =

12 PD D + tc 2SE − 1,2 PD

Ec. 63

Ash = πDL

Ec. 64

7.3)

Estime el tipo de casquete requerido, según lo indicado en la Sección 10.5.

7.4)

Después de seleccionado el tipo de casquete, calcule el espesor y el área para el mismo según las siguientes ecuaciones [21]: Casquetes elípticos 2:1: t he =

12 PD D + tc 2 SE − 0,2 PD

Ec. 65

Ahe = 1,09 D 2

Ec. 66

Casquetes hemisféricos: the =

12 PD D + tc 4 SE − 0,4 PD

Ahe = 1,571D 2

Ec. 67 Ec. 68

Casquetes de disco o planos:

the =

1,062 PD D + tc SE − 0,1PD

Ahe = 0,842 D 2

Ec. 69 Ec. 70

La comparación del peso puede ser realizada con un espesor de corrosión (tc) de 1/8 in (3,2 mm), si se desconoce el valor requerido.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Seleccione el valor del esfuerzo permitido (S) y la eficiencia (E) en las tablas presentes en el código ASME [1]. Los valores típicamente usados son: S = 17500 psig, E = 0,85. 7.5)

Seleccione el mayor valor entre el espesor de la carcasa y el del casquete, y aproximarlo al próximo valor múltiplo de 1/16 in (1,6 mm). Designarlo con la letra t.

7.6)

Estime el peso del recipiente considerando una densidad típica del acero de 490 lb/ft3 (7850 kg/m3), de acuerdo a la siguiente ecuación [21]:

W = 490 7.7)

lb ⎛ t ⎞ ⎜ ⎟( Ash + 2 Ahe ) ft 3 ⎝ 12 ⎠

Ec. 71

Después de calcular el peso del recipiente, se incrementa y se disminuye el diámetro mientras sea posible al próximo múltiplo de 6 in (150 mm) y se repite el procedimiento desde el paso 3, siempre cumpliendo con las verificaciones y mínimos correspondientes. De esta manera, se obtienen diversas combinaciones de L y D y luego se selecciona el recipiente con el peso menor como el óptimo del dimensionamiento. Es altamente recomendable realizar una gráfica peso contra relación L/D para visualizar mejor el mínimo peso, como la mostrada en la Figura 31.

Peso del sepador, W [lb]

5500

5000

4500

4000

3500

3000 1

2

3

4

5

6

Relación L/D

Figura 31. Ejemplo de la gráfica de peso vs la relación L/D. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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8)

Especificación de los internos y elementos auxiliares La Sección 10.4 contiene los criterios para la especificación de los internos como extractores de niebla, rompe-vórtices, boquillas de entrada (codos de 90º y distribuidores) y boquillas de salida de gas y líquido.

10.4.

Especificación de los Internos y los Elementos Auxiliares El dimensionamiento de las boquillas de cualquier separador, considera los tipos de servicios y el diámetro de las boquillas tanto de entrada como de las salidas de gas y líquido.

10.4.1.

Especificación de las Boquillas La especificación de las boquillas consiste en el dispositivo de entrada para separación primaria y el tamaño de todas las boquillas. En cuanto al tamaño mínimo, existen tiene tres referencias básicas: a)

Según el código de diseño y fabricación del equipo. Para los recipientes a presión y los tanques, el tamaño mínimo es generalmente de NPS 2 (DN 50). Consulte a la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

b)

Establecido por la Disciplina de Procesos:

c)

•

Boquilla para la conexión de entrada, según la Sección 10.4.1.1.

•

Boquillas para las salidas del gas y del líquido, según la Sección 10.4.1.2.

•

Boquilla para la conexión de la línea de entrada al dispositivo de alivio de presión. La recomendación general es usar el mismo tamaño que dicha línea, la cual es dimensionada según el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903HM120-P09-GUD-041.

•

Boquillas para drenaje y venteo, según la Sección 10.4.1.3.

Según el requerimiento de la Disciplina de Automatización y Control para las conexiones de los instrumentos de nivel, presión y temperatura.

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En la medida de lo posible, se usa el tamaño mínimo, si no existe un requerimiento que exija un tamaño mayor. 10.4.1.1. Tipo de Boquilla de Entrada Dependiendo de la configuración del separador (vertical u horizontal) y las diversas características de operación, se sugieren diversos tipos de servicios en la entrada para utilizarse como sección de separación primaria, es decir, para separar el grueso de líquido presente en la corriente de gas. De esta manera, se recomiendan los siguientes criterios. A)

Separadores verticales:

•

Para separadores pequeños (D < 3 ft; 0,91 m) se sugiere emplear un codo de 90° (Figura 32).

Figura 32. Codo en la sección primaria de separación en un separador vertical.

•

Para separadores muy grandes (D > 10 ft; 3 m), en condiciones de vacío o cuando se desea evitar arrastre de líquido (como en los separadores a la succión de compresores y a la entrada de expansores), se sugiere emplear un distribuidor (Figura 33) en la entrada de manera de obtener una mejor distribución del gas, una muy pequeña pérdida de presión, y evitar problemas operacionales con el líquido. Los distribuidores pueden estar dispuestos en forma de “T” o en línea recta, y pueden presentar orificios o ranuras por la parte superior para el flujo de gas. La especificación de los mismos por lo general se reserva a los fabricantes.

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Orificios

Figura 33. Distribuidor de flujo en un separador vertical.

•

En los casos restantes se recomienda utilizar un deflector, que por lo general presenta bajo costo y una eficiencia de operación aceptable. Sin embargo, para separadores trifásicos con grandes cantidades de flujo, se considera también la posibilidad de un distribuidor. En la Figura 34 se muestra la disposición de un deflector y las distancias sugeridas dentro de un separador vertical [21].

di

di/2 di di/2 Mín. 12” (305 mm)

HHLL

Figura 34. Dimensiones de un deflector de flujo en un separador vertical.

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B)

Separadores horizontales:

•

Para separadores gas-líquido operando con pequeñas y moderadas cantidades de flujo, se recomienda emplear codos de 90° apuntando hacia la tapa más cercana del separador (Figura 35). En el caso de codos de radio corto (que son los más empleados) la distancia entre el tope del separador y el extremo del codo es igual a 1,5 veces el diámetro de la tubería, mientras que la distancia mínima sugerida entre este último y el nivel máximo de líquido es de 6 in (150 mm). En algunas ocasiones, para proteger la pared del separador se recomienda la instalación de una placa de choque al frente de los codos, la placa por lo general presentan el doble del diámetro de la boquilla para las boquillas de hasta 4 in (100 mm), y 1,5 veces el diámetro de la boquilla para las boquillas de 6 in (150 mm) y más [13].

d 1,5 d

Placa de choque

Figura 35. Codo en la sección primaria de separación en un separador horizontal.

•

Para separadores bifásicos o trifásicos con grandes cantidades de flujo, se sugiere utilizar un distribuidor semejante al descrito para separadores verticales. En algunas ocasiones, se prefiere emplear dos codos de 90° a cada extremo del separador con la salida en la parte central (Figura 36). La selección entre esta modalidad y el distribuidor, se basa en consideraciones económicas para las dos posibles opciones.

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Figura 36. Separador con dos boquillas de entrada y una central para la salida del gas. 10.4.1.2. Diámetro de las Conexiones Principales de Procesos El diámetro de las boquillas de entrada y salida del separador, son normalmente las mismas que las líneas de proceso a las cuales se conectan. Sin embargo, cuando se requieren boquillas más grandes, bien sea para evitar la formación de vórtices o bien para cumplir con los criterios de momentos permitidos, se emplea una conexión de transición que puede ser de una longitud de hasta 10 veces el diámetros de la boquilla, medidos desde la brida de conexión de la línea de proceso hasta la brida de la boquilla de entrada. Los criterios que se cumplen para las boquillas son los siguientes [23], [10]: A)

Boquilla de entrada (excepto los KO Drums):

ρ M u M2 ≤ 3600

Ec. 72

Sustituyendo en la ecuación anterior u = Q·A y rearreglando se obtiene:

⎛ 4Q ρ M d i ≥ 12 ⋅ ⎜ M ⎜ 60π ⎝ B)

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

1 2

Ec. 73

Boquilla de entrada a los KO Drums:

ρ M u M2 ≤ 50400 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Ec. 74 INEDON

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⎛ 4Q ρ di ≥ 12 ⋅ ⎜ M M ⎜ 224,5 ⋅ π ⎝

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

1 2

Ec. 75

El cálculo de la densidad de la mezcla gas-líquido es: QM =

QL + QG 3600

Ec. 76

ρM = ρLλ + ρG (1 – λ) λ= C)

QL Q L + 3600.QG

Ec. 77

Ec. 78

Boquilla de salida de gas (excepto los KO Drums): 2 ρG uGs ≤ 3600

Ec. 79


⎛ 4Q ρ d g ≥ 12 ⋅ ⎜ G G ⎜ 60π ⎝ D)

⎞ ⎟ ⎟ ⎠

1 2

Ec. 80

Boquilla de salida de gas para los KO Drums:

ρ M u M2 ≤ 50400

Ec. 81


⎛ 4Q ρ d g ≥ 12 ⋅ ⎜ G G ⎜ 224,5 ⋅ π ⎝

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⎞ ⎟ ⎟ ⎠

1 2

Ec. 82

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E)

Boquilla de salida de líquido: El diámetro de la boquilla de salida de líquido es tal que permita una velocidad máxima de aproximadamente 3 ft/s (1 m/s). Sustituyendo velocidad como flujo volumétrico entre área y operando se obtiene:

⎛ 4Q ⎞ d l ≥ 12 ⋅ ⎜ L ⎟ ⎝ 3π ⎠

1 2

Ec. 83

Por lo general, cuando no se posee información sobre la línea de proceso con la que se conecta la boquilla, se toman como dimensiones preliminares las calculadas con los criterios anteriores, aproximando los valores a medidas estándar, como una estimación inicial para las medidas estándar, pueden tomarse múltiplos de 2 in (50 mm). Sin embargo, en la mayoría de los casos las boquillas presentan mayor diámetro, para evitar pérdidas excesivas de presión en las líneas de proceso a las que se conectan. Para las boquillas de los separadores horizontales, se recomienda considerar una distancia mínima entre el centro de éstas y la línea tangente más cercana. Esta distancia está en función de los refuerzos de las boquillas y requerimientos de fabricación, aunque sin embargo puede tomarse una distancia preliminar de 6 in (150 mm) más la mitad del diámetro de la boquilla [21], si no existe otro requerimiento de las Disciplinas de Ingeniería Mecánica o de Procesos.

6 in (150 mm)

Figura 37. Distancia preliminar para la boquilla de salida del líquido. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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10.4.1.3. Diámetro de las Conexiones para Servicio y Mantenimiento Los diámetros de las conexiones para servicio y mantenimiento como drenaje y venteo e inyección de vapor de agua son establecidos según los siguientes cuadros. A)

Drenajes: Cuadro 10A. Tamaño de las conexiones de drenaje para recipientes verticales (unidades USC).


Hidrocarburos y servicios químicos

Otros servicios

Altura desde el suelo al tope del recipiente

Altura desde el suelo al tope del recipiente

5 ft a 100 ft

[ft]

100,1 ft a 200 ft

2 ft a 25 ft

25,1 ft a 50 ft

Mayor de 50 ft


2,5 a 4,9

3

3

1½

1½

3

5,0 a 10,0

4

4

1½

2

4

10,1 a 18,0

4

4

4

4

4

18,1 a 22,0

4

6

4

4

6

22,1 a 27,0

6

6

6

6

6

27,1 a 35,0

6

8

6

6

8

35,1 a 40,0

8

8

8

8

8

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Cuadro 10B. Tamaño de las conexiones de drenaje para recipientes verticales [mm] (unidades métricas). Hidrocarburos y Otros servicios servicios químicos Altura desde el suelo Altura desde el suelo al tope Diámetro al tope del recipiente del recipiente interno del separador 1,5 m 30,51 m 0,60 m 7,63 m Mayor a a a a de 30,50 m 61 m 7,62 m 15,24 m 15,24 m

Tamaño de la conexión de drenaje [DN]

[m] 0,76 a 1,51 1,52 a 3,05 3,06 a 5,49 5,50 a 6,71 6,72 a 8,23 8,24 a 7,62 7,63 a 12,19

80 100 100 100 150 150 200

80 100 100 150 150 200 200

40 40 100 100 150 150 200

40 50 100 100 150 150 200

80 100 100 150 150 200 200

Cuadro 11A. Tamaño de conexiones de drenaje para recipientes horizontales (unidades USC).


Longitud del separador 0 ft a 5 ft

5,1 ft a 10 ft

0,1 ft a 20 ft

20,1 ft a 30 ft

30,1 ft a 40 ft

40,1 ft a 50 ft


[ft] 2,5 a 2,9

1½

1½

1½

1½

1½

1½

3,0 a 4,9

1½

1½

1½

2

2

3

5,0 a 10,0

1½

2

3

3

3

3

10,1 a 15,0

2

3

3

4

4

4

15,1 a 20,0

3

3

3

4

4

6

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Cuadro 11B. Tamaño de conexiones de drenaje para recipientes horizontales (unidades métricas).


Longitud del separador 0m a 1,52 m

1,53 m a 3,05 m

3,06 m a 6,01 m

6,02 m a 9,14 m

9,15 m a 12,19 m

12,20 m a 15,24 m


[m] 0,76 a 0,88

40

40

40

40

40

40

0,89 a 1,49

40

40

40

50

50

80

1,50 a 3,05

40

50

80

80

80

80

3,06 a 4,57

50

80

80

100

100

100

4,58 a 6,01

80

80

80

100

100

150

Los recipientes con varios compartimientos internos, tienen conexiones de drenaje independientes para cada compartimiento.

Compartimiento 1

D1

Compartimiento 2

D2

Compartimiento 3

D3

Figura 38. Conexiones de drenaje en un separador con varios compartimientos.

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Venteos: Las dimensiones de las conexiones para venteos que requieren los separadores presentados se presentan a continuación, en función de la MPOP o la presión de diseño si la MPOP no es conocida. Esto es debido a que se desea prevenir exceder la MPOP externa al equipo.

Cuadro 12. Tamaño de conexiones de venteo para recipientes horizontales y verticales.

MPOP externa del separador

Tamaño nominal del venteo

Separador Vertical

Separador Horizontal

[psig (barg)]

[NPS (DN)]

[NPS (DN)]

[NPS (DN)]

1½ (40)

1½ (40)

1½ (40)

2

(50)

1½ (40)

1½ (40)

3

(80)

2

(50)

2

(50)

4

(100)

3

(80)

3

(80)

6

(150)

4

(100)

-

8

(200)

6

(150)

-

0 a 1,5 (0 a 0,10)

1½ (40) 1,51 a 5 (0,11 a 0,34)

5,1 a 14,7 (0,35 a 1,01)

1½ (40)

1½ (40)

2

(50)

1½ (40)

1½ (40)

3

(80)

1½ (40)

1½ (40)

4

(100)

2 (50)

2

6

(150)

3 (80)

-

8

(200)

4 (100)

-

(50)

1½ (40)

1½ (40)

1½ (40)

2

(50)

1½ (40)

1½ (40)

3

(80)

1½ (40)

1½ (40)

4

(100)

1½ (40)

2 (50)

6

(150)

2

(50)

-

8

(200)

3

(80)

-

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C)

Conexiones para vapor de limpieza: Las conexiones para vapor de limpieza son usadas para todos los separadores con servicios de hidrocarburo, especialmente con servicio de desechos de hidrocarburos pesado. Los tamaños de las conexiones para vapor de limpieza son los siguientes: Cuadro 13. Tamaño de conexiones para vapor de limpieza en recipientes horizontales y verticales.

Vol. del separador 3

D)

Fluido con > 40 °API

3

Fluido con ≤ 40 °API

Diámetro nominal de la conexión de vapor

[ft (m )]

[NPS (DN)]

[NPS (DN)]

< 1000 (28,32)

1½ (40)

1½ (40)

1001 (28,33) a 5000 (141,58)

1½ (40)

2 (50)

5001 (141,59) a 10000 (283,17)

2 (50)

2 (50)

10001 (283,18) a 25000 (707,92)

2 (50)

3 (150)

25001 (707,93) a 40000 (1132,67)

3 (150)

3 (150)

> 40000 (1132,67)

3 (150)

4 (100)

Orificios para inspección: El Cuadro 14 muestra los requerimientos mínimos para los orificios para inspección (pasa manos, HH; y pasa hombres, MH). La cantidad total y el tamaño de los HH y MH dependen de los requerimientos de cada equipo y es una función del tamaño y la orientación. Ejemplos: •

Un separador horizontal con varios compartimientos puede requerir varios MH.

•

Un MH mayor de 20 in (500 mm) puede ser requerido para la fácil remoción de los internos del equipo.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS •

Un HH mayor de NPS 8 (DN 200) puede ser requerido para la fácil remoción de los internos del equipo, si no existe un MH. Cuadro 14. Requerimientos mínimos para las conexiones de inspección.

Diámetro interno del separador (D) [in (mm)] D ≤ 6 (150)

Pasa manos (HH) Ctd.

NPS (DN)

Pasa hombres (MH) Ctd.

Dos conexiones removibles en las líneas, no menores de NPS ¾ (DN 20) [1].

12 (300) ≤ D < 16 (400)

1

16 (400) ≤ D ≤ 20 (500)

1

D > 20 (500)

1

in (mm) N/R

8 (200)

N/R

a

8 (200)

Del mismo D b, c

a

8 (200)

1

20 (500) b, c

Notas: a

El HH es usado, si se requiere inspección visual en alguna sección interna del separador y la ubicación del MH no permite dicha inspección.

b

El ASME SEC VIII Div 1 [1] establece un mínimo de 16 in (400 mm) para un MH circular, y de 12 in × 16 in (300 mm × 400 mm) para un MH elíptico.

c

El uso de MH de 24 in (600 mm) o mayor es recomendado cuando se requiere para remoción de internos.

La parte UG-46 “Inspection Openings” del ASME SEC VIII Div 1 [1] contiene los requerimientos mínimos para el tamaño y cantidad de los HH y los MH. Sin embargo, se consideran poco prácticos para la mayoría de los casos. El cambio del casquete superior por una tapa removible [1] es permitido si: a)

El HH no puede ser instalado, la tapa tiene un tamaño igual o mayor que el HH requerido y tiene una ubicación que permite visualizar dentro del equipo como se haría con el HH.

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b)

El MH no puede ser instalado por falta de espacio, la tapa tiene un tamaño igual o mayor que el MH requerido y tiene una ubicación que permite la inspección interna del equipo. Esta opción es frecuente, en equipos de poco diámetro (por ejemplo: entre 16 in (400 mm) y 24 in (600 mm) con internos que requieren cambio periódico (por ejemplo: separadores con elementos para filtración).

La ubicación del MH en los bosquejos de la HdD (Sección 10.7.2 y Anexo 3) es una simplificación para la Disciplina de Procesos. La ubicación real es definida por las Disciplinas de Ingeniería Mecánica y Diseño Mecánico en función de la ubicación de las plataformas de acceso, espacio disponible, etc. 10.4.1.4. Diámetro de las Conexiones de los Instrumentos Aunque la cantidad y el tamaño definitivo de las conexiones de los instrumentos de nivel, presión y temperatura son establecidos en conjunto con la Disciplina de Automatización y Control, la información siguiente es el requerimiento mínimo para la HdD del separador. A)

Conexiones para los instrumentos de nivel. Las opciones para las conexiones de los instrumentos de nivel pueden ser: •

Con una tubería para las conexiones de los instrumentos de nivel (conocido comúnmente por el vocablo en inglés de stand pipe) para la indicación (local o en sala de control) y por separado para el sistema de control (si es requerido). En este caso, la boquilla de conexión al equipo tiene un mínimo de NPS 2 (DN 50) según lo indicado en el INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control”, N° 903-P3200-I01-GUD-033.

•

De conexión directa a las paredes del equipo, en este caso el tamaño de las conexiones depende del tipo de instrumento de nivel, el Cuadro 15 muestra un resumen basado en el INEDON “Criterios de Diseño de Automatización y Control”, N° 903-P3200-I01-GUD033.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Cuadro 15. Resumen de los tamaños de las conexiones para los instrumentos de nivel, cuando están conectados directamente al equipo.

Tipo de instrumento

Diferencial de presión

Tamaño de la conexión [NPS (DN)]

Información adicional

Conexión superior: ½ (15) Verifique el tamaño mínimo requerido Conexión inferior: en el Proyecto para las boquillas. 3 (80) a 4 (100)

Desplazador

4 (100)

Flotador

Varios

Use NPS 2 (DN 50) hasta que el tamaño definitivo sea establecido por el fabricante del instrumento.

Radar

4 (100), 6 (150), 8 (200)

Use NPS 4 (DN 100) hasta que la Disciplina de Automatización y Control indique el tamaño requerido.

Visor de nivel

3/4 (20)

B)

Use NPS 2 (DN 50) o el tamaño mínimo requerido en el Proyecto.

Conexiones para los instrumentos presión y temperatura: Use NPS 2 (DN 50) o el tamaño mínimo establecido en el Proyecto.

10.4.1.5. Nomenclatura de las Boquillas El Cuadro 16 muestra la nomenclatura para las boquillas de los recipientes, esto incluye los separadores gas-líquido, torres, columnas, tanques de asentamiento y de almacenamiento, etc. La Figura 39 muestra un ejemplo para el uso de la nomenclatura y su correspondencia con los servicios o instrumentos. Si se requiere más de una boquilla de un mismo servicio, se usan primero números para su identificación y luego letras. Ejemplos: •

La tubería para los instrumentos de nivel (stand pipe) local y para control: L2A/B y el instrumentos de nivel del ESD: L1A/B.

•

Manómetro: P1, otros instrumentos para indicación de presión: P2, P3, etc.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Cuadro 16. Nomenclatura de las boquillas para los recipientes.

Marca A B C

Servicio Español

Inglés

Entrada Salida del gas o vapor Salida del líquido

Inlet Gas or vapor outlet

D

Drenaje

G

Visor de nivel

H

Pasa mano Transmisor de L1A/B nivel para ESD Tubería para los L2A/B instrumentos de nivel Pasa hombres, M Boca de visita Conexiones del N rehervidor P1 Manómetro Medidor de PX presión R Reflujo

S

T1 TX

Liquid oulet

Siempre es indicada en la HdD. Siempre es indicada en la HdD. Siempre es indicada en la HdD.

Es indicada si el drenaje está conectado a la carcasa o Drain casquete del separador. Si está conectado directamente a Level gauge la carcasa del separador Véase la Sección 10.2.5 G). Handhole Level Transmiter Si es requerido en las Bases de Diseño del Proyecto. for ESD El uso depende de las Bases de Diseño del Proyecto; como Stand pipe mínimos siempre se usa el visor de nivel (G).

Manhole Reboiler connections Pressure gauge Pressure instruments

Conexión de vapor para limpieza

Steam out connection

Indicador de temperatura Medidor de temperatura

Temperature gauge Temperature instrument

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Véase la Sección 10.2.5 F). Usada en las torres. Siempre es indicada en la HdD. Cuando es diferente al manómetro. Usada en las torres. Para todos los separadores con servicios de hidrocarburo, especialmente con servicio de desechos de hidrocarburos pesado. Opcional. Opcional y cuando es diferente al indicador (local) de temperatura INEDON

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Cuadro 16. Nomenclatura de las boquillas para los recipientes.

Servicio


Español

Inglés

U

Servicio

Utility

V

Venteo

Vent

W

Alivio (relevo) de presión

Pressure relief

B

Conexión para suministro de servicios industriales, diferente a la “S”. Es indicada si el venteo está conectado directamente al cuerpo del equipo. Requerimiento establecido en el análisis de seguridad y alivio del Proyecto.

Salida del Gas

Válvula de alivio

Tubería para los instrumentos de nivel

Manómetro

W

P1 L2A

Entrada

L1A

A

Boca de visita

LG

M

LT

LT

L1B L2B

Drenaje

D

C

Salida del Líquido

I

Medición de líquido

Marca

LC

Figura 39. Ejemplo del uso de la nomenclatura para las boquillas. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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10.4.2.

Especificación de los Extractores de Neblina

10.4.2.1. Extractores de Neblina Tipo Malla de Alambre La selección de los extractores de niebla depende de las condiciones conocidas del proceso y los requerimientos como el grado de eficiencia deseado en la separación gas-líquido. Sin embargo, debido a que muchas variables de proceso como la distribución de las partículas y la carga de líquido son difíciles de cuantificar, no se realiza ningún dimensionamiento final sin previa consulta con el fabricante del extractor. Por tal motivo, el procedimiento y los criterios mostrados a continuación, son empleados únicamente para obtener una estimación preliminar del tipo de extractor y las características del mismo. Como una guía general, se llevan a cabo los siguientes pasos:

1)

Selección del tipo de malla y el material de construcción Existen diversos modelos de malla dependiendo de la aplicación. En el Cuadro 17 se muestran los tipos de extractores de malla más comunes proporcionados por la Referencia [2], diferenciados de acuerdo a características como densidad de la malla, diámetro de los filamentos, área superficial y porcentaje de espacios vacíos. Los modelos estándares por lo general presentan un espesor de 4 in (100 mm) a 6 in (150 mm). Cuadro 17. Tipos de extractores de malla y características de las mismas [16].

Densidad

Diámetro de filamentos (DF)

Área superficial de la malla (A)

Porcentaje de espacios vacíos (ε)

[lb/ft3]

[in]

[ft2/ft3]

[-]

7CA

5,0

0,011

45

99,0

5CA

7,0

0,011

65

98,6

4CA

9,0

0,011

85

98,2

4BA

12,0

0,011

115

97,6

3BA

12,0

0,006

200

97,6

Modelo de malla

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De los modelos mostrados anteriormente, el tipo 4CA es el más empleado y podría tomarse como punto de partida para la selección del tipo de extractor. Para líquidos muy viscosos (por encima de 10 cP) o cuando pequeñas partículas sólidas son esperadas, se sugiere utilizar los modelos 5CA o 7CA que proporcionan un mejor drenaje y una muy baja pérdida de presión. Si la separación es difícil debido a partículas muy finas o poca diferencia de densidad entre el líquido y el gas, se recomiendan los modelos 4BA o 3BA, aunque si después de comprobar la eficiencia estos modelos no resultan adecuados entonces puede incrementarse el espesor de la malla o pueden emplearse modelos muchos más densos con filamentos más pequeños, conocidos como co-knit mesh [2]. El diseño de estos últimos es propiedad del fabricante. Por lo general, los alambres utilizados en la malla son construidos con materiales metálicos como acero inoxidable, a menos que se opere con sustancias altamente corrosivas como ácidos, en cuyo caso se sugiere la utilización de alambres con materiales plásticos.

2)

Determinación de la velocidad óptima del gas a través de la malla La velocidad de diseño del gas a través de la malla se calcula con la ecuación de Souders y Brown, como fue mostrado en los procedimientos de cálculo tanto para separadores verticales (uc) como horizontales (uD). Sin embargo, en el caso de separadores verticales donde el diámetro del recipiente ya ha sido fijado, la velocidad verdadera del gas se calcula dividiendo el flujo volumétrico del gas entre el área de la sección transversal. Como fue explicado en la Sección 10.3.2.1, valores muy pequeños de velocidad originan poca eficiencia en la separación gaslíquido. Como una guía para la determinación de este fenómeno, valores del factor K menores de 0,15 ft/s (0,05 m/s) son estudiados de manera especial con ayuda de los fabricantes.

3)

Estimación de la eficiencia de separación Después de determinar el tamaño de partícula que se desea retener, es posible predecir el porcentaje de todas las partículas de ese diámetro que pueden ser extraídas por la malla. El procedimiento de cálculo es el siguiente:

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3.1)

Calcule el número de separación por impacto inercial (Ki), definido de la siguiente manera [18]:

Ki =

17856 K M ρ L D 2p uc 18 μG DF

Ec. 84

El factor 17856 proviene de una transformación en las unidades. En los separadores horizontales, el término uc es sustituido por uD. La constante KM es conocida como el factor de corrección de StokesCunningham, y por lo general su valor puede tomarse igual a 1,0, a menos que se consideren partículas de diámetro menor de 15 μm [16]. 3.2)

Calcule la fracción de eficiencia de impacto de un sólo alambre (EF), empleando la Figura 40 [16] o el grupo de ecuaciones mostrado a continuación: 0,0625 ≤ Ki < 0,2:

EF = 1,0016 Ki – 0,0696

0,2 ≤ Ki < 10:

EF = (–4·10–5) Ki6 + 0,0014 Ki5 – 0,0188 Ki4 + 0,128 Ki3 – 0,4641 Ki 2 + 0,8997 Ki + 0,019

10 ≤ Ki ≤ 100:

EF = 0,0272 ln(Ki) + 0,8751

Ki > 100:

EF = 1

Para valores de Ki menores a 0,0625 se sugiere consultar con los fabricantes sobre el óptimo funcionamiento de la malla. 3.3)

Estime el porcentaje de eficiencia de separación de la malla de alambre, de acuerdo a la siguiente correlación empírica [2]:

%Eficiencia = 100 − 100 ⋅ e(0,2122 A tD EF )

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Ec. 85

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 1.2 1 0.8

EF . 0.6 0.4 0.2 0 0.01

0.1

1

10

100

Ki Figura 40. Fracción de eficiencia de impacto de un solo alambre en función del número de separación por impacto inercial.

4)

Estimación de la pérdida de presión a través de la malla La pérdida de presión es función de la velocidad del gas, características de la malla (como el área superficial y el porcentaje de espacios vacíos), propiedades de los fluidos (como la densidad de ambas fases) y la carga de líquido. Debido a todos estos factores, la pérdida de presión se obtiene de manera experimental para diversos tipos de mallas y distintas condiciones de operación, y es estimada a través de gráficas proporcionadas por los fabricantes. Sin embargo, como una estimación aproximada, puede emplearse la siguiente correlación empírica que toma en cuenta moderadas cargas de líquido: ΔP = 0,3645 (ρL – ρG) K2 tD

5)

Ec. 86

Distancia mínima entre la malla y la boquilla de salida de gas Existen diversas configuraciones que pueden ser empleadas para la salida de gas, entre las que se encuentran: salida lateral, salida axial (que es la más utilizada) y salida axial invertida. Para obtener una distribución uniforme de gas a través de la boquilla, pueden verificarse los criterios mostrados en la Figura 41, [16] [12].

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d H > D/2 − d/2 Φ < 45°

D

Salida axial del gas d

H > D/2 + d/2

D

Salida lateral del gas

h >d

Φ < 45°

H > D/2 − d/2

D

Salida axial e invertida del gas

Figura 41. Distancias sugeridas entre la malla y la boquilla de salida para obtener una buena distribución del gas.

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Perfil desigual de velocidad

Espacio muy cerrado

Velocidad en el rango de operación Velocidad muy alta, hay arrastre de gotas de líquido con el gas Velocidad muy baja, mala eficiencia de separación Figura 42. Perfil de la velocidad de gas a través del eliminador de niebla cuando está ubicado muy cerca de la boquilla de salida (adaptado de [3]). 10.4.2.2. Extractores Tipo Vanes Al igual que para el diseño de extractores tipo malla, el procedimiento y los criterios mostrados a continuación son empleados únicamente para obtener una estimación preliminar del tipo de extractor y las características del mismo. Los pasos que se sugieren para el diseño son los siguientes:

1)

Selección del tipo de vanes y el material de construcción El tipo de vanes usado más frecuentemente es el conocido como tipo Chevron, que no posee bolsillos para la recolección de líquido y por lo general proporciona eficiencias de alrededor de 99,9% de partículas de 40 μm y mayores [2]. Sin embargo, cuando se requieren altas eficiencias de separación, se emplean vanes con bolsillo simple (para 100 % de remoción de partículas de 15 μm a 30 μm de diámetro) y de doble bolsillo (para 100 % de remoción de partículas de 8 μm a 10 μm de diámetro), siendo el diseño de éstos propiedad del fabricante. Los modelos estándares por lo general presentan una profundidad de 8 in (200 mm) a 9 in (225 mm).

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El material de construcción más común es acero inoxidable, aunque dependiendo de los requerimientos de corrosión pueden utilizarse diversos materiales plásticos de acuerdo a la aplicación.

2)

Determinación de la velocidad óptima del gas a través del banco de vanes La velocidad de diseño del gas (uc) se calcula con la ecuación de Souders y Brown, escogiendo el valor del factor K del Cuadro 8 dependiendo de si se opera con flujo vertical u horizontal. Al igual que para extractores tipo malla, muy bajas velocidades del gas conllevan a reducción en la eficiencia de separación, por lo que se recomienda que cuando se obtengan valores de K menores a 0,30 ft/s (0,1 m/s) se realicen consultas con los fabricantes.

3)

Estimación de la eficiencia de separación Después de determinar el tamaño de partícula que se desea retener, es posible predecir el porcentaje de todas las partículas de ese diámetro que pueden ser extraídas por el extractor. Para ello, se emplea la siguiente correlación empírica [18]:

⎛ u tc nWθ ⎞ ⎟⎟ % Eficiencia = 100 − 100 exp⎜⎜ − ⎝ 57,3u c b tanθ ⎠

Ec. 87

Donde:

utc =

a=

1488 D 2p ρ L a 18 μ G 24uc2senθ W ⋅ cos3θ

Ec. 88

Ec. 89

Las dimensiones más comunes del extractor tipo Chevron son [2]: n WV

θ

b

=4 = 2 in (50 mm) = 45° = 0,5 in (13 mm)

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4)

Estimación de la pérdida de presión a través del banco de vanes Al igual que para los extractores tipo malla, la pérdida de presión se obtiene de manera experimental y es estimada a través de gráficas proporcionadas por los fabricantes. Sin embargo, como una estimación aproximada, puede emplearse la siguiente correlación empírica para vanes tipo Chevron que toma en cuenta moderadas cargas de líquido: ΔP = 0,024 (ρL – ρG) K2

5)

Ec. 90

Distancia mínima entre el banco de vanes y la boquilla de salida de gas Las consideraciones son las mismas que las explicadas para extractores tipo malla, por lo que se sugiere utilizar como guía los criterios mostrados en la Figura 41.

10.4.3.

Especificación del Rompe Vórtice Existen dos tipos de rompe vórtice utilizados generalmente en los separadores: el tipo plato plano y el tipo rejilla. En la mayoría de los casos el tipo rejilla es adecuado y se recomienda especialmente en situaciones donde pueda presentarse dificultad en la adaptación del plato, como en boquillas de diámetro elevado o cuando múltiples salidas de líquidos son empleadas. Sin embargo, el rompe vórtice tipo plato plano presenta menor costo. Las principales características de cada uno de ellos se presentan a continuación.

10.4.3.1. Plato Plano Consiste en un plato circular dispuesto en posición horizontal sobre la boquilla de salida de líquido, con un círculo interno por donde pasa el líquido. Presenta un diámetro de cinco veces el diámetro de la boquilla para una sola salida, mientras que para múltiples salidas se recomienda que el círculo interno se extienda abarcando completamente todas las salidas y mantenga una distancia igual al doble del diámetro de la boquilla más grande con respecto al borde del plato. En la Figura 43 se muestran las dimensiones para un plato plano aplicables para una sola boquilla.

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T H d

d

d + 2 in (50 mm)

Salida del líquido

5d (min. 10 in [254mm])

Figura 43. Dimensiones para el rompe vórtice tipo plato plano. Se recomienda además garantizar una distancia de por lo menos la mitad del diámetro de la boquilla de salida (0,5 d) entre el nivel bajo de líquido y el plato plano. Cuando el diámetro de la boquilla es superior al 15 % a 20 % del diámetro del recipiente, un rompe-vórtice de este tipo resulta ineficiente por lo que se sugiere la utilización del tipo rejilla. 10.4.3.2. Rejilla Este tipo de rompe-vórtice está constituido por tres placas o parrillas generalmente cuadradas, conocidas como grating type, que se colocan de tal manera que la boquilla de salida quede en el centro de las placas. Cada una de ellas consiste en un grupo de barras entrecruzadas, espaciadas uniformemente en un área de 1 in (25 mm) x 4 in (100 mm). La longitud de las placas es igual a tres veces el diámetro de la boquilla (3d) para una sola salida de líquido, mientras que para aplicaciones con múltiples boquillas se estima de la siguiente manera:

l = D1 + 2D2

Ec. 91

Donde l es el largo de cada placa, D1 es el diámetro de un círculo que podría abarcar todas las salidas y D2 es el diámetro de la boquilla más grande. Para este tipo de rompe-vórtice, el mínimo nivel de líquido no es menor que el tope de la placa superior, es decir, se garantiza que todas las placas queden sumergidas. En los separadores verticales, se recomienda una distancia entre la parrilla más baja y la boquilla de salida de líquido igual a la mitad de ésta (0,5d). En los separadores horizontales, se sugiere mantener una distancia de 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS por lo menos 2 in (50 mm) entre la parrilla más baja y la boquilla de salida, lo cual considerando un espesor de placa de 1 in (25 mm) y una distancia entre las mismas de 2 in (50 mm), proporciona un nivel bajo de líquido mínimo de 9 in (330 mm) para este tipo de separadores. En la Figura 44 se muestran las dimensiones de las placas. 3d

3d

3d Espacio de 4 in × 1 in (100 mm × 25 mm)

Filas A y C

Fila B

Fila A

1 in (25 mm)

Fila B

2 in (50 mm)

2” (50 mm) para separador horizontal d/2 para separador vertical

Fila C d Salida del líquido

Figura 44. Dimensiones del rompe-vórtice tipo rejilla. 10.5.

Casquetes (Cabezales) Las consideraciones mostradas a continuación fueron extraídas del INEDON “Especificación para el Diseño y Fabricación de Recipientes a Presión”, N° 903HM130-M01-ESP-041, y están resumidas para los casquetes más comunes; información para otras formas de casquetes (Figura 3) es consultada a la Disciplina de Ingeniería Mecánica. A)

Casquetes de disco (tapas planas) y bridados: Son usados para una presión de diseño menor de 101 psig (7 barg).

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Casquetes de elípticos 2:1 y hemisféricos: Son usados para una presión de diseño mayor de 101 psig (7 barg). El uso de los casquetes hemisféricos está limitado a los recipientes horizontales largos (D > 15 ft [4,57 m]) para almacenamiento, o cuando las condiciones de diseño por razones económicas así lo requieren. Ejemplo: recipientes con líquidos volátiles o gases licuados a presión, dichos recipientes son llamados “balas” (bullets).

10.6.

Hoja de Cálculo El Anexo 1 contiene el enlace para abrir la Hoja de Cálculo para el dimensionamiento o la evaluación de los separadores bifásicos. El formato de la HdD que elabora la Hoja de Cálculo no ha sido adaptado al descrito en la Sección 10.7, porque se prevé la futura distribución del programa para el dimensionamiento de los separadores bifásicos y trifásicos.

10.7.

Hoja de Datos

10.7.1.

Formato de Hoja de Datos para los Recipientes El Anexo 3 contiene el enlace para el formato de Ingeniería Mecánica de los recipientes a presión. Sin embargo, el formato es una adaptación del disponible en la página de intranet de Ingeniería Mecánica, con fines explicativos para este INEDON. El Elaborador de la Disciplina de Procesos consulta a la Disciplina de Ingeniería Mecánica si existe algún cambio en el formato. El objetivo de este INEDON es guiar a los elaboradores de la HdD de las Disciplinas de Ingeniería Mecánica y de Procesos. Es importante tener presente que algunos datos que añade la Disciplina de Procesos, pueden ser verificados por la Disciplina de Ingeniería Mecánica, y viceversa. Adicionalmente, ambas Disciplinas pueden apoyarse mutuamente para completar la HdD. La emisión de la HdD por parte de la Disciplina de Procesos aplica en los Proyectos donde está establecido que Procesos e Ingeniería Mecánica emiten HdD por separado o cuando no existe apoyo de la Disciplina de Ingeniería Mecánica. La recomendación es que la Disciplina de Procesos coloque los datos directamente en la Hoja de Datos de la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS El código de colores indica lo siguiente: (morado) : datos añadidos por la Disciplina de Procesos. (verde)

: datos añadidos por la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

(blanco)

: datos añadidos por la Disciplina responsable de la emisión de la HdD.

El código de colores es una adaptación del usado para la revisión cruzada de los documentos (squad check). Los colores son eliminados cuando se ha definido la información requerida para la HdD. La HdD muestra las unidades de medición más comunes en el sistema habitual de los EUA (US Costumary Units) y en el sistema métrico. Sin embargo, las unidades de medición son establecidas por el Cliente e indicadas en las Bases de Diseño del Proyecto. A)

Encabezado.

N° de la Orden de Compra, N° O. C. (Purchaser Order N°, P. O. N°) Indicado por la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

Ítem N° (Item N°) Número de identificación del recipiente. Ejemplos: V-1001, V-1002A/B (si existen dos unidades idénticas en especificación). Referencias: Descripción del Proceso, Lista de Equipos, DBP, DTI.

Proyecto (Project) Nombre del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto.

N° de Documento (Document N°) N° de inelectra para la HdD. Las opciones son: a)

N° de la Disciplina de Ingeniería Mecánica, si la HdD es emitida por esta Disciplina.

b)

N° de la Disciplina de Procesos, si la HdD es emitida por esta Disciplina.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS N° del Cliente (Client N°) (si existe) N° del Cliente para la HdD. Las opciones son:

B)

a)

Es colocado por la Disciplina de Ingeniería Mecánica, si la HdD es emitida por esta Disciplina.

b)

Es colocado por la Disciplina de Procesos, si la HdD es emitida por esta Disciplina.

Cajetín de Revisión. Consulte el NAP y el ROSTER del Proyecto.

C)

Datos generales.

Cliente (Customer) Nombre o título del Cliente externo. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto.

Ubicación (Plant Location) Ubicación geográfica de la planta. Ejemplo: Edo. Anzoátegui, Venezuela. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto.

Unidad (Unit) Nombre del recipiente. Ejemplo: Depurador gas combustible, Tambor de reflujo. Referencias: Descripción del Proceso, Lista de Equipos, DBP, DTI.

Servicio de la Unidad (Service of Unit) Descripción breve o nombre del fluido del proceso o del servicio industrial que maneja el recipiente. Ejemplos: gas combustible al horno, vapores de tope de la T-1001, agua para la caldera SG-5001. Referencias: Descripción del Proceso, Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos.

Ubicación del Recipiente (Vessel Location) Indique si el recipiente está ubicado en el INTERIOR (INDOOR) o EXTERIOR (OUTDOOR). El “exterior” es la ubicación más común. Consulte a la Disciplina de Ingeniería Mecánica. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Orientación (Orientation) Indique si el recipiente es HORIZONTAL o VERTICAL (igual en español o inglés). Referencias: Descripción del Proceso, Lista de Equipos, DTI.

Servicio Especial (Special Service) Seleccione algunas de las cajas para indicar si el servicio es de: •

Hidrocarburos (HC).

•

Hidrógeno (Hydrogen).

•

Sulfuro de hidrógeno en ambiente húmedo (H2S HUM, WET H2S).

•

Cáustico (Caustic).

•

Aminas (Amines).

•

Letal (Lethal). Ejemplos: metanol, ácido hidrofluoridrico.

•

Otro (Other). Indique otro fluido que influya en la selección del material del equipo o su fabricación. Ejemplo: NACE, para indicar que la fabricación tiene que cumplir con la NACE MR0175 [15]. Esta opción también puede ser usada por la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

N° de Unidades (N° of Units) Indique la cantidad de unidades (recipientes) idénticos en especificación. Ejemplo: DOS (2); TWO (2). Referencias: Descripción del Proceso, Lista de Equipos, DTI, DBP.

Código / Estándar (Code / Standard) La Disciplina de Ingeniería Mecánica indica la normativa de fabricación y/o prueba del recipiente. Ejemplo: ASME SEC VIII Div 1.

Requiere Estampe ASME U (ASME U Stamp Required) La Disciplina de Ingeniería Mecánica indica si existe o no el requerimiento. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Registro en el National Board (National Board Register) La Disciplina de Ingeniería Mecánica indica si existe o no el requerimiento.

Espesor Mínimo de la Carcasa (Shell Minimum Thickness) La Disciplina de Ingeniería Mecánica indica el espesor mínimo requerido para la carcasa.

Diámetro Interno de la Carcasa (Shell Internal Diameter) Indique el diámetro interno requerido y basado en los cálculos. Referencia: Memoria de Cálculo.

Longitud de la Carcasa (TL/TL) (Shell Length) Indique la longitud total requerida desde entre las líneas tangenciales de los casquetes y basada en los cálculos. Referencia: Memoria de Cálculo.

Espesor Mínimo del Casquete (Head Minimum Thickness) La Disciplina de Ingeniería Mecánica indica el espesor mínimo requerido para los casquetes

Tipo de Casquete (Head Type) Indique el tipo (forma) de los casquetes (Figura 3). Si el recipiente tiene dos tipos diferentes de casquetes, por ejemplo indique: PLANO (TOPE) / ELIPSOIDAL 2:1 (FONDO); FLAT (TOP) / ELLIPSOIDAL 2:1 (BOTTOM). Referencias: Memoria de Cálculo, requerimiento o especificación de la Disciplina de Ingeniería Mecánica, DTI.

Corrosión Permitida (Corrosión Allowance) Indique la corrosión permitida para la carcasa y los casquetes. El INEDON “Especificación para el Diseño y Fabricación de Recipientes a Presión”, N° 903-HM130-M01-ESP-041, establece una corrosión mínima permitida de 1/8 in (3,2 mm) para materiales ferrosos, si no existe otro requerimiento. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, requerimiento o

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS especificación de la Disciplina de Ingeniería Mecánica, DMC (si existe), DTI. El INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054, indica que la Disciplina de Procesos en un Proyecto participa en el grupo multidisciplinario de la Unidad de Ingeniería que selecciona o evalúa los materiales de construcción de las líneas y los equipos de una instalación de procesos, refinería, facilidad de producción de gas o crudo, planta petroquímica, planta de tratamiento de agua, etc. En cuanto a los separadores, lo anterior incluye a la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

Enchapado (Cladding) Indique si el recipiente requiere un enchapado especial. Ejemplo: acero inoxidable (SS). Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, requerimiento o especificación de la Disciplina de Ingeniería Mecánica, DMC (si existe), DTI. Consulte el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054

Espesor (del enchapado) (Thickness) Indique el espesor mínimo del enchapado. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, requerimiento o especificación de la Disciplina de Ingeniería Mecánica, DMC (si existe), DTI. Consulte el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD054. D)

Sección: Datos del Proceso (Process Data). a)

Subsección: Condiciones de Operación (Operating Conditions).

Fluido (Fluid) Indique una breve descripción del fluido. Ejemplos: hidrocarburo, vapor de agua, aire. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso.

Presión (Pressure) Indique la presión manométrica (g) de operación del recipiente: Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Temperatura (Temperature) Indique la temperatura de operación del recipiente: Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. Si existe alguna operación que origine una temperatura mínima que origine la selección de un material especial de construcción, es indicado junto la máxima temperatura de operación. Ejemplo en °C: −35 / 80, donde la temperatura de −35 °C puede ser originada por una despresurización, consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Despresurización”, N° 903-HM120-P09-GUD-071.

Elemento Corrosivo (Corrosive Element) Indique el nombre de algún componente corrosivo en el fluido. Ejemplos: H2S, CO2, agua. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso, DMC (si existe).

Concentración (del elemento corrosivo) (Concentration) Indique la concentración de algún componente corrosivo en el fluido y la unidad o referencia. Ejemplos: 2 % molar, 0,2 fracción molar. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso, DMC (si existe). b)

Subsección: Vapor (Vapor).

Flujo @ P, T (Flow [Rate] @ P, T) Indique el flujo volumétrico de la fase de vapor a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso.

Densidad (Density) Indique la densidad de la fase de vapor a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Viscosidad (Viscosity) Indique la viscosidad de la fase de vapor a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. c)

Subsección: Líquido Liviano (Light Liquid).

Flujo @ P, T (Flow [Rate] @ P, T) Indique el flujo volumétrico de la fase líquida liviana a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso.

Densidad (Density) Indique la densidad de la fase líquida liviana a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso.

Viscosidad (Viscosity) Indique la viscosidad de la fase líquida liviana a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. d)

Subsección: Líquido Pesado (Heavy Liquid). Si el recipiente es un separador gas-agua, o hidrocarburo líquido-agua, use está sección para las propiedades de la fase acuosa.

Flujo @ P, T (Flow [Rate] @ P, T) Indique el flujo volumétrico de la fase líquida pesada a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso.

Densidad (Density) Indique la densidad de la fase líquida pesada a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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Viscosidad (Viscosity) Indique la viscosidad de la fase líquida pesada a las condiciones de operación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso e)

Subsección: Desempeño (Performance).

Tiempo de Retención (Retention Time) Indique el tiempo de retención según el requerimiento de la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

Pérdida (Caída) de Presión (Pressure Drop) Indique la pérdida de presión del recipiente. Las opciones: •

Valor calculado para los extractores de niebla.

•

Máximo valor permitido para el proceso. El valor real es indicado por el fabricante. Agregue una Nota para solicitar la información del fabricante.

La pérdida de presión en el recipiente no considera las boquillas de entrada y salida, porque esto es incluido en el cálculo de pérdida de presión de las líneas de entrada y salida. Consulte el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903-P3100-P09GUD-069. f)

Subsección: Sección de Líquido Liviano (Light Liquid Section). Esta subsección ha sido modificada del formato disponible en la página de intranet de Ingeniería Mecánica, por conveniencia basada del uso común para la Disciplina de Procesos (véase el Cuadro 7).

Tiempo de Residencia (Residence Time) (LLL-NLL) Indique el tiempo de residencia de la fase liviana de líquido entre sus niveles bajo (LLL) y normal (NLL). Referencia: Memoria de Cálculo.

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Si el separador no tiene un nivel normal de operación, use el tiempo de residencia en entre sus niveles bajo (LLL) y el alto (HLL), y cambie el enunciado en la HdD.

Tiempo de Residencia (Residence Time) (NLL-HLL) Indique el tiempo de residencia de la fase liviana de líquido entre sus niveles normal (NLL) y alto (HLL). Referencia: Memoria de Cálculo. g)

Subsección: Sección de Líquido Pesado (Heavy Liquid Section). Esta subsección ha sido modificada del formato disponible en la página de intranet de Ingeniería Mecánica, por conveniencia basada del uso común para la Disciplina de Procesos.

Tiempo de Residencia (Residence Time) (LIL-NIL) Indique el tiempo de residencia de la interface de la fase pesada de líquido entre sus niveles bajo (LIL) y normal (NIL). Referencia: Memoria de Cálculo. Si el separador no tiene un nivel normal de operación, use el tiempo de residencia en entre sus niveles bajo (LIL) y alto (HIL), y cambie el enunciado en la HdD.

Tiempo de Residencia (Residence Time) (NIL-HIL) Indique el tiempo de residencia de la interface de la fase pesada de líquido entre sus niveles normal (NIL) y alto (HIL). Referencia: Memoria de Cálculo. h)

Subsección: Internos (Internals). Seleccione algunas de las cajas para indicar si el recipiente tiene algún interno especial. Las consideraciones mínimas son: •

Rompe vórtice (véase la Sección 10.4.3).

•

Extractor de niebla (véanse las Secciones10.3.2.1, 10.4.2.1 y 10.4.2.2).

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i)

Subsección: Tamaño de Partícula (Particle Size). Indique el tamaño máximo de la partícula de líquido que se desea retener en el separador. Ejemplo: > 150 µm. Referencia: Memoria de Cálculo. Algunos procesos requieren una eficiencia de remoción de partículas de líquido para los equipos aguas abajo del separador. En este caso, indique el valor requerido. Ejemplo: EFICIENCIA DE REMOCIÓN > 99 % (REMOVAL EFFICIENCY > 99 %). Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, requerimientos establecidos por la Disciplina de Procesos o por el fabricante del equipo aguas abajo del separador. Agregue una Nota para solicitar la confirmación del fabricante. Ejemplo: LA EFICIENCIA DE REMOCIÓN ES CONFIRMADA POR EL FABRICANTE (REMOVAL EFFICIENCY TO BE CONFIRMED BY VENDOR). La tensión superficial del líquido puede ser requerida por el fabricante del extractor de niebla u otro elemento de separación, agregue ese dato como una nota, debido a que no está preestablecido en el formato.

E)

Sección: Datos Mecánicos (Mechanical Data). A continuación, se muestran solamente los datos que suministra generalmente la Disciplina de Procesos. a)

Subsección: Presión de Diseño (Design Pressure).

Interna (Internal) Indique la presión interna de diseño según el Cuadro 9 y la temperatura correspondiente, es decir la temperatura de diseño.

Externa (External) Indique la presión interna de diseño según el Cuadro 9 y la temperatura correspondiente, es decir la temperatura de diseño. Si no existe el requerimiento, indique NO y elimine la unidad de medición y la temperatura correspondiente.

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Aislamiento (Insulation) Indique si existe algún requerimiento de aislamiento para el recipiente. Las opciones son: •

Una nomenclatura propia del Proyecto. Por ejemplo: como la usada para las líneas.

•

Especificando el material y su espesor requerido. Esto puede ser el resultado de un cálculo de transferencia de calor.

Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Memoria de Cálculo, DTI (posiblemente). F)

Sección: Especificación de los Materiales (Material Specification). La Disciplina de Procesos propone como mínimo el requerimiento para la carcasa, los casquetes, el extractor de niebla y los internos que especifica de manera explícita (por ejemplo: un distribuidor de líquido). Consulte el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054.

G)

Sección: Plan de las Conexiones (Nozzle Schedule). Indique todas las conexiones (boquillas) requeridas para el recipiente con su información: a)

Marca (Mark): nomenclatura según el Cuadro 16 y el bosquejo incorporado en la HdD.

b)

Cantidad, Cant. (Quantity, Qty.).

c)

Tamaño Nominal (Φ).

d)

Elevación: esto puede ser usado por la Disciplina de Procesos si tiene algún requerimiento específico. En caso contrario, es indicado por la Disciplina de Ingeniería Mecánica y/o Automatización y Control para las conexiones de los instrumentos.

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e)

f)

Clasificación de Presión-Temperatura, Libraje (Rating). Las opciones son: •

Boquillas de entrada, salida de gas y líquido, drenaje y alivio: igual a la línea que se conecta.

•

Boquillas para los instrumentos: es establecido por la Disciplina de Automatización y Control.

•

Requerimiento específico de la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

Servicio (Service): según lo mostrado en el Cuadro 16.

Indique también las conexiones requeridas para los instrumentos de nivel, presión y temperatura (según el requerimiento del proceso o del Proyecto), dichas conexiones son revisadas por la Disciplina de Automatización y Control. 10.7.2.

Formato para el Bosquejo El archivo del Anexo 3 contiene, además de la HdD per se: •

Las pestañas con los bosquejos más comunes, donde se incluyen los usados para los separadores trifásicos (gas-líquido-líquido), aunque estos separadores no están descritos en este INEDON.

•

Las pestañas con los símbolos más usados y sus variantes. Ejemplos: boquillas, internos de entrada, extractores de niebla, orificios de inspección, casquetes, etc.

La información suministrada por la Disciplina de Procesos es: A)

El bosquejo del separador con: •

Las conexiones requeridas y su nomenclatura según el Cuadro 16.

•

La indicación de las cotas para las distancias de tamaño, los niveles de líquido e internos.

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B)

Las dimensiones como (en la sección inferior izquierda): •

Diámetro.

•

Longitud total TL/TL para los separadores horizontales.

•

Altura total TL/TL para los separadores verticales.

•

Distancias entre los niveles de líquido.

•

Distancias para los requerimientos especiales (por ejemplo: el vertedero de un separador trifásico).

Los bosquejos consideran: •

La máxima cantidad de niveles de líquido.

•

Las conexiones para los instrumentos de nivel son un par para el stand pipe y otro par para el instrumento del sistema de parada de emergencia.

•

Las conexiones para un manómetro, un drenaje, un venteo y la línea hacia el dispositivo de alivio de presión.

•

Un pasa hombres.

•

Los separadores horizontales tienen extractor de niebla y las alturas correspondientes para su instalación. Adapte el bosquejo al requerimiento del Proyecto.

10.7.3.

Elaboración de la Hoja de Datos El INEDON “Diseño y Especificación de Equipos”, N° 903-P3100-P09-ADM906, muestra el procedimiento para la elaboración y revisión de la HdD según el Sistema de Gestión de la Calidad de inelectra.

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10.8.

Evaluación de los Separadores Existentes

10.8.1.

Información Requerida La información mínima requerida para la evaluación de un separador es:

10.8.2.

A)

La hoja de datos o el plano mecánico del fabricante en la emisión “como construido” o “conforme a obra”. Si inelectra realizó la Ingeniería de Detalle de la instalación, verifique si se dispone del documento en el archivo del Proyecto de dicha ingeniería; en el caso contrario, el documento es solicitado al Cliente.

B)

Nuevas condiciones de operación y las propiedades de los fluidos, por ejemplo, la presión, temperatura, flujos, viscosidades, densidades.

C)

Bases y Criterios de Diseño del Proyecto. Se requiere el documento del Proyecto original (en el cual se especificó el separador) y del nuevo Proyecto, si los documentos son diferentes. La comparación de los documentos permite conocer si los criterios fueron modificados.

D)

Confirme que los niveles de líquido, usados para control y el ESD e indicados en la hoja de datos, son los mismos que los configurados en la sala de control. El Cliente puede haber cambiado los niveles originales por conveniencia y el cambio puede no haber sido oficializado en algún documento.

Desarrollo de la Evaluación El objetivo de una evaluación es verificar que un separador existente cumpla con los requerimientos solicitados por el Cliente para unas nuevas condiciones de operación. La evaluación consta de: A)

La verificación de las dimensiones y distancias existentes que garanticen los requerimientos de separación de las fases y los tiempos de residencia.

B)

El cambio de la presión y temperatura de operación puede afectar las condiciones de diseño originales. Si es requerido, consulte a la Disciplina de Ingeniería Mecánica.

C)

El cambio de la composición del fluido puede afectar la selección de los materiales originales. Ejemplo: la presencia de un componente que promueva la corrosión o una temperatura de despresurización más baja.

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10.8.3.

Consideraciones Cuando se usan métodos automatizados para facilitar los cálculos (por ejemplo: una hoja de cálculo o un programa de computación), es importante verificar que no se soliciten cambios en un separador construido o que se reporte que el separador no satisface los nuevos requerimientos operacionales, sin evaluar cuidadosamente algunos criterios descritos en este INEDON. A continuación, las consideraciones más importantes: A)

El dimensionamiento de un equipo nuevo usa los diámetros menores de partículas para retención mostrados en el Cuadro 4; esto puede dar como resultado que un separador existente no cumpla con nuevos requerimientos.

Î Evalúe si el uso de los diámetros mayores es aceptable para el equipo aguas abajo del separador. B)

El uso de un extractor de niebla tipo vanes permite una velocidad mayor de gas y mejora la eficiencia de separación en la sección terciaria (10.3.2.1).

Î Evalué si el cambio del tipo de extractor es factible para evitar el cambio del tamaño del separador. C)

Los tiempos de residencia del Cuadro 7 pueden ser reducidos en un margen aceptable. Por ejemplo: el tiempo de residencia entre el nivel bajo y el normal (LLL-NLL) puede dar como resultado 8 min para un separador existente y de suministro de horno vs 10 min como valor sugerido, esto no indica necesariamente que se tiene que cambiar el tamaño del separador.

Î Evalué si un tiempo de residencia menor es aceptable. D)

Algunos separadores contienen poco líquido y ni siquiera en condiciones muy extremas generan suficiente. Esto puede permitir el uso alturas de líquido menores a las recomendadas. Los ejemplos de condiciones extremas son: •

Temperaturas muy bajas o presiones muy altas que aumentan la condensación de líquido.

•

Cambios en la composición que aumentan la cantidad de los componentes pesados.

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E)

La altura mínima recomendada para la distancia desde el fondo del separador hasta el HLLL, con el objetivo de instalar un instrumento de medición de nivel de líquido, depende del tipo de instrumento. Ejemplos: •

La celda para un medidor de nivel tipo presión diferencial (Figura 7) puede ser ubicada en un nivel más bajo y generar una mayor presión estática, aun cuando el nivel HLLL sea menor que el mínimo recomendado.

•

El medidor de nivel tipo desplazador (Figura 8) puede estar instalado internamente, esto permite que la altura mencionada anteriormente sea disminuida.

Î Verifique el tipo de instrumento usado en el separador, consulte a la Disciplina de Automatización y Control si el instrumento puede ser modificado y garantizar su funcionamiento. Es más económico modificar un instrumento que un separador. F)

Si usa un programa de computación, verifique que no muestra un requerimiento de cambio debido a decimales. Ejemplo: el valor recomendado es 0,5; pero el programa calcula 0,501 e indica que el separador no cumple con los requerimientos para una nueva condición de operación.

Î Verifique cómo realiza los cálculos el programa y evalúe la diferencia entre valores recomendados y calculados. G)

Un nuevo flujo de alivio puede requerir una boquilla de conexión más grande; pero quizá con el cambio del tipo de válvula de alivio de presión a una operada con piloto, se puede usar un flujo de alivio menor (por ejemplo: el flujo requerido). Consulte el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041.

Î Evalúe qué es más económico, si el cambio de la boquilla del separador o la válvula de alivio de presión y sus líneas asociadas. 11.

TANQUES DE ASENTAMIENTO El procedimiento mostrado en esta sección para el dimensionamiento de los tanques de asentamiento, solo considera las mínimas dimensiones requeridas para facilitar la separación de la fase acuosa de un hidrocarburo más liviano. El

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS procedimiento no considera los requerimientos de almacenamiento ni de constructibilidad; para esto último, se recomienda consultar el API STD 650 [6]. El proceso de separación de agua del crudo, a menudo requiere más que un simple proceso de separación gravitacional. En la selección del sistema de tratamiento, varios factores son considerados para cumplir con los requerimientos del crudo. Algunos de estos factores son: •

La fuerza de la emulsión.

•

La gravedad específica del crudo y del agua.

•

El grado de corrosión del crudo, del agua y del gas, lo que afecta la selección de los materiales de construcción.

•

La tendencia de producción del agua del campo a lo largo del tiempo.

•

La tendencia de formación de parafinas del crudo.

•

La cantidad de fluido para tratamiento y el porcentaje de agua que se maneja en la mezcla.

•

La presión de operación deseada para los equipos involucrados en el proceso.

•

La disponibilidad para desalar y desgasificar el crudo producido.

Un método común para lograr la separación del agua y del crudo es aplicando una corriente de calor. Al aumentar la temperatura de la mezcla de dos líquidos inmiscibles, el agente emulsificante se desactiva permitiendo la dispersión de las gotas de agua. Al chocar las gotas de agua entre sí, incrementan su tamaño y comienza la separación de las fases. Si se diseña de manera adecuada el sistema, el agua al separarse se aloja en el fondo del tanque de asentamiento si la diferencia de densidades es adecuada, es decir si el agua es más pesada que el crudo. El proceso de coalescencia requiere que las gotas de agua tengan un adecuado tiempo de contacto; pero también es necesario considerar la temperatura, la cual afecta las propiedades del agua y del crudo como la viscosidad y la densidad; adicionalmente, las dimensiones físicas del tanque de asentamiento son determinadas por la velocidad de separación de los fluidos.

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La mayoría de los equipos de tratamiento de crudo cuentan con una sección de separación de las gotas de agua de la fase continua de petróleo, porque las gotas de agua son más pesadas que el volumen de crudo que desplazan. Sin embargo, la fuerza de arrastre causada por el movimiento hacia abajo de las gotas de agua a través del crudo resiste la gravedad. Cuando las dos fuerzas son iguales se alcanza una velocidad de equilibrio (constante) que sigue un comportamiento de acuerdo a la Ley de Stokes, en este caso modificada para las gotas de agua en la fase continua de crudo: uta =

1,78 ⋅10 −6 ΔSG ⋅ d m2

μCP

Ec. 92

De la Ley de Stokes, se infiere lo siguiente: •

Mientras más grande es el tamaño de las gotas, menor es el tiempo que requiere la gota para asentarse en el fondo del tanque y hace más sencillo y eficiente el tratamiento del crudo.

•

Mientras más ligero es el crudo a tratar, más fácil es su tratamiento.

•

Es más sencillo tratar un crudo a altas temperaturas que a bajas temperaturas. Se considera despreciable el pequeño efecto sobre la diferencia de gravedad debido al incremento de temperatura.

La Ec. 6 muestra un límite de Número de Reynolds < 2 para la Ley de Stokes, en el caso de los separadores gas-líquido, los límites de las Leyes definen la ecuación a utilizar; pero la Ec. 92 ha sido adecuada y el límite no es claro. Como información adicional, la Ley de Stokes es usada para diámetros de partículas desde 2 μm hasta casi 100 μm [12]. El proceso de coalescencia en el sistema de tratamiento de crudo depende del tiempo. En la dispersión de dos líquidos inmiscibles, la coalescencia inmediata pocas veces ocurre cuando las gotas chocan. Si las gotas de la dispersión están expuestas a fluctuaciones grandes de presión y la oscilación de la energía cinética inducida en el par de gotas coalescente es mayor que la energía de adhesión entre ellas, el contacto se rompe antes de que la coalescencia se haya completado. Según experimentos realizados el tiempo de coalescencia puede ser estimado con la siguiente ecuación:

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tt =

j j π ⎛⎜ d f − d 0 ⎞⎟

⋅ 6 ⎜⎝ f d ⋅ K T ⎟⎠

Ec. 93

A partir de la teoría de coalescencia, se obtiene las conclusiones siguientes: •

Si se somete a la mezcla a un tiempo de residencia del doble, el máximo tamaño de la gota incrementa sólo hasta 19 %.

•

La coalescencia ocurre más rápido en dispersiones concentradas. La floculación y la coalescencia por lo tanto ocurren de manera más efectiva en la zona de la interface entre el petróleo y el agua.

•

El calor de entrada y el combustible requerido para el tratamiento de crudo depende de la elevación de la temperatura, la cantidad de agua presente en la mezcla y el flujo. El calor requerido para elevar la temperatura del agua es el doble del requerido para el petróleo.

El mecanismo de asentamiento por gravedad es empleado solo para el agua libre de la emulsión, el agua remanente es considerada solo el 10% de la mezcla. El calor requerido para preparar la mezcla crudo agua para la separación se puede determinar según la siguiente ecuación:

q = 15 ⋅ QO ⋅ ΔT ⋅ [0,5 ⋅ SGO + 0,1] 11.1.

Ec. 94

Tamaño de las Gotas de Agua y Tiempo de Residencia El tamaño de las gotas es el parámetro más importante en el proceso de separación con tanques de asentamiento. Un pequeño aumento en el diámetro de las gotas incrementa el flujo de asentamiento. El calor suministrado al inicio del proceso de separación favorece el choque de las pequeñas gotas y por ende el aumento del tamaño de las gotas, debido a la coalescencia entre ellas. Si el fluido es más viscoso, la fuerza de colisión disminuye ya que el movimiento entre las partículas se ve limitado. La ecuación de coalescencia indica que la interface agua crudo se encuentra cerca de donde ocurre la coalescencia. Un tiempo de residencia mayor al necesario no disminuye los costos de operación, por lo contrario hace menos eficiente el proceso.

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11.2.

Tipos de Tanques de Asentamiento

11.2.1.

Tanques Verticales El equipo más usado en el tratamiento de crudos, para lograr su separación, es el tanque-tratador de asentamiento vertical (o “vertical heater-treater”, Figura 45). La mezcla inmiscible entra por el tope del tanque donde ocurre la separación del gas. Para lograr la adecuada separación del gas es necesario que ésta sección tenga las dimensiones adecuadas. Si el tanque se encuentra aguas abajo de un separador de entrada, donde el crudo se desgasifica, la cámara donde ocurre la separación del gas en el tratador puede ser muy pequeña. La sección de separación del gas tiene un sistema de distribución y puede contar o no con un extractor de neblina. El crudo y la emulsión que se encuentran por encima de los tubos de calentamiento, se juntan en la zona de coalescencia, donde se proporciona el tiempo de residencia suficiente para permitir que las partículas pequeñas de agua en la fase continua se unan y asciendan al fondo del tanque. El crudo tratado fluye hacia afuera por la boquilla de salida del recipiente. Cualquier traza de gas atrapado en el crudo, es separado por calentamiento y retirado del recipiente. El nivel del crudo dentro es controlado por medio de un control de nivel regulado por una válvula de descarga. Los tanques atmosféricos son típicamente usados para tratar el crudo, donde la cámara de separación de gas tiene un tubo que permite separar y ventear el gas. Usualmente la producción de los pozos entra a una línea central que tiene al final un distribuidor para repartir la emulsión por debajo del nivel de la interface para evitar la turbulencia y la espuma y lograr que las gotas de agua que están emulsionadas en la fase continua de crudo, se vean atraídas entre sí y se rompa la emulsión logrando la separación de las dos fases. La Figura 46 muestra un esquema de un tanque de este tipo. Existen tanques que no tienen calentamiento interno, sino que la corriente de entrada es precalentada, sin embargo es más eficiente que el equipo posea un sistema interno de calentamiento.

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Salida del gas Extractor de niebla Entrada de la emulsión Salida del crudo tratado Crudo

h Sección de coalescencia

Chimenea

Interface crudo-agua Tubo de calentamiento Esparcidor

Salida del agua Agua Drenaje d

Figura 45. Tanque de asentamiento vertical (adaptado de [7]).

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Salida del gas Cámara de separación de gas Entrada de los campos de producción

Distribuidor de extracción

Gas Crudo

E M U L S I Ó N

Salida del crudo tratado Sección de separación del crudo Esparcidor

Sección del agua separada Salida del agua

Agua

Figura 46. Tanque típico con canal interno (adaptado de [7]). 11.2.2.

Tanques Horizontales Los tanques de asentamiento horizontales son generalmente empleados en aquellos casos donde el fluido proviene de distintos pozos de producción. La mezcla inmiscible ingresa en la sección delantera donde ocurre la separación entre el gas y el crudo. El crudo y la emulsión sobrepasan el nivel donde se encuentran los tubos para calentar la mezcla y se desnatan en el compartimiento de la oleada del crudo. La interface del agua y crudo en la sección de entrada del recipiente es controlada por un regulador de interface, que funciona con una válvula de descarga para el agua libre. El flujo de crudo y la emulsión pasan a través de un esparcidor ubicado en la sección de coalescencia, (Figura 47). El esparcidor distribuye el flujo uniformemente a través de la longitud de esta sección y el crudo tratado se recoge en el tope del tanque separador.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Extractor de niebla Entrada de la emulsión

Salida del gas

Crudo y emulsión

Salida del crudo

Esparcidor d

Crudo

Agua Esparcidor

Deflectores Tubos de calentamiento

Salida del agua Sección de frente

Sección de coalescencia

Figura 47. Tanque de asentamiento horizontal (adaptado de [7]). La sección interna del tanque tiene el tamaño apropiado para lograr la separación del agua y del crudo, mientras que la sección de coalescencia proporciona las dimensiones adecuadas para lograr el tiempo de residencia óptimo para que la coalescencia ocurra y permita que las gotas de agua se unan y se muevan en sentido contrario al flujo de crudo. 11.2.3.

Tanques Horizontales Electrostáticos Algunos crudos son tratados con métodos electrostáticos. La Figura 48 ilustra un tanque de asentamiento horizontal electrostático. El recorrido del flujo en los recipientes electrostáticos es muy similar al de los tanques horizontales, la única diferencia es que un campo eléctrico de corriente alterna y/o directa (AC-DC) promueve la coalescencia entre las gotas de agua. Los diseños de tanques de asentamiento electrostático no están publicados, debido a que la coalescencia de las gotas en un campo eléctrico depende de las características particulares de la emulsión a tratar y no hay una relación directa entre el tamaño de la gota de agua y el asentamiento. La experiencia indica que los tratamientos electrostáticos son eficientes cuando se requiere reducir el contenido de agua y sedimentos básicos (BSW) en el crudo por debajo del 0,5 % al 1 %. Sin embargo, para el tratamiento de crudos donde el contenido de agua y sedimento supera el 1 % es recomendable aplicar tratamientos que incluyan calentamiento del fluido.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS Extractor de niebla Entrada de la emulsión

Salida del gas

Salida del crudo

Esparcidor

Crudo y emulsión

Crudo

Electrodos

d

Agua Esparcidor

Deflectores Tubos de calentamiento

Salida del agua Sección de coalescencia

Sección de frente

Figura 48. Tanque de asentamiento horizontal electroestático (adaptado de [7]). 11.3.

Determinación del Diámetro de los Tanques de Asentamiento Las ecuaciones que siguen permiten estimar el diámetro de los tanques de asentamiento. A)

Tanques horizontales: dT ⋅ LC = 438 ⋅

B)

QO ⋅ μCP ΔSG ⋅ d m2

Ec. 95

Tanques verticales: 1/ 2

⎛ Q ⋅μ ⎞ dT = 81,8 ⋅ ⎜⎜ O CP2 ⎟⎟ ⎝ ΔSG ⋅ d m ⎠

Ec. 96

El estimado del tiempo de residencia, que un fluido requiere en el tanque de asentamiento, utiliza las ecuaciones siguientes: A)

Tanques horizontales: dT2 ⋅ LC =

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QO ⋅ (tr )O 1,05

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Tanques verticales: dT2 ⋅ h =

QO ⋅ (tr )O 0,12

Ec. 98

En cuanto al tamaño de la gota, ésta suele incrementar con el aumento del tiempo de residencia, el calor en el sistema y por ende con el choque entre las moléculas que favorece la coalescencia. Sin embargo, con el aumento de la viscosidad del crudo, el tamaño de las gotas no se incrementa debido a que existe menos posibilidad de las partículas de moverse. Para el diseño de los tanques de asentamiento se suele estimar el diámetro de la partícula con la siguiente ecuación:

dm = 500 ⋅ μCP−0,675

Ec. 99

Gráficamente esta relación puede expresarse según la Figura 49. 300

Diáemtro de las gotas de agua, dm [µm]

275 250 225 200 175 150 125 100 2

3

4

5

6

7

8

9

10

Viscosidad de la fase continua de crudo, μCP [cP]

Figura 49. Relación de diseño para la separación de las gotas de agua de la fase de crudo. 903-HM120-P09-GUD-065.DOCX/20/10/2008/AA/pa

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La Figura 49 es usada con buen criterio de diseño para viscosidades del crudo mayores de 10 cP, debido a que la ecuación tiende a un diámetro de las gotas = 0. 100

Diáemtro de las gotas de agua, dm [µm]

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 10

210

410

610

810

1010

Viscosidad de la fase continua de crudo, μCP [cP]

Figura 50. Cambio del diámetro de las gotas de agua para una viscosidad de la fase continua de crudo mayor de 10 cP. 11.4.

Procedimiento para el Dimensionamiento de los Tanques de Asentamiento El dimensionamiento de los tanques de asentamiento requiere la especificación del diámetro, la longitud, la altura de la zona de coalescencia y la temperatura de operación de los tubos de fuego. Un buen diseño es aquel que mantiene la relación adecuada entre el costo y la geometría del tanque. El procedimiento general de cálculo es: 1.

Seleccione la temperatura de operación.

2.

Determine la viscosidad del crudo a la temperatura de operación.

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3.

Determine el diámetro de la gota de agua por la Ec. 99 o gráficamente por la Figura 49.

4.

Determine la geometría necesaria para satisfacer la separación requerida según la Ec. 95 para tanques horizontales o la Ec. 96 para tanques verticales.

El API STD 650 [6] es consultado para información adicional sobre los tanques. 11.5.

Ejemplo de Cálculo Los siguientes datos son requeridos para diseñar un tanque de asentamiento:

11.5.1.

•

Gravedad específica del crudo.

•

Gravedad específica del agua.

•

Viscosidad del crudo.

•

Caudal y temperatura de operación.

Dimensionamiento de un tanque de asentamiento horizontal Los datos requeridos son mostrados a continuación:

Variable

Símbolo

Unidad

Valor

Gravedad específica del crudo

SGO

[-]

0,875

Gravedad específica del agua

SGW

[-]

1,04

Flujo de crudo

QO

BDP

Viscosidad del crudo

μO

cP

9

Temperatura de operación

T

°F

80

5000

El diámetro de la gota de agua es calculada con la Ec. 99:

d m = 500 ⋅ μCP −0,675 = 500 ⋅ 9−0,675 = 113,46 µm

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Se sustituyen los valores en la Ec. 95 y se obtiene: dT ⋅ LC = 438 ⋅

5000 ⋅ 9 QO ⋅ μCP = 438 ⋅ = 9278,76 in2 ⋅ ft 2 0,165 ⋅ (113,46)2 ΔSG ⋅ d m

La Figura 51 muestra el diámetro del tanque vs la longitud de coalescencia, la curva obtenida permite evaluar diversas opciones de diámetros y longitud para tanques de asentamientos horizontales, donde su selección depende de la rentabilidad económica. El punto mostrado en la Figura 51 equivale aproximadamente al cambio de pendiente de la curva y es donde el diámetro y la longitud tienen los valores menores coincidentes. 500 450

Diámetro del tanque, dT [in]

400 350 300 250

dT ≈ 160 in LC ≈ 60 ft

200 150 100 50 0 0

50

100

150

200

Longitud de la zona de coalescencia, LC [ft]

Figura 51. Relación del diámetro y la longitud para el ejemplo de un tanque horizontal. Si se requiere un tiempo de residencia mínimo de la mezcla en el tanque, se estima sus dimensiones en función de la Ec. 97:

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dT2 ⋅ LC =

QO ⋅ (tr )O 5000 ⋅ 20 = = 95238,1 in2 ⋅ ft 1,05 1,05

Por heurísticas, se recomienda que el tiempo de residencia no sobre pase los 20 min. Graficando de igual manera el diámetro del tanque en función de la longitud de coalescencia, para un tiempo de residencia de 20 min, se obtiene la Figura 52. Los puntos por debajo de la curva con el tiempo de residencia establecido, permiten evaluar diversos diámetros y longitudes para dicho tiempo. De la Figura 51, se puede obtener la siguiente relación de diámetro y longitud que cumple la heurística para tanques L/D = 5. La Figura 53 muestra los valores obtenidos en el dimensionamiento del recipiente horizontal. 500

Sin tiempo de residencia Con tiempo de residencia

450

Diámetro del tanque, dT [in]

400 350 300 250 200 150 100 50 0 0

50

100

150

200

Longitud de la zona de coalescencia, LC [ft]

Figura 52. Relación de diseño para tanques horizontales con tiempo de residencia.

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Crudo y emulsión

Crudo

dT = 160 in

Agua

L = 60 ft

Figura 53. Dimensiones básicas para el ejemplo con un tanque de asentamiento horizontal. 11.5.2.

Dimensionamiento de un tanque de asentamiento vertical Los datos requeridos son mostrados a continuación:

Variable

Símbolo

Unidad

Valor

Gravedad específica del crudo

SGO

[-]

0,875

Gravedad específica del agua

SGW

[-]

1,04

Flujo de crudo

QO

BDP

Viscosidad del crudo

μO

cP

9

Temperatura de operación

T

°F

80

5000

Con la Ec. 99 se calcula el diámetro de la gota de agua:

dm = 500 ⋅ μCP −0,675 = 500 ⋅ 9−0,675 = 113,46 μm Se sustituyen los valores en la Ec. 96 y se obtiene el diámetro del tanque: 1/ 2

dT2

⎛ Q ⋅μ ⎞ = 81,8 ⋅ ⎜⎜ O CP2 ⎟⎟ ⎝ ΔSG ⋅ d m ⎠

1/ 2

⎞ ⎛ 5000 ⋅ 9 ⎟ = 81,8 ⋅ ⎜⎜ 2⎟ ⎝ 0,165 ⋅ (113,46) ⎠

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= 376 in

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La determinación de la altura del tanque vertical requiere de la sustitución de los valores en la Ec. 98 para un tiempo de residencia menor a 20 minutos. dT2 ⋅ h =

5000 ⋅ 20 QO ⋅ (tr )O Q ⋅ (t ) ⇒ h = O r 2O = = 6 ft 0,12 0,12 ⋅ d 0,12 ⋅ (376) 2

La Figura 54 muestra los valores obtenidos en el dimensionamiento del recipiente vertical. El cálculo del calor requerido, para calentar la mezcla entrante a los tanques (indiferentemente de la orientación), se realiza con la Ec. 94.

Crudo

h = 6 ft

Agua

dT = 376 in

Figura 54. Dimensiones básicas para el ejemplo con un tanque de asentamiento vertical.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS 12.

REFERENCIAS Leyenda de la ubicación de las referencias:

Biblioteca de inelectra.

Directorio de Instrucciones de Trabajo en el servidor de inelectra Panamá, S. A.

Servicio de Normas PDVSA o Internacionales en la ineweb. Intranet de Procesos.

[1]

2007 ASME. Boiler & Pressure Vessel Code, Section VIII - Rules for Construction of Pressure Vessels. Division I.

[2]

ACS Industries, INC., Separations Technology Division, Mist Eliminator Design Manual, Texas, USA, pp. 4-13 (2004).

[3]

AMISTCO Separation Products, Inc.

[4]

API SPEC 12J: Specification for Oil and Gas Separators, 7th Edition (1989).

[5]

API Standard 617. Axial and Centrifugal Compressors and Expandercompressors for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services. Seventh Edition, July 2002.

[6]

API Standard 650. Welded Steel Tanks for Oil Storage. Eleventh Edition, June 2007.

[7]

Arnold, K. y Maurice S., Surface Production Operations, Vol. 1, Gulf Publishing Company, Texas, USA, 1991.

[8]

ASME B16.5-2003. Pipe Flanges and Flanges Fittings.

[9]

ASME B36.10M-2004. Welded and Seamless Wrought Steel Pipe.

[10]

Campbell, J. M., Gas Conditioning and Processing, Vol. 2, Campbell Petroleum Series, 6ª Edición, 1989.

[11]

CRANE, Flujo de fluidos en válvulas, accesorios y tuberías, McGrawHill, México. 1997.

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GUÍA PARA EL DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES BIFÁSICOS [12]

Gas Processors Suppliers Asociation (GPSA), Engineering Data Book, 11th Edition, Vol. I, Cap. 7, 1998.

[13]

Giozza, W., Simulation of gas-oil separator behavior under slug flow conditions, The University of Tulsa, Fluid Flow Projects, 1983.

[14]

Guerra, J.J. y J. Menéndez, Programas para el dimensionamiento de separadores y estudio de flujo laminar en régimen turbulento, INTEVEP (Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo), Los Teques, Feb. 1991.

[15]

NACE International Standard MR0175/ISO 15156. Item N° 21306. Petroleum and Natural Gas Industries – Materials for Use in H2SContaining Environments in Oil and Gas Procution. First Edition.

[16]

Otto H. York Co.: Fabian, P., Cusack R. y P. Henessey, Demystifying: The Selection of Mist Eliminators, Part I”, Chemical Engineering. Nov. 1993.

[17]

PDVSA, Separadores Líquido - Vapor, Guía de Ingeniería N° PDVSA 90616.1.027. Mayo 1991.

[18]

Perry R.H. y D. Green., editores, Manual del Ingeniero Químico, 3ª edición en español, McGraw-Hill, México, Tomo V, (1996).

[19]

Souders, M y Brown, G., Design of Fractionating Columns-Entrainment and Capacity, Industrial and Engineering Chemistry, V. 26, No. 1, January 1934.

[20]

Supreme Supply Company, Inc.

[21]

Svrcek, W.Y. y Monnery, W.D., Design Two-Phase Separators Within the Right Limits, Chemical Engineering Progress. October 1993.

[22]

Wallas, S. M. Chemical Process Equipment. Selection and Design. Butterwoth-Heinemann Series in Chemical Engineering. 1990.

[23]

Zabala Ana Karina, Revisión, redefinición y ampliación del programa “Diseño de Separadores” de inelectra, S. A. C. A. Tesis de grado Universidad Metropolitana, Caracas. 2005.

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ANEXO 1 – HOJA

DE

CÁLCULO PARA LOS SEPARADORES GAS-LÍQUIDO (903-HM120-P09-GUD-065-1.xls)

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ANEXO 2 – CÁLCULO

DE

VOLUMEN PARCIAL

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EN

RECIPIENTES HORIZONTALES

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LISTA DE SÍMBOLOS (para este Anexo) Símbolo

Definición

Unidad

b

Altura del casquete

[ft], [m]

D


[ft], [m]

f (Zc)

Coeficiente para el volumen en la sección cilíndrica

f (Ze)

Coeficiente para el volumen en el casquete

H1

Altura del nivel de líquido

[ft], [m]

K1

Relación entre la altura del casquete y el diámetro

[Adimensional]

L

Longitud TL/TL del separador

[ft], [m]

VP

Volumen parcial en el separador

[ft3], [m3]

α

Ángulo relativo a la altura de líquido en el separador

[radianes]

Las siguientes ecuaciones son extraídas de la Ref. [12] para recipientes horizontales con casquetes elipsoidales 2:1. b

L

D

D/2 α H1

Figura 55Representación de las distancias para las ecuaciones [12]. El volumen parcial, incluyendo los casquetes se calcula con la ecuación siguiente: VP =

1 1 π ⋅ K1 ⋅ D 3 ⋅ f (Ze ) + π ⋅ D 2 ⋅ L ⋅ f (Zc ) 6 4

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Ec. 100

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Donde: K1 =

2b D

Ec. 101

b=

D 4

Ec. 102

2

2 H1 ⎞ ⎛ ⋅⎜− 3 + ⎟ D ⎠ ⎝

Ec. 103

⎛ α − sen(α ) ⋅ cos(α ) ⎞ f (Zc ) = ⎜ ⎟ π ⎝ ⎠

Ec. 104

⎛H ⎞ f (Ze ) = −⎜ 1 ⎟ ⎝ D⎠

⎛ ⎜ ⎜ H1 α = 2 ⋅ arctan⎜ ⎜ ⎛⎜ 2H D ⎞⎟ − H 2 1 ⎜ ⎝ 12⎠ ⎝

⎞ ⎟ ⎟ ⎟ ⎟ ⎟ ⎠

Ec. 105

El valor de H1 es sustituido con los valores mínimos o los asumidnos para los niveles de líquido en el separador. Esto permite que el cálculo del volumen incluya los casquetes, lo que a su vez, podría permitir una disminución de la longitud y/o del diámetro y mantener los tiempos de residencia requeridos. Este Anexo no tiene como objetivo suministrar una guía paso debido a su complejidad, es solo información para que el usuario de la Hoja de Cálculo del Anexo 3 conozca la procedencia de las ecuaciones.

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ANEXO 3 – HOJA

DATOS PARA LOS SEPARADORES (903-HM120-P09-GUD-065-3.xls) DE

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Separadores Bifasicos

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