INFORMACIÓN TOMADA DE: http://www http://www.oilproductio .oilproduction.net/cms3/files/Sepa n.net/cms3/files/Separadores radores %20Bifasicos%20y%20Trifasico.pdf . Trabajo de grado DISEÑO Y EVALUACIÓN DE SEPARADORES SEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOS Clasificación de los tipos de fluidos de yacimientos os di!ersos tipos de fluidos de yacimientos son: "etróleo #e$ro "etróleo ol&til 'as (etro$rado 'as )*medo 'as seco "ara determinar cual+uiera de los cinco t ipos de fluidos de yacimiento es necesario un an&lisis de la,oratorio +ue confirme el tipo de fluido- conocer la ('" relación 'as"etróleo del poo1 la $ra!edad del fluido y el color del fluido1 a pesar de +ue no es un ,uen indicador de forma independiente1 los datos "T- conocer las condiciones iniciales de presión y temperatura.
Per!"eo Negro #b"a$% o&"' Cr(do:
i$. 4ia$rama de fase petróleo ne$ro Consiste en una mecla con amplia !ariedad de especies +u5micas caracteriadas por tener en promedio mol6culas $randes1 pesadas y no !ol&tiles. 7l dia$rama de fases cu,re un amplio ran$o de temperatura- el punto cr5tico se sit*a ,ien arri,a de la pendiente de la en!ol!ente de fases y las cur!as de iso!olumen est&n espaciadas m&s o menos en forma constante i$. . a l5nea 8283 es una reducción isot6rmica de presión1 o,s6r!ese +ue el punto +ue representa el separador se encuentra a condiciones de presión p y temperatura T de superficies. Cuando la presión del yacimiento cae entre los puntos y 2 se dice +ue el crudo es su,saturado1 es decir1 se encuentra por encima de la presión de ,ur,u9eo y es capa de disol!er m&s $as si estu!iera presente. Cuando la presión del yacimiento se encuentra en el punto 21 el crudo est& en el punto de ,ur,u9a y se denomina crudo saturado1 saturado1
el crudo contiene en solución la cantidad m&ima de $as +ue le es posi,le disol!er. 7stando en el punto 21 una reducción de presión har& +ue el $as se li,ere del l5+uido formando una capa de $as en el yacimiento. (educiendo la presión entre los puntos 2 y 31 se contin*a li,erando $as1 las cur!as de iso!olumen l5+uido !an reduci6ndose desde 00% hasta cerca de ;;% en el punto 31 lo +ue corresponde a un aumento de $as desde 0% a <;%. 7ntre los puntos 2 y 3 el crudo tam,i6n se denomina saturado- en la medida +ue se reduce la presión y la temperatura hasta +ue el fluido lle$a al separador1 m&s $as se si$ue li,erando del crudo ocasionando una reducción en el !olumen del l5+uido. Sin em,ar$o una cantidad relati!amente $rande de l5+uido lle$a a la superficie. =dentificación de campo: > (elación $as/petróleo ? a 2000 "C#/B,l. > a historia de producción de la relación $as/petróleo incrementar& mientras la presión del yacimiento cae por de,a9o de la presión de ,ur,u9a. > a $ra!edad del crudo de tan+ue ser& menor a <;@ A"= y decrecer& un poco con el tiempo. > 7l crudo de tan+ue es muy oscuro indicando la presencia de hidrocar,uros pesados1 frecuentemente es ne$ro pero al$unas !eces tiene tonalidades !erdosas o es marrón.
Per!"eo Vo")&"
i$. 2 4ia$rama de fase petróleo !ol&til 7n comparación con el petróleo ne$ro posee menor cantidad de componentes pesados y m&s compuestos intermedios etanoheano1 el dia$rama de fases cu,re menor ran$o de temperatura1 la temperatura cr5tica es menor y es cercana a la temperatura del yacimiento1 las cur!as de iso!olumen est&n espaciadas menos re$ularmente y tienden a pe$arse hacia la l5nea de los puntos de ,ur,u9a fi$. 2. a l5nea 8283 es una reducción isot6rmica de presión1 o,s6r!ese +ue el punto +ue representa el separador se encuentra a condiciones de presión p y temperatura T de superficies1 una pe+uea reducción de presión por de,a9o de la fresón de ,ur,u9a p, punto 21 causa la li,eración de una $ran cantidad de $as en el yacimiento. n crudo !ol&til puede lle$ar a ser ;0% $as en el yacimiento al reducirse la presión solo unas pocos li,ras por de,a9o de la p,1 la cur!a de iso!olumen +ue crua las
condiciones del separador muestra un menor porcenta9e de l5+uidos. as ecuaciones de ,alance de materiales desarrolladas para crudo ne$ro1 no f uncionan para crudos !ol&tiles1 ya +ue el $as asociado a un crudo ne$ro1 se considera $as seco cierto a presiones relati!amente altas1 mientras +ue el $as asociado a un crudo !ol&til es muy rico y se considera $as retro$rado. 7ste $as li,era una $ran cantidad de l5+uidos en su !ia9e hasta la superficie1 lo +ue in!alida el uso de las ecuaciones para crudo ne$ro. =dentificación en Campo: > a l5nea di!isoria entre petróleo ne$ro y petróleo !ol&til es casi ar,itraria1 la diferencia depende del punto en el cual las ecuaciones de ,alance de materiales comienan a tener una precisión intolera,le. > a l5nea di!isoria entre crudo !ol&til y $as retró$rado es clara1 ya +ue un crudo !ol&til de,e tener la temperatura cr5tica mayor +ue la temperatura del yacimiento. > a relación $as/petróleo de producción inicial est& en el ran$o entre 2000 y 3300 "C#/B,l. > a relación $as/petróleo de producción incrementar& con la producción mientras la presión del yacimiento est& por de,a9o de la presión de ,ur,u9a. > a $ra!edad del crudo en tan+ue es alrededor de <0@ A"= o mayor y se incrementar& cuando la presión del yacimiento cai$a por de,a9o de la presión de ,ur,u9eo. > 7l crudo en tan+ue es de color marrón1 naran9a y al$unas !eces !erde.
*a+ Rer!grado
i$. 3 4ia$rama de fase $as retró$rado 7l dia$rama de fases de un $as retró$rado es m&s pe+ueo +ue el de los crudos1 el punto cr5tico est& mucho m&s a,a9o en el lado i+uierdo de la en!ol!ente. 7stas dos caracter5sticas se de,en al hecho de +ue los $ases retró$rados contienen menor cantidad de componentes pesados +ue los crudos fi$. 3. a temperatura cr5tica del $as retró$rado es menor +ue la temperatura del yacimiento1 la cricondeterma es mayor +ue la temperatura del yacimiento. 7ste tipo de $as al$unas !eces es llamado $as condensado1 sin em,ar$o se de,e e!itar utiliar esta denominación +ue suele traer confusión y utiliar el nom,re correcto de $as retró$rado. 7l l5+uido producido en el separador pro!eniente del $as es llamado
condensado y el l5+uido producido directamente del yacimiento tam,i6n es llamado condensado. n me9or nom,re es l5+uido retró$rado. 7n la l5nea 82831 inicialmente el punto es $as retró$rado1 totalmente en el yacimiento. Cuando la presión decrece en el yacimiento hasta el punto 21 el $as retró$rado ehi,e un punto de roc5o. Conforme la presión contin*a disminuyendo en el yacimiento1 l5+uido condensa desde el $as1 formando una capa de l5+uido en el yacimiento- normalmente este l5+uido no fluir& y no podr& ser producido. 7n el la,oratorio se ha o,ser!ado +ue conforme se contin*a ,a9ando la presión l5nea 2831 el l5+uido comiena a re!aporiarse. Sin em,ar$o no se espera repetir este comportamiento en el yacimiento ya +ue las composiciones cam,ian. =dentificación de campo: > 7l l5mite menor de la relación $as/petróleo de producción inicial es alrededor de 330 "C#/B,l- el l5mite superior no est& ,ien definido1 !alores so,re ;0000 "C#/B,l. > )a sido o,ser!ada una relación $as/petróleo inicial de producción en el ran$o de 3300 a ;000 "C#/B,l1 lo +ue indica una $as retro$rado muy rico1 +ue condensara suficiente l5+uido para llenar 3;% o m&s del !olumen del yacimiento. 'eneralmente1 este l5+uido no fluir& y no podr& ser producido. > 7n t6rminos pr&cticos1 si la relación $as/petróleo inicial de producción es mayor +ue ;0000 "C#/B,l1 la cantidad de l5+uidos retró$rados en el yacimiento es muy pe+uea y el fluido del yacimiento puede ser tratado como un $as h*medo. > a relación $as/petróleo de producción incrementar& con la producción y mientras la presión del yacimiento cae por de,a9o de la presión de roc5o. > a $ra!edad del crudo en tan+ue est& entre <0@ y D0@ A"= y se incrementar& cuando la presión del yacimiento cai$a por de,a9o de la presión de roc5o. > os l5+uidos son de colores muy claros marrón1 naran9a1 tonos !erdosos o lechosos.
*a+ ,-.edo
i$. < 4ia$rama de
fase $as h*medo 7l $as h*medo est& compuesto en $eneral de hidrocar,uros con mol6culas pe+ueas. 7l ran$o de temperatura +ue cu,re el dia$rama de fases ser& menor +ue la t emperatura del yacimiento1 la l5nea 82 durante el proceso de a$otamiento a temperatura constante1 no se tocar& la re$ión de dos fases. 7l fluido siempre estar& a condiciones de yacimiento- las condiciones del separador caen en la re$ión de dos fases1 por lo +ue al$o de l5+uido se forma a condiciones de superficie. 7l l5+uido en superficie al$unas !eces se llama condensado y al yacimiento de $as frecuentemente se le llama yacimiento de $as condensado1 lo +ue aumenta la confusión con el yacimiento de $as retró$rado. 7l t6rmino h*medo no se refiere a la presencia de a$ua con el $as1 sino a los hidrocar,uros l5+uidos +ue condensan del $as en superficie1 sin em,ar$o1 el $as del yacimiento siempre est& saturado con a$ua fi$.< =dentificación en campo: > a relación $as/petróleo de producción es siempre muy alta y se mantiene a lo lar$o de la !ida producti!a del yacimiento. > 7n t6rminos pr&cticos1 si la relación $as/petróleo de producción es mayor +ue ;0000 "C#/B,l. "uede ser tratado como si fuera un yacimiento de $as h*medo. > a $ra!edad del crudo de tan+ue est& en el mismo ran$o +ue la de $ases retró$rados1 sin em,ar$o1 la $ra!edad A"= se mantiene constante a lo lar$o de la !ida producti!a del yacimiento. > os l5+uidos son $eneralmente de colores muy claros con t onos lechosos.
*a+ Se$o
i$. ; 4ia$rama de fase $as seco
a composición del $as seco es principalmente metano con al$unos intermedios. Todo el dia$rama de fases est& a una temperatura menor +ue la temperatura de yacimiento1 la mecla de hidrocar,uros +ue componen el $as natural se mantiene como $as durante t oda la !ida del yacimiento1 inclusi!e a las condiciones del separador en la superficie1 al$unas !eces se condensa al$o de a$ua en la superficie. 7stos yacimientos normalmente se conocen como yacimientos de $as. 7sto trae confusión si a los yacimientos de $as h*medo o $as retró$rado tam,i6n solo se le llaman yacimientos de $as. as ecuaciones de ,alance de materiales desarrolladas para $as seco1 pueden ser usadas para $as h*medo si se tiene cuidado al definir las propiedades del $as h*medo. Son aplica,les para yacimientos de $as retró$rado solo si la presión del yacimiento est& por encima de la presión de roc5o fi$. ;. 7s necesario conocer las propiedades de los fluidos y las caracter5sticas del tipo de fluido de yacimiento1 al momento de seleccionar o disear el separador1 para optimiar tamao1 caracter5sticas1 diseo del mismo. 4e esta manera1 el conocer estos datos permite un diseo efica y eficiente.
I.age/e+ o.ada+ de: 0T1e 2ro2er&e+ o3 2ero"e(. 3"(&d+45&""&a. D6 M$Ca&/7 8r69/d ed0 $a2&("o 0T1e F&;e Re+er;o&r F"(&d+0 "ar&metros +ue inter!ienen en el diseo de separadores Al iniciar el diseo de un separador1 sólo la eperiencia anuncia la posi,ilidad de +ue se trate de uno horiontal o uno !ertical. a secuencia del c&lculo y el costo comparati!o de los recipientes son los +ue !an a sealar la facti,ilidad de usar un determinado recipiente. os principales par&metros +ue entran en 9ue$o para la decisión son los si$uientes:
Co.2o+&$&!/ de" 3"(&do <(e +e ;a a +e2arar 7s cierto +ue la mayor5a de los in$enieros no analian con antelación la composición de la alimentación1 sino +ue parten de un determinado !olumen y tipo de fluido supuestamente conocido al hacer la selección. "ese a esto1 es con!eniente +ue el diseador est6 familiariado con el concepto de e+uili,rio de fases y separación instant&nea1 con el fin de predecir cu&l ser& la cantidad y calidad del $as y de l5+uido +ue se formar5an en el separador1 en las condiciones de presión y temperatura de diseo.
F"(jo /or.a" de ;a2or 7l flu9o normal de !apor o $as es la cantidad m&ima de !apor alimentada a un separador a condiciones t5picas de operación es decir1 en ausencia de pertur,aciones tales como las +ue aparecen a consecuencia de inesta,ilidades del proceso o a p6rdidas de la capacidad de condensación a$uas arri,a del mismo. os separadores son altamente efecti!os para flu9os de !apor del orden de ;0% del flu9o normal y1 por lo tanto1 no es necesario considerar un so,rediseo en el dimensionamiento de tales separadores. Si se predicen flu9os mayores al ;0%1 el diseo del separador de,e considerar dicho aumento.
Pre+&!/ = e.2era(ra de o2era$&!/ 7l estudio pre!io de las !ariaciones de presión y temperatura en el sitio donde se instalar& la unidad afectar&1 de manera determinante1 la selección del e+uipo. a mayor5a de los operadores no se detienen a pensar cómo se afectan las condiciones de operación al ,a9ar la presión. 7iste la se$uridad de +ue al ele!ar la presión podr5a fallar el material- pero no se analia el incremento de la !elocidad dentro del sistema al ,a9arla- un descenso a,rupto1 manteniendo constante el caudal1 ele!a la !elocidad interna del e+uipo1 produce espuma1 arrastre de los fluidos y puede !olar el etractor de nie,la.
Fa$or de $o.2re+&b&"&dad de" ga+ #>' e/ $o/d&$&o/e+ de rabajo
7l !alor de determina el !olumen del $as en las condiciones de operación. 7l diseador de,er& seleccionar el modelo m&s con!eniente para +ue los resultados coincidan con los !alores de campo.
De/+&dad de "o+ 3"(&do+ e/ "a+ $o/d&$&o/e+ de o2era$&!/ a densidad de los fluidos dentro del separador inter!iene de modo directo. 7s f&cil calcular la densidad del $as en las condiciones de operación. 7n el caso de los l5+uidos1 muchas personas tra,a9an en condiciones normales1 ,a9o el supuesto del efecto de los cam,ios de presión y temperatura afectan muy poco los resultados finales.
Ve"o$&dad $r?&$a a !elocidad cr5tica es una !elocidad de !apor calculada emp5ricamente +ue se utilia para ase$urar +ue la !elocidad superficial de !apor1 a tra!6s del separador1 sea lo suficientemente ,a9a para pre!enir un arrastre ecesi!o de l5+uido. Tal !elocidad no est& relacionada con la !elocidad sónica.
Co/+a/e de @ #So(der+ Bro/' 7s unos de los par&metros +ue mayor rele!ancia tiene en el momento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. 7n cierto modo1 es el !alor +ue se acerca o ale9a las predicciones del funcionamiento real del sistema. A pesar de +ue1 al comieno1 el !alor de E atend5a a la deducción matem&tica de la fórmula1 es la eperiencia de campo y me9oras tecnoló$icas +ue se le introducen a los diseos lo +ue ha !enido adaptando este par&metro al comportamiento real de los recipientes. 7n la pr&ctica1 lo +ue suelen hacer los fa,ricantes es disear el etractor de nie,la y a9ustar en el campo el !alor correspondiente1 para predecir los resultados reales. "or esa raón1 se suelen encontrar unidades pe+ueas $arantiadas para mane9ar cantidades de $as mucho mayores de lo esperado. Al utiliar !elocidades cr5ticas m&s altas +ue las resultantes del uso directo de las fórmulas1 los separadores ser&n de di&metros m&s pe+ueos.
T&e.2o de ree/$&!/ a capacidad l5+uido de un separador depende principalmente del tiempo de retención del l5+uido en el recipiente1 una ,uena separación re+uiere de un tiempo suficiente para lo$rar el e+uili,rio entre la fase l5+uida y la fase $aseosa a la temperatura y presión de separación. Tiempos de retención 'ra!edades del petróleo
Finutos T5picos
"or encima de <0 @A"=
a2
2;<0 @A"=
a3
G 2;@A"= y/o espumoso
3 a 2
Re"a$&!/ "o/g&(d4d&).ero 7iste una constante adimensional llamada (1 +ue permite determinar la relación entre la lon$itud de costura a costura ss con el di&metro del separador. 7ste par&metro permite determinar el diseo m&s eficiente y económico1 se toma el !alor de ( entre !alores de 3 y <. Aun+ue para al$unos casos espec5ficos en diseo de separadores !erticales la altura de l5+uido ocasiona restricciones y permite +ue eistan !alores de relación lon$itud/di&metro muy ,a9os.
D&.e/+&o/a.&e/o de" +e2arador
Al contemplar los c&lculos +ue sir!en de soporte para seleccionar la unidad1 el diseador tiene la o,li$ación de indicar las dimensiones m5nimas del recipiente +ue desea ad+uirir.
