UNIVERSIDAD DE ORIENTE. NÚCLEO MONAGAS ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO. MATURÍN / MONAGAS / VENEZUELA.
Curso Gasotecnia (063-3423) Unidad VIII Dr. Fernando Pino Morales Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS Dirección Habitacional: Conjunto Residencias Plaza Guiaca Torre I Apto 3-4 Tipuro Teléfono Casa 0291-5111347 Teléfono Casa 0291 -3146534 Celular 0416-3967928 Correo electrónico:
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Programa de la Unidad UNIDAD UNIDAD VIII: VIII: Concep Concepto to y Aplica Aplicació ción n de Separado Separadores res Bifási Bifásicos cos y Trifás Trifásico icos. s. Concepto y Aplicación de Separadores Verticales y Horizontales. Ecuaciones utilizadas para el Diseño de Separadores. Aplicación y utilidad de las Normas vigentes para el Diseño de Separadores. Factores y procesos que influyen en la eficiencia de los Procesos de Separación Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua. Factores Factores que influyen en la Eficiencia Eficiencia del Proceso de Separación Separación Gas- Petróleo y Gas- Petróleo- Agua. Utilidad de los Modelos de Simulación para el diseño de Separadores. Concepto y aplicación de los diagramas de fases, aplicados en la producción de hidrocarburos. Concepto y aplicación de la Ecuación de la Reglas de las Fases, en la producción de hidrocarburos. Diagramas de Fases mono, bi, tri y multicomponentes. Clasificación de los Yacimientos a través de los Diagramas de Fases. Clasificación Termodinámicas de Yacimientos. Uso y Utilidad de la Constante de Equilibrio, para los fluidos líquidos- Gas. Ecuaciones utilizadas para la determinación de la constante de equilibrio de fluidos líquidos y gaseosos. Determinación de la Presión de Burbujeo y de Rocío. Factores que influyen en la determinación de la presión de burbujeo. Determinación de la presión del punto de roció, y factores que influyen en esta cuantificación. Ecuaciones utilizadas para la determinación de la Composición de las Fases Líquidas y de Vapor. Factores que infl influye uyen n en la dete determi rminac nació ión n de la comp compos osic ició ión n de las las Fases Fases.. Conce Concept pto o de Evaporización Instantánea. Resolución de Problemas Tipos
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Portada Programa Unidad Índice Unidad VIII: Estudio de las Fases de Vapor y de Líquido Proceso de Separación Principales Métodos de Separación entre Fases a.-Filtración b.- Decantación c.- Evaporación d.- Cristalización e.- Sublimación f.- Destilación 1.-Destilación Simple 2.-Destilación fraccionada 3.-Destilación por Arrastre con Vapor g.- Extracción Proceso de Separación de Fluidos Petroleros Principales Zonas de Separación en los Fluidos a.- Separación Primaria b.- Separación Secundaria c.- Separación por Coalescencia Separadores para Fluidos petroleros Separador Gas- Líquido Separación Gas- Petróleo Mecanismos Separación Fundamento de los Diseños de Separadores Obtención de Flujo Petrolero Funciones que debe cumplir un separador Funciones de Operación de los Separadores Clasificación de los Separadores Para Fluidos Petroleros Separadores Bifásicos Separadores Trifásicos Separadores Tetrafásicos Clasificación de los Separadores, según Forma Geométrica Separadores Verticales y Horizontales Ventajas de los Separadores Verticales Desventajas de los Separadores Verticales Ventajas de Un Separador Horizontal Desventajas de los Separadores Horizontales Separadores de Producción Otra Clasificación de los Separadores a.- Separadores de Entrada b.- Separadores en Serie c.- Separadores Tipo Filtro Importancia de los Separadores Tipo Filtro
001 002 003 009 009 009 009 009 009 009 009 009 010 010 010 010 010 010 010 011 011 011 012 012 012 012 013 013 013 014 014 014 015 015 015 016 016 017 017 017 018 018 018 018 018
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d.- Separadores Tipo Tanque de Venteo e.- Separadores Convencionales f.- Separadores de Liberación Instantánea g.- Separadores Tipo Pulmón h.- Separadores Tipo Centrífugo i.- Separadores Tipo Depuradores Instalación de los Depuradores j.- Tratadores Térmicos k.- Torres de Destilación .-Goteo en Línea Proceso de Separación de Hidrocarburos Condiciones Mecánicas de los Separadores a.- Sección de Separación b.- Sección de la Fuerzas Gravitacionales c.- Sección de Extracción de Neblina d.- Sección de Acumulación de Líquido Fund Fundam amen entto del del Proc Proces eso o de Sepa Separa raci ción ón de los los Flu Fluidos idos Pet Petrole rolero ross Diseño de los Separadores Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores Parámetros que Intervienen en el Diseño de los Separadores a.- Deflectores b.- Eliminadores de Niebla c.- Rompe Vórtice d.- Composición del fluido que se va a separar e.- Presión y Temperatura de operación f.- Determinación del Factor de Compresibilidad Diseño de Separadores Gas- Líquido Disp Dispos osit itiv ivos os Util Utiliz izad ados os en el Dise iseño de Sepa Separa rado dore ress Gas Gas-- Lí Líqui quido Secciones de un Separador Bifásico Diseño de Separadores Bifásicos (Gas- Petróleo) Los dispositivos, que cambian la cantidad de movimiento a.- Dispositivos Tipo Deflectores b.- Dispositivos Tipo Ciclón Diseño de Separadores Verticales y Horizontales Bifásicos Primera Sección de un Separador Velocidad Crítica (V C) Alternativas Posibles para la Velocidad Crítica La Espuma como Agregado en el Diseño de Separadores Métodos Químicos para el Rompimiento de la Espuma Determinación de la Tasa Volumétrica del gas ( ϑ G) Calculo del Área de la Sección Transversal del Separador (A g) Determinación del Diámetro Interno del Separador Sección de Extracción de Neblina o Coalescencia Sección de Recepción de Líquidos Sección de Manejo de Fluidos
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019 019 019 019 019 019 020 020 020 020 020 020 021 021 021 021 021 021 022 023 024 024 024 024 025 025 025 025 026 026 026 027 027 027 027 028 028 028 032 032 033 033 035 035 036 036 036
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El Tiempo de Retención del Líquido (t rl) Velocidad en la boquilla de entrada en un separador vertical Determinación de la longitud total del Separador Diseño de de Se Separadores Ho Horizontales de de Gas- Pe Petróleo- Ag Agua. Eficiencia del Diseño del Separador Dimensiones de los Separadores Distancia de la salida del vapor a la malla metálica Dimensiones de Orificios y Dispositivos de entrada y salida en un separador Fórmulas Utilizadas en el Diseño de los Separadores Separación por Etapas Los cálculos de diseño de separadores Influencia de la Correlaciones Matemáticas en el Diseño de Separadores Problemas de operación de los separadores a.- Crudos Espumosos b.- Presencia de Arenas c.- Velocidad de Erosión d.- Parafinas e.- Emulsiones Principios de un Proceso de Separación a.- Las especificaciones del diseño b.- Peso y el área del separador Separación Gravimétrica Cálculos de la Fases, Para Sistemas: Vapor – Líquido Definición de Sistema Termodinámico a.- Homogéneo b.- Heterogéneo Clasificación de los Sistemas Termodinámicos a.- Sistemas Abiertos b.- Sistemas Cerrados Caracterización de los Sistemas Propiedades Extensivas Propiedades Intensivas Estudio de las Fases Siste stema Mon Mono ofásico de de Var Variios Co Compon ponentes qu que no no Re Reaccionan Sistema Mo Monofásico de de Va Varios Co Componentes qu que Re Reaccionan Sistema Bifásico Diagrama de Fases a.- Análisis de Diagramas de de (P (P-T); (P-V); (P-X) b.- Estudio y desarrollo de fórmulas y métodos que permitan calcular la composición (X) y las cantidades de las fases de un sistema, a una presión y temperaturas dadas Regla de las Fases de Gibbs Comportamiento Cualitativo de las Fases
038 039 039 040 040 043 044
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044 044 045 046 046 046 047 047 047 048 048 048 048 048 049 050 051 051 051 051 051 051 051 051 052 052 052 053 053 053 053 053 053 054
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Diagrama de Fases de Sustancias Puras Diagrama de Fases Para Hidrocarburos Análisis de los Diagrama de Fases Determinación de la Presión de Vapor Ecuación de Clausius- Clapeyron Ecuación de Antoine b.- Sistema de 2 Componentes Otro Métodos de Estudio de los Sistemas Binarios c.- Sistemas de 3 componentes d.- Sistema Multicomponentes La Temperatura Cricondentérmica (Tcdt ) La Presión Cricondembárica (PCdp) Caracterización Termodinámica de los Yacimientos Comportamiento de los Yacimientos Monofásicos a.- Yacimientos Simples de Gas b.- Yacimientos Yacimientos de Condensado Condensado Retrógrada Retrógrada de Punto de Rocío c.- Yacimientos de Gas Disuelto de Punto de Burbujeo Condensación Retrógrada Equilibrio Vapor- Líquido a.- Ley de Raoult b.- Ley de Dalton La constante de Equilibrio En base base a la Presión de Convergencia (PK) Determinación de la Presión de Convergencia a.- Método de Standing b.- Método de Martínez y Lorenzo c.- Método de Rzasa y Colaboradores La constante de Equilibrio en Base a la Fugacidad Constante de Equilibrio Sobre la base de Gráficos a.- Modelos de J. M Campbell b.- Constante de equilibrio, según la GPSA La Constante de Equilibrio en Base a Ecuaciones de Estado a.-Ecuación de Van del Waals b.- Ecuación de Redlich- Kwong c.- Ecuación de Soave- Redlich- Kwong d.- Ecuación de Peng- Robinson Constantes de Equilibrio de la Fracción Más Pesada a.- Método de White y Brown Para determinar (K) b.- Constante de Equilibrio de la Fracción Pesada c.- Método de Winn d.- Método de Canfield e.-Método de Correlación de Standing f.-Método de Correlación de Wilson Determinación de la Composición de las Fases (Líquido- Vapor Cálculo de la Composición de las Fases Proceso de Separación Gas- Petróleo
055 056 056 058 058 058 058 061 063 065 067 067 067 067 067 069 070 070 072 073 073 074 075 075 075 075 075 078 078 078 079 080 081 083 084 085 085 085 086 086 087 087 087 088 089
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Determinación de de la la Co Composición de de las fases Lí Líquido- Va Vapor a.- Método de Ensayo y Error b.- Método de Newton c.- Método de Holland y Davison Aplicación del Cálculo de las Fases Líquido- Vapor Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y Gas Proceso de Separación Gas- Petróleo Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque La Gravedad Específica del Gas en los Separadores y Tanque Determinación de la Relación Gas- Petróleo Total, en Cada Separador y en el Tanque Punto de burbujeo Presión de Burbujeo (P b) Cálculo de la Presión de Burbujeo (P b) para una solución ideal Cálculo de la Presión en el Punto de Rocío (P r ) para una solución de gas ideal Cálculo de la Presión del Punto de Burbujeo y Rocío, Para Soluciones Reales
091 091 091 092 093
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093 093 097 097 097 099 100 101 101 101
INDICE DE FIGURAS
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Figura 1 Separador Gas- Petróleo 012 Figura 2 Separador Gas- petróleo utilizado en la industria 012 Figura 3 Separador Gas- petróleo utilizado en la industria 013 Figu Figura ra 4 Eje Ejemp mplo lo de un Sepa Separa rado dorr Gas Gas-- Pet Petró róle leo o de de For Forma ma Vert Vertic ical al 016 016 Figura 5 Esquema de Un Separador Bifásico Horizontal 017 Figura 6 Diseño de de un un Se Separador Ve Vertical, se según No Norma PD PDVSA 029 Figura 7 Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua 042 Figura 8 Diagrama de Fases Monocomponente 056 Figura 9 Diagrama de fase presión- temperatura 057 Figura 10 Diagrama de Presión- Temperatura para el Sistema ( C 2 − C 7 ) 060 Figura 11 Diagrama Presión- Volumen para el Sistema (nC 5-nC7) 061 Figura 12 Diagrama P-X de un Sistema de dos Componentes 062 Figura Figura 13 Diagram Diagrama a Tempera Temperatur turaa- Compos Composici ición ón de un un Sistem Sistema a Binario Binario 063 Figura 14 Características de un Diagrama triangular 065 Figura 15 15 Diagrama (P-T) Pa Para un un Si Sistema multicomponentes 067 Figura 16. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente 069 Figura 17 Diagrama de Fases Presión- Temperatura 072 Figura 18 Coeficiente de Fugacidad 078 Figura 19 19 Val Valor ore es de de la la con consstant ante de de eq equilibri brio de de Bu Butano No Normal 080 Figura 20 Valores de la Constante de Equilibrio para el (C 3) a PK=2000 lpca 081 Figura 21 Valores de la constante de equilibrio del(C 3) a PK= 3000 lpca 082 Figura 22 Isoterma de un Gas de Van der Waals 083 Figura:23 Curvas Típicas del ( B0 ) en función de la presión en los Separadores 093 Figura 24 Constante (A) en Función de la Gravedad Específica del Fluido del del Poz Pozo o y del del Porc Porcen enta taje je Mola Molarr del del Meta Metano no,, Eta Etano no y Pro Propa pano no 0100 0100
INDICE DE CUADROS
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Cuadro 1: Datos de constantes Cuadro 2 Valores de Parámetros de Separadores Cuadro 3 Lo L os valores de (b) se presentan en la tabla Cuadro 4 Cálculos de la densidad del fluido del yacimiento Cuadro 5 Composición del Gas en un Proceso de Separación de tres Etapas Cuadro 6 Composición del Líquido en un Proceso de Separación de tres Etapas Cuadro 7 Valores de las Constante Cuadro 8 Resultados Determinación Punto de Burbujeo
049 050 086 095
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096 096 101 103
Unidad VIII: Estudio de las Fases de Vapor y de Líquido Separación del Petróleo en sus Fracciones: La separación en fracciones se obtienen calentando el petróleo Así, a medida que sube la temperatura, los comp compue uest stos os con con meno menoss átom átomos os de carb carbon ono o en sus sus molé molécu cula lass (y que que son son gaseo gaseosos sos)) se desp despren rende den n fáci fácilm lment ente; e; despu después és los los compue compuest stos os líqu líquid idos os se vaporizan vaporizan y también también se separan, y así, sucesivamente, sucesivamente, se obtienen obtienen las diferentes diferentes fracciones. En las refinerías petroleras, estas separaciones se efectúan en las torres de fraccionamien fraccionamiento to o de destilación destilación primaria. primaria. Para ello, primero se calienta el crudo a 400 C para que entre vaporizado a la torre de destilación. Aquí los vapores suben a través de pisos o compartimentos que impiden el paso de los líquidos de un nivel a otro. Al ascender por los pisos los vapores se van enfriando. Este enfriamiento da lugar a que en cada uno de los pisos se vayan condensando distintas distintas fracciones, fracciones, cada una de las cuales posee una temperatura temperatura específica específica de licuefacción. La gasolina y los gases combustibles que salen de la torre de fraccionamiento todavía en forma de vapor a 100 C. Esta última fracción se envía a otra torre de destilación en donde se separan los gases de la gasolina. Ahora bien, en esta torre de fraccionamiento se destila a la presión atmosférica, o sea, sin presión. Por lo tant tanto, o, sólo sólo se pued pueden en separ separar ar sin sin desco descomp mpone oners rse e los los hidro hidroca carbu rburos ros que que contienen de 1 a 20 átomos de carbono. Para poder recuperar más combustibles de los residuos de la destilación primaria es necesario pasarlos por otra torre de fracc fraccio ionam namie ient nto o que que traba trabaje je a alto alto vací vacío, o, o sea a presi presion ones es infe inferi riore oress a la atmosférica para evitar su descomposición térmica, ya que los hidrocarburos se destila destilarán rán a más baja baja temperatu temperatura. ra. En la torre de vacío vacío se obtienen obtienen sólo dos fracciones, fracciones, una de destilados destilados y otra de residuos. residuos. De acuerdo al tipo de crudo que se esté procesando, la primera fracción es la que contiene los hidrocarburos que constituyen los aceites lubricante y las parafinas, y los residuos son los que tienen los asfaltos, luego de esta forma se comienzan a obtener las diferentes fracciones del petróleo.
Transporte del Petróleo Crudo El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son son conduc conducid idos os desd desde e cada cada uno uno de los los pozo pozoss hast hasta a baterí baterías as o esta estaci cion ones es colectoras a través de oleoductos enterradas de entre 2 y 4 pulgadas de diámetro. El material más común para estas líneas de conducción es el acero, aunque se utilizan utilizan cada vez más tuberías reforzado, reforzado, resistentes resistentes a la corrosión. La batería batería recib recibe e la produ producc cció ión n de un dete determ rmin inad ado o núme número ro de pozo pozoss del del yacim yacimie ient nto, o, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. En el caso de petróleos viscosos, también se efectúa su calentamiento para facilitar su bombeo a plantas de tratamiento. Más específicamente, en el propio yacimiento, el petróleo crudo sufre algunos tratamientos: Separación de Gases: Cuatro gases que se encuentran disueltos a presión en el crudo, se separan con facilidad. El Metano (CH4) y el Etano (C 2H6), componen el 9
gas seco, así llamado porque no se licua por compresión. El gas seco se utiliza como combustible en el yacimiento o se inyecta en los gasoductos, mezclándolo con el gas natural. El Propano (C 3H8) y el Butano (C 4H10), constituyen el gas húmedo que se licua por compresión. El gas líquido se envasa en cilindros de acer acero o de 42-4 42-45 5 Kg. Kg. La aper apertu tura ra de la válv válvul ula, a, que que los los reco recolo loca ca a pres presió ión n atmosférica, lo reconvierte en gas.
Deshidratación del Crudo: Al llegar el crudo producido por los pozos, por lo general está acompañado por agua de formación, sales contenidas en el agua, sólidos en distintos tipos y tamaños y otros contaminantes peligrosos y corrosivos. Ante esta situación es necesario separar los sólidos del crudo y proceder ha deshidratarlo, es decir se elimina el agua y sal que naturalmente contiene el petróleo en formación, o el agua que producen otras capas. Este proceso se realiza en la Planta Deshidratadora. El hecho de acondicionar el crudo se realiza por una exigencia tanto de los transportadores, ya sea en barcos o en oleoductos, como de las refinerías, que es su destino final. Dentro de estas exigencias se establece que el petróleo no contenga un porcentaje de agua e impurezas mayor al 1% y un máximo de 100 gramos de sales por cada metro cúbico de producto .El petróleo, una vez separado de los sedimentos, agua y gas asociados, se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación. Separa Separació ción n de los Flu Fluido idoss de Perfor Perforaci ación ón Una vez que se encuentra un yacimiento petrolífero hay que encargarse de extraer el crudo. Esto representa una una ardua ardua y comp complilica cada da tarea tarea.. La Extr Extrac acci ción, ón, produ producci cción ón o expl explot otaci ación ón del del petróleo se lleva a cabo dependiendo de las características propias de cada yacimiento. yacimiento. Para poner un pozo a producir producir se baja una tipo de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las formaciones donde se encuentra el yacimiento. El petróleo fluye por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor diámetro. Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por los elementos que acompañan al petróleo (gas y agua), este saldrá por sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un conjunto de válvulas para regular el paso del petróleo. Si no existe esa presión, se emplean otros métodos, el más común es un equipo mecánico que mediante un permanente balanceo acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la superficie. El petróleo extraído generalmente generalmente viene acompañado acompañado de sedimentos, sedimentos, agua y gas natural, por lo que deben construirse previamente las facilidades de producción, separación y almacenamiento. Una vez separado de esos elementos, el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo transportarán hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación. El gas natural asociado se enví envía a a plan planta tass de trat tratam amie ient nto o para para apro aprove vech char arlo lo en el mism mismo o cam campo y desp despac acha harl rlos os como como gas gas seco seco haci hacia a los los cent centro ross de cons consum umo o a trav través és de gasoductos, los cuales son una valiosa herramienta, para el transporte de gas hacia los centros de consumos, y además el transporte se puede realizar a grandes distancia.
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En el caso de yacimientos que contienen únicamente gas natural, se instalan los equipos equipos requeri requeridos dos para para tratar tratarlo lo (proces (proceso o de secado, secado, manten mantenimi imient ento o de una presión alta) y enviarlo a los centros de consumo. A pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo; en el mejor de los casos se extrae el 60 %.Por tal razón existen métodos de recobro mejorado para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a este.
Principales Métodos de Separación entre Fases : Los Métodos de Separación se basan en diferencias diferencias entre las propiedades físicas físicas de los componentes componentes de una mezcla, tales como Punto de Ebullición; Densidad; Presión de Vapor; Punto de Fusi Fusión; ón; Solu Solubi bililida dad, d, etc. etc. Los Méto Método doss Más Más conoc conocid idos os de separ separac ación ión son: son: Filtración; Filtración; Decantación; Decantación; Evaporación; Evaporación; Cristalizac Cristalización, ión, Sublimación; Sublimación; Destilación Destilación,, Extracción y Cromatografía. a.- Filtración El procedimiento de Filtración consiste en retener partículas sólidas por medio de una barrera, la cual puede consistir de mallas, fibras, material poroso o un relleno sólido. b.- Decant Decantaci ación ón El proc proced edim imie ient nto o de deca decant ntac ació ión n cons consis iste te en sepa separa rar r componentes que contienen diferentes fases (por ejemplo, 2 líquidos que no se mezclan, sólido y líquido, etc.) siempre y cuando exista una diferencia bien marcada entre las densidades de las fases. La Separación se efectúa vertiendo la fase superior (menos densa) o la inferior (más densa). c.- Evaporación Evaporación El proce procedi dimi mien ento to de Evapo Evaporac ració ión n cons consis iste te en separ separar ar los los compone componente ntess más voláti volátiles les exponi exponiend endo o una gran superf superfici icie e de la mezcla. mezcla. El aplicar calor y una corriente de aire seco acelera el proceso. d.- Cristal Cristaliza izació ción n El proce procedim dimie ient nto o de Crist Cristal aliz izac ació ión n consi consist ste e en sepa separar rar componentes a través de la formación de cristales o cristalización de algunos componentes e.- Sublimación La Sublimación aprovecha la propiedad de algunos algunos compuestos compuestos de cambiar del estado sólido al estado vapor sin pasar por el estado líquido. Por ejemplo, el I 2 y el CO2 (hielo seco) poseen esta propiedad a presión atmosférica. consiste en separar los componentes componentes de las mezclas mezclas f.- Destilación Este método consiste basándose basándose en las diferencias diferencias en los puntos de ebullición ebullición de dichos componentes. componentes. Cabe mencionar que un compuesto de punto de ebullición bajo se considera “volátil” en relación con los otros componentes de puntos de ebullición mayor. Los compuestos con una presión de vapor baja tendrán puntos de ebullición altos y los que tengan una presión de vapor alta tendrán puntos de ebullición bajos. En muchos casos al tratar de separar un componente de la mezcla por destilación en la fase de vapor se forma una especie de asociación entre las moléculas llamada
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azeótropo el cual puede presentar un cambio en el punto de ebullición al realizar la destilación Los tipos de Destilación Destilación más comunes son: La Destilació Destilación n Simple, Destilació Destilación n Fraccionada y la Destilación por Arrastre con Vapor:
Destilación Simple Aquí el proceso se lleva a cabo por medio se una sola etapa, es decir, decir, que que se evapora evapora el líqu líquido ido de punt punto o de ebulli ebullición ción más más bajo bajo (mayor (mayor presión de vapor) y se condensa por medio de un refrigerante Destilación fraccionada el proceso se realiza en multietapas por medio de una columna de destilación en la cual, se llevan a cabo continuamente numerosas evaporaciones y condensaciones. Al ir avanzando a lo largo de la columna, la composición del vapor es más concentrada en el componente más volátil y la concentración del líquido que condensa es más rica en el componente menos volátil. Cabe mencionar que este tipo de destilación es mucho más eficiente que una destilación destilación simple y que mientras más etapas involucre, involucre, mejor separación se obtiene de los componentes. Destil Destilaci ación ón por Arrastr Arrastree con Vapo Vapor. En este este proc proces eso o se hace hace pasa pasarr una una corriente de vapor a través de la mezcla de reacción y los componentes que son solubles en el vapor son separados. g.- Extracción Cuando los solutos se distribuyen libremente entre dos solventes inmiscibles se establece una diferencia entre las relaciones de concentración en el equilibrio Proceso de Separación de Fluidos Petroleros En el tratamiento y manejo de fluidos fluidos se utilizan utilizan varios varios procedimi procedimient entos os y técnic técnicas as que permiten permiten un mejor mejor rendimiento en la producción. Entre estos procesos se encuentra la separación de los Fluidos Petroleros. La separación física del fluido, se sustenta en tres grandes principios, que son la Cantidad de Movimiento, el Asentamiento por Gravedad y la Coalescencia. Para la industria petrolera Un Separador es un Cilindro, que se utiliza para separar la mezcla de hidrocarburos en sus respectivas fases. Aunque, también son importante los Depuradores, ya que estos equipos son separadores que no poseen. La capacidad para separar los hidrocarburos, en sus respectivas fases, sin tomar en cuenta que los volúmenes se encuentren en cantidades apreciables, lo que se quiere indicar es que se trabaja, por lo general con grandes caudales. Tampoco, los depuradores tienen suficiente tamaño, para que el asentamiento por las fuerzas gravitacionales sea óptimo. Luego se puede indicar, que la función básica de los depuradores es remover pequeñas cantidades del líquido de una mezcla con predominio gaseoso, luego se puede señalar que la separación es el proceso mediante el cual se aíslan los diversos componentes que posee el fluido prov proven enie ient nte e de los los pozo pozoss (cru (crudo do,, agua agua y gas) gas),, con con el fin fin de opti optimi miza zarr el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo y gas).
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Un separador es un recipiente o dispositivo mecánico utilizado para separar un fluido en sus diferentes fases El separador puede ser bifásico o trifásico. El separador bifásico se utiliza para separar los líquidos de la fase gaseosa. Mientras que los separadores trifásicos tienen por objeto separar, aparte los hidrocarburos, el agua libre, y la corriente de gas. En la figura 1 se presenta un separador horizontal bifásico, de gran utilidad en la industria petrolera.
Figura 1 Separador Horizontal Bifásico ( Gas- Petróleo)
Para diseñar separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre éstos tengan las diferentes fuerzas físicas, en este caso especial solo se tomaran en cuentas las fases (líquido- Vapor). El propósito principal del proceso de separación es separar los diversos componentes y su posterior comercialización El separador representa la primera instalación del procesamiento. Un diseño incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una reducción en la capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones asociadas con la unidad de separación, y otras unidades que dependen de la eficiencia del proceso de separación.
Principales Zonas de Separación en los Fluidos : Zonas de Separación Por lo normal en un proceso de separación de fluidos petroleros se pueden distinguir tres zonas principales que son: a.- Separación Primaria . Es el cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del separador, con lo cual genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye las boquillas de entrada y los dispositivos de entrada, tales como los Deflectores b.- Separación Secundaria. Durante el proceso de la separación secundaria se observan zonas de fases continúa con gas, sobre la cual actúan las fuerzas de gravedad, gravedad, las cuales se encargan de decantar hasta cierto tamaño de gotas de la fase pesada discontinua discontinua en la fase liviana continua. continua. También produce la flotación flotación de hasta un cierto tamaño de gotas de la fase líquida liviana, la cual es la fase discontinua, en la fase pesada continua. En esta parte del separador la fase liviana continua se mueve a una velocidad relativamente baja y con muy poca turbulencia 13
c.- Separación por Coalescencia. En el proceso de separación por coalescencia, hay caso en que las gotas no pueden ser separadas porque tienen un tamaño muy pequeño, es por ello que se requiere que las gotas adquieran un mayor tamaño, lo por cual ocurre, a través de proceso de coalescencia, con lo cual tales gotas alcancen un tamaño lo suficientemente grande para que puedan separase por gravedad, gravedad, para que este proceso proceso tenga una una mayor eficienci eficiencia a se requiere tener tener elementos como eliminadores de niebla. Principios de la Separación En el diseño de separadores separadores es necesario necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre éstos puedan tener las diferentes fuerzas o principios físicos. Los princ princip ipios ios fund fundam amen enta tale less consi conside derad rados os para para logra lograrr la sepa separac ració ión n físi física ca de sistemas gas-líquido son, la cantidad de movimiento, asentamiento por gravedad y coalescencia. coalescencia. Cualquier Cualquier separador puede emplear emplear uno o más de estos principios, principios, pero los fluidos deben ser inmiscibles y tener diferentes densidades para que el proceso de separación ocurra. a.- Cantidad de Movimiento Las fases fluidas con diferentes densidades tienen diferentes cantidades de movimiento. Si una corriente bifásica cambia de dirección bruscamente, la cantidad de movimiento se incrementa y no permite que las partículas de la fase pesada se muevan tan rápido como las fases livianas las partículas de la fase ligera, este fenómeno provoca la separación de los fluidos petroleros b.- Asentamiento Asentamiento por Gravedad Gravedad Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa si la fuerza gravitacional actuante sobre éstas es mayor que la fuerza de arrastre del gas fluyendo alrededor de la gota. c.-. Coalescencia Coalescencia Las Las gotas gotas muy muy peque pequeña ñass no pued pueden en ser separ separad adas as por por gravedad. Estas se unen, por medio del proceso de coalescencia, para formar gota gotass mayor mayores, es, las las cual cuales es se acerc acercan an lo sufic suficien iente te como como para para supe superar rar las las tensiones superficiales individuales y poder de esta forma separarse por gravedad. Este proceso ocurre fundamentalmente con las moléculas de agua es fase líquida, y es desde luego una forma de separación ya que al alcanzar las moléculas un tamaño suficiente, son separadas por gravedad, que esta relacionado con el tamaño de las moléculas. En la figura 2 se presenta en forma esquemática un proceso de coalescencia. Este movimiento casi siempre ocurre, solo con las moléculas de agua, por lo tanto es aplicable en la separación Petróleo- Agua, luego las gotas de agua al obtener un tamaño suficiente calen al fondo del separador por gravedad. El proceso de coalescencia se inicia al ocurrir choques entre gotas con fuerza sufici suficient entes es para para romper romper la pelícu película la interf interfaci acial. al. Una vez en contac contacto to físico, físico, el proceso se completa por fuerzas superficiales. Sistemas de coalescencia en los separ separad adore oress obli obligan gan al gas a flui fluirr por un camin camino o tort tortuos uoso. o. La cant cantid idad ad de movimiento de las gotas les causa choques entre gotas, formando gotas de mayor
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Figura 2 Proceso de Coalescencia
LAS GOTAS CAEN DEBIDO A LA ATRACCIÓN DE LA GRAVEDAD
LAS PEQUEÑAS GOTAS COALESCEN PARA FORMAR GOTAS GRANDES
tamaño. Estas gotas de mayor tamaño pueden separarse del gas por gravedad. Las redes de alambres o mallas son típicos sistemas de coalescencia usados en los separadores bifásicos.
Funciones que debe Cumplir un Separador Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre de los diferentes líquidos. Un separador que tenga un diseño óptimo hace posible la liberación de gas libre de los diferentes líquidos, que conforman los hidrocarburos. Las principales funciones son: a.- Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la mezcla del del fluid luido o petro etrole lero ro,, en est este cas caso, el proc proces eso o de sepa separa racción ión entr entre e los los hidrocarburos, esencialmente líquidos y gaseosos. b.- Refinar el proceso mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase líquida. c.- Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la líquida, lo cual se relaciona con el tiempo de residencia del líquido, en el fluido petrolero, que sé esta separando d.- Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia. e.- evitar los problemas de turbulencia Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas-líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada. f.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes deben ser eliminadas.
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g.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión. h.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases. Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras. Para realizar controles visuales del proc proces eso o de sepa separa raci ción ón el reci recipi pien ente te debe debe esta estarr prov provis isto to de manó manóme metr tros os,, termómetros, controles de nivel, etc. Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas.
Funciones de Operación de los Separadores La única forma, para que el separador pueda cumplir con estas funciones deben satisfacer lo siguientes: a.- Controlar la energía del fluido al entrar al separador b.- Las tasas de flujo de las fases deben responder a ciertos rasgos de volumen, el cual será una función del diseño del separador. Luego, fundamentado en ello es posible que al inicio del proceso de separación, se realice debido a las fuerzas gravitacional gravitacionales, es, tal como, estas fuerzas fuerzas actúan sobre los fluidos. fluidos. Y obligan obligan a un equilibrio interfásico. El flujo normal de la fase gaseosa, se refiere a la máxima cantidad de vapor alimentada a un separador o condiciones de operación. Lo que indica, que en ausencia de perturbaciones provocada por la inestabilidad del proceso o la capacidad capacidad de condensación condensación aguas arribas del separador tengan una alta eficiencia c.- Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas- líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada, de tal forma de incrementar la eficiencia del proceso d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser eliminadas, si esto no se realiza el proceso de separación tendrá una baja eficiencia. e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión. f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases. g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras. h.-Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc. i.-Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas
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Si el separador cumple con todo estos requisitos el proceso de separación será funcional y de una alta eficiencia.
Condiciones Mecánicas de los Separadores Los separadores deben poseer cuatro secciones principales, las cuales son: a.- Primera Sección de Separación Comprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite absorber la cantidad de movimiento de los fluidos de alimentación. En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, produ produci ciénd éndose ose una una sepa separac ració ión n inici inicial al.. Gene General ralme ment nte, e, la fuerz fuerza a cent centrí rífu fuga ga orig origin inad ada a por por su entr entrad ada a tang tangen enci cial al en el reci recipi pien ente te remu remuev eve e volú volúme mene ness apreciables de líquidos y permite controlar la velocidad del gas. esta secc secció ión n las las fuerz fuerzas as b.-. b.-. Secció Sección n de las Fuerza Fuerzass Gravit Gravitaci aciona onales les En esta gravi gravita taci ciona onale less tiene tienen n una una infl influe uenc ncia ia fund fundam amen enta tal.l. Las gota gotass líqu líquid idas as que que contienen el gas son separadas al máximo. Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. En este caso la velocidad del gas se reduce apreciablemente, por lo tanto, la corriente de gas asciende a una velocidad reducida. En algunos casos, en esta sección, se usan tabiques con el fin de controlar controlar la formación formación de espuma y la turbulencia. turbulencia. En esta sección. Las gotas del líquido están sometidas a la influencia de varias fuerzas como se observa en la figura 3.
Figura 3 Fuerzas que Intervienen en Proceso de Separación
Del gas Flotación
Gravedad Resultante
Separador Vertical
Separador Horizontal
Las principales fuerzas que participan en el proceso de separación son las de gravedad y las originadas por el movimiento del gas. Las fuerzas de flotación son pequeñas, si la turbulencia es controlada, no habrá mayor problema a que el proceso de separación se lleve a cabo. Como se puede apreciar en el diagrama diagrama de la figura 3, el comportamiento comportamiento de una gota de líquido en un separador vertical es diferente de su comportamiento en uno horizontal. horizontal. En el separador vertical, las resultantes de la sumatoria sumatoria de las fuerzas poseen una dirección vertical; mientras que en el horizontal las resultantes siguen una dirección inclinada. Esta diferencia hace posible que la velocidad del gas en un separador horizontal pueda alcanzar valores mayores que los que se obtiene
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en uno vertical.
c.-. Sección de Extracción de Neblina o Sección de Coalescencia Aquí se separan las pequeñas partículas de líquido que aún contiene el gas, después de haber pasado por las dos secciones anteriores. La mayoría de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extracción de neblina, la fuerza centrífuga o el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas de líquido son recolectadas en una superficie, donde son separadas de la corriente de gas, en forma de grandes gotas, que luego caen en la sección de acumulación de líquido. d.-. d.-. Secc Secció ión n de Acum Acumul ulaci ación ón de Líqu Líquid ido o Los líqu líquid idos os separa separados dos en las las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del separador. Por lo tanto, se requiere de un tiempo mínimo de retención que permita llevar a cabo el proceso de separa separaci ción ón.. Tamb Tambié ién n se neces necesitita a un volum volumen en míni mínimo mo de alim aliment entaci ación, ón, especialmente cuando el flujo es intermitente. Esta sección posee controles de nivel para manejar los volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación. En la actualidad existen una serie de métodos utilizados para la determinación de la cantidad de líquido depositado, ya que juega un papel importante, en la eficiencia del proceso de separación.. En las figuras 4 y 5 .se presentan el diagrama esquemático de un separador destacando sus cuatro secciones principales. Figura 4 Principales Secciones de un Separador Vertical Bifásico PRIMERA SECCIÓN DE SEPARACIÓN
SECCIÓN DE LAS PRIMERA SECCIÓN DE SEPARACIÓN
FUERZAS GRAVITACIONALE
SECCIÓN DE SALIDA DEL
COALESCENCIA
GAS
SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE
SALIDA DEL
LÍQUIDO
LÍQUIDO
Componentes Externos de un Separador . Los componentes son: a.- Cuerpo: El cuerpo del separador es de forma cilíndrica o esférica y de tamaño variable, dependiendo de las condiciones del diseño. b.- Válvula de Descarga del Líquido: Está en la parte inferior del separador y según la altura del líquido permite su salida.
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Figura 5 Secciones Principales de un Separador Horizontal SECCIÓN DE SALIDA DEL
COALESCENCIA
GAS
PRIMERA SECCIÓN DE SEPARACIÓN SECCIÓN DE COALESCENCIA
SECCIÓN DE LAS FUERZAS GRAVITACIONALE
SALIDA DEL LÍQUIDO
SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE LÍQUIDO
c.- Válvula de Entrada: Se encuentra casi a la mitad del separador. Permite la entrada de la mezcla bifásica en el recipiente separador, y con ello dar inicio al proceso de separación. d.- Válvula de Control de Presión de Gas: Se ubica en la línea de salida del gas y es gobernada por un controlador. Sirve para mantener la presión más o menos constante en el separador. Colocada en la parte inferior inferior del recipiente recipiente (en el fondo), e.- Válvula de Drenaje: Colocada se usa cuando cuando es es necesario necesario drenar el líquido líquido que está está por por debajo debajo de salida salida del separ separad ador, or, y con con ello ello incr increm ement entar ar la efic eficie ienc ncia ia del del proce proceso so de separ separaci ación, ón, sobretodo cuando se trabaja con la separación de hidrocarburos Gas- Petróleo o Gas- Petróleo- Agua..
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f.- Válvula de Seguridad: Puede estar en la salida del gas o en otro orificio situado en la parte superior del separador. Garantiza la seguridad del separador y está calibrada para abrir a una determinada presión. g.- Ventana o Tapa de Inspección: Se localiza en la parte frontal frontal del recipiente. recipiente. Facilita la inspección y la realización de los trabajos de limpieza en el interior del separador. h.- Controlador Controlador y Regulador Regulador de Presión: Presión: Está ubicado en la línea de salida de gas y gobierna la válvula de presión del gas. i.- Control de Nivel: Es un dispositivo que rige la apertura o cierre de la válvula de salida del líquido. j.- Cristal de Nivel: El cristal de nivel debe estar colocado a una altura que permita un control visual de nivel del líquido dentro del separador. k.- Boquillas: Son elementos que permiten la entrada y salida del fluido antes y después de ocurrida la separación. Las boquillas generalmente son del mismo tamaño que la tubería, no obstante si se prevé que puede ocurrir arrastre en la superficie del líquido el diámetro de la boquilla puede cambiar a un valor mayor. Estos accesorios representan un parámetro muy importante en el proceso de separación, debido a que el tamaño de los mismos determina la velocidad del fluido a la entrada y salida del separador. De esta manera si se tiene un orificio de entrada muy pequeño, la velocidad del fluido a la entrada del separador será alta, mayo mayorr a 30 pie/ pie/s, s, y por por ende ende,, la velo veloci cida dad d del del gas gas será será mayo mayorr tamb tambié ién, n, ocasionando una fuerte tendencia al arrastre de líquido por la corriente de gas. De igual manera un diámetro muy pequeño en las boquillas de salida de gas y de líquido puede ocasionar escape de gas en la corriente de líquido por la alta velocidad y la restricción de tamaño para dejar salir el volumen de procesado. Componentes Internos de un Separador Para ayudar al proceso de separación y/o impedir problemas de operación aguas abajo del equipo separador, se utilizan dentro del tambor ciertos aparatos, conocidos como “Internos”. Entre estos se encuentran: elimin inado adore ress de nieb niebla la son son disp disposi osititivo voss para para Elimin Eliminado adores res de Niebla Niebla:: Los elim eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción de la gravedad en separadores vapor-líquido. Entre los diferentes tipos existentes, destacan las mallas de alambre ó plástico, conocidos popularmente como “demisters” ó “Mallas”.
Etapas del proceso proceso de Separación: Separación: Quienes trabajan en diseño y operación de instalaciones de superficie, saben que incrementando el número de etapas de separación entre líquido y gas, mejora la eficiencia del proceso. Esta mayor eficiencia se traduce en
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a.- Menor liberación de gas (Menor RGP). Este parámetro resulta de dividir una cant cantid idad ad de gas gas en cond condic icio ione ne norma normale less por por una una dete determ rmin inad ada a canti cantidad dad de petróleo, también en condiciones normales (PCN/BN). Existen varias forma de Relación Gas- Petróleo; Razón Gas- Petróleo en Solución (RG SP) o también (R S). Es el gas en solución a condiciones normales en (PCN), por unidad volumétrica de Petr Petról óleo eo en (BN) (BN).. Razó Razón n GasGas- Petr Petról óleo eo Inst Instan antá táne nea a (R) (R) o Razó Razón n de Gas Gas producido- Petróleo como también Razón Gas- petróleo de Polución, todo esto corresponde a la RGP b. Mayor recuperación de líquido (Menor Bo). El factor volumétrico de petróleo (B0). Este factor viene dado por el volumen en barriles a presión y temperatura del yacimiento ocupado por un barril normal a 14,7 lpca y 60F más el gas en solución, y se representa por la siguiente fórmula: Barriles de crudo saturado con gas a P y T B0= -------------------------------------------------------------Barril de crudo a 14,7 lpca y 60F
(1)
Él (B0) tiene en cuenta el efecto de la presión, temperatura y el gas en solución sobre el volumen del crudo. Por lo general B 0>1, solo B 0<1 cuando el crudo tiene muy poco gas en solución y esta sometido a altas presiones y temperatura. Mientras que el (B G)
c.- Obtención de un líquido de mayor gravedad API. es una forma de expresar el peso específico o densidad relativa, es una medida relativa de la densidad. En vista que la presión tiene un mínimo efecto sobre la densidad de los compuestos en estado líquido, lo que provoca que sea la temperatura la única variable que se debe de tener en cuenta, al sentar las bases para el peso específico. La densidad relativa de un líquido es la relación de la densidad a cierta temperatura, con respecto a la densidad del agua a una temperatura normalizada. La sigl sigla a API, API, pert perten enece ece al Inst Instititut uto o Ameri America cano no de Petról Petróleo, eo, la cual cual es una una asociación asociación estadouni estadounidense dense de la industria industria petrolera, petrolera, que que patrocina patrocina una división división de la producción petrolera en la Ciudad de Dallas. El instituto fue fundado en 1920 y se constituyo en la sociedad de mayor importancia en la normativa de los equipos de producción producción y perforación perforación petrolera. petrolera. Publica Publica códigos que se aplican aplican en dist distin inta tass áreas áreas petr petrol olera erass y, elab elabora ora indi indicad cadore ores, s, como como el caso caso del del peso peso específico o gravedad específica de los crudos, que tienen por nombre gravedad API El grado grado API se se fija mediant mediante e una escala escala adoptada, adoptada, para medir medir la densidad densidad de los los petr petról óleo eoss brut brutos os .La .La esca escala la varí varía, a, por por lo Gene Genera rall en valo valore ress de 10 (equivalente a una densidad de 1,0000 y 100), lo que representa una densidad de 0,6112 g/cm3), con relación al agua a 4 C de temperatura Los petróleos crudos pueden ser de base parafínica, asfáltica o mixta La gravedad específica de un líquido es entonces la relación de la densidad del líquido (ρ L) y la densidad del agua (ρ A), según lo siguiente:
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γ o=ρ
L
del líquido a cierta temperatura/ ρ A del del agu agua a a 60F 60F (2) (2)
Para determinar la densidad relativa de un líquido se utiliza utiliza un hidrómetro, para el Hidrómetro normalmente se utilizan dos escalas:
a.- La escala API, que se utiliza para productos de petróleo, lo que da la siguiente ecuación para productos de petróleo: 141 ,5
γ o(60 F )= (131 ,5 + API )
(3)
b.- La escala Baumé, que a su vez sé divide en dos tipos, uno para líquidos líquidos más pesados que el agua, lo cual da la siguiente ecuación; 145
γ o(60 F )= (145 −GradosBaum é )
(4)
La escala para líquidos más livianos que el agua, da la ecuación: 140
γ o(60 F )= (130 + GradosBaum é )
(5)
A determinar el número de etapas necesarias para que el proceso de separación con una alta eficiencia eficiencia es posible posible llegar mediante mediante mediciones mediciones de laboratorio laboratorio o mediante modelos de simulaciones termodinámicas, los cuales tienen una alta aplicación, en el diseño de separadores. El objetivo, que se plantea al utilizar estos conceptos es dar una explicación conceptual de este fenómeno. Para ello será necesario a analizar la liberación de gas, a partir de una determinada corriente de hidrocarburos, en un proceso de una etapa de separación y otro de dos etapas de separación, separación, todas ellas realizadas a, condiciones condiciones estándar, que en este caso son una presión de 1 atmósfera y temperatura de y 15.5C). Si se asume que la corriente de hidrocarburos es la mostrada en el Cuadro 1
Separación en una Sola Etapa. En este caso, a la mezcla de hidrocarburos se le permite alcanzar el equilibrio termodinámico directamente a presión atmosférica y 15.5 °C. En otras palabras, palabras, todo el gas se libera en una sola etapa. Luego de alcanzar alcanzar el equilibrio equilibrio se separan el gas y el líquido. líquido. En consecuencia tanto el gas como el líquido producidos se encuentran saturados con la otra fase. El gas se encuentra en su punto de rocío y el líquido en su presión de burbuja, ambos a presión atmosférica. Llevando Llevando a cabo este proceso se obtiene obtiene una Relación Gas3 3 Petróleo cercana a 100 m /m . Separación en Dos Etapas. En este caso la secuencia de operaciones es la sigu siguie ient nte: e: A la mezc mezcla la de hidro hidroca carbu rburos ros se le permi permite te alca alcanza nzarr el equi equililibri brio o termodinámico a una presión intermedia (100 lpca). Se separa el gas en equilibrio. Cuadro 1 Corriente de Hidrocarburos 22
Componente Nitrogeno Dióxido .de Carbono Metano Etano Propano i-Butano n-Butano i-Pentano n-Pentano Hexanos Heptanos + Total
% Molar 0,706 0,125 33,505 7,731 6..348 0,973 3,574 1,.392 2,.173 2,897 40,.576 00.000
Al líquido de esta primera etapa se lo somete a un nuevo proceso de separación a presión atmosférica y 15.5 C. En resumen, el gas se separa mediante dos etapas de equilibrio. El resultado de este nuevo proceso conduce a una Relación GasPetróleo cercana a 90 m 3/m3. La dism dismin inuc ució ión n de la (RGP) (RGP) se acom acompa paña, ña, invar invaria iabl blem ement ente, e, de una una mayo mayor r recuperación de líquido, pues la disminución del volumen de gas liberado se logra a expensas de dejar una fracción adicional de componentes "intermedios" en el líquido. La masa total del sistema es, naturalmente, un invariante. Como es de esperar, existe una presión a la cual el proceso de separación intermedio conduce a un máximo de recuperación de líquido. A muy altas presiones sólo se libera poco gas, de modo que el efecto analizado disminuye y el proceso tiende a parecerse al de una sola etapa. A muy bajas presiones casi todo el gas se separa en la etapa intermedia. Por lo tanto el proceso tiende a parecerse, nuevamente, al proceso de una sola etapa. En consecuencia, en alguna presión intermedia se obtiene el máximo de eficiencia de separación. A la presión en que se recupera la máxima cantidad de líquido se la conoce genéricamente genéricamente como Presión Óptima de Separación. Separación. Aumentando el número de etapas de separación y optimizando la eficiencia de cada una de ellas, es posible mejorar aún más el proceso de separación. Sin embargo, las mejoras asociadas a cada etapa adicional van decreciendo en magnitud.
Clasif Clasifica icació ción n de los Separa Separador dores es En el proc proces eso o de sepa separa raci ción ón es muy importante tener en cuenta los fluidos producidos y la relación existente entre ellos. ellos. Por esta esta razón, razón, al consider considerar ar una clasif clasifica icación ción de los separadores separadores,, es necesario necesario tener en cuenta la función que realizan, la forma que tienen y las fases que van a separar. Separadores para Fluidos petroleros: Los Principales fluidos petroleros son Gas, Agua y Crudos, por lo tanto los separadores a utilizar son: Gas- Petróleo y 23
Gas- Petróleo- Agua Estos separadores separadores son instrumentos instrumentos que se utilizan para la separación física de fases. La función fundamental de un separador es separar un componente deseado del fluido (Crudo, Gas, Agua, Contaminantes, etc.) En la industria del petróleo y del gas natural, se utilizan los separadores a gran escala, y para hechos prácticos, un separador es un cilindro de acero que por lo general se utiliza para disgregar la mezcla de hidrocarburos en sus componentes básicos, petróleo y gas. Adicionalmente, el recipiente permite aislar los hidrocarburos de otros componentes componentes indeseables indeseables como la arena y el agua .Otras veces, cuando se utiliza en plantas de tratamiento el separador se emplea para, separar por ejemplo al glicol, el cual se utiliza como deshidratante del gas natural en el proceso de deshidratación), de las naftas que se condensan dentro de las torres de absorción; o, cuando entran en contacto contacto con las aminas, que circulan en contracorrient contracorriente e con el gas natural para eliminar los componentes ácidos, como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono, etc.
Separa Separador dor GasGas- Líq Líquid uido o Este es el reci recipi pien ente te que que más más comú comúnm nmen ente te se encuentra en la industria del petróleo y del gas natural. Representa la unidad donde se produce la separación inicial del gas y del petróleo. El estudio de este tópico requiere del conocimiento y manejo preciso de una serie de fundamentos, de tal forma que el proceso tenga un alto grado de eficiencia. Para obtener una máxima eficiencia, se debe conocer la composición del fluido, además de la cantidad de ambos fluidos que ha de manejarse en el separador. También se debe, necesariamente de conocer los valores de la temperatura y presión, a las cuales deberá de operar el proceso de separación: En la figuras 6 y 7 se presenta un separado Gas- Líquido, utilizado en la industria de petrolera Figura 6 Separador Gas- Petróleo
En las figuras se muestran todos los accesorios necesarios del separador que son utilizados en la industria petrolera, como por ejemplo se muestra la entrada de la mezcla gas- crudo, como también se muestra la salida, de cada uno de los fluido Usualmente, el crudo petrolero fluye del pozo hacia el separador y luego a un tanque .En el separador, el flujo se divide en gas y líquido a la temperatura y Figura 7 Separador Gas- petróleo utilizado en la industria
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presión de operación. El comportamiento de la fase de la mezcla gas- líquido gobierna la distribución de los componentes intermedios, de modo que cualquier compone componente nte dado, dado, como como por ejempl ejemplo o el Butano Butano [CH 2 CH 2 C 2 CH 3 ]; ( C 4 H 10 ) o simplemente ( C 4 ) se distribuye como parte del gas y del petróleo En el momento, en que el petróleo rico en gas deja el separador, puede pasar a través de una o más separaciones adicionales. Estas etapas de separación se llevan a cabo, en la medida en que la presión y temperatura varíen mientras se les reduce a las condiciones del tanque. Cuando el líquido ingresa al tanque, se produce una nueva separación gas- petróleo, a presión y temperatura atmosférica. En este caso, nuevamente, los hidrocarburos se distribuyen entre la fase gaseosa y líquida. En todas las separaciones, algo de petróleo permanece con el gas y lo mismo que un poco de gas permanece en solución con el petróleo. separacione ioness entre entre fases, fases, como como lo separac separación ión Separación Gas- Petróleo: Las separac gas- petróleo son operacionales de gran importancia desde el punto económicoindustrial. En vista, que pueden delimitar las posibles pérdidas de un caudal de hidrocarburos, tanto al inicio como al final de la operación de separación. Los estabilizadores proporcionar al operador el control de la presión y composición del product producto. o. Los estab estabili ilizad zadores ores se utiliz utilizan an frecue frecuente ntement mente e en un esquema esquema de separ separac ació ión n de múlt múltip iple less etap etapas, as, estos estos pued pueden en extr extraer aer selec selectitiva vame ment nte e los los hidrocarburos hidrocarburos más livianos livianos del del crudo, crudo, permiti permitiendo endo así así la la recuperació recuperación n de una una cantidad máxima del líquido en el tanque de almacenamiento. En la figura 8 se mues muestr tra a una una plant planta a de separ separaci ación ón gasgas- petr petról óleo eo util utiliz izado ado en la Repú Repúbl blic ica a Bolivariana de Venezuela
Mecanismos Separación: En el procesamiento del gas y del petróleo existe una amplia variedad de separadores de mezclas de diferentes fases. El proceso de separación gas- petróleo se considera una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento del gas natural. Los mecanismos mediante los cuales se puede lograr lograr la separación óptima del gas y del petróleo y Figura 8 Planta de Separación Gas- petróleo utilizado en la industria 25
contami contaminan nantes tes son: Fuerza Fuerza de Graved Gravedad, ad, Fuerza Fuerza Centrí Centrífug fuga, a, Cambio Cambioss en la Cantidad de Movimientos; Fuerza Electrostática, Absorción, Adsorción, Difusión Térmi Térmica ca,, Filt Filtrac ració ión, n, Efec Efecto toss Sóni Sónicos cos y la Combi Combina naci ción ón de todos todos los los efect efectos os señalados. En los campos petroleros petroleros los efectos de separación separación más usados son: Fuerzas de Gravedad, Fuerza Centrífuga, Cambios en la Cantidad de Movimientos y Fuerzas Electrostática. Mientras que en el procesamiento de gas los efectos más usados son: Absorción, Adsorción, Fuerzas de Gravedad, Gravedad, Fuerzas Centrífugas, Centrífugas, Filtración Filtración y Cambios en la Cantidad de Movimiento
Fundamento de los Diseños de Separadores: El diseño de los separadores se fundamenta en el estudio de los diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que tengan sobre estos las distintas fuerzas físicas. Luego en el diseño de un separador se deben de tomar en cuenta algunos factores y propiedades de los fluidos que se van a procesar. En términos generales, se considera que un separador representa la primera instalación del procesamiento, y por ende si se utiliza un diseño incorrecto, el proceso puede traer una serie de consecuencias que dificultarían las otras etapas de operación. Obtenci Obtención ón de Flu Flujo jo Petrol Petrolero ero:: El fluj flujo o que que se obti obtien ene e de un yaci yacimi mien ento to petrolífero, en la mayoría de las veces esta compuesto por hidrocarburos, agua, arena, contaminantes etc. Luego la separación física de estas fases es una de las operaciones de gran interés económico- industrial, sobre todo en el procesamiento y tratamiento tratamiento de los crudos y del gas natural. Para diseñar un aparato que pueda separar estas fases se debe de tomar en cuenta los diferentes estados en que se puede encontrar los fluidos y el efecto que sobre estos tengan las diferentes fuerzas físicas. El objetivo del proceso de separación entre fases es separar los diversos constituyentes del yacimiento, por cada fase. La separación se realiza
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de opti optimi mizar zar el proc procesa esami mient ento o y comerc comercia ialilizac zació ión n de los crudo crudoss y del gas asociado.
Funciones de Operación de los Separadores La única forma, para que el separador pueda cumplir con estas funciones deben satisfacer lo siguientes: a.- Controlar la energía del fluido al entrar al separador b.- Las tasas de flujo de las fases deben responder a ciertos rasgos de volumen, el cual será una función del diseño del separador. Luego, fundamentado en ello es posible que al inicio del proceso de separación, se realice debido a las fuerzas gravitacional gravitacionales, es, tal como, estas fuerzas fuerzas actúan sobre los fluidos. fluidos. Y obligan obligan a un equilibrio interfásico. El flujo normal de la fase gaseosa, se refiere a la máxima cantidad de vapor alimentada a un separador o condiciones de operación. Lo que indica, que en ausencia de perturbaciones provocada por la inestabilidad del proceso o la capacidad capacidad de condensación condensación aguas arribas del separador tengan una alta eficiencia c.- Cuando el separador se ha diseñado para las fases gas- líquido, la turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el gas debe ser minimizada, de tal forma de incrementar la eficiencia del proceso.. d.- La acumulación de espuma y partículas contaminantes debe ser eliminadas, si esto no se realiza el proceso de separación tendrá una baja eficiencia. e.- Las salidas de los fluidos deben estar previstas de controles de presión. f.- Las regiones de acumulación de sólidos deben tener prevista la remoción de estas fases. g.- Para evitar presiones excesivas el separador debe tener válvulas de alivio, por ejemplo debe tener líneas obstaculizadoras. h.-Para realizar controles visuales del proceso de separación el recipiente debe estar provisto de manómetros, termómetros, controles de nivel, etc. i.-Para facilitar la inspección y mantenimiento el separador debe tener bocas de visitas Si el separador cumple con todo estos requisitos el proceso de separación será funcional y de una alta eficiencia.
Clasificación de los Separadores Para Fluidos Petroleros En vista que los separadores en la industria petrolera se utilizan, con un objetivo específico, el nombre que se le asigna a estas unidades está muy relacionado con la función que realizan en cada caso en particular .En primera instancia es conveniente aclarar que la primera clasificación está en función del número de fases que 27
separa; se les denomina Separadores Bifásicos.
Separadores Bifásicos: Estos separadores, tiene como principal objetivo separar fluidos bifásicos, en este caso específico Gas y Petróleo, aunque su utilidad en la separación Gas- petróleo- Agua, también tiene cierta importancia, en la separación de fluidos petroleros, con fines de producción y productividad. Los separadores bifá bifási sico coss son muy muy comun comunes es en un camp campo o petr petrole olero ro.. Pero Pero,, es recom recomend endab able le siempre especificar en forma muy clara el número de fases que estarán presentes en el proceso de separación, ya que esto es de gran importancia para la selección del separador adecuado, y con ello el proceso de separación tendrá una alta eficiencia Separadores Trifásicos: Estos separadores se diseñan para separar tres fases, constituidas por el gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles (agua y petróleo). Lo que indica que estos separadores se diseñan para separar los componentes de los los flui fluido doss que que se prod produc ucen en en un pozo pozo petr petrol oler ero. o. Por Por lo gene genera ral,l, esto estoss separadores se diseñan en un tamaño grande, ya que deben de garantizar que las fases líquidas (agua y petróleo) salgan del equipo completamente libre una de la otra. Es decir agua sin petróleo, y petróleo sin agua, estos separadores son de gran utilidad en la industria, en vista que los fluidos petroleros, siempre estas conformados por agua, gas y petróleo. Separadores Tetrafásicos: En los procesos petroleros, se utilizan también los separad separadores ores Tetraf Tetrafásic ásicos, os, en los cuales cuales se ha previs previsto, to, adicio adicional nalmen mente, te, una sección para la separación de la espuma que suele formarse en algunos tipos de flui fluidos dos,, esto esto es de impor importa tanci ncia a ya form formac ació ión n de espum espumas, as, tiene tiene una una fuert fuerte e influencia, en la determinación de la Eficiencia del proceso de separación. Clasificación de los Separadores, según Forma Geométrica Los separadores separadores se clasi clasififica can, n, tamb tambié ién n func funció ión n a su form forma a geom geomét étric rica. a. En este este caso caso esta estarán rán presentes los separadores Verticales; Horizontales y Esférico. Estos últimos son unidades compactas, de forma esférica, utilizadas para el gas En la figura 9 se presenta un esquema de un Separador bifásico Vertical, el cual es de gran utilidad en los procesos petroleros. Mientras que en la figura 10 se presenta un ejemplo de un separador bifásico horizontal. Separadores Verticales y Horizontales. En los separadores verticales, la fase pesada decanta en dirección opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Por consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede a la velocidad de decantación de la fase pesada no se producirá la separación de fases. Mientras, que en los separadores horizontales, horizontales, la fase pesada decanta perpendicular perpendicularmente mente en dirección del flujo de la fase liviana, permitiendo que esta pueda viajar a una velo veloci cida dad d supe superi rior or a la velo veloci cida dad d de deca decant ntac ació ión. n. Tant Tanto o los los sepa separa rado dore ress verticales, como horizontales son ampliamente utilizados en la industria del. Los separadores horizontales y verticales son ampliamente utilizados en la industria petrolera de la República Bolivariana de Venezuela En los separadores verticales, la fase pesada decanta en dirección direcc ión opuesta al flujo vertical de la fase liviana. Por 28
Figura 9 Ejemplo de un Separador Gas- Petróleo de Forma Vertical
Figura 10 Esquema de Un Separador Bifásico Horizontal
consiguiente, si la velocidad de flujo de la fase liviana excede a la velocidad de decantación de la fase pesada no se producirá la separación de fases En .separadores horizontales, la fase pesada decanta perpendicularmente en dirección del flujo de la fase liviana, permitiendo que ésta pueda viajar a una velocidad superior a la velocidad de decantación de la fase pesada discontinua. Adicionalmente al calificativo por la posición del recipiente separador se le agrega el trabajo que realizan se tendrán separadores horizontales bifásicos o trifásicos. Esta, clasificación estará relacionada, con la posición del recipiente y el número de
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fases a separar. separar. En vista que los separadores separadores esféricos no son muy utilizados utilizados en la industria petrolera. Es, por ello que, en este capítulo se hará referencia solo a los separadores separadores Verticales Verticales y Horizontales Horizontales.. Se supone, que es lógico, lógico, pensar que cuando se quiera diseñar un de alta presión y con volúmenes pequeños de líquidos., generalizando el proceso de separación el gas sale por el fondo del separador a través de un tubo que sirve de rompevórtices, su aplicabilidad es escasa en la industria del petróleo, y desde su uso esta muy limitado cilindro compres compresor or vertica verticall u horizont horizontal, al, habrá habrá que reali realizar zar un amplio amplio anális análisis is de las ventajas y desventajas de los mismos, es claro que las desventajas de un separador son ventajas del otro. El separador vertical, por tener mayor altura, altura, que el separador horizontal, horizontal, es más fácil manejar manejar el control control de nivel, luego se puede señalar que el control de nivel en separador vertical no es crítico, como lo es en el horizontal. En un separador horizontal se puede incrementar con cierta facilidad la capacidad volumétrica, tal como es posible agregar cilindros al separador horizontal, mientras que es imposible hacerlo en un separador vertical. En vista que en el separador horizontal, se puede agregar mecanismos internos, para limpiar las arenas. Luego el manejo de partículas sólidas, se maneja con mayor eficiencia en el separador horizontal. Además en este separador se puede dejar prevista en el diseño, algunos algunos accesorio accesorios, s, como como por ejempl ejemplo o las bocas bocas de visita visitass apropia apropiadas, das, que ayudan a eliminar las partículas sólidas. Cuando el fluido a separar es de carácter espumoso, se recomienda utilizar un separador horizontal, en vista que en este separador, se puede diseñar una fase del separador libre para la espuma, aunque es lógico, que el hecho de añadir una fase para la espuma, hará incrementar el costo del separador.
Ventajas de los Separadores Verticales a.- Por lo normal se emplean cuando la relación gas o vapor- líquido es alta y/o cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas b.- Tienen mayor facilidad, que un separador horizontal para el control del nivel del líquido, y para la instalación física de la instrumentación de control, alarmas e interruptores c.- Ocupan poco espacio horizontal d.- Tienen facilidades en remoción de sólidos acumulados
Desventajas de los Separadores Verticales a.- El manejo de grandes cantidades de líquido, produce fuertes variaciones en la entrada del líquido, lo que obliga a tener separadores con excesivos tamaños
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b.- requieren de mayor diámetro que los separadores horizontales, para una capacidad dada de gas c.- Requieren de mucho espacio vertical para su instalación, lo que provoca problemas de carácter económico, ya que no siempre las instalaciones cuentan con el espacio suficiente, y tienen que comenzar a adquirir terrenos adicionales para la implementación del separador, y de tal forma que su desempeño sea de alta alta eficie eficienci ncia, a, y que las instal instalaci aciones ones no perjudi perjudiquen quen la utiliz utilizaci ación ón de otros otros equipos.
Ventajas de Un Separador Horizontal a.- Por lo normal se emplean cuando la relación gas- líquido es baja b.- requieren de poco espacio vertical para su instalación c.- requieren menor diámetro que un separador vertical, para una capacidad dada de gas de gas d.- Manejan grandes cantidades de líquido, líquido, optimizando optimizando el volumen volumen de operación requerido e.- Los volúmenes volúmenes de retención retención facilitan la desgasificación desgasificación del líquido líquido y el manejo de la espuma, si se forma
Desventajas de los Separadores Horizontales a.- Cuando existen variaciones a nivel de la fase pesada afectan la separación de la fase liviana b.- Ocupan mucho espacio horizontal c.- Es difícil la remoción de sólidos acumulados
Separadores de Producción: Los separadores de producción, son un ejemplo de los separadores horizontales. La utilidad de estos separadores se sustenta en el hecho que se requiere de un separador Vapor- Líquido eficiente, especialmente cuando el gas fluye hacia un compresor, y se requiere que la separación del petróleo del gas sea de alta eficiencia para evitar la sobrecarga en el equipo aguas a bajo. También los separadores de alivio son Separadores Horizontales, estos se utilizan antes ante de que el vapor entre al menchurrio, y con ello se evita la quema de hidrocarburos líquido .En general, se puede señala que las desventajas y ventajas, que los separadores verticales u horizontales representan, representan, para obtener la máxima eficiencia, eficiencia, en un proceso de separación, en vista, que las desventajas del separador horizontal son las ventajas del separador vertical y viceversa. Los separadores horizontales son de mayor utilidad, sobre
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todo, cuando se trabaja con grandes volúmenes de líquido, crudos espumosos y/o presencia de emulsiones. Sin embargo, para la selección. de un separador, y tomando en cuenta que se requiere, que el proceso tenga una máxima eficiencia, luego, es necesario tener en cuenta todas las condiciones del fluido a separar. Pero, a manera de resumen se pueden hacer algunas comparaciones, entre los separadores verticales y horizontales, que pueden ayudar en la selección del separador. a.- El separador vertical, por tener mayor altura, que el separador horizontal, es más fácil manejar manejar el control control de nivel, nivel, luego luego se puede puede señalar señalar que el el control control de nivel en separador vertical no es crítico, como lo es en el horizontal. b.b.- En un separ separad ador or hori horizo zont ntal al se pued puede e increm incremen enta tarr con con ciert cierta a faci facililidad dad la capac capacid idad ad volu volumé métr tric ica, a, tal tal como como es posibl posible e agre agregar gar cili cilind ndros ros al separa separado dor r horizontal, mientras que es imposible hacerlo en un separador vertical. c.- En el separador horizontal, se puede agregar mecanismos internos para poder limpiar las arenas, hace que esto se convierta en una ventaja. Luego el manejo de partículas sólidas, se maneja con mayor eficiencia en el separador horizontal. Adem Además ás en este este separ separad ador or se puede puede deja dejarr prev previs ista ta en el dise diseño ño,, algun algunos os accesorios, como por ejemplo las bocas de visitas apropiadas, que ayudan a eliminar las partículas sólidas. d.- Cuando el fluido a separar es de carácter espumoso, se recomienda utilizar un separador horizontal, en vista que en este separador, se puede diseñar una fase del separador libre para la espuma, aunque es lógico, que el hecho de añadir una fase para la espuma, hará incrementar el costo del separador.
Clasifi Clasificaci cación ón Ind Industr ustrial ial de los Separa Separador dores es Los Los sepa separa rador dores es se puede pueden n clasificar, también, según sea la ubicación que tenga el separador con respecto a los otros equipos, bajo este concepto habrán a.- Separadores de Entrada Estos equipos están ubicados a la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición original, cruda; obviamente en este caso será necesario esperar la posibilidad de recibir impurezas en el fluido. b.- Separadores en Serie El término separadores en serie se refiere a los separadores que están colocados en serie, o en paralelo. En el primer caso la separación se realiza en forma progresiva, mientras que en la posición en paralelo los dos separadores realizan la separación en forma simultánea. c.- Separadores Tipo Filtro . Este tipo de separador, por lo general tiene dos compartimientos. Uno de ellos es un filtro coalescente, el cual se utiliza para la separación primaria del líquido, que viene con el gas. Mientras, el gas fluya a través de los filtros, las partículas pequeñas del líquido, se van agrupado, para form formar ar moléc olécul ulas as de mayor ayor tama tamaño ño.. Est Esto, ocur ocurre re debi debido do al proc proces eso o de coalescencia. Una vez que las moléculas se han hecho de mayor tamaño, son con 32
cierta facilidad empujadas por la presión del gas hacía el núcleo del filtro, y por ende separadas del gas compartimiento de los Importancia de los Separadores Tipo Filtro: El segundo compartimiento Separadores Tipo Filtro, esta compuesto por el Extractor de Niebla, el cual se encarga de remover el líquido remante. La eficiencia de la separación gas- líquido esta relacionada con el tamaño de las partículas líquidas. En algunos casos, el separador tipo filtro puede Contener un recipiente adicional, para almacenar el líquido. La separación con el separador tipo filtro, es de utilidad para drenar part partíc ícul ulas as líqu líquid idas as con con ante anteri rior orid idad ad a que que el gas gas sea sea succ succio iona nado do por por los los compresores. Luego, se puede concluir que los separadores tipo filtro promueven la separación eficiente de los líquidos, que eventualmente pudieran permanecer en la fase gaseosa. Esto evita que al condensarse aguas abajo, puedan dañar los equi equipo pos, s, que que por por lo gene genera rall son son muy cost costos osos os,, com como es el caso caso de los Compres Compresores ores y Expanso Expansores. res. También También puede puede ocurrir ocurrir,, que los líquid líquidos os que se depositan en el sistema ocasionan toda clase de inconvenientes.
d.- Separadores Tipo Tanque de Venteo . Estos son separadores que se utilizan para separar el gas que se produce cuando se reduce la presión del líquido. líquido. En la jerga petrolera se denomina “Flash” al cambio espontáneo que sufre un fluido cuando la presión desciende en forma violenta. Luego al caer la presión del fluido se producirá una separación de fases, con lo cual se obtendrá el gas y el petróleo. Luego el separador Tipo Tanque de Venteo realizará la separación de las fases formadas. e.- Separadores Convencionales. Este es un envase que se utiliza utiliza para separar una mezcla de componentes en una o dos corrientes, corrientes, líquida y otra gaseosa. gaseosa. Por lo general la o las corrientes líquidas contienen muy poco gas, mientras que la corriente gaseosa contiene poco líquido. f.- Separadores de Liberación Instantánea. Este Este es un envase envase que que se utili utiliza za para separar fluidos conformados por un gas que se liberan de un líquido sometido a un proceso de liberación instantánea. En este caso parte del líquido se volatiliza volatiliza al producirse una disminución de la presión en el preparado. g.- Separadores Separadores Tipo Pulmón Pulmón. Este envase, puede construirse en gran tamaño que permita la acumulación del líquido. Por lo general general se instalan instalan en sistemas sistemas de recolección de gas o en sistemas de flujo bifásico. h.- Separadores Tipo Centrífugo. Estos separadores se utilizan para separar partículas sólidas y líquidas de la corriente de gas. i.- Separadores Tipo Depuradores. Los depuradores son separadores que no poseen la capacidad para realizar una separación, gas- petróleo, en especial, cuando el volumen del líquido sea alto. Los depuradores, tampoco tienen el tamaño adecuado, de tal forma que las fuerzas de gravedad puedan actuar, en form forma a óptim óptima, a, para para que que de esa esa form forma a haya haya una separ separac ació ión n por por tama tamaño ño de 33
partículas. La principal, función del depurador es remover los residuos líquidos de una mezcla, que tiene predominio de partículas gaseosas, para ello en su diseño tienen elementos de impacto para remover las partículas líquidas.
Instalación de los Depuradores: En la instal instalaci ación ón de los depura depuradore doress es frecuente, frecuente, que se instale instale un dispositivo dispositivo Denominado Tabique, el cual se instala para garantizar que la producción del gas estará libre de partículas líquidas, en vista que la acumulación acumulación de partículas partículas líquidas líquidas en el gas puede inferir inferir en la succión del gas por el compresor. La acumulación de partículas líquidas puede ocurrir, también a la salida de un absorbedor de glicol. La función del tabique es actua actuall como como una una super superfifici cie e de impa impact cto, o, de tal tal form forma a que que se depos deposititen en las las partículas líquidas que transporta el gas. Los depuradores de Tabique pueden remover hasta casi el 100% de las partículas líquidas, sobretodo si el tamaño es mayor a 100 micrones (100 µ m) j.- Tratadores Térmicos . Este es un separador diseñado para tratar a una mezcla conformada conformada por Crudo- Agua- Gas), y que además posee facilidades facilidades para filtrar y calentar los fluidos. Por lo general este equipo, se utiliza en el tratamiento de crudos livianos y medianos, es de gran utilidad en los campos petroleros de Venezuela. k.- Torres Torres de Destil Destilaci ación ón. Este envase permite separar un fluido en varios compone componente ntess de compos composici icione oness deseada deseadas. s. Para Para ello ello se utiliz utilizan an procesos procesos de equilibrio térmico basado en las constantes de equilibrio líquido- vapor. Por lo general, general, las torres de destilación poseen platos en los cuales se establecen flujos en dos direcciones el gas en ascenso y el líquido líquido en descenso. A las torres se les pueden adicionan equipos, tales como condensadores, rehervidores, separadores de reflujo, equipo de bombeo bombeo y equipo de control, que ayudan a la eficiencia del proceso de separación .-Goteo en Línea. Estos equipos se instalan en tuberías que manejan fluidos con una alta relación Gas- líquido El objetivo es remover el líquido libre y no necesar necesariam iament ente e todo todo el líquido líquido conten contenido ido en la corrie corriente nte gaseosa. gaseosa. Luego, Luego, los equipos de de goteo en línea permiten la acumulación y separación del líquido libre.
Tamb Tambié ién n dent dentro ro de los los separ separad adore oress se encuen encuentr trán án equip equipos os Depur Depurado adores res,, Separ Separad adore oress Tipo Tipo Filt Filtro, ro, Separ Separad adore oress Líqu Líquido ido – Líqu Líquid ido. o. Cada Cada uno uno de esto estoss equi equipos pos cump cumple le una una funci función ón dete determ rmin inada ada e impor importa tant nte e para para los los proce proceso soss industriales
Condiciones Mecánicas de los Separadores, las cuales se dividen en cuatro (4) secciones: a.- Sección de Separación. Esta es la primera sección del separador, es la sección de entrada del fluido al separador. Aquí se debe absorber la cantidad de movimiento de los fluidos de alimentación, se debe controlar el cambio abrupto de la corri corrient ente, e, con con lo cual cual se produ produce ce una una sepa separac ració ión n inic inicia iall del del flui fluido do.. Esta Esta 34
separación, por lo general ocurre por, la fuerza centrífuga originada por la entrada tangencial del fluido al separador. En el separador se remueven una cantidad apreciable de líquidos, separación que se fundamenta en base a las fuerzas de gravedad, en la separación además reorienta la distribución de los fluidos.
b.- Sección de las Fuerzas Gravitacionales Esta es la segunda sección del separador .En esta sección las fuerzas gravitacionales son de una gran influencia. Es decir, son fundamentales. Ya, que las gotas del líquido que contiene el gas son separadas al máximo. Esta separación, se sustenta sustenta en el principio conocido como Asentamiento por Gravedad. En base, al principio se sabe que la velocidad del gas se reduce en forma apreciable, como consecuencia de la reducción de velocidad del gas. La corriente de gas sube a una velocidad reducida. Para estar seguro que la velocidad es reducida, en algunas ocasiones se utilizan tabiques y otros tipos de extractores de niebla, con el objetivo de controlar la velocidad del gas, y además controlar la formación de espuma y turbulencia, que ocasionaría la reducción de la velocidad del gas. c.- Sección de Extracción de Neblina Esta es la tercera sección del separador. En esta sección, se tienen que separar las pequeñas partículas líquidas, que no han podido ser separadas, por las fuerzas gravitacionales. Lo, que indica que estas son partículas líquidas de minúsculo tamaño, que aun están unidas a las partículas del gas. Para el control de la neblina, por lo general se utiliza la fuerza centrifuga o el principio de choque. Las pequeñas gotas de líquido se agrandan dando paso al proceso de Coalescencia, luego que obtiene un tamaño adecuado caen a la zona de recepción del líquido. Una vez que el gas sale de la sección anterior entra al extractor de niebla, en el cual se remueven las gotas de líquido que todavía quedan en gas. El objetivo es que el gas salga lo más seco posible. d.- Sección de Acumulación de Líquido Esta es la cuarta sección del separador. Los líquidos separados en las secciones 1, 2 y 3 se acumulan en la parte inferior del separador, luego se requiere de un tiempo mínimo de retención que permita, que el proceso de separación sea de alta eficiencia. Esta sección se diseña sobre la base que un pequeño volumen del líquido permanece en el separador, y se denomina tiempo de retención. Este tiempo de retención debe ser tal que permita la salida del gas atrapado en el fluido. Por lo general el diseño del separador obliga a que el tiempo de permanencia del crudo en el separador sea mayor que el lapso requerido para que cada una de las las fases quede limpia una de la otra. Fundamento del Proceso de Separación de los Fluidos Petroleros: Much Muchas as pers person onas as se preg pregun unta tan n el prin princi cipi pio, o, por por el cual cual se sust susten enta ta el proc proces eso o de separación: Gas- Petróleo, y Gas- Petróleo- Agua. Lógicamente para cualquier estudiante que tenga dentro de sus asignaturas el tema de procesos, será muy fácil responder a esa pregunta. Ya que el proceso de separación, se sustenta en el proceso de separación instantánea. Para el caso de la separación (Gas- Líquido). La dificultad, dificultad, para analizar analizar la eficiencia eficiencia del proceso de separación, separación, sería en tener las herramientas necesarias para, cuantificar las cantidades de la fracción de vapor o gas y líquida o petróleo que se desprenden. Estas cantidades serán una 35
función de las condiciones de operación, fundamentalmente de los valores que tengan la presión y temperatura de operación, en el proceso de separación. Se sabe sabe,, por por ejem ejempl plo o que que la frac fracci ción ón de vapo vaporr o gas gas debe debe nece necesa sari riam amen ente te desprenderse o escaparse de la fracción líquida. En la actualidad todos estos cálculos se realizan en forma fácil y eficiente. Mientras que la fracción líquida debe de acumularse en el fondo del recipiente. Además, la cantidad de líquida que permanezca en el fondo del separador, será mayor, mientras mientras más alto sea el valor de la presión presión de operación, operación, y más bajo sea el valor de la temperatura de operación, todos estos parámetros son de mucha importancia importancia conocerles conocerles y poder manejarlos, manejarlos, para obtener una alta eficiencia eficiencia en el proc proces eso o de sepa separa raci ción ón GasGas- Pet Petróle róleo o y Gasas- Petr Petról óleo eo-- Agua Agua,, que son son fundamentalmente los fluidos que se manejan en el área de petróleo, luego son los fluidos con los cuales se diseñan los separadores, tal como en este caso se esta hablando de fluidos petroleros, luego entonces los fluidos fundamentales son gas, petróleo y agua. Los cálculos de las fracciones de vapor y líquido, se han hecho menos dificultoso, con el desarrollo de los paquetes de simulación, los cuales se han convertido en una gran Herramienta, para la determinación del fracciones gas – líquido. Pero, esto no quita que el ingeniero tenga, que tener una gran experiencia para la interpretación de los resultados, obtenidos a través del simulador, en vista que la persona que maneje el simulador puede equivocarse en la introducción de los datos, y por ende los resultados arrojados por el simulador serán erráticos. Luego, cuando se desea diseñar un separador, lo primero que deberá hacerse es calcular la cantidad de líquido que permanecerá en el fondo del recipiente y las respectivas composiciones y características de las fases que se separan. Eso servirá de punto de apoyo para hacer el diseño conceptual.
Diseño de los Separadores Al diseñar y estudiar la eficiencia de un separador se debe tomar en cuenta los parámetros que afectan afectan el comportamiento comportamiento del sistema de separación. También se deben de analizar las propiedades del fluido, las cuales derivan del comportamiento de las fases que se separan cuando la mezcla de hidrocarburos, entra al separador El diseño de los separadores es determinante en la eficiencia del proceso de separación. Se sabe, que para que el proceso de separación sea efectivo, los fluidos a separar tienen que ser inmiscible y además tener diferentes densidades. Las especificaciones de las Normas (API) cubren los requerimientos mínimos para el diseño y fabricación de separadores de fluidos petroleros: Para un diseño óptimo de un separador, es necesario tomar en cuenta los diferentes estados y procesos, por los cuales deberá de pasar el fluido. Además, se debe de analizar el efecto, que sobre el fluido puedan tener las diferentes fuerzas físicas que le caracterizan. El principal objetivo del diseño de los separadores es obtener en forma separada los diferentes componentes de un fluido, de tal forma de proceder a su tratamiento
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y comercialización. Además, se debe tener siempre presente, que por lo general el separador es la primera instalación del procesamiento del fluido. Luego un diseño inco incorre rrect cto o pued puede e traer traer conse consecu cuenc encia iass inca incalc lcul ulab able less al proc proceso eso y a las las otra otrass instalaciones. Con el objetivo de satisfacer las funciones que debe de cumplir un recipiente separador GasGas- Petróleo, por ejemplo, será necesario tomar en cuenta una serie de puntos, que son de vital importancia para el correcto diseño del separador.
Parámetros de Importancia en el Diseño de Separadores a.- La energía que posee el fluido al entrar al separador, debe de ser controlada b.-Las tasas de flujo, tanto de la fase líquida, como de la gaseosa, deben de encontrarse dentro del rango establecido por el separador. Si, esto se cumple se puede asegurar que el fluido es controlado por las fuerzas de gravedad, las cuales actúan sobre el fluido y se establece un equilibrio interfásico líquido- vapor c.- Las turbulencia que ocurren fundamentalmente en la sección ocupada por la fase gaseosa, debe de ser minimizada, antes que cause problemas en el proceso de separación, y por ende problemas a la hora de evaluar la eficiencia. d.- La acumulación de espuma y contaminantes debe de ser controlada. e.e.- Las Las sali salida dass del del sepa separa rado dorr de las las fase fasess líqu líquid idas as y gase gaseos osas as,, debe deben n de realizarse de tal forma, que no vuelvan a encontrase. Además a la salida de los fluidos del separador debe de tener controles, de presión y de nivel de los fluidos. f.- En el separador se debe tener prevista la eliminación de partículas sólidas, cuando estas se hayan acumulado g.- En el separador se tiene que tener prevista el control de la presión, para lo cual es recomendable la instalación de válvulas de alivio. También se recomienda instalar manómetros, termómetros, controles de nivel, boca de visitas, de tal forma que se pueda revisar en forma rápida el separador. h.- Para el correcto diseño de un separador se deben conocer y manejar los parámetros que afectan el comportamiento del sistema a separar. Se deben analizar exhaustivamente las propiedades del fluido, las cuales derivan en el comportamient comportamiento o de las fases. Se debe tener en cuenta que tanto las propiedades propiedades del gas, como las del líquido actúan dentro del separador, y actúan en forma directa sobre el diseño del separador. Por, lo es de gran importancia haber realizado un diseño correcto y adecuado del cilindro separador, de tal forma que el proceso sea de alta eficiencia. i.- También es muy importante importante tener en cuenta las propiedades propiedades del fluido, fluido, que se va a separar, se debe conocer, por ejemplo: las tasas máximas y mínimas de las fases, la temperatura y presión de operación, la densidad, viscosidad, índice de
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corrosión; la presión de diseño ;el número de fases que se manejaran en el proceso de separación, el contenido y tipo de impurezas que contenga en fluido a separar, la tendencia tendencia del fluido a la formación formación de espuma y el impacto de esta en la corriente aguas arriba; el efecto de la velocidad de erosión; las variaciones que pueda tener en algún intervalo de tiempo la tasa de alimentación, para que pueda ser el factor determinante en la eficiencia del proceso de separación. Antes de comenzar comenzar el diseño de un separador separador es preciso tener tener muy en claro, el uso que se le dará al recipiente, esto es muy importante, ya que de ello dependerá la eficiencia eficiencia del proceso de separación. La verdad es que el uso que se le dará al separador es determinante, en cuanto al diseño y las dimensiones que tendrá en recipiente. En la actualidad se utilizan mucho los modelos de simulación para el diseño de los separadores. También es muy importante tener en cuenta, que el comportamiento de una gota de fluido en estado líquido, estará en función del tipo de separador a utiliza. Es decir, que una gota líquida en un separador de posición vertical tendrá un comportamiento diferente, que sí el separador fuera de posición horizontal. En el separador vertical, la resultante de la sumatoria de las fuerzas poseen una dirección vertical, mientras que en un separador horizontal la resultante de las fuerza tendrá una dirección inclinada. Esta diferencia, trae como consecuencia que la velocidad del gas en un separador horizontal alcance valores mayores, que los se obtendrían en un separador vertical, es por ello que el parámetro velocidad hay que tenerlo bien en cuenta para el diseño.
Parámetros Parámetros que Intervienen Intervienen en el el Diseño Diseño de los los Separad Separadores ores. Para que el proceso de separación y, además impedir problemas de operación aguas abajo del separador, dentro del separador se incluyan ciertos aparatos, los cuales serán conocidos genéricamente como “Internos”, entre los más conocidos se tiene a.- Deflectores. Estos dispositivos internos adosados a las boquillas de entrada, se emplean para producir un cambio en la cantidad de movimiento movimiento o de dirección del flujo de la corriente de entrada, y así producir la primera separación mecánica de las fases. Además de generar, un patrón de flujo dentro de recipiente que facilite la separación final de las fases, reduciendo con ello el tamaño de la boquilla boquilla de entrada, entrada, y en cierta medida, las dimensiones dimensiones del separador separador a diseñar, diseñar, los cuales son de importancia sobre todo para controlar la velocidad de ingreso al separador b.- Eliminadores de Niebla . Estos son aditivos que se colocan para eliminar pequeñas gotas de líquido que no pueden ser separadas por la simple acción de la gravedad. c.- Rompe Vórtice Estos utensilios utensilios están adosados internamente internamente a las boquillas de líquido y su función es evitar el arrastre de burbujas de vapor, en la corriente que que dejar dejar el separ separado ador. r. El arras arrastr tre e es toda toda porci porción ón de sóli sólidos dos y/o y/o líqui líquido doss
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presentes en al tubería de gas. El arrastre es un fenómeno complejo donde la gran cantidad de variables que entran al juego. En la actualidad el diseño de los separadores se maneja a través de los modelos de simulación, simulación, pero de todas maneras, se debe tener en cuenta en forma teórica, cuales son los parámetros que intervienen en el diseño, esto es fundamental, sobre todo para poder cotejar los valores obtenidos con el simulador.
d.- Composición del fluido que se va a separar . La mayoría de los diseñadores no anal analiz iza a en flui fluido do ante antess del del dise diseño ño,, sino sino que que simp simple leme ment nte e part parte e de un determinado volumen, sin embargo para un correcto diseño se debe manejar en forma clara el concepto de equilibrio de fases, separación instantánea, ya que será la única manera, en que se pueda manejar la cantidad de líquido y gas a separar bajo las condiciones de presión y temperatura de operación. e.e.- Pres Presió ión n y Te Temp mper eratu atura ra de op oper eraci ación ón. Esto Estoss son son pará paráme metr tros os de gran gran importancia de manejar en el diseño de los separadores, ya que afectan la operatividad del separador, además que influyen en forma directa en la mayoría de los otros parámetros, que definen la eficiencia del proceso de separación. f.- Determ Determina inació ción n del Factor Factor de Compre Compresib sibili ilidad dad La impo import rtanc ancia ia de este este parámetro parámetro se ha analizado bastante en estos apuntes, luego el diseñador diseñador deberá buscar la manera más precisa y exacta de obtener el valor del parámetro (Z), para los cálculos de diseño del separador, de tal forma que tenga una mayor precisión, en cuanto a los valores del Factor de Compresibilidad, que tiene una gran infl influe uenc ncia ia el dise diseño ño del del sepa separa rado dorr El fact factor or de comp compre resi sibi bililida dad d se pued puede e determinar, por alguno de los métodos clasificados en este texto, si se utilizan métodos computacionales, las ecuaciones cúbicas son las más utilizadas. En el cuadro 2 se presentan los parámetros de Entrada Adoptados a las Normas PDVSA, para el diseño de separadores Cuadro 2 Parámetros Adoptados a la Norma PDVSA Caudal de Petróleo (Q O), MBND Caudal de Gas (Q G), MMPCND Presión de Operación (POP), laca Temperatura de Operación (TOP), °F Gravedad Especifica del Gas gG), Adimensional. Gravedad API (API), Grados Factor de Compresibilidad (Z),Adimensional Tiempo de Retención (tr), min Constante de los Gases (R), lpca*pie 3 / lbmol*R Los parámetros mostrados en el cuadro 2 son los utilizados por PDVSA para el Diseño de Separadores Horizontales y Verticales Gas-Petróleo, adopta de las Normas API y GPSA, necesarios para poder obtener a través de formulas los parámetros a calcular e inicial el diseño de acuerdo al procedimiento establecido
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por la Norma PDVSA para el Diseño de Separadores Horizontales y verticales Gas-Petróleo. Cada uno de estos parámetros es esencial para el diseño y pueden ser ser sumi sumini nist stra rado doss por por la empr empres esa, a, a trav través és de medi medici cion ones es con con equi equipo poss espec especia ialiliza zados dos;; o calc calcul ulado adoss a trav través és de corre correla laci cion ones, es, bajo bajo las las unid unidad ades es mencionadas. Cada uno de estos parámetros depende uno del otro, es por ello que sus cálculos deben ser precisos y exactos, para poder lograr un diseño eficiente, capaz de cumplir con estándares de operacionalidad del mismo y con las exigencias de la empresa, empresa, garantizando así resultados confiables. confiables. En cuanto a los criterios para el diseño, la Norma PDVSA establece una serie de especificaciones, que la empresa considero de acuerdo a sus necesidades. Toda esta información es de gran impor importa tanc ncia ia para para logra lograrr un dise diseño ño efic eficie ient nte, e, que que cumpl cumpla a con con está estánda ndare ress de operacionalidad estable del proceso manteniendo la seguridad del mismo y a su vez con los requerimientos exigidos por la industria y por el mercado petrolero, garantizando resultados confiables.
Espe Especi cifi fica caci cion ones es de los los Pará Paráme metr tros os Nece Necesa sari rios os pa para ra el Dise Diseño ño de Separadores Gas- Petróleo Una vez seleccionada la Norma de PDVSA para el Diseño de Separadores Horizontales y Verticales Gas-Petróleo, se especifico toda la meto metodo dolo logí gía a nece necesa sari ria a para para llev llevar ar a cabo cabo el dise diseño ño;; la cual cual indi indica ca los los parámetros parámetros de entrada, entrada, los parámetros parámetros a calcular calcular y diferentes diferentes criterios de diseño. En el caso de los parámetros de entrada, los mismos se presentan en el Cuadro3. Cuadro 3 Parámetros de Entrada para el diseño de Separadores Norma PDVSA Caudal de Petróleo (Q O) Caudal de Gas (QG) Presión de Operación (POP) Temp Temper erat atur ura a de Oper Operac ació ión n (TOP) Graveda Gravedad d Especi Especific fica a del Gas (gG) Gravedad API (°API) Factor de de Co Compresibilidad (Z (Z) Tiempo de Retención (tr) Constante de los Gases (R)
Unidades MBNPD MMPCND lpca
Rangos o Limites 1500– 250.000 1.5x106-900x106 25-1.500 200-100
°F 0,10-1,2 Adimensional Grados Adimensional Min lpca*pie3 / lbmol*°R
24-40 0,25-0,98 1,5-5 10,73
Los rangos de trabajo de cada uno de los parámetros fueron establecidos en base a las condiciones operacionales del área de trabajo de la empresa; cuyos datos fueron fueron sumini suministr strados ados a la empres empresa a por el client cliente. e. Muchos Muchos de estos estos datos datos pueden ser obtenidos a través de mediciones con equipos especializados o través de correlaciones, por ejemplo el factor de compresibilidad puede ser obtenido de estas dos formas, la primera a través de pruebas experimentales y la segunda a
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partir de correlaciones El tiempo de retención es un parámetro que depende de la gravedad API. En el Cuadro 4 se presentan los valores utilizados en el diseño
Cuadro 4. Tiempo de Retención. Gravedad API Entre 25 y 40 >=40 <25
Tiempo de Retención (tr) 3 min 1,5 min 5 min
La constante constante de los gases (R), es empírica, empírica, cuyo valor valor depende del sistema sistema de unidades que se utilice, para el caso del Sistema británico de Unidades es R
=10 ,73
(lpca ) x ( pie 3 ) (lbmol ) x ( R )
Diseño de Separadores Gas- Líquido Estos separadores fundamentalmente, se diseñan para operar a alta velocidad, proceso que ocurre fundamentalmente por la diferencia de densidad entre el líquido y gas. En estos separadores Una gota de líquido líquido esta sometida sometida a tres tres fuerzas. fuerzas. La de de Gravedad, Gravedad, La de Flotación, Flotación, y La de Empuje de Gas. La suma de las tres fuerzas, da como resultado una fuerza resultante del proceso de separación .Cuando la fuerza dominante es la fuerza de gravedad, se obtiene un asentamiento por gravedad. En este caso la velocidad de asentamiento ( ∨ t ) del fluido se obtiene a través de la siguiente ecuación υ t
4 xgxD P ( ρ L − ρ G ) = 3 xC ′′ ρ G
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En donde:( υ t)=velocidad )=velocidad final de una partícula partícula de diámetro. diámetro. La unidad unidad de este parámetro dependerá del sistema de unidad, en el que estén los parámetros de la ecuación; si se trabaja en el Sistema Británico de Unidades, la velocidad tendrá las unidades de (pie/s). La velocidad indicará si el proceso es controlado por la fuerza gravitacional en (pie/s) ;(g)= aceleración de gravedad en (pie /s 2); (DP)= diámetro de una partícula en (pie) ;( ρ L)= densidad de la fase líquida en (lb/PC); (ρ G)= densidad del gas fluyente en (lb/PC) y (C')= Coeficiente de dragado total, el el cual es adimensional. Para Para part partíc ícul ulas as que que teng tengan an un tama tamaño ño entr entre e (100 (10000-10 1000 0000 00 micr micron ones es)) el asentamiento por gravedad se puede describir mediante la ley de Newton:, la cual tiene para un Número de Reynolds entre (500-200000).C (500-200000).Cuando uando las partículas partículas son muy pequeñas, tal como ocurre con la neblina, en donde se hace imposible el asentamiento por gravedad. En este caso las partículas pueden coalescer y formar part partíc ícul ulas as de mayor mayor diám diámet etro ro,, lo que que provo provoca ca un asent asentam amie ient nto o dire direct cto o por por gravedad, y la fórmula es.
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υ t
gxD ( ρ − ρ ) = 1,74 P L G ρ G
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En la industria existen equipos, que se les denomina Extractores de Neblina, los cuales fuerzan al gas a seguir senderos tortuosos. tortuosos. La cantidad cantidad de movimiento movimiento de las partículas permite el choque entre ellas o que choquen con el equipo de coalescencia. coalescencia. En consecuencia se forman gotas más grandes, grandes, y las partículas partículas de mayor tamaño se asientan por gravedad. Lo que indica, que las moléculas de menor tamaño, y que no pueden ser separadas por gravedad, en el proceso de coalescencia se unen entre sí, y formar moléculas de mayor tamaño, y por lo tanto adquieren la posibilidad de ser separadas por gravedad. El fluido al entrar en él Separador, y el gas debe de reducir su velocidad en forma abrupta, con lo que permite el inicio del proceso de separación Gas- Petróleo, de un modo efectivo. Luego las fuerzas fuerzas de gravedad realizan el proceso de separación. Aquí las gotas del líquido bajan, mientras que las gotas del gas suben.
Dispositivos Utilizados en el Diseño de Separadores Gas- Líquido: En la mayoría de los separadores gas- líquido se utilizan dispositivos con el objetivo de producir cambios en. En la Cantidad de Movimiento, en la Dirección de los Fluidos, y en su Aceleración. Para esto se toma en cuenta que los fluidos con diferente densidad densidad deben poseer diferente diferente cantidad de movimiento, movimiento, y con ello se logra una separación entre ambas fases. En el separador gas- líquido el cambio de cantidad de movimiento se aplica como una primera etapa de separación. Es de hacer notar que los equipos Extractores de Neblina, el Cambio en la Cantidad de movimiento son un factor importante para lograr lograr la coalescencia de las partículas líquidas entrampadas en el gas. Existen ocasiones, en donde la aceleración en el proceso de separación gaspetróleo, ocurre por las fuerzas centrífugas. En este caso el flujo es diferente al de un separador gas líquido convencional. Estos separadores, por lo general son cilíndricos y/o verticales, los cuales dependen de la acción de la fuerza centrífuga para que se produzca la separación. Aquí la corriente de entrada se dirige de tal manera que fluye alrededor de la pared en un movimiento espiral. El líquido más pesado se mueve hacia la pared, luego cae por la pared al fondo. El gas se mueve en la parte central del separador y fluye hacia arriba por donde sale.
Secciones de un Separador Bifásico: En general se puede señalar que un separador separador bifásico bifásico (Gas- Líquido) tiene 2 secciones secciones básicas (la sección sección superior y la sección inferior). En la superior, el gas fluye hacia arriba, a través del separador y del extractor de niebla, y las gotas del líquido caen en la fase líquida. La sección inferior permite que las burbujas de gas en el líquido emerjan y pasen a la fase de gas. Un recipiente de tamaño adecuado tendrá un espacio apropiado en cada sección, para permitir que estas funciones se lleven a cabo con una máxima eficiencia. Es posible que siempre haya algún arrastre de una fase a la otra, aunque es lógico que ese arrastre haya que mantenerlo dentro de los límites, 42
donde no cause problemas operacionales al proceso. Es necesario hacer resaltar, que la selección de un separador nunca debe de ser arbitraria. Por ejemplo no se debe de seleccionar un Separador Horizontal, Vertical, Bifásico o Trifásico, solo basado en algunos aspectos, ya que todos ellos, pueden ser efectivos si están bien diseñados, es posible que la selección haya que hacerla más sustentado en factores económicos. En vista que en igualdad de costos, un separador horizontal, por ejemplo, tendrá mayor capacidad para la fase líquida que un separador vertical. Aunque; cuando si hay problemas de arenas sería recomendable utilizar el separador vertical
Diseño de Separadores Bifásicos (Gas- Petróleo) Estos recipientes se diseñan sobre el fundamento de que el crudo así tenga agua, no será deshidratado dentro del separador. El objetivo es separar las fases líquidas y gaseosas. Por lo general la corri corrient ente e de alim alimen enta taci ción ón tien tiene e a la entr entrad ada a del del separ separad ador or una una velo veloci cida dad d apreciablemente alta. Lo que provoca, que la cantidad de movimiento en la entrada del separador sea alto. Esto trae como consecuencia, consecuencia, que se tengan que utilizar unos dispositivos, con el objetivo de producir cambios en la cantidad de movi movimi mien ento to adem además ás de esta establ blec ecer er camb cambio ioss en la dire direcc cció ión n del del flui fluido do de alimentación y en su aceleración. Dispositivos, que cambian la cantidad de movimiento a.- Dispositivos Tipo Deflectores Estos dispositivos tiene su función de trabajo por agitación mecánica y se diseñan en forma de placa o de ángulo, en forma de cono o de semiesfera. semiesfera. El principal principal objetivo de los deflectores deflectores es lograr un cambio rápido en la dirección y en la velocidad velocidad de la corriente corriente de entrada, ya que esto es una de las principales razones de separación de los fluidos (gas- líquido). El diseño de los deflectores se fundamenta en que deben resistir la carga que origina el impacto de los fluidos a la entrada del separador. b.- Dispos Dispositi itivos vos Tip Tipo o Ciclón Ciclón Estos Estos disposi dispositiv tivos os funcio funcionan nan median mediante te fuerza fuerzass cent centrí rífu fugas gas.. Luego Luego la entra entrada da de los los flui fluidos dos al separa separador dor se hace hace medi mediant ante e chimenea ciclónica. Estos equipos tienen una velocidad de entrada de 20 pies por segundo (20 pie/s). El proceso se lleva a cabo en una chimenea, en la cual el diámetro es cercano a las 2/3 del diámetro del separador. Mientras, que la caída de presión se encuentra en el rango de 1- 5 (lpca). Es posible, que cuando se utilice un separador vertical, a la entrada del separador la velocidad del líquido sea tangencial tangencial hacia las paredes paredes internas del separador, separador, lo que provoca la formación formación de un vórtice, y el separador queda desactivado y el gas se iría con el petróleo por la parte inferior del separador. Diseño de Separadores Verticales y Horizontales Bifásicos. El diseño de un separ separad ador, or, en gene general ral invo involu lucr cra a la apli aplica caci ción ón de las las fórm fórmul ulas as inher inherent entes es al comport comportami amient ento o de los fluidos fluidos y el poster posterior ior dimens dimension ionami amient ento o de la unidad unidad.. Sustentado en ello es que se desea que el diseñador, tenga los conocimientos básicos, de fases, constante de equilibrio de fases líquido-vapor, en muchos casos 43
se presentan dos alternativas, para la gran mayoría de los parámetros que intervienen en forma directa el diseño. Una sugerida por la GPSA y la otra por PDVSA. Al compararse los espacios que deben preverse para cada parte del recip recipie ient nte, e, resul resulta tará rá la longi longitu tud d final final recom recomen enda dada, da, así como como la rela relaci ción ón de esbeltez esbeltez (/D). Aquí primero se realizaran las indicaciones indicaciones para los cálculos de las unidade unidadess vertical verticales es En las figuras figuras 11 se muestra muestra el diseño diseño de un separad separador or vertical para las fases Gas (Vapor) y Petróleo.
Figura 11 Diseño de un Separador Vertical, según Norma PDVSA
Primera Sección de un Separador Tal como fue señalado antes, en esta sección deben predominar las fuerzas de gravedad .Las gotas del líquido están sometidas fundamentalmente a las fuerzas de gravedad y las originadas por el movimiento del gas, como son, son, por ejempl ejemplo o las fuerzas fuerzas de flotaci flotación ón .Pero, .Pero, esta fuerza fuerza es pequeño si se controla la turbulencia en el gas. Para el fluido gaseoso se tiene la velocidad crítica, que se relaciona con las densidades de los fluidos y una constante empírica Selección de la Aplicación Adecuada para el Diseño de la Herramienta La elaboración de los cálculos manuales permite establecer los criterios en que debió seleccionarse una de las dos aplicaciones disponibles en la empresa: Microsoft Access y Microsoft Excel; que permitiera permitiera la codificació codificación n de la herramienta. herramienta. De las cuales la selección de una de ellas para el desarrollo de la herramienta herramienta se realizo sobre la base de los siguientes criterios: facilidad de manejo, que permitiera deshacer y rehacer varias acciones en la vista diseño, que tuviera su propia base de datos, versatilidad para indicar y ubicar el error, facilidad para modificaciones, preci precisi sión, ón, y que que propo proporc rcio ionar nara a un efic eficaz az leng lengua uaje je de progr program amac ació ión. n. Para Para la selección de una de estas aplicaciones, se especificaron las características de 44
cada una de ellas, las cuales fueron comparadas con cada uno de los criterios establ estableci ecidos, dos, selecc seleccioná ionándos ndose e como como la aplica aplicació ción n adecua adecuada, da, la que más se ajustara a estos criterios Esta Esta apli aplica caci ción ón perm permititió ió intr introd oduc ucir ir todo todoss los los pará paráme metr tros os de entr entrad ada a y las las ecuaciones establecidas en la Norma PDVSA y adaptarlas al mismo, a su vez permitió permitió introducir datos que permitieron permitieron otros cálculos necesarios para el diseño de los separadores
Pará Paráme metro tross a Calc Calcul ular ar pa para ra el Diseñ Diseño o de Sepa Separa rado dore ress Vert Vertic ical ales es GasGasPetróleo: La Gravedad Específica del Petróleo, Adimensional Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en pie 3/s Caudal de Gas a condiciones de operación, en pie 3/s Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador, Adimensional Densidad del Petróleo, en lb/pie 3 Densidad del Gas, en lb/pie 3 Densidad de la Mezcla, en lb/pie 3 Velocidad Crítica del Gas, en pie/s Área vertical requerida para el flujo de gas (AG), en pie 2 Diámetro del Separador, en pie Volumen de retención de petróleo, en pie 3 Volumen de retención máximo de petróleo, en pie 3 Altura del petróleo en pulgadas Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s Velocidad de salida del gas, en pie/s Velocidad de salida del petróleo, en pie/s Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas
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Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas Altura, en pulgadas Altura desde Boquilla Entrada hasta el Fondo de la Malla, en pulgadas Área de la malla, en pie 2 Diámetro de la malla, en pie Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulgadas Altura efectiva de separación del separador, en pie
Parámetros a Calcular para el Diseño de Separadores Horizontales GasPetróleo: La Gravedad Específica del Petróleo, Adimensional Caudal de Petróleo a condiciones de operación, en pie 3/s Caudal de Gas a condiciones de operación, en pie 3/s Caudal de la Mezcla, en pie 3/s Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador, Adimensional Densidad del Petróleo, en lb/pie 3 Densidad del Gas, en lb/pie 3 Densidad de la Mezcla, en lb/pie 3 Velocidad Crítica del Gas, en pie/s Área vertical requerida para el flujo de gas, en pie 2 Volumen de retención de petróleo, en pie3 Volumen de retención máximo de petróleo, en pie 3 Diámetro del separador, en pie Longitud efectiva de operación LEFF , en pie
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Área vertical, en pie 2 Área del separador, en pie2 Área vertical entre, en pie 2 Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en pie 2 Área vertical de petróleo requerida, en pie 2 Distancia vertical, en pulgadas Área vertical, en pie 2 Distancia vertical, en pulgadas Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s Velocidad de salida del gas, en pie/s Velocidad de salida del petróleo, en pie/s Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulgadas Área de la malla, en pie 2 Ancho de la malla, en pulgadas Distancia mínima permisible, en pulgadas Distancia vertical disponible en pulgadas
Dimensiones de Los Separadores Verticales y Horizontales Gas- Petróleo Las dimensiones que debe tener un separador vertical u horizontal para una máxima eficiencia, esta relacionado con el tipo de fluido y tipo de separador a diseñar. En la actualidad la utilización de los modelos de simulación, han ayudado a incrementar la eficiencia del diseño. Es posible, que los parámetros de mayor importancia, y a tener en cuenta para el diseño de los separadores sean La secci sección ón trans transver versa sall de la zona zona de gas gas ;Cau ;Caudal dal de gas que que pued pueda a mane maneja jar, r, volumen de retención de líquido, velocidad crítica, área disponible para el gas, caracte caracterís rístic ticas as del crudo crudo y tiempo tiempo de retenci retención ón asignad asignado o al líquid líquido. o. Para un separador vertical, se tiene por ejemplo. Se distinguen cuatro secciones que se pueden dimensionar de manera independiente: 47
a.- Distancia de la salida del vapor a la malla metálica Esta distancia por lo general esta especificada, aunque se puede calcular ajustándose a las normas. b.- Distancia de la malla metálica al orificio de entrada . PDVSA utiliza 3 pies, mientras que la GPSA, recomienda un mínimo de 2 pies: La separación entre el extractor de niebla y el orificio de salida se diseña dé acuerdo con los esquemas planteados previamente. c.- Distancia del orificio de entrada al nivel más alto del líquido . Esta distancia ha de ser, por lo menos igual al diámetro del orificio de entrada, aunque por lo general se utiliza una distancia mínima de 2 pies, para evitar que el líquido sea atrapado atrapado de nuevo por la la corriente corriente gaseosa. gaseosa. PDVSA PDVSA utiliza utiliza para este este caso caso una una distancia de 0,3 veces el diámetro interno del separador, si resultará mayor de 24 pulgadas. Distancia de la salida del vapor a la malla metálica a.a.- Un sepa separad rador or horiz horizon onta tal,l, por por ejem ejempl plo. o. El volu volume men n asign asignado ado al gas gas esta esta comprendido entre 1/2 y 2/3 del volumen total del separador. La razón óptima de la relación (L/D) debe estar entre 4 y 6. Pero, hay que tener en cuenta que es más económico aumentar la longitud que el diámetro. b.- Para el separador vertical el ingeniero de diseño puede optar por seleccionar las dimensiones, dimensiones, según sean las normas establecidas. establecidas. Aunque en forma general, se puede señalar que todos los parámetros, tanto para separadores verticales, como horizontales están relacionados con: 1.1.- Secc Secció ión n trans transver versa sall de la zona zona de gas. gas. Este Este parám parámet etro ro depen depende de de la velocidad crítica. 2.- Caudal de gas que puede manejar. Depende del área disponible para el gas. 3.- Volumen de retención de líquido, el cual depende de las características del crudo y del tiempo de retención asignado. En la actualidad existen una serie de Métodos precisos y exactos, para determinar el tiempo de retención de líquidos, lo que hará más eficiente el diseño de los separadores. 4.- Espacio asignado al líquido. La sección inferior del separador sé dimensiona tomando en cuenta el tiempo de retención del líquido. Se utiliza un mínimo de 2 pies por encima de la línea tangente inferior. El nivel más alto del líquido debe estar por lo menos 2 pies por encima del nivel normal.
Dimensiones de Orificios y Dispositivos de entrada y salida en un separador Por lo general el diámetro de las entradas y salidas debe ser un poco mayor que el de la tubería que va al separador, con ello se disminuyen las pérdidas por efecto de entrada y salida de los fluidos. Las normas de PDV para el diseño de 48
separad separadores ores establ establecen ecen que las veloci velocidade dadess permisi permisible bless en las boquil boquillas las de entrada y salida del gas y del líquido, con las cuales se pueden determinar y seleccionar los diámetros con gran exactitud tienen que ser bien conocidas o calculadas.
Fórmul Fórm ulas as Util Utiliz izad adas as en el Diseñ Diseño o de los los Sepa Separa rado dore res: s: El diseño de un separador separador involucra involucra la aplicación aplicación de fórmulas fórmulas inherente al comportamient comportamiento o de los fluidos y el posterior dimensionamiento de la unidad. Luego para diseñar un separador de debe tener en cuenta lo siguiente: a.a.- Comp Compos osic ició ión n de dell flui fluido do qu quee se va a sepa separa rar r . Se reco recomi mien enda da que que el diseñador este familiarizado con el concepto de equilibrio de fases y separación instantánea. b.- Caudal del gas en condiciones normales : En necesario conocer en forma precisa los volúmenes de gas y líquido de separación a condiciones de operación. c.- Presi Presión ón y tempera temperatur turaa de operació operación n (P y T): Conocer los cambios de presión y temperatura es de mucha importancia, para la selección del equipo a utilizar. d.- Valor de Z en condiciones de operación: El valor de Z determina el volumen del gas en las condiciones de operación. Se recomienda seleccionar en equipo más más adecu adecuad ado o de tal tal form forma a que que los resu resultltad ados os obte obteni nido doss en el proces proceso o de separación sean coincidentes, con los mismos determinados en el campo. e.- Densidad de los fluidos en condiciones de operación . La densidad de los fluidos interviene en forma directa. La densidad del gas, se puede determinar con cierta facilidad. Mientras, que para el caso de los líquidos por lo general se acostumbra a trabajar en condiciones normales, bajo él supuesto que los cambios de presión y temperatura afecten poco el resultado final. Separación por Etapas. En un separador bifásico (Gas- Petróleo). El vapor y líquido se separan durante el paso del fluido a través de los separadores. Varias unid unidade adess de sepa separad rador ores es pued pueden en ser ser opera operadas das en serie serie,, en un proc proceso eso de separ separac ació ión n (gas(gas- Petról Petróleo) eo).C .Cad ada a una una de las las etap etapas as reci recibe be la fase fase líqui líquida da proveniente del separador anterior. La condición de presión y temperatura a la cual el vapor y el líquido se separan se le denomina Etapa de Separación, en la industria petrolera, por lo general se utilizan dos o tres etapas, en un proceso de separación Gas- Petróleo. Cuando un separador esta trabajando a presión y temperatura dadas, siempre el deseo es recuperar el máximo caudal de líquido a las condiciones del tanque. Pero, esta condición cambia cuando los procesos están dirigidos a recuperar en forma forma simult simultáne ánea a la máxima máxima cantid cantidad ad de petról petróleo, eo, como como tambié también n la máxima máxima cantidad de riqueza líquida (GPM) en el gas, fracción que es dirigida hacia las plantas de fraccionamiento, como también se desea obtener el máximo caudal de
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gas. Uno de los métodos que de mayor utilidad, para determinar el máximo caudal de líquido en el tanque, se refiere a la cuantificación del Factor Volumétrico del petróleo ( B 0 ) , para lo cual se varía la presión de separación, mientras que la temperatura se fija, según sea la temperatura del fluido que entra a la temperatura ambiente El valor de presión que resulte en un valor mínimo del factor volumétrico del petr petról óleo eo,, se cons consid ider era a que que es la pres presió ión n ópti óptima ma de sepa separa raci ción ón El fact factor or volumétrico se puede determinar, también a partir del resultado del cálculo de fases a la presión y temperatura (P y T) de cada separador y del tanque, para lo cual es necesario conocer:
a.- Densidad y Composición del Fluido del Yacimiento. Este fluido es el fluido fluido de alimentación). Si solo se conoce la composición del fluido del yacimiento, se puede calcular la densidad a las condiciones del yacimiento, según los métodos utilizados en la característica del gas natural. b.- Peso Molecular y la Densidad a Condiciones de Tanque de la fracción más pesada. La fracción tomada como, fracción más pesada de los fluidos del yacimiento por lo general se expresa como Heptanos y compuestos más pesados, este compuesto se simboliza como (C 7+ ) Los cálculos de diseño de separadores se pueden llevar a cabo también utilizando simuladores. Aunque hay que tener bien claro, el tipo tipo de simulador que se utiliza, de tal forma que se puedan cotejar los datos. Para la utilización de simuladores en el diseño de separadores, se utilizan programas computaciones, que previamente han sido diseñados y elaborados, con paquetes matemáticos En este caso la precisión y exactitud del diseño dependerá del modelo utilizado. El proceso de separación, se lleva a cabo en varias etapas, dependiendo del número de etapas del proceso se tiene: Si por ejemplo, un proceso de separación gaspetróleo se realiza a través de 3 etapas, se tiene que: RGPxγ G del separador +RGPx γ G del tanque γ G= --------------------------------------------------------RGP separador +RGP del tanque R= RGP separador +RGP tanque
(8) (9)
Influencia de las Correlaciones Matemáticas en el Diseño de Separadores: En el proceso de separación muchos datos se pueden obtener por correlación, en donde los datos se encuentran encuentran graficados, graficados, y se pueden encontrar encontrar correlacion correlaciones es aplicadas al proceso de separación .Por ejemplo el volumen equivalente (VEQ), Este volumen representa al volumen del gas en el segundo separador y se determina por la siguiente fórmula:
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VEQ VE Q
133,300 300 = RSP 2 + RST +133
γ 0
M 0
(10)
También la adición de gas producido (AGP), que esta relacionado con la masa de gas producido en el segundo separador y junto al gas del tanque se relaciona con las tres etapas del proceso de separación, el (GAP) se determina de siguiente forma: AGP= T SP 2 xγ gsp 2 + R ST xγ Gst (11) γ GR
Donde (γ
=
( RSP 1 xγ GSP 1 + 4600 xγ 0 + GAP GA P ) ( RSP 1 + VEQ )
(12)
) es la gravedad del gas residual en el proceso de separación
GR
Diseño Diseño de Separa Separador dores es Vertic Verticale aless y Horizo Horizontal ntales es Gas- petróle petróleo o: Para el diseño de estos equipos se puede seguir la siguiente secuencia Velocidad Crítica (VC). Esta velocidad velocidad es de gran importancia, importancia, ya que cuando se trabaja por debajo de su valor, se tendrá la seguridad, que las fuerzas de graveda gravedad d predom predomina inan n en la sección sección,, luego luego es posibl posible e separar separar las molécul moléculas as líquidas de las gaseosas por gravedad, ya que las líquidas por ser más pesadas que las gaseosas, se separan. Esto significa, que cuando se diseña un separador se tiene que tener, en cuenta que la velocidad del del gas, tiene que ser menor que la velocidad crítica cuantificada. Esto es de vital importancia, ya que si se logra ese efecto, las gotas del líquido caen por gravedad al fondo del recipiente, en caso contrario serán arrastradas por la corriente del gas. El cálculo de la velocidad crític crítica a se fundament fundamenta a en la ley de caída caída libre libre de Newton y se sustenta sustenta en la siguiente ecuación: ( ρ L − ρ g ) υ C = K (13) ρ g
En donde ( ν C)= velocidad crítica en (pie/s); ( ρ g) es la densidad del fluido gaseoso a cond condic icio iones nes de opera operaci ción ón en en (lb/ (lb/PC PC)) y (ρ L) es la densi densidad dad líqui líquida da en condiciones condiciones normales o estándar estándar si sé esta trabajando trabajando en el Sistema Británico Británico de Unidades, la presión será 14,7 lpca y la temperatura 60 F o 520 R La ecuación (13) se utiliza para determinar la velocidad crítica, parámetro de gran importancia para el fácil y correcto diseño de los separadores .La ecuación es válida, tanto para separadores verticales, como horizontales, solo hay que tomar en forma correcta el valor de la constante (K). Esta constante (K), es la constante de Souders y Brown El valor numérico de la Constante de Souders y Brown es de gran importancia, en el proceso de separación, tanto para un separador bifásico o
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trif trifási ásico co,, hori horizon zonta tall o vert vertic ical al.. El valor valor de la cons consta tant nte e permi permite te prede predecir cir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. Por lo generan se manejan 2 consideraciones, consideraciones, para para obtener el valor de (K), las cuales son diferentes diferentes según según sea el separador
Para un Separador Vertical, se tiene: a.- Criterio de la GPSA Esta empresa, asume asume que la constante tiene un valor de (0,35), valor tomado a una presión de 100 (lpcm). Luego el valor de (K) disminuye en (0,0 (0,01) 1) por por cada cada 100 100 (lpc (lpcm) m),, y de esta esta form forma a se pued pueden en dete determ rmin inar ar las las variaciones de la constante. b.- Criterio Británico, el cual ha sido asimilado por PDVSA , y se considera dentro de la Normativa PDVSA, para el diseño de separadores. Para obtener el valor de (K) en un separador vertical se deben de conocer las tasas másicas del líquido (WL) y del del gas gas (W (WG). Ambas en (lb/s), y según el valor de la relación másica (WL/ W G). Lo que significa que hay que obtener las tasas másica, para la fracción líquida y de vapor, luego el valor de (K) será el siguiente.
W L < 0,1 W G W 0,1 < L < 1,0 W G W L W > 1,0 G
K = 0,35
(14)
K = 0,25
(15)
K =0,20
(16)
Es lógico pensar, que los valores de (K), según el criterio del cálculo serán determ determina inante ntess en la cuanti cuantific ficaci ación ón de la veloci velocidad dad crític crítica a del gas dentro dentro del separador, y por ende en la selección del diámetro del separador. Una de las formas rápidas y precisas de obtener las tasas másicas es a través de los factores de conversión, para ilustrar esta aseveración se utilizará un ejemplo concreto. Determinar las tasas másica del líquido y gas, si se quieren separar ochenta millones de pies cúbicos normales de gas por día (80 MMPCND) gas, cuya gravedad específica al aire es 0,67 de quince mil barriles normales de petróleo diario (15 MBNPD), cuya densidad en condiciones estándares en el Sistema pie 3 ) ¿Cual sería el valor de K, para este Británico de Unidades es 55,57 (lb / pie fluido? W G
=
8 x10 7 ( PCN ) x (lbmol ) x 0,67 x 28 ,97 (lb) x ( día ) ( día ) x379 ,63 ( PCN ) x(lbmol ) x86400 ( s )
1,5 x10 4 ( BNP ) x 5,61 ( PC PC ) x 55 ,57 (lb ) x (1día ) W L = (1día ) x (1 BNP ) x ( PC PC ) x86400 ( s )
52
lb = 47 ,34 s
= 54 ,12 ( lb / s )
W L W G
entonces se tiene que:
=
54,12 47,34
= 1,14 > 1, luego
K=0,20
En general la constante (K) tiene un valor mayor en el separador horizontal que en uno vertical. Además Además se emplea emplea un factor de corrección de la longitud, longitud, que por lo general incrementa el valor de (K). Aunque, es necesario dejar en claro que este valor varía de acuerdo a los diseñadores. Esto hace variar el valor de la velocidad crítica. crítica. Por ejemplo ejemplo para separadores separadores verticales, existen existen una serie de ecuaciones ecuaciones que se pueden utilizar para el cálculo de K, como por ejemplo: υ C
ν
ν
= 0,16
( ρ L
ρ g ( ρ L
C =0,157
C
− ρ g )
(NATCO; PEERLES)
− ρ g )
(EPRCO)
(18)
(EXXON)
(19)
ρ g ( ρ L
=0,167
− ρ g )
ρ g
(17)
Para un Separador Horizontal, se tiene que el Criterio de la GPSA, la cual recomienda un valor para el parámetro (K) entre 0,40 y 0,50 valor que se ha obtenido en forma empírica, por lo tanto no hay posibilidad de demostración o justificación de los valores. Criterio de PDVSA. En este caso, PDVSA hace la selección sobre la base de la relación longitud / diámetro (L/D) del separador ambos expresados en pie. Se recomienda para la longitud un mínimo de 7 pies (P). El criterio que se sigue para seleccionar el valor de K se expresa de la siguiente forma: L 2,5 < < 4,0 D
K =0,40
(20)
L > 6,0 D
K=0,50
(21)
4,0 <
L > 6,0 D
K = 0,50
(Lbase]= (6,0(x(D)
L L Base
(22) (23)
En la ecuación (23): (D)= diámetro del separador en pie. En muchas ecuaciones la relación
53
L L Base
se representa como una relación matemática , a través de la siguiente
ecuación: L L Base
L
=
(24)
20
Tamb Tambié ién n exis existe ten n otra otrass fórm fórmul ulas as para para dete determ rmin inar ar K en los los Sepa Separa rado dore ress Horizontales, como por ejemplo: : ( ρ L
ν
C
=0,16
ν
C
=0,157
ν
C =0,4
− ρ g )
ρ g ( ρ L
x
− ρ g )
L
ρ g
( ρ L
− ρ g )
ρ g
(NATCO)
L
20
L 20
(EPRCO)
(EXXON)
(25)
(26)
(27)
Un incremento en el valor de (K) puede ocasionar, que al calcular la velocidad crítica del fluido, su valor permita, inferir un aumento en el arrastre del líquido en la fase gaseosa. Por lo que es de vital importancia el manejo adecuado de la constante. Además, se debe de tener en cuenta que la calidad del gas depende fundamentalmente de la velocidad permitida en el proceso de separación. Además es necesario tener en cuenta, que para determinar la velocidad del gas, se debe considerar su tendencia a formar espumas, si Esto ocurre, es posible utilizar alguna de las siguientes alternativas, es necesario tener en cuenta que en algunos casos esta constante se simboliza también, a través de la letra (F), pero hay que dejar claro que tanto una forma como la otra, tienen el mismo sentido, solo son diferentes formas de simbolizarlas. La densidad del Gas y del líquido se puede determinar a través de las siguientes fórmulas: P OP xM xM A
ρ G
=
ρ L
= γ O x62 ,4278
ZxRxT OP
=
P op xγ G x 28 ,97 Z . R.T Op
(28) (29)
En donde ( P OP ) es la presión de operación expresada en (lpca); (T Op ) es la temperatura de operación expresa en (R); ( M A ) es el peso molecular aparente en
54
(lb/lbmol); ( γ G ) es la gravedad específica del gas al aire y ( γ O ) es la gravedad específica del crudo en condiciones normales de presión y temperatura.
Alternativas Posibles para la Velocidad Crítica: a.- Cuando el fluido a separar esta conformado por crudos espumosos. En este caso algunos diseñadores de separadores acostumbrar a dividir dividir entre diez (10) la velocidad del gas calculada, como si fueran crudos convencionales. b.- Algunos diseñadores de separadores instalan tabiques enderezadores o placas en la sección central de la unidad. Con, ello se logra reducir la turbulencia y se obtiene un asentamiento del fluido con menor cantidad de espuma. c.-Con el objetivo de reducir la formación de espuma, se puede permitir un mayor mayor tiempo tiempo de retención retención del líquido, líquido, y con ello es posible posible garantizar la separación con mayor eficiencia y reducir la formación de espumas. Ahora para garantizar; que se cumpla este postulado postulado la longitud longitud del separador debe de ser la adecuada, adecuada, para el separador separador y su sección transversal transversal tiene que ser la mínima mínima requerida. Cuando se diseña un separador horizontal, horizontal, por ejemplo ejemplo se puede dejar un espacio espacio libre para la formación de espuma. Cuando esto sucede la empresa PDVSA, recomienda que al diseñar separadores horizontales trifásicos, la mínima longitud para cada fase sea de doce (12) pulgadas.
La Espuma como Agregado en el Diseño de Separadores: La espuma es un agregado de burbujas separadas unas de las otras por películas delgadas, lo cual forma un sistema coloidal, producto de al dispersión de un gas en un líquido. Una burbuja se puede definir como un glóbulo de gasa rodeado por una masa o película fina de líquido. La formación de espuma es producto de la elevación de un gas hasta la superficie de un líquido, en donde por acción de la tensión superficial del líquido se originan las las burb burbuj ujas as,, las las cual cuales es perm perman anec ecen en dura durant nte e ciert cierto o perio periodo do de tiem tiempo po sin sin coalescencia y sin ruptura dando origen a la espuma Si, en el fluido existen componentes disueltos o sin disolver, puede ser los causantes de la aparición de la espuma. en la superficie. La estabilidad estabilidad de la espuma producida puede variar. Por lo general la espuma se forma en fluidos que contienen agentes surfactantes activos. Estos compuestos, por lo general son adsorbidos en la interfase. Se podría señalar que la formación de espuma tiene sus inicios en los yacimientos, yacimientos, donde las rocas productoras, productoras, por diferencia diferencia de permeabilida permeabilidad, d, humectabili humectabilidad, dad, mojabilidad, mojabilidad, gravedad del crudo, altas temperaturas y presiones permiten el flujo del mismo. La espuma puede presentarse presentarse en columnas columnas de proceso, proceso, tanques agitados y en reactores reactores en los que el producto formado es gaseoso. La espuma es producida en sistemas que poseen como única combinación de tensión interfacial, viscosidad y concentración de soluto o sólido suspendido.
55
Las espumas son termodinámicamente inestables, respecto a la separación de sus componentes de gas, y una apreciable energía superficial es liberada en el rompimiento de las burbujas de la espuma. Las espumas son de fácil generación. Son emulsiones esféricas separadas por películas de líquidos que pueden tener hasta varios pies de espesor. Las espumas tienen la característica de perecer frente al drenaje del líquido y formar poliedros. Las investigaciones han propuesto una serie de sistema para la inhibición de las espumas. Es por ello que se han desarrollado las técnicas físicas antiespumantes, las cuales incluyen métodos mecánicos o eléctricos para producir deformaciones en la espuma. Tamb Tambié ién n exist existen en los los método métodoss térmi térmicos cos que que invo involu lucra cran n calen calenta tami mien ento to o enfriamiento, y con Inhibir la acción de espuma. También están los métodos mecánicos, los cuales consisten en la aplicación de choques a la superficie de la espuma, esto se hace con el propósito de colapsar o romper la burbuja, por lo general estas acciones tienen tienen una baja eficiencia, en vista que ellas no tienen un efecto efecto consist consistent ente e y sus requerim requerimien ientos tos de energía energía pueden no justif justifica icarr sus resultados.
Métodos Químicos para el Rompimiento de la Espuma : También existen dos métodos químicos, para el rompimiento de la espuma. Uno de ellos se fundamenta en causar la desestabilización de la sustancia a ser adsorbida. El otro método consiste en realizar cambios químicos en la capa de adsorción, dejando una estructura estructura nueva. Aunque, quizás una forma eficiente eficiente de romper las espumas, es con con la acci acción ón de los los rom rompedo pedore ress de espu espum ma quím químic ica, a, en vist vista a que que los antipuespumantes efectivos causan una rápida desintegración de la espuma Determinación de la Tasa Volumétrica del gas ( G) Uno de los aspectos, que habría que tener muy en cuenta en el diseño de separadores, es que el flujo volumétrico del gas ( ϑ GV) se conoce o viene expresado en millones de pies cúbicos normales por día (MMPCND). Pero, el transporte por gasoductos nunca se realiza en estas condiciones, sino que se lleva a cabo en condiciones de presión y temperatura de operación muy por encima de los valores estándares. Según las unidades expresadas para el flujo volumétrico, son las del Sistema Británico de Unidades. Es decir una presión de 14,73 (lpca) y temperatura de 60 F o 520 K Una de las fórmulas propuestas para cambiar el flujo volumétrico en condiciones normales o estándar a condiciones de operación es: ϑ CO
=
(ϑ CE ) x ( P CE ) x (T CO ) x ( Z ) ( P CO ) x (T CE )
(30) En donde: (ϑ C0)= tasa de flujo volumétrico a condiciones de operación en ( pie 3 /s); (ϑ CE) =flujo volumétrico en condiciones normales o estándar, en el Sistema Británico Británico de Unidades Unidades son temperatura temperatura (60 F o 520 R), presión (14,73 (14,73 lpca). En este caso el caudal se expresa en millones de pies cúbicos normales por día (MMPCND) ;(PCE) = presión en condiciones estándar o normal ;(TCO)= temperatura
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en condiciones de operación (R) ;(Z)= Factor de compresibilidad a condiciones de operaci operación ón ;(PCO)= presi resión ón a cond condic icio ione ness de oper operac ació ión n en (lpc (lpca) a) y (TCE)= temperatura en condiciones estándar o normal. Hay autores autores que cuestionan cuestionan la utilización utilización de la fórmula fórmula (30), para determinar determinar el caudal de operación. El cuestionamiento esta relacionado con los problemas con las unidades, ya que para convertir pies cúbicos normales (PCN) a pies cúbicos de operación (PCO), habría que utilizar el volumen molar. En el Sistema Británico de Unidades el volumen molar es igual a 379,63 (PCN/lbmol). Esto tiene como significado que una libramol de un gas a una presión de 14,73 lpca y temperatura de 60 F o 520 (R) ocupa un volumen de 379,63 pies cúbicos normales (PCN). El factor de compresibilidad se compresibilidad (Z), se puede determinar en forma gráfica, o a través de algunas de las fórmulas que se utilizan en los cursos de gas, como también se puede utilizar una ecuación de estado cúbica (EEC), incluso también se pudiera utilizar la fórmula combinada de los gases, la cual se formula de siguiente forma: P CE xT xT CE Z CE xT xT CE
=
P OP xV xV CO Z CO xT xT CO
(31) En la fórm fórmul ula a (31) (31) (CE) (CE) son son las las cond condic icio ione ness norm normal ales, es, mient mientras ras que que (CO) (CO) condiciones operacionales. La ambigüedad se explicara con un ejemplo concreto, y para ello se utilizara el Sistema británico de Unidades: Se tiene que un flujo volumétrico tiene un caudal en condiciones estándar de 80 MM de PCND ¿Cuál será entonces la tasa volumétrica del gas a una presión de 1200 lpca y 120 F de temperatura? Si se sabe que la gravedad específica del gas al aire es 0,67 Para ara uti utilizar la ecua cuación (30 (30). Es neces cesario determ erminar el Fact actor de Comp Compres resibi ibililida dad d (Z) (Z) a cond condic icio ione ness de opera operaci ción, ón, para para ello ello con la grave graveda dad d específica se determina en forma gráfica las condiciones seudocríticas de la mezcla. Esto da: :P SC =673 lpca y T SC =375 R, con estos valores se determinan las condiciones condiciones seudorreducidas, seudorreducidas, es decir PSR=1,78 y TSR=1,55. =1,55. Ahora aplicando los gráficos de Standing y Katz se obtiene que Z=0,85. . Una vez obtenidos los valores de los parámetros es posible aplicar la ecuación (30), con lo cual se obtiene el caudal del gas en condiciones de operación en ( pie 3 /s) ϑ CO
8 x10 7 ( PCN ) x14 ,73 (lpca ) x580 ( R ) x 0,85 x (1día ) = (día ) x1200 (lpca ) x520 ( R ) x84600 ( s )
PC PC =10 ,78 s
Para determinar si hay error en la ecuación utilizada habría que recurrir a los fact factor ores es de conv conver ersi sión ón,, y reso resolv lver er el prob proble lema ma util utiliz izan ando do los los fact factor ores es de
57
conversión, y con ello determinar el error que se comete. La densidad del gas se determina, por una fórmula (28), y se obtiene: 1200 ( lpca ) x 0,67 x 28 ,97 (lb) x (lbmol )( R ) = 4,40 (lb / PC PC ) ρ g = PC ) x 580 ( R )0,85 (lbmol ) x10 ,73 (lpca )( PC
Si se utilizan los factores de conversión el caudal operacional en (PC/s) queda: ϑ C 0
=
8 X 10 7 ( PCN ) x (lbmol ) x 0,67 x 28 ,97 (lb ) xPCx (día ) ( día ) x379 ,63 ( PCN ) x 4,40 (lb ) x86400 ( s )
PC PC =10 ,76 s
El error porcentual entre estos dos valores es de (0,15%). Lo que indica que el error es despreciable y se podría asumir que tienen el mismo valor, que da el mismo resultado por ambos métodos de cálculo. Es decir, por cualquiera de las formas de cálculo el resultado es el mismo, porque el error es despreciable. Lo que indica, que es válido calcular la tasa volumétrica del gas por la fórmula (30). En todo caso lo importante es determinar el flujo volumétrico del gas, en vista que se utiliza para calcular el área de la sección transversal del separador. Aunque en algunos casos es necesario determinar la tasa volumétrica de operación, para ello se utiliza la siguiente fórmula: (32)
ϑ G(diseño) =1,2 ϑ G(operacional)
Calculo del Área de la Sección Transversal del Separador (A g). Esta sección se determina por la siguiente fórmula A g
=
ϑ g υ C
(33)
En donde (AG) = área de la sección transversal para el gas en pie cuadrado (pie 2) ; volumétri trica ca del gas gas en (PC/s) (PC/s) y ( ν C)=velocidad crítica del gas en ϑ G = Tasa volumé (P/s). En algunos casos se prefiere determinar para separadores verticales el área de flujo (A ar ), ), para ello se utiliza la siguiente ecuación: Aar
=
ϑ g ( diseño )
(34)
υ C
Determinación del Diámetro Interno del Separador . Este parámetro se calcula bajo la premisa que el área del separador bifásico se debe cumplir que A=2 A g D i =
xA g 4 xA
(35)
π
En donde:(Di)= diámetro interno del separador en pie (P); (A G) = área de la sección transversal del separador en pie cuadrado (P2). La fórmula (35) tiene validez,
58
cuando se supone que la longitud costura a costura del separador tiene un valor inicial de 7,5 pies y los cambios sean de un mínimo de 2,5 pies. Se recomienda aproximar la selección al un diámetro práctico inmediato superior, uno que se ajuste a un cabezal estándar y recalcular el área de la sección transversal. La altura de cada una de las fases debe seleccionarse considerando estos factores. Después de seleccionar el diámetro comercial adecuado del separador, se puede proceder a estimar la altura del recipiente del separador. La selección de este parámetro se fundamenta en el tipo de fluido que se va a separar. Se considera que la altura altura de la sección transversal transversal del separador reservada para cada una de las fases, se llega a la selección adecuada del recipiente. Si el separador que se desea diseñar diseñar es un horizontal horizontal bifásico. bifásico. La altura altura para el gas (hg), tiene la misma dimensión que la altura del líquido (h L) Esto significa que la altura para el gas y el líquido son de igual dimensión. Para determinar el diámetro de un separador horizontal bifásico. Primero se parte de una relación (hg/D) igual a 0,50 (estos son datos que están tabulados, y son de utilidad utilidad para relacionar relacionar los diámetros diámetros con los volúmenes parciales). parciales). Esto significa significa que se comienza el diseño dejando la la mitad de la sección transversal para el gas, y la otra mitad para el petróleo. En el caso que el petróleo fuese espumoso, será necesario necesario dejar un espacio espacio permisible permisible para la espuma. espuma. Lo recomendable recomendable es dejar el espacio ubicado en el centro del separador, y equivale a 1/3 del diámetro (hg/D=0,333. La sección restante se reserva para el líquido (hL/D) =0,333. La altura mínima mínima del espacio de vapor encima del nivel del líquido más alto debe ser, por lo menos igual al 20% del diámetro diámetro del separador. separador. Si se utiliza utiliza un extractor extractor de niebla, niebla, debe colocarse en un plano horizontal de 38 a 45 cm, como mínimo por encima del nivel máximo del líquido, para evitar que se tapen los fluidos arrastrados por el oleaje. Se supon supone e que que la longi longitu tud d costu costura ra a costu costura ra de un separ separad ador or y long longititude udess comunes comienzan con 7,5 pies y aumentan en incrementos de 2,5 pies.
Sección de Extracción de Neblina o Coalescencia : Una vez que el gas sale de la sección de las fuerzas fuerzas gravitacionales gravitacionales entra al extractor extractor de niebla. Aquí deben deben de ser removidas todas las gotas de líquido que se encuentran en el gas, el objetivo de esta sección es que gas salga lo más seco posible. Para que este proceso sea efectivo, en algunos casos se instalan unos dispositivos, como lo son los los extr extrac acto tore ress de tabi tabiqu ques es o mall mallas as de alam alambr bre. e. La efic eficie ienc ncia ia de esto estoss dispositivos dependerá de la velocidad del gas, si la velocidad del gas son muy altas o muy bajas, todos estos dispositivos no tienen ninguna utilidad práctica. Sección de Recepción de Líquidos: Esta parte del separador se diseña sobre la base del tiempo de retención retención del líquido líquido (t rl). Este tiempo debe ser suficiente suficiente para permitir la salida del gas atrapado en el fluido. Si el separador es trifásico (aguapetróleo- gas). El (t rl) tiene que ser suficiente para hacer posible que ocurra la separación del crudo en el agua, y el agua debe quedar libre de crudo. El diseño obliga a que el tiempo de permanencia del crudo en el separador sea mayor que el lapso requerido para cada una de las fases quede completamente libre de la otra. 59
Es de suponer que el tamaño de las partículas de agua en el crudo o las partículas del crudo en el agua incidan significativamente en el tamaño requerido para el separador
Sección de Manejo de Fluidos: Existen ocasiones, en que la sección de manejos del del flui fluido do líqui líquido do del del separa separador dor tend tendrá rá un tama tamaño ño basado basado en el tiem tiempo po de retención. También hay ocasiones en que el separador tiene como función no solo separar fases, sino que también puede servir como compensador del líquido amortiguando las variaciones del flujo, de tal forma que los controles automáticos del del sepa separa rado dorr agua aguass abaj abajo o pued puedan an oper operar ar con con no más más de un minu minuto toss de perturbación. El principio físico para los cálculos del separador es la ley de caída libre de una partícula. En este caso se asume que la partícula en cuestión tiene la forma de una esfera a través de un fluido, con ello se puede determinar la velocidad de asentamiento, para lo cual se obtiene la siguiente ecuación:
υ t
=
4 xgxD P ( ρ p
− ρ )
3C
(36)
En donde :( ν t ) es la velocidad de asentamiento; (g) es la aceleración de gravedad ;(Dp) diámetro de las partículas;( ρ p) densidad de las partículas ;( ρ ) densidad del fluido y (C) coeficiente de arrastre. Este coeficiente es una función del número de Reynolds .La ecuación (36) se utilizará de dos formas, ambas forman se sustentan en que las burbujas del líquido que suben o caen a través del líquido, se fundamentan en un flujo de tipo flujo laminar, lo cual es válido cuando las partículas son de tamaño pequeño, la fórmula matemática queda: gxD P ( ρ − ρ P )
υ t
=
υ t
=
18 µ gxD P ( ρ p − ρ ) 18 µ
( subiendo )
(37)
(bajando)
(38)
Para cuantificar el (t rl) se pueden utilizar pruebas de campo, al no disponer de datos de campo se puede utilizar la ecuación de Stokes: υ P
=
2 (18 ,5) x ( DP )( ρ 1
− ρ 2 )
µ
(39) En donde: (D P) = diámetro de las partículas. Cuando Cuando no se conoce el diámetro de las partículas partículas se pueden utilizar utilizar 100 micrones micrones (100 µ m). Hay empresas como la EXXO EXXON N que que recom recomie iend nda a util utiliz izar ar como como tama tamaño ño de partí partícu culas las para para crudo crudoss menores a 35 API 125 µ m. Mientras que para crudos con gravedad mayor a 35 API, se usa un tamaño de partículas de 90 µ m. En la ecuación (39) ( ρ 1 -ρ 2) = densidad de las partículas y ( µ ) = viscosidad del fluido, estos parámetros se
60
puede puede estimar estimar a partir partir de las propied propiedades ades física físicass de los fluidos; fluidos; y ( ν P) es la velocidad de las partículas, para la cual la EXXON considera como máximo valor a 10 pulg pulgad adas as// minu minuto to.. Para Para dete determ rmin inar ar la tasa tasa volu volumé métr tric ica a del del líqu líquid ido o en separadores bifásicos se utiliza la siguiente ecuación: ϑ L
=
W L
(40)
ρ L
Donde: (ϑ L) = tasa volumétrica líquida (PC/s) ;(W L) = tasa másica líquida (lb/s) y (ρ L)= densi densida dad d líqu líquid ida a (lb/ (lb/PC PC). ). El volu volume men n de retenc retenció ión n de líqui líquido do para para un separador vertical se determina por: Vrl=60xϑ Lxtrl
(41)
Donde: (Vrl) = volumen de retención del líquido en (PC); ( ϑ L)= tasa volumétrica del líquido en (PC/s); (t rl) = tiempo de retención del líquido en (minutos). En la fórmula (41) en algunos casos se puede utilizar, la tasa volumétrica del líquido de diseño (ϑ L diseño), en lugar de ( ϑ L), para ello basta con multiplicar ( ϑ L)x1,2,
El Tiempo de Retención del Líquido (t rl). Este tiempo de retención para crudos livianos y medianos se estima en tres minutos (3), pero si hay problemas de emulsiones debe de ser mayor a los tres minutos. Si se calculan las velocidades de asentamiento y se conoce el nivel del líquido se puede estimar el tiempo de retención, el cual se obtiene dividiendo la distancia máxima que las partículas de líquido líquido deben recorrer entre la velocidad velocidad de asentamiento. asentamiento. El tiempo de retención retención multiplicado por el flujo volumétrico es igual al volumen del líquido retenido en la sección inferior del separador. Es de hacer notar que en la actualidad se están utilizando Técnicas Nucleares, que permiten determinar el tiempo de retención de líquido líquido en una forma mucha más precisa y exacta Las normas de PDVSA para el cálculo de separadores verticales, tiene los siguientes criterios para el tiempo de retención: a.- 1,5 minutos para destilados y crudo con gravedades API ≥ 40 b.- 3 minutos para crudo espumosos, en condiciones operaciones y gravedades API entre 25 y 40 c- 5 minutos para crudos que sean considerados espumosos y/o gravedades API por debajo de 25. Para separadores horizontales bifásicos el (t rl) se determina, según: la siguiente fórmula: t rt
=
V L 60 xϑ L
61
(42)
Donde: (VL)= volumen de retención del líquido en ( pie 3 ) y (ϑ L)= tasa volumétrica del líquido en ( pie 3 /s). /s). Ajust Ajustar ar (L), (L), cuand cuando o sea necesari necesario, o, para para que que de una relación (L/D) entre 2,5 y 6 . Este es el rango aceptado por la Norma PDVSA. Para separadores horizontales bifásicos. Para determinar la altura del líquido en un separador vertical se utiliza: H L
V = rl A
(43)
Donde (HL)= altura del líquido (pies); (Vrl)= volumen de retención del líquido en ( pie 3 ) y A= área de la sección transvers transversal al en (P2) Para determinar la longitud o altura del separador vertical, se tiene que: HS=2CM+HM+Nod+Ho+Hr C M
(44)
( D Is − N od )
=
2
(45)
V rl A ar
H r =
(46)
Se recomienda que la distancia entre la entrada al separador y el nivel más alto del líquido sea un mínimo de dos pies, luego (H o=2 pies).
Velocidad en la boquilla de entrada en un separador vertical. Esta .velocidad .velocidad se debe de calcular, sobre la premisa, que la velocidad permisible en la boquilla, no debe de exceder del 80% de la velocidad de erosión, si esta premisa se cumple, se podrá estar seguro que la entrada del fluido al separador tendrá una alta eficiencia. La experiencia indica, que la velocidad real del fluido en la boquilla no debe exceder de un valor máximo igual a 30 (P/s). Esto debe ser aplicable, aplicable, en form forma a indep ndepen endi dien entte a que el cálc cálcul ulo o indi ndique que lo cont contra rari rio, o, segú según n las las determinaciones de los parámetros relacionados, con la determinación de esta velocidad, y la fórmula es: υ b
=
80
ρ M
(47)
Donde: ( υ b)= velocidad en la boquilla en (pie/s) y ( ρ m) = densidad de la mezcla en (lb/ pie 3 ) Para determ determinar inar la densidad densidad de la mezcla mezcla se utiliza utiliza la siguient siguiente e fórmula: ρ M
(W +W g ) = L (ϑ L +ϑ g )
62
(48)
Donde: (WL) =tasa másica de flujo líquido; (W G)= tasa másica de flujo gaseosa en (lb/s) ; (ϑ Ly ϑ G)= tasa Volumétrica líquida líquida y gaseosa en ( pie 3 /s). El diámetro de la la boquilla (D b), el cual debe quedar expresada en pies, y se utiliza la fórmula: 0, 5
Db
4(ϑ +ϑ = L π xυ b
(49)
Determinación de la longitud total del Separador Para determinar la longitud total del separador, de tal forma que se cumpla la norma que (L/D) debe estar entre 2,5 y 6, hay atender a una serie de indicaciones: a.- La boquilla de entrada debe estar aproximadamente 2/3 de la carcasa, por encima de la costura inferior de la cabeza la carcasa. b.b.- Cond Condic ició ión n de la bo boqu quil illa la de en entr trad adaa debe debe de esta estarr equi equipa pada da con con un disp dispos osititiv ivo o denomi denominad nado o defle deflect ctor or o caja, caja, a la entra entrada da del sepa separad rador or.. La sustentación sustentación de este aparato es para que el proceso de eliminación eliminación del gas de la fase líquida sea más eficiente, y con ello se asegure la eficiencia del proceso de separación de fluidos petroleros. c.- La distancia mínima entre la entrada y el nivel normal del líquido debe de ser de dos pies (2 pie). d.- Se debe de dejar un mínimo de tres pies (3pie) entre la entrada y el fondo del extractor de niebla. e.- Distancia mínima entre la boquilla de entrada y el nivel normal del líquido debe ser 0,3 veces el diámetro f.- Se debe de permitir un espacio igual a 0,60 veces el diámetro entre la entrada y el fondo del extractor de niebla. g.- La velocid velocidad ad del gas en la boquill boquillaa de salida salida ha de ser de 60-90 60-90 (P/s), mientras que la velocidad del líquido en la descarga del separador debe de ser de tres pies por segundo (3pie/s). La determinación de estos parámetros es de gran importancia, para la cuantificación de la eficiencia del cilindro compresor, utilizados en la compresión del gas natural. h.- La conexión del drenaje no deberá utilizarse como salida normal del líquido. En la figura 6, que representa un separador bifásico gas petróleo, se puede observar este parámetro, y con ello determinar si el diseño del separador, cumple con las Normas establecidas para el diseño de separadores, y poder evaluar también la eficiencia del mismo.
63
Proceso de Separación Gas- Petróleo: Si se esta trabajando trabajando con un Proceso de Separ Separac ació ión n (Gas (Gas-- Petr Petróle óleo), o), y el proc proceso eso de sepa separac ració ión, n, se real realiz iza, a, bajo bajo la condición de una Separación Instantánea. En donde (n L), representa el número de moles de la fase líquida y (n V) el núme número ro de mole moless de la fase fase de vapor, vapor, mientras que (nT), representa el número de moles totales, se tiene tiene lo siguiente: n
n
∑
X i
i =1
=∑ i =1
Z i xn T =1 P n + Vi n L V P
(50) La ecuación ecuación (50) permite determinar determinar la composición composición de las fases vapor y líquido de una mezcla en equilibrio. Si la ecuación (63) se coloca en términos de la fracción de vapor (Y I), queda la siguiente ecuación: n
n
∑
Y i
I 01
=∑
Z i xn T
i =1 nV + P xn L P Vi
=1
(51) Para encontrar la solución de las ecuaciones (50 y 51), por lo común se requiere de un proceso de ensayo y error. Aunque el proceso puede ser simplificado, si se toma en cuenta como base las fracciones fracciones molares de los componentes componentes en la fase de vapor y líquida, luego queda lo siguiente: Y V
= nV ; n T
X L
=
n L nT
:
Y V
+ X L =1
(52)
Luego las ecuaciones (52) conlleva a que las ecuaciones (50 y 51) se pueden expresar en forma simplificada de la siguiente forma: n
∑
X i
i =1
n
=∑
Z i
P i =1 1 + Y −1 P Vi
=1
(53) La ecuación ecuación (53) permite permite determ determina inarr la composic composición ión de las fases fases asumiendo asumiendo valores de (Y) o (V), mientras que la ecuación (537) determina determina la composición composición de las fases, asumiendo valores de (X o L), a una presión de operación determinada
64
n
n
∑Y = ∑ i
i =1
(54)
i =1
Z i
P 1 + X P −1 Vi
=1
(P) y a una presión de vapor (P V). Estas últimas dos ecuaciones se aplican tanto a vapores o líquidos ideales. A partir de la ecuación (54) son de utilidad para la determinación de la composición de las fases líquida y vapor, las cuales coexisten en determinar el equilibrio a una presión y temperatura de operación de un sistema sistema multicomponente multicomponente.. Lo que significa significa que las ecuaciones son validas validas en cualquier punto de la región de dos fases. Es lógico que también se aplica en el punto de burbujeo y de rocío.
Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y Gas Por lo general, cuando se habla de las condiciones óptimas, se refiere a los parámetros presión y temperatura (P y T) La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de petróleo. La presión óptima de un separador es aquella aquella que estabiliza estabiliza en fase líquida líquida el máximo máximo número de moles de mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión óptima se obtiene: a.- Máxima producción de petróleo b.- Máxima gravedad API del crudo c.- Mínima relación gas - petróleo d.- Mínimo factor volumétrico del petróleo En el proc proces eso o de sepa separa raci ción ón de petr petról óleo eo y gas, gas, una una corr corrie ient nte e de flui fluido do,, denominada alimentación (fluido que sale del pozo), se permite que alcance el equilibrio a la P y T del separador. La presión del separador esta sujeta a control directo por medios de instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina con el fluido que entra al separador. Y .en ciertos casos la temperatura del separador es controlada por calentamiento o refrigeración.
Proceso Proceso de Separa Separació ción n GasGas- Petról Petróleo eo: Si el proc proces eso o de sepa separa raci ción ón-- gasgaspetróleo es de dos etapas de separación, en este caso se recomienda seguir los siguientes pasos a.- Se calcula la composición composición en moles de líquido y vapor por mol de petróleo del yacimiento, cálculo que se realiza a un cierto número de presiones del separador y la temperatura fijada de antemano
65
b.- Se toma la fase líquida del separador cuya composición se ha calculado y se determina la composición y los moles de líquido líquido y vapor a las condiciones de P y T del tanque. c.- Se determina el volumen de una libramos (lbmol), esto es válido para el Sist Sistem ema a Britá Británi nico co de Unida Unidade des, s, ya que que el Sist Sistem ema a Inte Intern rnac acion ional al,, serí sería a un gramomol (gmol) del petróleo del yacimiento. Este volumen se determina a través del peso molecular aparente del petróleo del yacimiento ( M 0 ) la densidad del petróleo petróleo a condiciones condiciones de presión y temperatura temperatura del yacimiento yacimiento ( ρ Y ) para ello se utiliza la fórmula V l
=
M 0
(55)
ρ Y
d.d.- El volume volumen n por por mol mol de cada cada comp compon onent ente e se obti obtien ene e divi dividi diend endo o el peso molecular por la densidad líquida correspondiente. El volumen por mol de cada componente se obtiene: VMi =Mi/ρ
(56)
Li
e.- Se calcula el Factor Volumétrico (B o) a cada presión del separador considerada y a temperatura del separador, según la fórmula siguiente: B0
=
V l
(57)
V T
Si el proceso de separación se realiza en tres etapas. En este caso el cálculo de las condiciones óptimas se obtiene de forma similar a un proceso de dos etapas, solo que pasa cada una de las presiones de la primera etapa se deben considerar varias presiones para la segunda etapa. Lo que, que indica que al finalizar la etapa (e), se tendrá una familia de curvas para el Factor Volumétrico, una para cada presión de la primera primera etapa. La curva que presente el valor mínimo mínimo para el Factor Volumétrico será la correspondiente a la presión óptima del primer separador y a la presió presión n corresp correspondi ondient ente e al Factor Factor volumét volumétrico rico mínimo, mínimo, se leerá leerá la presión presión óptima del segundo separador
Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque La gravedad específica de un líquido sé define como la razón de la densidad densidad del líquido líquido a la densidad de un líquido base a las mismas condiciones de presión y temperatura, por lo general el líquido base que se toma es el agua, y tal como la densidad del agua, tiene pocos cambios con la presión y temperatura, su valor que el Sistema Británico de Unidades es (62,4 lb/pie 3), se puede considerar constante, y queda:: γ 0
=
ρ 0
(58)
62 ,4
66
API
=
141 ,5
γ 0
−131 ,5
(59)
La Gravedad Gravedad Específica Específica del Gas en los Separador Separadores es y Tanque. La gravedad gravedad específica del gas sé determinar por la relación entre el peso molecular aparente de la mezcla y el peso molecular del aire, luego entonces fácilmente se puede determinar la gravedad específica del gas en los separadores y el tanque Principios de un Proceso de Separación Tal como se ha menci mencion onad ado o el proceso de separación se fundamento en una serie de tópicos fisicoquímicos, en donde la precisión y exactitud de los mismos esta relacionado con el diseño del equipo, y muchas otras que son de gran importancia, por ejemplo: a.- Las especificaciones del diseño. Muchas son las fábricas fábricas que se dedican dedican al diseño de separadores, el usuario debe reclamar las especificaciones y que las mismas estén en forma clara y precisa. b.- Peso y el área del separador . El peso (W b) puede ser estimado a través de la siguiente ecuación: Sistema Métrico :W b=3,47 dxt
(60)
Sistema inglés: W b=15 xd xt,
(61)
Donde : Wb= masa por unidad de longitud en (kg/m ) o (lb/pie 3) , d= diámetro interno interno en (cm) o (pulgadas) y t= espesor incluyendo incluyendo la posible corrosión corrosión en (cm ) o (pulgadas).
Principios de una Separación . Uno de los principales problemas que se tiene en el proceso de separación gas- petróleo y gas- petróleo- agua, es el tamaño de las partículas. Normalmente el diámetro de las partículas se expresa en micrones (µ m=1x10-6 metros). Si las partículas tienen tamaños mayores a 10 µ m, pueden ser separadas con cierta facilidad, siempre y cuando el equipo cumpla con el diseño requerido, pero si son menores, pueden representar serios problemas para la separaci separación, ón, sobre sobre todo si el proceso proceso no es totalm totalment ente e controlad controlado o por las fuerzas de gravedad. En estos casos se recomienda determinar el tamaño de las partículas, según lo siguiente: 1.- Diámetro esférico a través del volumen promedio: DP =[ ∑ (nD3)( ∑n ]1/3
(62)
2.-Diámetro esférico a través del área promedio
67
DP =[ ∑ (nD2)( ∑n ]1/2
(63)
Separación Gravimetrica. Para determinar la velocidad de las partículas a través de un fluido controlado por las fuerzas de gravedad, se tiene la siguiente fórmula:
( 4 xgxD P ( N +1) )( ρ P − ρ f ) υ t = N (1− N ) (3 xAx µ )( ρ )
( 0 , 5− N )
(64)
(g)= aceleración de gravedad ;(DP) = diámetro de las partículas; ( ρ P) = densidad de las partículas ;( ρ f ) = densidad del fluido ;( µ )= viscosidad del fluido. Los valores de (N y A) están tabulados en función K en el Cuadro 5
Cuadro 5: Datos de constantes Ley Stokes Intermedia Newton
K <3,3 3,3-43,6 >43,6
A 24,0 18,5 0,44
N 1,0 0,6 0
Los datos del Cuadro 5 provocan provocan que la ecuación ecuación (64), se conviertan conviertan en una ecuación de gran utilidad para el diseño de los separadores, independiente de la forma del separador, el cual se determina, según lo siguiente:
( gx ρ f ( ρ p − ρ f ) K = D P 2 µ
1/ 3
(65) La velocidad crítica ( ∨ C) de un fluido se puede determinar determinar también conociendo conociendo la tasa volumétrica y el área transversal, para lo cual se tiene: υ C
=
4 xϑ π xFxD 2
(66) Donde: (ϑ )=tasa de flujo en (PC/s); (F)= factor de separación .En muchos casos se acostumbra a determinar la capacidad volumétrica del separador en términos del volumen del gas en condiciones estándares, y queda: ϑ CE
= 67824 xKxD 2 xF
1
P
T CE
x x Z P CE T
( ρ − ρ G ) x L ρ G
0, 5
(67)
En algunos casos se se recomienda recomienda trabajar trabajar con la velocidad velocidad másica másica ( ν m), la cual se determina de la siguiente forma:
68
( ρ L − ρ G ) υ m = 3600 xK ρ G
0, 5
(68)
En flujo másico (m) en (lb/h) se puede determinar, según lo siguiente: m = 0,785 x ( ν m)D2xF
(69)
Los valores de (F) son una función de la profundidad que ocupa el líquido en un separador separador horizontal horizontal (d/h), (d) es la altura del separador separador y (h) es la fracción del líquido. En el Cuadro 6 se presentan algunos valores de estos parámetros Cuadro 6 Valores de Parámetros de Separadores : h/d F h/d F h/d F 0,00 1,000 0,20 0,858 0,40 0,626 0,05 0,981 0,25 0,804 0,45 0,564 0,10 0,948 0,30 0,748 0,50 0,500 0,15 0,906 0,35 0,688 0,55 0,436
Diseño de Separadores Horizontales de Gas- Petróleo- Agua . En. la figura 12 se presenta un Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua Figura 12 Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua
En estos separadores se ha de permitir que el agua y el petróleo se desprendan uno del otro, ya se sabe que en estos separadores la altura para el gas ocupa la mitad del área del separador (h g=0,5 del área total), mientras que la otra mitad es ocupada por la altura del agua (h a) y la altura altura del petróle petróleo o (ho). Luego, entonces
69
para para inic inicia iall el diseño diseño de estos estos separ separad adore ores. s. Se part parte e de un valo valorr arbi arbitr trari ario o (hg/D=0,5 /D=0,5). ). La veloci velocidad dad crític crítica a del del gas se determ determina ina,, por por algunas algunas de las ecuaciones señaladas Anteriormente. (AL)= área disponible para el líquido en 2 (pie ) y (L)= es la longitud del separador en pies Los pies adicionales de longitud, espacio que se utilizará para acomodar los indicadores de nivel, controles de nivel, válvulas de drenaje etc El contenido de agua del crudo que sale del separador, no debe de ser mayor al 5%(V/V), para fluidos que llegan al separador con un contenido contenido de 10% o más V/V de agua La determinació determinación n de las tasas volumétrica volumétrica del del gas gas (ϑ G=Wg/ρ g), y líquido ( ϑ L=WL/ρ L), ya fueron fueron dete determi rminada nadass en los los separadores bifásicos, mientras que la tasa volumétrica del agua se determina, según lo siguiente: ϑ W
W = W ρ W
(70)
Donde: ϑ W= tasa volumétrica del agua (PC/s) ;W w= tasa másica del agua (lb/s) y (ρ w) = densidad del agua a P y T de operación en (lb/PC) Para determinar la relación de áreas entre el agua y petróleo, se tiene que:
A0 ϑ O = ϑ A W W
(71)
Donde Ao= área área para flujo de petróleo petróleo en pies pies cuadrados cuadrados (P2) y Aw= área para flujo de agua (pie 2);(ϑ W) = tasa volumétrica del agua en pie cúbicos por segundo, y (ϑ 0)= Tasa volumétrica para el petróleo en (PC/s). El área para flujo de agua es: AW
=
AO
+ AW
(72)
1 + ( AO / AW )
El Área para el flujo de petróleo se determina, según lo siguiente: AO= (AO+ Aw)- Aw
(73)
El (Aw) esta tabulado. Para determinar la velocidad de elevación de las gotitas gotitas de petróleo a través de la fase de agua, para un tamaño de partículas de 150 micrones), se utiliza la siguiente ecuación: υ 0
=
1,072 072 x10 −4 xD02 ( ρ W − ρ 0 ) µ W
(74)
Donde :( υ O)= velocidad de elevación de las gotitas de petróleo en pie por minutos (pie/ min) ; (D o) = diámetro de las gotas de petróleo ( µ m); (ρ w)= densidad del agua agua en (g/cm (g/cm3) ;(ρ o)= densi densida dad d de las las gotas gotas de petr petról óleo eo (g/c (g/cm m3) y (µ w)= visc viscosi osida dad d del del agua agua se expres expresa a en Cent Centip ipois oise e (CPs (CPs). ). La velo veloci cida dad d de
70
asentamiento de las gotas de agua en el petróleo para un tamaño de partículas de 150 micrones es:
=
υ w
2 1,072 072 X 10 −4 xDW ( ρ W
− ρ 0 )
µ 0
(75)
Donde: ( υ w)= velocidad de asentamiento asentamiento de las gotas de agua en el petróleo petróleo (P / min) ;(Dw) = diámetro de las gotas de agua ( µ m) y (µ o)= viscosidad del petróleo petróleo ( CPS ) Tiempo de retención mínimo requerido para el petróleo: t W
h = W υ O
(76)
Donde: (tw)= tiempo de retención para el agua en (min): (h w)= altura del agua (pies) y ( υ o)= velocidad de elevación de petróleo en pie por minuto (pie/min). La velocidad de elevación del petróleo se puede determinar, también por la siguiente ecuación: υ o
AoxL
(77)
(L) = longitud longitud del separador separador en pie (pie): El tiempo tiempo de retención retención mínimo requerido requerido para el agua es: t 0
h = 0 υ W
(78)
Donde: (to)= tiempo de retención de petróleo en (min); (h o) = altura del petróleo en pie (P) y ( υ w) = velo veloci cida dad d de asen asenta tami mient ento o del del agua agua en pie pie por por minut minuto o (pie/min). La velocidad de asentamiento del agua, se determina, por la siguiente fórmula: fórmula: υ w=hw x L
(79)
La longitud requerida para el separador, que viene a representar un parámetro de gran importancia para la eficiencia del cilindro separador. Para esta longitud se supone que solo las 2/3 están disponibles para un asentamiento efectivo de las partículas es: LW
60 xt W xϑ W 90 xϑ 0 xt o = = A A W 0
(80)
L0
3 60 xt 0 xϑ 0 90 xt o xϑ 0 = = A 2 Ao 0
(81)
71
Donde :(Lw)= longitud para el agua (pie) y (L o)= longitud para el petróleo en (pie) Se recomienda tomar la longitud de mayor valor para el diseño. Si fuese necesario se deberán ajustar los niveles de líquido para proveer un diseño razonable del separador (L/D) debe de estar entre 2,5 y 6,0
Problemas de operación de los separadores. Los principales problemas de operación de los separadores son: a.- Crudos Espumosos: La espuma espuma,, es causada causada por las impure impurezas zas y el agua presente en el crudo. Y los problemas que causa la espumo son. 1.- Dificultad para controlar el nivel del líquido 2.- Problemas en la separación del líquido del gas. 3.- Probabilidad Probabilidad que el gas y el líquido salgan del separador junto con la espuma, y con ello causar considerables pérdidas económicas. Se recomienda tener en cuenta que el espumaje, depende fundamentalmente de la presión de trabajo y de las características del líquido a las condiciones de separación. La capacidad del separador se puede incrementar mediante el empleo de los inhibidores de espuma .Uno de los puntos que se recomienda tener en cuenta en el manejo de los separadores, son las causales de la formación de espumas, tal como las espumas actúa actúan n en form forma a tal, tal, que que hacen hacen dism dismin inuir uir la efic eficie ienci ncia a de los los proc proceso esoss de separación. separación. Las espumas se clasifican en: espumas de tipo mecánico, mecánico, las cuales son producidas por los altos volúmenes o las altas velocidades del fluido dentro del separador. También existen las espumas de tipo químico. Estas espumas se producen fundamentalmente por el uso indebido de reactivos químicos
b.- Presencia de Arenas: Los principales problemas son: 1.- Taponamiento de los dispositivos internos del separador 2.- Erosión y corte de válvulas y líneas 3.- Acumulación en el fondo del separador. Se recomienda instalar válvulas y elementos resistentes el efecto abrasivo de las arenas, esto se debe realizar cuando se trabaja trabaja con fluidos arenosos. Los dispositivos dispositivos instalados instalados deben de ser capaces de remover la arena acumulada en el separador.
c.- Velocidad Velocidad de Erosión Erosión (P/s) (P/s) Esta es la máxima velocidad hasta donde se puede permitir que se produzca una erosión aceptable o aquella por encima de la cual el desgaste del material es exagerado. Cuando se diseñan tuberías se deben de tener en cuenta la erosiva del gas dentro de la tubería, y por ende el desgaste de la misma. La fórmula para determinar la velocidad de erosión es:
72
υ e
=
C ρ f
(82)
Donde :( υ e) es la velocidad de erosión en (pie/s),( ρ f ) es la densidad del fluido para las condiciones de operación en (lb/ pie 3 ) y (C) es una constante se utiliza como 100 para servicio continuo y 125 para servicio intermitente y cuando el gas tiene presencia de arena, se puede utilizar un valor menor se 100 cuando. El conocimiento de la máxima velocidad de erosión permisible en una tubería, con el objetivo de evitar la erosión, es una gran ayuda para seleccionar el caudal de producción, de tal forma de evitar los problemas de erosión. La fórmula (82) indica que la velocidad de erosión aumenta cuando disminuye la densidad del fluido, pero los trabajos experimentales indican lo contrario. En vista que en tuberías donde hay arena. Los gases de baja densidad producen mayor erosión que los líquidos, cuya densidad es alta. Lo que indica que la ecuación no es aplicable cuando hay arenas en el fluido. fluido. Para corregir corregir esta anomalía anomalía Salama y Venkatesh Venkatesh plantearon la siguiente ecuación: h=
93000 xwxυ L2 TxD 2
(83)
En donde :(h)= Tasa de penetración, en milésimas de pulgadas por año (mpa) ;(w) = Tasa de producción de arena (bl/mes); ( υ L) = Velocidad de impacto de la partícula (P/s); (T)= Dureza del material (lpc) y (D) = Diámetro de la tubería (pulgadas). Si, por ejemplo T=1,55x10 5 (lpc) y h=10 (mpy), se obtiene que la velocidad de erosión es: υ e
=
xD 4 xD w
(84)
La ecuación (84) no es válida para fluidos líquidos y se debe usar solo con gases.
d.- Parafinas Parafinas: El funci funcion onam amie ient nto o de un separ separad ador or se puede puede afect afectar ar con con la acumulación de parafina. Y, para evitar o disminuir su presencia se recomienda utilizar inyecciones de vapor, con lo cual se limpian las regiones del taponamiento. e.- Emulsiones La presencia de emulsiones crea problemas en los separadores de 3 fase fases. s. Las Las emul emulsi sione oness const constitituy uyen en un seri serio o probl problem ema a en separ separado adores res trifásicos. Cuando existe la tendencia a la formación de emulsiones, el tiempo de asentamiento requerido para obtener la separación aceptable entre el agua y el crudo puede ser apreciable. Este tiempo, en muchas ocasiones, suele ser varias veces mayor que el necesario para la separación. f.- Escape de Líquido y Gas: Las pérdidas de líquido que ocurren con la fase de gas gas puede pueden n produ produci cirse rse por por alto alto nive nivell de líqui líquido, do, daño dañoss inter internos nos,, espum espuma, a, inapropiado diseño, altas velocidades del fluido a la entrada del separador, entre otros. otros. El escape escape de gas en el líquido líquido puede puede generar generarse se debido debido al bajo bajo nivel nivel de 73
líquido, líquido, a los efectos efectos de vórtice vórtice y a fallas en los controles de nivel. Este efecto de “Vórtice” se origina debido a la rotación de los fluidos. El mismo puede aparecer espontáneamente cuando se abre la válvula para descargar líquidos o como consecuencia de una rotación inducida. Generalmente dicho efecto se produce cuando el tamaño de la boquilla de líquido es muy pequeño para el caudal procesado. El orificio de salida de líquido del separador determina que tan alta será la velocidad de líquido a la salida, debido al efecto de vorticismo. Esto a su vez tiene influencia en el nivel mínimo de líquido, ya que éste debe ser mayor que la altura del vórtice para no generar escape de gas en la corriente de líquido.
g.- Problemas de Arrastre, se entiende por arrastre a toda porción de sólido y/o líquidos presentes en tuberías de gas. El arrastre es un fenómeno complejo donde gran cantidad de variables entran en juego. En algunos casos la mayoría de éstas pued pueden en ser ser cont contro rola lada dass de una una mane manera ra ópti óptima ma siem siempr pre e que que se cono conozc zca a específicamente el origen de cada una de ellas. Las variables remanentes que se desvían de los sistemas de control tradicionales o comunes deberán ser tratadas por mecanismos alternos, que la ubique dentro de un rango operativo seguro y confiable para el desarrollo general del proceso. Cuando la velocidad del gas es relativamente elevada, éste se dispersa totalmente en el líquido, el cual a su vez es agitado hasta formar la espuma. En el momento cuando el gas se desprende de la espuma, pequeñas gotas de líquido son acarreadas por el gas. En un determinado intervalo de tiempo este líquido tendrá la capacidad de acumularse y formar cantidades considerables de líquido en la corriente gaseosa. Es posible también encontrar arrastre de líquido por exceso en la capacidad de los separadores, en términos de relación gas/líquidos y su composición respectivo. Otra variable del fenómeno de arrastre, con un carácter no menos importante es la acumulación de sólidos en las corrientes gaseosas, los cuales pueden provenir del proceso de extracción de crudo del pozo.
Consecuencias del Arrastre Las consecuencias que causa el arrastre va a depender del proceso que se estudie, estos efectos dependerán de los fluidos que se manejen, como de los procesos globales que se evalúen. En el caso particular de las estaciones estaciones de flujo flujo este puede tener tres efectos principales: principales: paradas a las plantas compresoras, la precipitación de asfáltenos y por último la influencia al proceso corrosivo en las tuberías de transporte. El arrastre de líquido afecta también a las plantas compresoras de gas, las cuales están diseñadas para el manejo exclusivo de corrientes gaseosas. Su función en el proceso de producción es comprimir este fluido y llevarlo a niveles específicos de presión de acuerdo con la necesidad de su uso posterior. En general, el gas que descarga las plantas compresoras se transporta vía gasoducto hacia el criogénico respectivo o se utiliza para procesos de reinyección. El efecto del arrastre de líquido hacia las plantas se traduce en paradas para mantenimiento de los compresores, por esta razón es necesario necesario que exista coordinación coordinación en el ámbito de operación operación entre las estaciones de flujo y la planta compresora, de tal forma de evitar las paradas de plantas
74
Utilización de los Modelos de Simulación en el Diseño de Separadores Verticales y Horizontales Gas- Petróleo Los resultados obtenidos a través de los mode modelo loss de simu simula laci ción ón tiene tienen n que que ser ser cotej cotejado adoss con con data data real, real, para para poder poder cuantificar la precisión y exactitud de los resultados obtenidos, en caso contrario se corre el riesgo que los datos obtenidos en el simulador, no tengan ninguna aplicabilidad. Los principales criterio de diseño de los separadores Verticales y Horizontales, se presentan en el cuadro 7 En el diseño de separadores, tanto horizontales, como verticales Gas- Petróleo se utiliza una Serie de Normas, como también una serie de siglas, que son adoptados por las Normas de diseño de PDVSA, las cuales se muestran en el cuadro 8
Cuad Cuadro ro 7. Crit Criter erio ioss pa para ra el Dise Diseño ño.. Para Para Sepa Separa rado dore ress Horizontales Separador Horizontal Servicio Limpio y crítico, por lo que se Recomienda el uso de una malla de 5 lb/pie3 y espesor de 6 pulgadas
Vert Vertic ical ales es y
Separador Vertical Servicio crítico, por lo que se recomienda el uso de una malla, con una densidad de 5 lb/pie lb/pie3 y espesos de 6 pulgadas No tendrá entrada tangencial horizontal
Cuadro 8 Niveles de Petróleo en un Separador Gas- Petróleo SIGLAS NAAO NAO NBO NBBO FS
SIGNIFICADO Nivel alto-alto de petróleo Nivel alto de petróleo Nivel bajo de petróleo Nivel bajo-bajo de petróleo Fondo del Separador
Ecuaciones Establecidas por la Norma PDVSA, para el Diseño Separador Vertical: Velocidad critica del gas, en pie/s υ C
= K
( ρ L − ρ G ) ρ G
Donde: ρ G = Densidad del gas, lb/pie 3 ρ ο = Densidad del petróleo, lb/pie 3 K Constante
75
Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO, en pie 2 AG
=
ϑ G υ C
Donde: QG = Caudal de de gas a condiciones de operación, pie3/s υ C = Velocidad critica del gas en el separador, pie/s
Volumen de retención de petróleo entre NAO y NBO, en pie3 V RL =ϑ xt R x 60 O xt
Donde: QO = Caudal de petróleo a condiciones de operación, pie 3/s tr = Tiempo de retención del petróleo, min
Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAONAAO y NBO-NBBO, en pie3 V rL 2 =ϑ O x 600 S
Donde: QO = Caudal de petróleo a condiciones de operación, pie 3/s
Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en pie 3
= V RL RL + V RL RL 2
V RM RM
Donde: Vr M = Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, pie 3 Vr L = Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAO – NAAO y el NBO - NBBO, pie 3
Diámetro del separador, en pie D S
=
4 xAG π
Donde: AG = Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO, pie 2
Altura del petróleo entre NAAO-NBBO, en pulg h NAAO − NBB 0
=
( 4 xV RM ) 2
ρ x( DS ) x12 pu lg adas
Donde: Vr = Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, pie3 DS = Diámetro del separador, en pie
Altura desde el FS-NAAO, en pulg
76
h FS FS − NAAO
= h NAA 0− NBBO + h NBBO
Donde: hNAAO-NBBO = Altura del petróleo entre NAAO-NBBO, pulg hNBBO = Altura del nivel bajo-bajo de petróleo, 9 pulg
Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, en pie/s υ E −M
=
60 ρ M
Donde: ρ M = Densidad de la mezcla, lb/pie 3
Velocidad de salida del gas, en pie/s υ S −G
=
60 ρ G
Donde: ρ G = Densidad del gas, lb/pie 3
Velocidad de salida del petróleo, en pie/s υ S −O
= 3 pie / s
Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas D BOGENT
=
( 4 xϑ M ) (π xυ E −M
x12 pulgadas
Donde: Qm = Caudal de la mezcla, pie 3/s υ E −M = Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, pie/s
Diámetro de la boquilla boquilla de salida del petróleo, petróleo, en pulgadas D BSG =
( 4 xϑ G ) (π xυ S −G
12 pulgadas
Donde: QG = Caudal de gas, pie 3/s υ S −G = Velocidad de salida del gas, pie/s
Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en pulg h NAAL
−BOQENT
= D BOQENT
77
Donde: DBOQ ENT = Diámetro de la boquilla de entrada, pulg
Área de la malla, en pie 2 Amall
=
ϑ G υ C
Donde: QG = Caudal de gas, pie 3/s υ C = Velocidad critica del gas, pie/s
Diámetro de la malla, en pie Dmalla
= DS
Donde: DS = Diámetro del separador, pie
Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulgadas ( F xD malla − D BSG ) ho = 8 2
Donde: DMalla = Diámetro de la malla, pie F8 = 12 pulgadas DBSG = Diámetro de la boquilla de salida del gas, pulgagas
Altura efectiva de separación del separador, en pie L EFF
=
h FS − NAAO
+ h NAAO − BOQENT + D BOQENT + h FM − BOQENT + emalla + ho F 25
Donde: hFS-NAAO = Altura desde el FS-NAAO, pulgadas hNAAO-BOQENT =Altura desde el NAAO hasta la boquilla de entrada, pulgadas DBOQENT = Diámetro de la boquilla de entrada, pulgadas hFM-BoqEnt =Altura desde el fondo del separador hasta la boquilla de entrada, pulgadas eMalla = Espesor de la malla, 6 pulgadas hO = Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, pulgadas F25 = 12 pulgadas
Ecuaciones Establecidas por la Norma PDVSA, para el Diseño Separadores Horizontales Velocidad critica del gas, en pie/s 78
υ C
ρ − ρ = K L G ρ G
Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO, en pie 2 ϑ G
=
ϑ G υ G
Volumen de retención de petróleo entre NAO y NBO, en pie 3 V RL =ϑ xt R x 60 O xt
Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAONAAO y NBO-NBBO, en pie3 V rL 2 =ϑ O x 600 S
Donde: QO = Caudal de petróleo a condiciones de operación, pie 3/s
Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, en pie 3 V RM RM
= V RL RL +V RL RL 2
Donde: VRL = Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, pie 3 VRL2 = Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma entre NAONAAO y el NBO-NBBO, pie 3
Longitud efectiva de operación LEFF , en pie Para este calculo sé asume un diámetro y se selecciona dé acuerdo con la presión de operación uno de los siguientes rangos. P ≤ 264 ,7
lpca 264,7
= 514,7
1,5 =
Área vertical entre el NBBO–NAAO, en pie 2 A NBBO − NAAO
=
V RM RM L EFF
Donde: Vr = Volumen de retención máximo de petróleo entre NAAO-NBBO, pie3
79
LEFF = Longitud efectiva de operación, pie
Área Área frac fracci cion onal al de la secc secció ión n tran transv sver ersa sall en entr tree el FS-N S-NBBO BBO (A1*), adimensional R1
=
h NBBO D S
Donde: R1* = Altura del área fraccional, Adimensional. hNBBO = Altura del nivel bajo-bajo de petróleo = 9 pulg. = 0,75 pie DS = Diámetro del separador, pie Con este valor se busca en la tabla A1*
Área del separador, en pie2 AS
=
ρ x ( DS
2
)
4
Donde: DS = Diámetro del separador, pie
Área vertical entre el NBBO-FS, en pie 2 A FS FS − NBBO
= A1 xA S
Donde: A1* = Área fraccional de la sección transversal tran sversal entre el FS-NBBO, Adimensional. 2 AS = Área del separador, pie
Área de la sección transversal vertical disponible para para el gas, en pie2 A DG DG
= AS − ( A FS FS − NBBO + A NBB =− NAAO
)
NOTA: Este valor se compara con el área vertical requerida para el flujo de gas (AG) y : Sí AG = ADG; el diámetro asumido es correcto. Sí ADG >> AG ; el diámetro asumido es demasiado grande Sí ADG << AG ; el diámetro asumido es demasiado pequeño. Si resulta cualquiera de las dos ultimas condiciones, debe asumirse otro diámetro del separador menor o mayor según sea el caso. Donde:
80
AS = Área del separador, pie 2 AFS-NBBO = Área vertical entre el NBBO-FS, pie 2 ANBBO-NAAO = Área vertical entre el NBBO-NAAO, pie 2 NOTA: Este valor se compara con el área vertical requerida para el flujo de gas (AG) y : Sí AG = ADG; el diámetro asumido es correcto. Sí ADG >> AG ; el diámetro asumido es demasiado grande Sí ADG << AG ; el diámetro asumido es demasiado pequeño. Si resulta cualquiera de las dos ultimas condiciones, debe asumirse otro diámetro del separador menor o mayor según sea el caso.
Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en pie 2 = A FS FS −NBBO + ANBBO − NAAO
A FS FS − NAAO
Donde: AFS-NBBO = Área vertical entre el NBBO-FS, pie 2 ANBBO-NAAO = Área vertical entre el NBBO-NAAO, pie 2
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAAO, en pie 2 A2
=
A FS FS − NAAO AS
* 2
Si A es mayor que 0,5 (A 2* > 0.5). 0.5). Se busca un A´ * A´ * = 1 - A 2* Con este valor de A´ * se va a la y se obtiene obtiene R´ * ; luego se calcula la altura de esa área fraccional con la siguiente formula: R2¡
= 1 − R
Donde: AFS-NAAO = Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, pie 2 AS = Área del separador, pie2 Si A2* es mayor que 0,5 (A 2* > 0.5). 0.5). Se busca un A´ * A´ * = 1 - A 2* Con este valor de A´ * se va a la tabla tabla N° 1 del Apéndice A y se obtiene R ´ * ; luego se calcula la altura de esa área fraccional con la siguiente formula: R2* = 1 - R ´ * Donde: R2* = Altura fraccional de A 2*, adimensional.
Distancia vertical entre el FS-NAAO, en pulg h FS −NAAO
= R2 x12 DS 81
Donde: R2* = Altura fraccional de A 2*, adimensional DS = Diámetro del separador, pie Área vertical entre el NBBO-NBO, en pie 2 A NBB =− NBO
=
ϑ O x300 S L EFF
Donde: QO = Caudal de de petróleo a condiciones de operación, pie3/s LEFF = Longitud efectiva, pie
Área vertical entre el NAAO-NAO, en pie 2 A NAAO − NBO
= A NBBO − NBO
Donde: ANBBO-NBO = Área vertical entre el NBBO-NBO, pie 2
Área vertical entre el NAO-NBO, en pie 2 A NAO − NBO
=
V RL RL L EFF
Donde: Vr 1 = Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO, pie 3 LEFF = Longitud efectiva, pie
Área vertical entre el FS-NBO, en pie 2 A FS FS − NBO
= A NBBO +A NBBO − NBO
Donde: AFS-NBBO = Área vertical entre el NBBO-FS, pie 2 ANBBO-NBO = Área vertical entre el NBBO-NBO, pie 2
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAO, en pie 2 A3
=
A FS FS − NBO AS
Donde: AFS-NBO = Área vertical entre el NBO-FS, pie 2 AS = Área del separador, pie2 Con este valor se busca en la tabla R 3*
Distancia vertical entre el FS-NBO, en pulg 82
h FS FS − NBO
xD S x12 pu pu lg adas = R3 xD
Donde: R3* = Altura fraccional de A 3*, adimensional DS = Diámetro del separador, pie
Área fraccional de la sección entre el FS-NAO, en pie 2 A 4 =
A FS FS − NAO AS
Donde: AFS-NAO = Área vertical entre el FS-NAO, en pie 2 AS = Área del separador, pie 2 Con este valor se busca en la tabla N° 1 del Apéndice A el valor de la altura fraccional de A4* (R4*)
Distancia vertical entre el FS-NAO, en pulg h FS FS − NAO
xD S x12 = R 4 xD
Donde: R4* = Altura fraccional de A 4*, adimensional DS = Diámetro del separador, pie
Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, en pie/s υ E −M
=
60 ρ M
Velocidad de salida del gas, en pie/s υ S −G
60
=
ρ G
Velocidad de salida del petróleo, en pie/s υ S −O
= 3 pie / s
Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas D BOGENT
=
( 4 xϑ M ) (π xυ E −M
Donde:
83
Qm = Caudal de la mezcla, pie 3/s υ E -M = Velocidad de la mezcla en la boquilla de entrada, pie/s Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulg
( 4 xϑ G )
D BSG =
(π xυ S −G
12 pulgadas
Donde: QG = Caudal de gas, pie 3/s VS-G = Velocidad de salida del gas, en pie/s
Área de la malla, en pie 2
=
Amall
ϑ G υ C
Donde: QG = Caudal de gas pie 3/s υ C = Velocidad critica del gas, en pie/s
Ancho de la malla, en pulg = F 25 x
a malla
AMalla
Donde: F25 =12 pulgadas AMalla = Área de la malla, pie 2
Diámetro de la malla, pulg Dmalla
= a malla
Donde: aMalla = Ancho de la malla, en pulg
Distancia mínima permisible entre el Tope de Malla –Boquilla de salida gas (TM-BSG), en pulgadas ho
=
( Dmalla − D BSG ) 2
Donde: DMalla = Diámetro de la malla, pulg DBSG = Diámetro de la boquilla de salida del gas, pulg
Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla-NAAO, en pulg h FM FM − NAAO
= DS − h FS FS − NAAL − ho − emalla
Donde:
84
DS = Diámetro del separador, pulgadas hFS-NAAL = Distancia vertical entre el FS-NAAO, en pulgadas hO = Distancia mínima permisible entre el TM-BSG, en pulgadas eMalla = Espesor de la malla, 6 pulgadas
Muestra de Cálculos Manuales para Separadores Verticales Gas- petróleo Datos: QO = 5 MBNPD QG = 50 MMPCND POPER = 1000 lpca TOPER = 100 F γ G = 0,7 ( al aire) API =40 Z = 0,832 R =10,73 lpca*pie3/lbmol*°R Tr = 1,5 min
Cálculo de Parámetros: La Gravedad Específica del Petróleo (γ ο ) γ ο
=
γ ο
=
141 ,5 131 ,5 + ° API API 141 ,5 131 ,5 + 40
= 0,8251
Caudal de Petróleo a condiciones de operación (Q O), en pie3 /s ϑ O
=
5 x10 3 ( BNP ) x5,6146 ( pie 3 )( día ) ( día )( BNP )86400 ( s)
pie 3 = 0,3249 s
Caudal de Gas a condiciones de operación (Q G), en pie3 /s
ϑ G
=
5 x10 7 ( pie 3 )14 ,7(lpca ) x560 ( R ) x 0,832 (día ) ( día )1 x10 3 (lpca ) x520 ( R ) x86400 ( s )
pie 3 = 7,6222 s
Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador ( λ ) λ =
Qo Qo + QG
= (0,3249 pie 3/s) / (0,3249 pie 3/s + 7,6222 pie 3/s) = 0,0409
Densidad del Petróleo ( ρ ο ) , en lb/pie 3
85
= γ o * 62,4 lb/pie 3= 0,8251*62,4 lb/pie 3 = 51,4845 lb/pie 3 Densidad del Gas ( ρ G ) , en lb/pie3 ρ o
ρ G
=
( P OP ) * ( 28,96) * ( γ G ) =4,06(lb(PC) =4,06(lb(PC) ( ° R ) * ( Z ) * ( T OP )
Velocidad Crítica del Gas (V C ) , en pie/s V C = ( F ) * ( ρ − ρ G ) /( ρ G ) = 0,5369 pie/s 1
ο
Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO en pie2 AG = QG / VC= (7,6222 pie 3/s.) / (0,5370 pie/s) = 14,1955 pie 2
Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO (Vr 1 ) , en pie3 Vr 1 = QO * tr * 60 s = 0.3249 pie 3/s *(1,5 s)*60 s = 29,2426 pie 3
Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma (Vr 2 ) , en pie3 Vr 2 = QO * 600 s =0,3249 pie 3/s * 600 s = 194,9508 pie 3
Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO (Vr ) , en pie3 Vr = Vr 1 + Vr 2 = 29,241pie3 + 194,94 pie 3 = 224,1934pie 3
Diámetro del separador (DS), en pie DS = (4* AG / 3,1416)1/2= (4* 14,1940 pie 2 / 3,1416) 1/2 = 4,2512 pie Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro del separador utilizado fue de 4,2651 pie
Altura del petróleo entre NAAO – NBBO, en pulgadas hNAAO-NBBO =( 4 * Vr / p* (D S)2 ) * 12 pulgadas hNAAO-NBBO =( 4 * 224,181 pie 3 / 3,1416 * (4,2512 pie) 2)* 12 pulgadas hNAAO-NBBO = 188,3031 pulgadas
Altura desde el FS-NAAO, en pulgadas hFS-NAAO = hNAAO-NBBO + hNBBO hFS-NAAO = 188,2919 pulg + 9 pulg = 197,3031 pulg
86
Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s V E −M
=
60 ρ M
= 24,5069 pie/s
Velocidad de salida del gas, en pie/s V S −G
=
60 4,0550 lb / pie 3
= 29,7960 pie/s
Velocidad de salida del petróleo, en pie/s VSO = 3 pie/s
Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas DBOQENT
4 × 7,9471 pie 3 / s pu lg = 7,7110 pulgadas = ×12 pu pie s × 3 . 1416 2 4 , 5053 /
Como este diámetro no existe existe comercialment comercialmente, e, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de entrada utilizado fue de 8 pulgadas
Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas D BSG
4 ×Qg = pu lg ×12 pu π ×Vsg
D BSG
4 × 7,622 pie 3 / s pu lg = 6,8485 pulgadas = ×12 pu 3,1416 × 29 ,7959 pie / s
Como este diámetro no existe existe comercialment comercialmente, e, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 8 pulgadas
Diámetro de la la boquilla de salida del petróleo, en pulg D BSO D BSO
4 ×Qo pu lg = ×12 pu π ×Vso 4 × 0,3249 pie 3 / s pu lg = 4,4561 pulg = ×12 pu pie s × 3 , 1416 3 /
87
Como este diámetro no existe existe comercialment comercialmente, e, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 6 pulgadas
Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en pulgadas hNAAO-BOQENT = DBOQ ENT hNAAO-BOQENT = 8 pulgadas
Altura desde la boquilla de entrada – fondo malla, en pulgadas hBOQENT-FM = 0,5 * D S *12 pulgadas hBOQENT-FM = 0,5 * 4,2651 *12 pulg = 25,5906 pulg
Área de la malla, en pie 2 AMalla = QG/ VC AMalla = 7,622 / 0,5370 = 14,1950 pie 2
Diámetro de la malla, en pie DMalla = DS DMalla = 4,2651 pie
Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulgadas ho= (F8 * DMalla – DBSG) / (2) ho= (12 pulg * 4,2651 pie – 8 pulg) / (2) = 21,5906 pulg
Altura efectiva de separación del separador, en pie LEFF=(hFS-NAAL+hNAAL-BOQENT+DBOQENT+hFMALLA-BoqEnt +eMalla+ho)/(F25) LEFF=(197,2919 pulg+8 pulg+8 pulg+25,5906 pulg+6 pulg+21,5906 pulg )/ 12 LEFF = 22,2061 pie Como esta longitud no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto la longitud efectiva efectiva de operación operación utilizada fue de 22,5 pie
88
MUESTRA DE CÁLCULOS MANUALES Para Separadores Horizontales GasPetróleo Datos: QO = 7,5 MBNPD QG = 74 MMPCND POP = 1000 lpca TOP = 100 F γ G = 0,7 ( al aire) API =40 Z = 0,98 R =10,73 lpca*pie3/ lbmol*R tr = 1,5 min Cálculo de Parâmetros :
La Gravedad Específica del Petróleo (γ ο ) : γ ο
=
γ ο
=
141 ,5
API 131 ,5 + ° API 141 ,5 131 ,5 + 40
= 0,8251
Caudal de Petróleo a condiciones de operación (Qo), en pie 3 /s: ϑ o
=
7,5 x10 3 BNP ) x5,6146 ( pie 3 )( día ) ( día )( BNP ) x86400 ( s )
pie 3 = 0,49 s
Caudal de Gas a condiciones de operación (Q G), en pie3 /s: ϑ G
= 7,4 x10
7
( PCN )( lbmol ) x 0,7 x 28 ,97 (lb )( PC PC )( día ) ( día ) x379 ,6( PCN )( lbmol ) x3, 44 (lb ) x86400 ( s )
3 =13 ,30 pie s
Tasa Másica del Petróleo y Gas WG=
ϑ x ρ O G =
WO= ρ oϑ 0
=
13 ,30 ( pie 3 ) x3,44 (lb ) 3
( s )( pie )
lb = 45 ,75 s
0,49 ( pie 3 ) x 0,8251 x 62 , 4(lb) ( s )( pie 3 )
lb = 25 ,23 s
Caudal de la Mezcla (Qm.), en pie3 /s:
89
=ϑ o +ϑ G = 0,49 +13 ,30
ϑ M
pie 3 =13 ,79 s
Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador ( λ ) : λ =
ϑ o ϑ o +ϑ G
=
0,49 0,49
+13,30
= 3,55 x10 −2
Densidad del Petróleo ( ρ ο ) , en lb/pie 3 ρ o =
0,8251*62,4 lb/pie 3 = 51,4845 lb/pie 3
Densidad del Gas ( ρ G ) , en lb/pie3:
=
ρ G
( P OP ) * ( 28,96) * ( γ G ) = 1000 (lpca ) x 0,7 x 28 ,397 (lb)( lbmol )( R ) 0,98 x10 ,73 (lpca )( pie ) x560 ( R ) x (lbmol ( ° R ) * ( Z ) * ( T OP )
)
= 3,44 lb 3 pie
Densidad de la Mezcla , en lb/pie3: utilizando la fórmula (40), se obtiene:
ρ M
(W +W g ) = L (ϑ L +ϑ g )
l b = 5,2 0 3 = 1 ,3 0+ 0,4 )9 p i e 4 ,63 7+ 2 ,53 3
Velocidad Crítica del Gas (V C ) , en pie/s: υ C
= 0,157
( ρ o
+ ρ G )
ρ G
= 0,157
(3, 44
+51 ,49 )
3, 44
=0,63(pie/s)
Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO en pie2 AG
=
ϑ G υ C
=
13 ,3( pie 3 )( s ) ( s )0,63 ( pie )
= 21,11( pie 2 )
Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO (Vr 1 ) , en pie3 Vr 1 = QO * tr * 60 s= 0,4874 pie 3/s.*(1,5 s)*60 s = 43,8639 pie 3 Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma (Vr 2 ) , en pie3 Vr 2 = QO * 600 s= 0,4874pie 3/s. * 600 s = 292,4262 pie 3
Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO (Vr ) , en pie3 90
Vr = Vr 1 + Vr 2 = 43,8639 pie 3 + 292,4262 pie 3 = 336,2901 pie 3
Longitud efectiva de operación LEFF en pie Como la P OP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 ≤ F24*LEFF / D
≤ 6,0
Diámetro del separador asumido: DS = 6,2336 pie F24*LEFF = 4 pie LEFF = (4*6,2336) / 1 = 24,9344 pie Pero como esta longitud longitud efectiva efectiva no existe existe comercialmente, comercialmente, se redondea redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 25 pie.
Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie 2 ANBBO-NAAO = Vr/LEFF ANBBO-NAAO = 336,2901 pie 3/ 25 pie = 13,4516 pie 2
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A 1*) R1* = hNBBO / DS R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6.2336 pie = 0,120; con este valor se busco en la Tabla A1* = 0,0680
Área del separador (AS), en pie2 AS = (3,1416 *(DS)2) / 4 AS = (3,1416*(6,2336)2) / 4 = 30,5198 pie 2
Área vertical entre el NBBO-FS, en pie 2 AFS-NBBO = (A1*) * AS AFS-NBBO = 0,0680 *30,5198 pie 2 = 2,0753 pie2
Área de la sección transversal vertical disponible para para el gas en pie2 ADG = AS - (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO) ADG = 30,5198 pie 2 - (2,0753 pie2 + 13,4516 pie2) =14,9919 pie2
91
Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (A G) y se determino que esta área es menor que la requerida, lo que indica que el diámetro asumido es muy pequeño; por lo que se debió asumir un diámetro mayor al anterior y repetir el procedimiento
Longitud efectiva de operación LEFF en pie Como la P OP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0
≤F24*LEFF / D ≤ 6,0
Diámetro del separador asumido: DS = 6,5617 pie F24*LEFF = 4 pie LEFF = (4*6,5617) / 1 = 26,2467 pie Pero como esta longitud longitud efectiva efectiva no existe existe comercialmente, comercialmente, se redondea redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 27,5 pie
Área vertical entre entre el NBBO – NAAO, en pie2 ANBBO-NAAO = Vr/LEFF ANBBO-NAAO = 336,2901 pie 3/ 27,5 pie = 12,2287 pie 2
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A 1*) R1* = hNBBO / DS R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6,5617 pie = 0,114; con este valor se busco en la Tabla A, el valor de A1*: A1* = 0,0631
Área del separador (AS), en pie2 AS = (3,1416*(DS)2) / 4 AS = (3,1416 * (6,5617) 2) / 4 = 33,8160 pie 2
Área vertical entre el NBBO-FS, en pie 2 AFS-NBBO = (A1*) * AS AFS-NBBO = 0,0631 * 33,8160 pie 2 = 2,1338 pie2
Área de la sección transversal vertical disponible para para el gas en pie2 ADG = AS – (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO)
92
ADG = 33,8160 pie 2 – (2,1338 pie 2+ 12,2287 pie2) = 19,4535 pie 2 Se compa comparo ro esta esta área área con con el Área Área vert vertic ical al reque requeri rida da para para el fluj flujo o de gas por por encima del NAAO (A G) y se determino que esta área es menor que la requerida, lo que indica que el diámetro asumido es muy pequeño; por lo que se debió asumir un diámetro mayor al anterior y repetir el procedimiento
Longitud efectiva de operación LEFF en pie Como la P OP >500 Lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 ≤ F24*LEFF / D ≤ 6,0 Diámetro del separador asumido: DS = 6,8898 Pie F24*LEFF = 4 pie LEFF = (4*6,8898) / 1 = 27,5591 pie Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 30 pie
Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie 2 ANBBO-NAAO = Vr/LEFF ANBBO-NAAO = 336,306 pie 3/ 30 pie = 11,2097 pie 2
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A 1*) R1* = hNBBO / DS R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6,8898 pie = 0,109; con este valor se busco en la Tabla A, el valor de A1*: A1* = 0,0591
Área del separador (AS), en pie2 AS = (3,1416*(DS)2) / 4 AS = (3,1416*(6,8898)2) / 4 = 37,2819 pie 2
Área vertical entre el NBBO-FS, en pie 2 AFS-NBBO = (A1*) * AS AFS-NBBO = 0,0591 * 37,2819 pie 2 = 2,2034 pie2
93
Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en pie 2 ADG = AS – (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO ) ADG = 37,2819 pie 2 – (2,2034 pie 2+ 11,2097 pie2) = 23,8689 pie 2 Se compa comparo ro esta esta área área con con el Área Área vert vertic ical al reque requeri rida da para para el fluj flujo o de gas por por encima del NAAO (A G) y se determino que esta área no es significativamente mayor que la requerida, por lo que se determino un % error entre ambas áreas, dando como resultado un error porcentual menor al 6%, porcentaje aceptable en la industria. % Error = ((ADG - AG / AG) * 100% % Error = ((23,8689 pie 2 – 22,6557 pie 2) / 22,6557 pie 2) * 100% % Error = 4,0308 %
Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en pie 2 AFS-NAAO = AFS-NBBO + ANBBO-NAAO AFS-NAAO = 2,1997 pie 2 + 11,2102 pie2 = 13,4130 pie 2
Area fraccional de la sección transversal entre el FS-NAAO, en pie 2 A2* = AFS-NAAO / AS A2* = 13,4099 pie2 / 37,2823 pie 2 = 0,360 Con este valor se busco en el Cuadro 9 el valor de R 2*, pero como no apareció directamente en la tabla, entonces se interpolo entre los dos números que lo contenían. Para ello se uso la siguiente ecuación: Números que contenían el valor calculado y la ecuación utilizada para obtener R 2* R2* 0,385 0,390
A2* 0,355 0,360 0,361
R2* = (0,390–0,385)/(0,361-0,355)*(0,360-0,355)+0,385 = R2* =0,389
Distancia vertical entre el FS - NAAO, en pulg hFS-NAAO = R2* * DS * 12 pulg hFS-NAAL = 0,389 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 32,1614 pulg
94
Área vertical entre el NBBO-NBO, en pie 2 ANBBO-NBO = (Qo * 300s) / LEFF ANBBO-NBO = (0,4874 *300 s) / 30 pie = 4,8738 pie 2
Área vertical entre el NAAO-NAO, en pie 2 ANAAO-NAO = ANBBO-NBLO ANAAO-NAO = 4,8738 pie 2
Área vertical entre el NAO-NBO, en pie 2 ANAO-NBO = Vr 1 / LEFF ANAO-NBO = 43,8639 pie 3 / 30 pie = 1,4621 pie 2
Área vertical entre el FS-NBO, en pie 2 AFS-NBO = AFS-NBBO + ANBBO-NBO AFS-NBO = 2,2034 pie 2 + 4,8738 pie 2 = 7,0771pie2
Área vertical entre el FS- NAO, en pie 2 AFS-NAO = AFS-NBO + ANAO-NBO AFS-NAO = 7,0771 pie 2 + 1,4621 pie 2 = 8,5393 pie 2
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBO, en pie 2 A3* = AFS-NBO / AS A3* = 7,0771 pie 2 / 37,2819 pie 2 = 0,190 Con este valor se busco en el Cuadro9, el valor de R 3*: R3* = 0,245
Distancia vertical entre el FS-NBO, en pulgadas hFS-NBO = R3* * DS * 12 pulgadas hFS-NBO = 0,245 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 20,2394 pulgadas
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAO, en pie 2 95
A4* = AFS-NAO / AS A4* = 8,5359 pie 2 / 37,2819 pie 2 = 0,229 Con este valor se ubico en la Tabla A, el valor de la altura de esa área R 4*: R4* = 0,280
Distancia vertical entre el FS-NAO, en pulgadas * FS-NAO = R4 * DS * 12 pulg hFS-NAO = 0,280 * 6,8898 pie * 12 pulg = 23,1497 pulgadas
Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s V E −M
60
=
ρ M
V E − M =
60 3
5,1424l b / pie
= 26,4588 pie/s
Velocidad de salida del gas, en pie/s V S −G
=
60 3.4426 lb / pie 3
= 32,3378 pie/s
Velocidad de salida del petróleo, en pie/s VSO = 3 pie/s
Diámetro de la boquilla de entrada, en pulgadas DBOQENT
4 ×Qm = π ×V BOQENT
×12 pu pu lg
DBOQENT
4 ×13 ,9545 pie 3 / s = pu lg = 9,7700 pulg. ×12 pu 3 , 1416 2 6 , 5183 pie / s ×
Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de entrada utilizado fue de 10 pulgadas
Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulgadas
96
D BSG
4 ×Qg = pu lg ×12 pu π ×Vsg
D BSG
4 ×13,2876 pie 3 / s pu lg = 8,6797 pulgadas = ×12 pu 3,1416 × 32 ,3378 pie / s
Como este diámetro no existe existe comercialment comercialmente, e, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 10 pulgadas
Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulg D BSO
4 ×Qo pu lg = ×12 pu π ×Vso
D BSO
4 × 0,4874 pie 3 / s pu lg = 5,4577 pulg = ×12 pu pie s 3 , 1416 3 / ×
Como este diámetro no existe existe comercialment comercialmente, e, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del petróleo utilizado fue de 6 pulgadas
Área de la malla, en pie 2 AMalla = QG/ VC AMalla = (13,2876 pie 3/s) / 0,5865 pie/s = 22,6557 pie 2
Ancho de la malla, en pulgadas aMalla
= F 25 ×
aMalla
pu lg × = 12 pu
AMalla
22 ,6557 pie 2
= 57,1176 pulg
Distancia mínima permisible entre el Tope de Malla-Boquilla de salida gas, en pulgadas ho = (DMalla – DBSG) / (2) ho = (57,1176 pulg. – 10 pulg) / (2) = 23,5588 pulg
Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla-NAAO, en pulg hFM-NAAO = DS - hFS-NAAO - ho - eMalla hFM-NAAO = (6,8898 *12) -32,1614 -23,5588 - 6 = 20,9569 pulg
97
Cuadro 9 Datos Necesarios Para el Diseño de los Separadores Verticales y/o Horizontales Gas- petróleo R * 0.030 0.031 0.032 0.033
A* 0.0087 0.0092 0.0096 0.0101
R * 0.089 0.090 0.091 0.092
A* 0.0439 0.0446 0.0453 0.0460
R * 0.148 0.149 0.150 0.151
A* 0.0922 0.0932 0.0941 0.0950
R * 0.207 0.208 0.209 0.210
98
A* 0.1496 0.1506 0.1516 0.153
R * 0.272 0.274 0.276 0.278
A* 0.220 0.222 0.225 0.227
R * 0.450 0.455 0.460 0.465
A* 0.436 0.443 0.449 0.455
0.034 0.035 0.036 0.037 0.038 0.039 0.040 0.041 0.042 0.043 0.044 0.045 0.046 0.047 0.048 0.049 0.050 0.051 0.052 0.053 0.054 0.055 0.056 0.057 0.058 0.059 0.060 0.061 0.062 0.063 0.064 0.065 0.066 0.067 0.068 0.069 0.070 0.071 0.072 0.073 0.074 0.075 0.076 0.077 0.078 0.079 0.080 0.081 0.082 0.083 0.084 0.085 0.086 0.087 0.088
0.0105 0.0110 0.0115 0.0119 0.0124 0.0129 0.0134 0.0139 0.0144 0.0149 0.0155 0.0160 0.0165 0.0171 0.0176 0.0181 0.0187 0.0193 0.0198 0.0204 0.0210 0.0215 0.0221 0.0227 0.0233 0.0239 0.0245 0.0251 0.0257 0.0263 0.0270 0.0276 0.0282 0.0288 0.0295 0.0301 0.0308 0.0314 0.0321 0.0327 0.0334 0.0341 0.0347 0.0354 0.0361 0.0368 0.0375 0.0382 0.0389 0.0396 0.0403 0.0410 0.0417 0.0424 0.0431
0.093 0.094 0.095 0.096 0.097 0.098 0.099 0.100 0.101 0.102 0.103 0.104 0.105 0.106 0.107 0.108 0.109 0.110 0.111 0.112 0.113 0.114 0.115 0.116 0.117 0.118 0.119 0.120 0.121 0.122 0.123 0.124 0.125 0.126 0.127 0.128 0.129 0.130 0.131 0.132 0.133 0.134 0.135 0.136 0.137 0.138 0.139 0.140 0.141 0.142 0.143 0.144 0.145 0.146 0.147
0.0468 0.0475 0.0483 0.0490 0.0498 0.0505 0.0513 0.0520 0.0528 0.0536 0.0544 0.0551 0.0559 0.0567 0.0575 0.0583 0.0591 0.0598 0.0660 0.0614 0.0623 0.0631 0.0639 0.0647 0.0655 0.0663 0.0671 0.0680 0.0688 0.0669 0.0705 0.0713 0.0721 0.0730 0.0738 0.0747 0.0755 0.0764 0.0773 0.0781 0.0790 0.0798 0.0807 0.0816 0.0825 0.0833 0.0842 0.0851 0.0860 0.0869 0.0878 0.0886 0.0895 0.0904 0.0913
0.152 0.153 0.154 0.155 0.156 0.157 0.158 0.159 0.160 0.161 0.162 0.163 0.164 0.165 0.166 0.167 0.168 0.169 0.170 0.171 0.172 0.173 0.174 0.175 0.176 0.177 0.178 0.179 0.180 0.181 0.182 0.183 0.184 0.185 0.186 0.187 0.188 0.189 0.190 0.191 0.192 0.193 0.194 0.195 0.196 0.197 0.198 0.199 0.200 0.201 0.202 0.203 0.204 0.205 0.206
0.0959 0.0968 0.0977 0.0986 0.0996 0.1005 0.1014 0.1023 0.1033 0.1042 0.1051 0.1061 0.1070 0.1080 0.1089 0.1099 0.1108 0.1118 0.1127 0.1137 0.1146 0.1156 0.1166 0.1175 0.1185 0.1195 0.1204 0.1214 0.1224 0.1234 0.1244 0.1253 0.1263 0.1273 0.1283 0.1293 0.1303 0.1313 0.1323 0.1333 0.1343 0.1353 0.1363 0.1373 0.1383 0.1393 0.1403 0.1414 0.1424 0.1434 0.1444 0.1454 0.1465 0.1475 0.1485
0.211 0.212 0.213 0.214 0.215 0.216 0.217 0.218 0.219 0.220 0.221 0.222 0.223 0.224 0.225 0.226 0.227 0.228 0.229 0.230 0.231 0.232 0.233 0.234 0.235 0.236 0.237 0.238 0.239 0.240 0.241 0.242 0.243 0.244 0.245 0.246 0.247 0.248 0.249 0.250 0.251 0.252 0.253 0.254 0.255 0.256 0.257 0.258 0.259 0.260 0.262 0.264 0.266 0.268 0.270
0.154 0.155 0.156 0.157 0.158 0.159 0.160 0.161 0.162 0.163 0.164 0.165 0.166 0.167 0.168 0.169 0.171 0.172 0.173 0.174 0.175 0.176 0.177 0.178 0.179 0.180 0.181 0.182 0.183 0.185 0.186 0.187 0.188 0.189 0.190 0.191 0.192 0.193 0.194 0.196 0.197 0.198 0.199 0.200 0.201 0.202 0.203 0.204 0.205 0.207 0.209 0.211 0.213 0.216 0.218
0.280 0.282 0.284 0.286 0.288 0.290 0.292 0.294 0.296 0.298 0.300 0.302 0.304 0.306 0.308 0.310 0.312 0.314 0.316 0.318 0.320 0.322 0.324 0.326 0.328 0.330 0.332 0.334 0.336 0.338 0.340 0.342 0.344 0.346 0.348 0.350 0.355 0.360 0.365 0.370 0.375 0.380 0.385 0.390 0.395 0.400 0.405 0.410 0.415 0.420 0.425 0.430 0.435 0.440 0.445
0.229 0.231 0.234 0.236 0.238 0.241 0.243 0.245 0.248 0.250 0.252 0.255 0.257 0.259 0.262 0.264 0.266 0.269 0.271 0.273 0.276 0.278 0.281 0.283 0.285 0.288 0.290 0.293 0.295 0.297 0.300 0.302 0.305 0.307 0.309 0.312 0.318 0.324 0.330 0.336 0.343 0.349 0.355 0.361 0.367 0.374 0.380 0.386 0.392 0.399 0.405 0.411 0.417 0.424 0.430
0.470 0.475 0.480 0.485 0.490 0.495 0.500
0.462 0.468 0.475 0.481 0.487 0.494 0.500
Cálculos de las Fases, Para Sistemas: Vapor – Líquido. El cálculo de las fases tiene múltiples aplicaciones en la industria petrolera, por ejemplo en el diseño de separadores (gas- petróleo), donde se requiere que haya una eficiente separación, de tal forma que se obtengan las cantidades de petróleo y gas, estimadas en él El cálculo de la composición de las fases, se utiliza también, el cálculo del balance de materiales para yacimientos, sobre la base de la composición, se utiliza 99
también, en diseño de plantas de gasolina natural, pero para poder entrar en este proceso se necesita definir claramente el concepto de sistema. Este capítulo los estudiante de ingeniería de petróleo, deberían de estudiarlo, en forma concreta y precisa, ya que ellos no ven procesos.
Definición de Sistema Termodinámico Un sistema se define, como cualquier parte del universo, que se toma en forma arbitraria, para realizar un estudio determinado determinado .en el conc concept epto o de sist sistem ema a se model modela a la reali realidad dad del del mism mismos os dividiéndola entre aquello que forma parte del sistema y lo que esta fuera de él (exterior del sistema). Luego se estudia la interacción entre el sistema y su entorno. Esto es una forma poderosa y simple para modelar la realidad. Luego, se puede señalar que un sistema es un cuerpo de materia con limites finito. Además representa el material bajo consideración, y pueden ser: a.- Homogé Homogéneo neo, es aque aquell cuya cuyass propi propieda edade dess inte intens nsiv ivas as varí varían an conti continu nua a y uniformemente en el sistema b.- Heterogéneo. Aquí las propiedades intensivas cambian en forma brusca en la superficie de contacto del sistema. Clasificación de los Sistemas Termodinámicos a.- Sistemas Abiertos. Son los sistemas más comunes. Este tipo de sistema tiene intercambio de materia y energía con el exterior o medio ambiente b.- Sistemas Cerrados En este sistema solo hay intercambio energético con el exterior o medio ambiente, luego no hay intercambio de masas. Estos sistemas se pueden dividir en: 1.- Sistemas No Aislados. Estos sistemas solo hay intercambio energético con el exterior o medio ambiente. 2.- Sistemas Aislados En estos sistemas no hay intercambio ni de masa ni de energía con el medio ambiente. En la práctica estos sistemas son una abstracción cómoda para analizar situaciones. Caracterización de los Sistemas: Los sistemas se caracterizan por tener una seri serie e de prop propie ieda dade des: s: Se enti entien ende de por por prop propie ieda dad d de un sist sistem ema, a, como como la característi característica ca del mismo, que puede evaluarse cuantitativ cuantitativament amente e como resultado de un experimento o describe la condición a un tiempo particular, existe es 2 formas: a.- Propiedades Extensivas Son aquellas propiedades propiedades que depende de la masa tota totall del del sist sistem ema, a, por por ejem ejempl plo o la masa masa es una una propi propieda edad d exte extensi nsiva, va, porq porque ue depende de la cantidad cantidad de material, material, también también lo es la cantidad total total de energía cinética que tiene en el momento de inercia.
100
b.- Propiedades Intensivas: Son aquellas propiedades que varían de punto a punt punto o del del sist sistem ema a o bien bien no depe depend nden en de la masa masa tota total.l. Por Por ejem ejempl plo o la temperatura es una propiedad intensiva El estado de un sistema queda definido por el conjunto conjunto de valores que adquieren aquellas propiedades del sistema que pueden variar. Si el sistema es complejo tendrá una gran cantidad de variables de estado, mientras que un sistema simple simple tendrá una cantidad cantidad menor de variables. variables. Uno de los principios principios fundamental fundamentales es de la termodinámica establece que para sistemas simples y puros, solo pueden haber dos variables (2) de estado independientemente de cualquier otra variable de estado que exista deberá ser dependiente. Se dice que una sustancia es simple, cuando toda ella esta en la misma fase (sólida, líquida o gaseosa) y además es homogénea en cuanto a constitución física. Mientras que una sustancia es pura, si toda ella esta constituida por la misma especie de materia. Por ejemplo, el aire es simple, simple, pero no puro, ya que es una mezcla de diversos gases, además además de vapor de agua. Una mezcla de agua y hielo es pura, pero no simple, en vista que a pesar que toda es agua, pero se encuentra en dos fases.
Definic Definición ión de Fases Fases Una fase ase se def define ine com como un est estado ado de la mate materi ria a completamente homogéneo y uniforme. En general, se puede señalar que una fase es un arreglo molecular diferente. En una zona homogénea debe existir una sola fase. En la naturaleza las sustancias existen en varias fases: SÓLIDA⇔LIQUIDA⇔ GASEOSA
(85)
PLASMA⇔VIDRIO⇔ CRISTAL LIQUIDO
Estudio de las Fases: En el estudi estudio o de fases fases es conveni convenient ente e tener tener en cuenta varios términos: a.- Interfase: Se refiere a la superficie de contacto entre 2 fases b.- Componente Es una sustancia que comprende un solo tipo de moléculas, si este término se aplica a hidrocarburos se pueden tener varias definiciones: 1.- Es un elemento elemento constitutivo de un sistema cuya concentración sufre variación independiente en las diferentes fases 2.- Es un elemento constitutivo que toma parte en el equilibrio de un sistema e.- Estado es la condición de un sistema a un tiempo particular El número de componentes componentes de una especie en una fase se define define como la menor cantidad de especies químicamente independiente necesario para describir la composición de cada fase del sistema: En función del número de componentes los sistemas se clasifican en:
a.- Sistema Monofásico de Varios Componentes que no Reaccionan 101
b.- Sistema Monofásico de Varios Componentes que Reaccionan c.- Sistema Bifásico El estudio de las fases en sistema de hidrocarburos se inicio hace muchos años, y se fundamento en el estudio de las mezclas. Tal, como el petróleo y el gas son mezc mezcla lass de hidr hidroc ocar arbu buro ross de una una comp compos osic ició ión n quím químic ica a comp comple leja ja,, que que se encuentra en un yacimiento a determinadas condiciones de presión y temperatura. Estos parámetros pueden tener una gran amplitud. El estado de una mezcla de hidrocarburos a condiciones de superficie depende de la composición de la misma en el yacimiento, pero este estado tiene cambios brusc bruscos, os, debi debido do fund fundam amen enta talm lmen ente te a los los hidro hidroca carbu rburos ros prod produci ucidos dos.. Como Como,, ejemplo se puede mencionar que a la reducción en la presión en el yacimiento trae como consecuencia la variación en las proporciones de gas y líquido existentes en el yacimiento. El principal objetivo del del estudio de las fases es llegar a predecir, la composición y las cantid cantidade adess de las fases fases en equili equilibrio brio del sistem sistema, a, a cual cualqui quier er presi presión ón y temperatura. En general el estudio del comportamiento de fases se divide en 2 partes:
Diagramas de Fases a.- Análisis de Diagramas de (P-T); (P-V); (P-X) b.- Estudio y desarrollo de fórmulas y métodos que permitan calcular la composición (X) y las cantidades de las fases de un sistema, a una presión y temperaturas dadas. Cuando se analizan mezclas de hidrocarburos, debido a la dificultad de analizar todos los componentes, se agrupa bajo el nombre de un solo componente del sistema, cierta parte del mismo (C 7+) héptanos y compuestos más pesados, el cual para propósitos de cálculo, se trata como un solo componente. Esto hace variar el concepto de componente: a.- Componente: Componente: Elemento Elemento constituti constitutivo vo de un sistema sistema cuya concentración concentración puede tener variación en forma independiente del sistema b.- Componente :Elemento constitutivo que toma parte en el equilibrio del sistema. c.c.- Comp Compon onent ente: e: Cual Cualqu quie iera ra del del menor menor núme número ro de elem element entos os cons constititu tutitivos vos independientemente por lo cual puede expresarse la composición de cada una de las fases de un sistema.
Regla de las Fases de Gibbs A partir de consideraciones termodinámicas, J. W. Gibbs obtuvo una ecuación que permitía calcular el número de fases que pueden 102
coexistir en equilibrio en cualquier sistema. La ecuación de la Regla de las fases predice, también en número de grados de libertar de un sistema, y el número de variables requeridas para determinar el estado de un sistema de equilibrio, y se representa por la siguiente fórmula: F= C+2-P
(86)
Donde (F)= Número de grados de libertad o número de variables requerida para determinar el estado de un sistema en equilibrio; (C)= Número de componentes constitutivo del sistema y (P) = Número de fases La ecuación (86) es la regla de las fases de Gibbs .La ecuación es válida con la condición de que cada una de las sustancias componentes pueda pasar en forma libre de una fase a otra. El sign signifific icado ado de la ecua ecuaci ción ón es que que al aume aument ntar ar el númer número o de comp compon onent entes es aumenta el número total de variables; por tanto, (C) tiene signo positivo. Y, aumentado aumentado el número de fases aumenta aumenta el número de condiciones de equilibrio y de ecuaciones, con lo cual se eliminan algunas variables y P tiene signo negativo. El número mínimo de grados de libertad para cualquier sistema es cero (F=0), y en este caso el sistema es invariante. El estado intensivo de un sistema en el equilib equilibrio rio queda queda establ estableci ecido do cuando cuando se fijan fijan la temper temperatu atura, ra, la presión presión y las composiciones de todas sus fases. La regla de las fases proporciona el número de variables de este conjunto que deben especificarse de manera arbitraria para fijar el resto de las variables del sistema. La regla de las fases expresa en forma muy sencilla las limitaciones sobre las intersecciones de las superficies en los espacios multidimensionales
Comportamiento Cualitativo de las Fases Una de las formas de mayor precisión del estudio estudio cualitativ cualitativo o de los sistemas sistemas de hidrocarburos hidrocarburos es a través de los diagramas de fases. Por medio, de los cuales puede conocerse el estado del fluido a dete determ rmin inad adas as cond condic icion iones es de presi presión ón y temp tempera eratu tura ra.. Lueg Luego o es, es, posibl posible e determinar cuantas fases están presentes en las condiciones señaladas., y con ello poder predecir una serie de parámetros que tienen una significativa influencia en la caracterización de los hidrocarburos. Esto indica que un diagrama de fases permite definir en que estado físico esta una determinada sustancia, dependiendo de su presión y temperatura. Luego para determinar el estado físico de una sustancia sustancia se construye construye un gráfico colocando colocando,, por ejemplo ejemplo la temperatura en la abscisa, abscisa, tal como se muestra muestra en la presión en la ordenada y la temperatura figura 13 En la figura 13 se observa la presencia del estado sólido, líquido y gas. Al analizar la gráfica se puede deducir que entre la fase sólida y líquida se encuentra la Curva Figura 13 Diagrama de Fases Monocomponente
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de Fusión, mientras que entre las fases líquido- gas ( vapor) se encuentra la curva de vaporización. Y sería lógico encontrar entre las fases sólidas y vapor la curva de subl sublim imac ació ión. n. Pero Pero al apli aplica carr los los Diag Diagra rama mass de fase fasess a hidr hidroc ocar arbu buro ros, s, difíci difícilme lmente nte se encont encontrará rará la fase fase sólida sólida Hay varios varios proceso procesoss indust industria riales les de importancia, tales como destilación, absorción y extracción, entre otras, que ponen en contacto a dos fases entre sí. Las cuales, cuando no están en equilibrio, se efectúa una transferencia de masa. La velocidad de transferencia de cada especie depen depende de de la separ separac ació ión n del siste sistema ma respec respecto to al equi equililibri brio. o. El trat tratam amien iento to cuantitativo de la velocidad de transferencia de masa requiere del conocimiento de los estados de equilibrio (T, P y composición).Por lo general, la mayor parte de los procesos industriales relacionados con hidrocarburos, se puede asegurar, que las fases fases que que coexi coexist sten en son son Vapor Vapor / líqu líquido ido,, aunque aunque es posi posibl ble e encon encontr trar ar otras otras combinaciones, pero son de poca utilidad en el estudio de hidrocarburos
Diagrama de Fases: Por definición definición se dice que los diagramas diagramas diagrama de fases son representaciones gráficas de las fases que están presentes en un sistema de materiales a varias temperaturas, presiones y composiciones. La mayoría de los diag diagra rama mass de fase fase han han sido sido cons constr trui uido doss segú según n cond condic icio ione ness de equi equililibr brio io (condiciones de enfriamiento lento), siendo utilizadas por ingenieros y científicos para entender y predecir predecir muchos aspectos del comportamiento comportamiento de los materiales. materiales. Los Los diag diagra rama mass de fases ases más más com comunes unes invo involu lucr cran an tempe empera rattura ura vers versus us composición. La información que se puede obtener de los diagramas de fases es: a.- Conocer que fases están presentes a diferentes composiciones y temperaturas bajo condiciones de enfriamiento lento (equilibrio) b.-Averiguar la solubilidad, en el estado sólido y en el equilibrio, de un elemento (o compuesto) en otro c.-Determinar la temperatura a la cual una aleación enfriada bajo condiciones de equilibrio comienza a solidificar y la temperatura a la cual ocurre la solidificación. d.-Conocer la temperatura a la cual comienzan a fundirse diferentes fases.
Diagrama de Fases de Sustancias Puras Una sustancia pura como el agua pued puede e exis existitirr en las las fase fasess sóli sólida da,, líqu líquid ida a y gase gaseos osa, a, depe depend ndie iend ndo o de las las 104
condiciones de temperatura y presión. Un ejemplo familiar para todos de dos fases de una sustancia pura en equilibrio es un vaso de agua con cubos de hielo. En este caso el agua, sólida y líquida, da lugar a dos fases distintas separadas por una fase límite, la superficie de los cubos de hielo. Durante la ebullición del agua, el agua líquida y el agua vapor son dos fases en equilibrio. En el diagrama de fases presión-temperatura (PT) del agua existe un punto triple a baja presión y una temperatura de (0,0098 C), en este punto las fases sólida, líquida y gaseosa coexisten en equilibrio. Las fases líquida y gaseosa existen a lo largo de la línea de vaporización y las fases líquida y sólida a lo largo de la línea de congelación,
Diagrama de Fases Para Hidrocarburos . Esto Estoss son de gran gran util utilid idad, ad, para el estudio del comportamiento de los hidrocarburos, en especial para el sistema líquido – vapor o líquido- gas. La verdad es que una forma inequívoca de conocer el estado en que se encuentra la mezcla de hidrocarburos en el yacimiento yacimiento es en base al diagrama de fases, especialmente del tipo presión- temperatura (P-T). Pero, la obtención de un diagrama completo de fases es un trabajo largo y tedioso, en vista de ello, lo que se hace es caracterizar el yacimiento en base a un estudio Presión- Volumen- Temperatura (PVT), realizado a la temperatura del yacimiento, también también se puede se puede hacer sobre la base de datos de producción como, lo por ejemplo la relación Gas- petróleo, la gravedad API y el color del líquido del tanque. El paso siguiente siguiente a un descubrimiento descubrimiento de un yacimiento de hidrocarburos es determinar el estado en que se encuentra la mezcla en el yacimiento y clasificarlo, a través de parámetros termodinámicos. Análisis de los Diagramas de Fases : En la figura 14. se muestra un diagrama de fases típico para equilibrios Líquido- Vapor. En base a las variables Presión y Temperatura (P-T). En la ordenada (Eje Y) se coloca la presión, mientras que en ábsida (Eje X) se coloca la temperatura. Figura 14 Diagrama de fase presión- temperatura
El gráfico de la figura 14 representa una típica situación de un equilibrio de las fases (Líquido - Vapor) de un sistema monocomponente puro, estos diagrama muy rara vez se utilizan utilizan en petróleo, petróleo, como es necesario necesario manejarlos. manejarlos. Esto, tiene como significado que las conclusiones que se alcancen son aplicables a un compuesto compuesto puro. En este caso la ecuación ecuación de la Regla de las Fases queda: F + P =3. En la la En la figura figura 14 se observa: observa:
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a.- La curva que termina en el punto (1), es la que une los puntos de presión y temperatura en los que pueden coexistir la fase líquida y la fase gaseosa. Este punto punto corresponde corresponde al punto punto crítico crítico del sistema. sistema. Es decir, el punto de máxima máxima temperatura y presión, en donde coexisten en equilibrio el gas y líquido. b.-La zona zona de la gráfica gráfica identificad identificadaa como (L), (L), representa el área, donde el componente se encuentra en la fase líquida. Mientras que (G) representa el área, donde el componente se encuentra en fase gaseosa. Tanto en la parte de la gráfica, donde encuentran los puntos (L) y (G). La ecuación de la Regla de las Fases es F=2. Lo que indica que en esos puntos son necesarias definir dos variables, como mínimo para caracterizar completamente el sistema. La línea representa una región bifásica en equilibrio. Dentro de la región bifásica, la presión y la temperatura no son independientes, por lo que no puede cambiar sin cambiar la otra también. En la regiones bifásicas el estado del sistema no se puede fijar por ˆ ) y la la temperatura y presión, sino que queda fijado con el volumen específico ( V presión o la temperatura. Un estado en que comienza a termina un cambio de fase se denom denomin ina a Esta Estado do de Satu Saturac ración ión.. El térm término ino Temp Temper erat atura ura de Satura Saturaci ción ón designa la temperatura a la que el cambio de fase tiene lugar para una presión determinada, llamada presión de saturación a dicha temperatura. Como resulta evidente en un diagrama de fase, para cada presión de saturación hay una única temperatura de saturación, y viceversa. Análisis Análisis de los Diagrama Diagrama de Fases: El análisis del diagrama permite establecer algunas conclusiones conclusiones Se observa que una vez fijada la temperatura, temperatura, existe una sola presión de coexistencia coexistencia entre las dos fases. A presiones presiones mayores a ésta, todo todo el sistem sistema a se encuent encuentra ra en la fase líquida. líquida. Mient Mientras, ras, que si la presión presión se hace menor al punto señalado todo el sistema se encuentra en fase gaseosa. Algunos autores prefieren llamar Vapor a la fase gaseosa cuando se encuentra a temperaturas inferiores a la temperatura crítica. Esto significa que todavía es posible, que el componente se convierta en líquido, para ello debe ocurrir una compresión isotérmica. Sustentado en la gráfica se deduce lo siguiente: Cuando se varía en forma isotérmica la presión de un fluido que se encuentra a temperaturas superiores a la temperatura crítica, no se observan cambios de fase en el sistema, por mucho que se aumente o disminuya la presión. Lo que indica, que cuando el componente esta en forma de gas, no es posible formar líquido mediante la compresión de estos gases. Tampoco es posible separar una fase líquida por enfriamiento de un fluido a presiones por encima de la presión crítica. Pero, hay que tener en cuenta lo siguiente, que un gas a alta presión tiene propiedades muy cercanas a las de un líquido, lo que indica que es muy posible que el gas disuelva líquidos, esto es de gran importancia en la caracterización del comportamiento de los reservorios de gas y petróleo. La curva que que termina termina en punto punto (1) de la figura figura 14 represent representa a también también la presión presión de vapor, curva envolvente de los puntos de rocío, curva de saturación y de temperatura de ebullición, curva envolvente de los puntos de burbujeo. En la figura
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se observa que la presión presión de vapor aumenta con la temperatura temperatura en una forma no lineal. En la literatura de petróleo se habla del gráfico de Cox para obtener la linealidad de la presión de vapor. Existen gráficos, para la presión de vapor de hidrocarburos hidrocarburos livianos livianos e hidrocarburos hidrocarburos pesados a altas y bajas temperatura. temperatura. Aunqu Aunque e la presió presión n de vapor, vapor, tamb también ién se pued puede e dete determ rmin inara ara través través de las las ecuacio ecuaciones nes de. de. Clausi Clausiusus- Clapey Clapeyron ron y Antoin Antoine, e, que que permite permiten n determi determinar nar la presión de vapor en forma matemática:
Determinación de la Presión de Vapor : La presión de vapor como parámetro perteneciente a las propiedades propiedades coligativas, se puede determinar directamente en forma gráfica o a través de ecuaciones matemáticas, como por ejemplo: Ecuaci Ecuación ón de Clausi Clausiusus- Clapeyr Clapeyron on. Esto Estoss inves investitiga gador dores es dedu dedujer jeron on que que el logaritmo de la presión de vapor es una función lineal del inverso de temperatura absoluta, esto se expresa a través de la siguiente ecuación:
P V 0 ∆ H m 1 1 − ln 1 = P V R T 1 T
(87)
Donde: ( P V 0 ) ) es la presión de Vapor a (T y P) absoluta absoluta (Sistema Internacion Internacional al (P = 1 atm y T=298 K) y (P V1) es la presión de vapor a la temperatura (T 1) absoluta, (∆ HM) es el calor de vaporización molar, (R) es la constante universal de los gase gases. s. Para Para que que la ecua ecuaci ción ón (87) (87) teng tenga a vali valide dezz se tien tienen en que que cump cumplilirr las las siguientes suposiciones: El vapor se debe comportar como un gas ideal, mientras que el volumen molar del líquido es un valor despreciable en comparación con el volumen molar del vapor, el valor del calor de vaporización molar se considera constan constante te e indepe independi ndient ente e de la tempera temperatur tura. a. Existe Existen n una serie serie de métodos métodos válidos para determinar el calor de vaporización, que pueden ser utilizados aquí.
Ecuación de Antoine. La determinación de la presión de vapor a través de la correlación de Antoine es de gran utilidad, y se fundamenta en la ecuación: ln P V
(88)
=
A − B T + C
Una de las ventajas de la ecuación (88) es que los valores de las constantes (A , B y C) pued pueden en obte obtene ners rse e con con faci facililida dad d para para un núme número ro gran grande de de espe especi cies es químicas.
b.- Sistema Sistema de 2 Componentes Componentes. Si se aplica la regla de las fases la ecuación queda (F + P =4).Esto significa que dentro den tro de la línea envolvente existen dos fases en equilibrio. Luego en ese punto, como hay dos fases (P=2). Esto da como
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resultado (F=2). Es decir, que el sistema es bivariante, y se necesita específica, tanto la presión, como la la temperatura para definir totalmente el sistema. Fuera de la línea envolvente, solo hay una fase (P=1) .Luego (F=3). Es decir que serían necesarias la presión, y temperatura y composición para definir totalmente el sistema. La composición es una nueva variable que aparecen en los diagramas de fases, y su se simbolizará como (X) Luego, los diagramas de fases, en donde participara participara la composición composición son: PresiónPresión- Composición Composición (P_X), el cual se desarrolla desarrolla a una una temp temper erat atur ura a cons consta tant nte. e. Tamb Tambié ién n exis existe ten n los los diag diagra rama mass de fase fasess temperatura composición (T_X), el cual debe ocurrir a una presión constante. Aunque los diagramas presión – temperatura (P_T) tienen, también una gran impor importa tanc ncia ia para para el siste sistema ma de dos dos compo componen nente tes. s. La teorí teoría a indi indica ca que que los diagramas de fases Presión- Temperatura (P-T), quizás sean los de mayor importancia para los hidrocarburos. En la figura 15 se presenta un diagrama de fases (P_T) para diferentes mezclas de conf conform ormad adas as por por Etano Etano (C2) y Heptano (C7). Esta mezcla a menudo se encuentra en los estudios de fluidos petroleros
Figura 15 Diagrama de Presión- Temperatura para el Sistema ( C 2 − C 7 )
En la figura 15. La temperatura temperatura y presión crítica crítica del (C 2) son:706,5 lpca y 549,6R, 549,6R, mientras que para el (C 7) son 396,8 lpca y 972,3 R. Luego la temperatura crítica de la mezcla de (C 2 y C 7) tiene que tener un valor entre 549,6 549,6 y 972,3 R. En vista que la temperatura crítica (T C ) de la mezcla se encuentre entre la temperatura crítica crítica del componente componente más pesado y liviano. Mientras que la presión crítica crítica de la
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mezcla debe de ser mayor que la presión crítica de cualquiera de los componentes de la mezcla. En la figura 15 se observa, que la línea de la izquierda del diagrama y que termina en el punto crítico crítico (C), esta es la curva de la presión de vapor para el etano puro. Mientras que la línea a la derecha del diagrama y que termina también también en el punto crítico, es la presión presión de vapor del Heptano Normal puro. Si la mezc mezcla la de los los comp compon onent entes es del del diag diagra rama ma tien tiene e valo valore ress simi simila lare res. s. La curva curva envolvente característica debe de cumplir con las siguientes propiedades. 1.- El punto crítico tiene la máxima presión respecto a las presiones críticas de las mezclas posibles, mientras que la temperatura crítica de la mezcla tiene un valor no muy lejos del promedio del valor de la temperatura temperatura crítica de los componentes componentes puros. Es decir, que para el caso que la mezcla sea (C 2 y C7), la temperatura crítica de la mezcla debe tener un valor cercano a 685 R. 2.- El diagrama de fases presenta un área máxima, donde ocurren la fase líquida y de vapor. Esta área será todavía mayor, mientras mientras que los componentes puros de la mezcla tengan una mayor diferencia en los puntos de ebullición. El punto de ebullición hay que diferenciarlo del punto de burbujeo 3.- A medida que un componente tiene mayor predominio composicional en la mezcla, tanto la presión, como la temperatura crítica de la mezcla, tendrán un valor cercano a la presión y temperatura crítica del componente predominante. 4.-Cuando 4.-Cuando se unen los los puntos puntos críticos críticos de las mezclas, mezclas, en un diagrama diagrama de fases fases (P-T) se obtiene lo que se denomina Lugar Geométrico de los Puntos Críticos. Estos puntos son de gran utilidad para el cálculo de la presión de convergencia, utilizada en la determinación de la constante de equilibrio de sistemas gas- líquido. Los Los sist sistem emas as de dos dos compo componen nente tess se puede pueden n repr represe esent ntar ar en un Diagr Diagram ama a Presión- Volumen Específico ( P −V ˆ ) en (PC/lbmol).En la figura 16 Se presenta el diagrama de fase del sistema Pentano Normal y Heptanp Normal. En función de la figura 16 se puede deducir lo siguiente que la presión varía con el volumen molar, aumentando su valor a medida que el sistema pasa del punto de rocío al punto de burbujeo, esto se debe a que la composición de la fracción líquida y vapor varían continuamente al pasar el sistema a través de la región de 2 fases. En vista que el punto crítico no ocurre en el ápice de la región de 2 fases. Esto significa que puede existir vapor a presiones por encima de la presión crítica, y también también puede existir existir líquido líquido a temperaturas temperaturas mayores que la temperatura temperatura crítica. Esto indica que en estos sistemas pueden ocurrir los fenómenos de conde condens nsaci ación ón y vapo vaporiz rizac ació ión n retróg retrógra rada. da. Esto Estoss proc proceso esoss tiene tienen n una una gran gran importancia, en la productividad de pozos petroleros, por lo que serán tratados más adelante en forma separada.
Otro Métodos de Estudio de los Sistemas Binarios: Los sistemas binarios se pueden estudiar también a través de los diagramas Presión- Composición (P_X) a Temperatura constante o Temperatura- Composición (T-X) a Presión constante.
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Figura 16 Diagrama Presión- Volumen para el Sistema (nC 5-nC7)
En la figura figura 17 se present presenta a un Diagram Diagrama a Presión Presión-- Compos Composici ición ón a tempera temperatur tura a constante, estos diagramas de fases son de gran utilidad en la industria, sobre todo todo cuando cuando se traba trabaja ja con los los proce procesos sos de separ separaci ación ón o purif purific icaci ación ón de componentes. En la figura 17 se puede observar, que tanto las presiones en el punto de roció, como en el punto de burbujeo son una función función de la composición, composición, lo que significa significa que ambos ambos parámetro parámetros, s, se puede presentar, presentar, en función función de la fracción fracción molar de uno de los componentes del sistema., o como fracción o porcentaje por peso (%P/P) Los puntos (A) y (A’) de la figura representan la presión de rocío y presión de burb burbuj ujeo eo,, para para los los com compone ponent ntes es puro puross de meno menorr y mayo mayorr vola volatitililida dad d respectivamente. Por arriba de la curva envolvente de los puntos de burbujeo solo existe líquido, mientras que bajo la línea envolvente de los puntos de rocío solo existe existe vapor. vapor. Entre Entre ambas curvas curvas ocurre la región región de dos fases. Es decir decir que coexiste en equilibrio termodinámico la fase líquida y vapor, quizás habría que señalar que se debe de hablar de vapor y no gas, ya que para hablar de gas habría que saber que sé esta sobre la temperatura crítica., lo que indica que el sistema es irreversible, por lo tanto la única forma de regresar a la fase líquida, sería a través de los procesos criogénicos, ya que esta sería la única forma, en que los componentes gaseosos, como el Metano, por ejemplo puedan regresar a la fase líquida, lo que desde luego tiene un alto significado industrial, sobre todo como medio de transporte..
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Figura 17 Diagrama P-X de un Sistema de dos Componentes
En Figura Figura 18 se present presenta a un diagram diagrama a tempera temperatur tura a –Compos –Composici ición ón a presión presión constante. El tipo de diagram diagrama a de la figura figura (18) tiene su importa importancia ncia en el diseño diseño de las torres de regeneración, las cuales se utilizan fundamentalmente en las plantas de deshidratación y de endulzamiento, donde la presión se mantiene constante y se varía la temperatura. temperatura. En la figura figura se observa que por encima de la curva de rocío es todo vapor y el área por debajo de la curva de burbujeo burbujeo es todo líquido. líquido. Si por ejemplo, se considera que el sistema se encuentra en la región de dos fases (H), cuya fracción molar del componente más pesado es (Z). La composición de la fases de vapor y líquido, esta dado por los extremos en la zona de dos fases de la línea horizontal a través de (H ). Los diagramas de fases para sistema sistema bivalente, bivalente, tiene una gran importancia, importancia, en el estudio de las propiedades y características de los hidrocarburos. Es mucha la info inform rmac ació ión n que que se puede puede obten obtener er a trav través és de los los diag diagram ramas as,, por por ejem ejempl plo o permiten determinar la composición de las fases. Es decir, la composición de los componentes que coexisten en equilibrio dentro de las líneas envolventes de los puntos de burbujeo y de rocío. Para ello se analiza la línea conformada por los puntos (EG) de las figuras (17 y 18). Estos puntos representan las composiciones líquidos y vapor que coexisten en equilibrio a la temperatura del diagrama y a la presión indicada por la línea (EG). Estas compasiones para líquido y vapor están representadas por los puntos “X y Y”, respectivamente.
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Figura 18 Diagrama Temperatura- Composición de un Sistema Binario
Las figuras 17 y 18 permiten explicar también algunos procesos que son de importancia en el estudio de los componentes binarios. Si, por ejemplo un sistema al inicio del proceso es vapor (D) (figura 18), en este caso la composición es (Z). Al aumentar aumentar la presión, el sistema se comprime, al llegar la presión al punto (H), en ese punto punto coexi coexist sten en en equi equililibr brio io el líqu líquido ido y vapor vapor.. En este este punto punto las las composiciones están representadas por (X y Y). Si se aumenta más la presión se llega al punto (B), el cual se denomina punto de burbujeo. En este caso la composición del líquido es (Z). Todo lo dicho aquí es válido para la composición de las las fase fasess dent dentro ro de las las líne líneas as envo envolv lven ente tes. s. Ya, Ya, que para para dete determ rmin inar ar la compos composic ició ión n fuer fuera a de las las línea líneass envol envolve vent nte e hay que recu recurri rrirr al bala balance nce de materiales, para lo cual se utilizan ecuaciones matemáticas, como por ejemplo: Si (F) representa el número total de moles; (L), representa la fracción del gas o vapor, mientras que (X) representa la fracción líquida se tiene que: F=L+V
(89)
Si se asume que el número total de moles del sistema es (Fz), y la fracción más volátil se representa por (VY) y la fracción líquida se representa por (LX), queda: Fz = LX + VY
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(90)
La ecuación (90), se puede utilizar para cuantificar la composición de las fases
c.- Sistemas de 3 componentes: La aplicación de la ecuación de la Regla de las Fases a este sistema queda (F+P =5). Para representar el comportamiento de fases se emplean, por lo general un triángulo equilátero. En un triángulo equilátero se puede demostrar por geometría, que la suma de las distancias de las tres (3) perpendiculares, desde un punto cualquiera en el interior del triángulo, a los tres (3) lados del mismo, es igual a la altura del triángulo. En la figura 19 se representa un diagrama de fase para un sistema de tres componentes. Figura 19 Características de un Diagrama triangular
En la figura 19 se observa que la suma de las distancias perpendiculares (X+Y+Z) del punto D a los los respectivos lados del triángulo BA, BC y AC, es igual a la altura del mismo, lo que significa aA. bB o cC. Por tanto, si las perpendiculares de cada vértice a los lados opuestos, se divide en 100 partes iguales, donde los vértices representan el 100% de los componentes puros (A;B y C). Un lado del triángulo representa mezclas de los dos (2) situados en los extremos del lado. Por ejemplo el punto (N) ubicado en el lado (AC), representa una mezcla conformada por 30% del componente (A) y 70% del componente (C). El punto (D) de la misma figura, repre represe sent nta a una una mezc mezcla la confo conform rmada ada por 20% 20% del del comp compone onent nte e (C); (C); 30% 30% del del
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componente (A) y 50% del componente (B). Una propiedad importante de los diag diagra rama mass tria triang ngul ular ares es esta esta rela relaci cion onad ada a con con la mezc mezcla la de dos dos sist sistem emas as compuestos a su vez por mezclas de dos componentes puros. La aplicabilidad de estos diagramas es que permiten describir el comportamiento de fases de un sistema de hidrocarburos, donde uno de los componentes es un gas, otro es un hidrocarburo pesado y un tercero es un hidrocarburo intermedio. También son de utilidad en el proceso de desplazamiento miscible en proyecto de recuperación secundaria por inyección de gas. Los diagramas triangulares suelen Ser clasificados en cuatro tipos: 1.- Los 3 componentes son completamente miscibles entre sí en todas sus formas Esto indica que solo habrá una fase en el sistema.; 2.- Uno de los componentes es totalmente totalmente miscible con los otros dos, pero estos solo son parcialmente miscibles entre si 3.- Un par de componentes es totalmente miscible entre sí y los otros 2 pares son parcialmente miscible.; 4.- Los 3 pares son parcialmente miscible.
d.- Sistema Multicomponentes La mejor de observar los cambios de fases de las mezclas de hidrocarburos que se presentan en los yacimientos de petróleo y gas o condensado es a través de un diagrama de fase Presión- Temperatura. Esto es válido, en vista que los sistemas de hidrocarburos encontrados en los yacimientos de petróleo y gas, están compuestos de una gran variedad de componentes, que no incluyen solo hidrocarburos, sino que hay otros elementos, que reciben el nombre de impurezas. Lo importante es que el comportamiento de estas mezclas, en la región bifásica (líquido- vapor) es muy similar al comportamiento de sistemas bifásicos. Además, hay que tener en cuenta, que el comportamiento de fases de los sistemas sistemas multicompone multicomponentes ntes de de hidrocarburos hidrocarburos,, dependen dependen fundamentalm fundamentalmente ente de la composición y de las propiedades físicas y y químicas y del comportamiento individual. Todo esto conlleva, a que los sistemas multicomponentes puedan ser estudiados a través de los diagramas (P-T). En la figura 20 se presenta un diagrama P-T para una mezcla multicomponente de hidrocarburos En vista vista que que en un sistema sistema binario, binario, la región de dos fases esta cerrada cerrada por por una curva envolvente del punto de burbujeo y del punto de rocío, unidas en el punto crítico simbolizado como (C). El diagrama mostrado en la figura 20 tiene varias características resaltantes, como por ejemplo, el máximo valor de la presión se representa por el punto (P M), punto que se conoce con el nombre de Punto Cricondembárico, mientras que el máximo valor de la temperatura se representa, por el punto (T M), el cual tiene el nombre de Punto Cricondertérmico. En la gráfica 20 se pueden analizar varios casos:
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Figura 20 Diagrama (P-T) Para un Sistema multicomponentes
a.- Caso I Se observa que la línea isobárica (puntos 1 y 2), cruza la curva de puntos de burbujeo en el punto (A) y la de rocío en el punto (B). En (A) se encuentra. el punto de burbujeo. En ese punto debe de comenzar el proceso de evaporización. Es decir si aumenta la temperatura el contenido líquido disminuye, y el vapor aumenta hasta llegar al punto (B), donde todo el sistema es vapor.(B) representa representa el punto de rocío, es donde se inicia inicia la condensación, condensación, y a medida que la temperatura disminuye, la condensación se hace mayor hasta llegar al punto (A), donde todo el sistema es líquido. b.- Caso II Aquí existe una línea isotérmica que cruza los puntos (3 y 4). En la línea se observa que entre los puntos (3 y D), el sistema es todo vapor de carácter homogéneo , y puede aumentar la densidad con el incremento de la presión entre 115
los puntos (D y E), donde ocurre ocurre condensación condensación del sistema, sistema, mientras mientras que entre entre los puntos (E y 4) 4) el sistema sistema es todo líquido líquido homogéneo, homogéneo, y solo solo aumentará aumentará la densidad (ρ )
c.- Caso III. Por el hecho de encontrarse una línea Criconderbárica (línea entre los puntos (5 y 6). Permite seguir una línea isobárica a una presión mayor a la crítica. La línea cruza dos veces la curva de los puntos de burbujeo, sin sin pasar por la línea de los puntos puntos de rocío. rocío. La línea línea isobáric isobárica a (puntos (puntos 5 y 6). Esta a una presión presión intermedia entre la presión en el punto crítico (C) y la presión máxima punto (P M) y cruza la curva de puntos de burbujeo en lo punto (F y G). Esto significa, que independientemente que la temperatura aumento o disminuya en el punto inicial de intersección con la curva de puntos de burbujeo (F y G)) el sistema es un líquido y coincide con el comienzo de la vaporización, sin importar el camino recorrido. En cuanto la temperatura aumente o disminuya y corte el segundo punto en la curva de burbujeo (puntos G y F), sin cruzar la línea de los puntos de rocío. Esto indica, que el sistema estará de nuevo en la misma fase líquida que cuando corto inic inicia ialm lmen ente te la curv curva a de burb burbuj ujeo eo.. Lueg Luego, o, es evid eviden ente te,, ento entonc nces es,, que que la vaporización se incremento de un valor cero, paso por un máximo y disminuyo de nuevo a un valor cero, al cruzar por segunda vez la curva de los puntos de burbujeo. Por lo tanto, entre los puntos (F y G), debe de haber necesariamente un punt punto o de vapo vapori riza zaci ción ón máxi máxima ma y el punt punto o (G) (G) indi indica ca un proc proces eso o sea sea de condensación con aumento en la temperatura o vaporización con disminución temperatura, según sea la dirección seguida Este comportamiento se denomina Vaporización Retrógrada Isobárica.
d.- Caso IV La existencia del punto Cricondertérmico, permite seguir una línea isotérmica isotérmica (línea 7 y 8) a una temperatura temperatura mayor a la temperatura temperatura crítica, la línea cruza dos veces los puntos de rocío, sin cruzar por la curva de los puntos de burbujeo. Aquí la línea isotérmica se encuentra a una temperatura intermedia entre la temperatura temperatura crítica del punto (C) y la temperatura temperatura máxima del punto (T M). La línea cruza los puntos de rocío en los puntos (H y J) sin cruzar la curva de los puntos de burbujeo, con ello .se da origen a un comportamiento de condensación y vaporización anómalo, similares a los planteados en el punto anterior. Este comportamiento se denomina Condensación Retrógrada Isotérmica. En la figura 20 deben de haber regiones retrógrada. Es decir un área, donde ocur ocurre re la ocur ocurra ra la vapo vapori riza zaci ción ón o cond conde ensac nsació ión n en form orma inv inversa ersa al comportamiento convencional, luego habrá una condensación retrograda, en la cual se produce vapor al disminuir isobáricamente la temperatura, la cual esta representado por los puntos (6-G-K) o aumentar isotérmicamente la presión, línea conformada conformada por los puntos(L-J-8) puntos(L-J-8) y condensación condensación retrógrada, retrógrada, por la cual se forma líquido al disminuir isotérmicamente la presión, línea conformada por los puntos (8- J-L) o aument aumentar ar isobáric isobáricame amente nte la tempera temperatur tura a línea línea conform conformada ada por los puntos (K-G-6)
116
La Temperatura Cricondentérmica (Tcdt ) es la máxima temperatura a la cual coexisten en equilibrio sistemas vapor y líquido. Proceso que, por lo general ocurre a una temperatura mayor a la temperatura crítica (T>T cdt ) y a cualquier presión el sistema esta en fase gaseosa. La Presión Cricondembárica (PCdp) es la máxima presión a la cual existen en equilibrio sistema vapor y líquido. Para crudos este punto esta a la izquierda del punto crítico, en cambio, para gases naturales y condensados esta a la derecha. Caracterización Termodinámica de los Yacimientos Los diagramas presióntemper temperatu atura ra (P-T), (P-T), para hidroca hidrocarbur rburos. os. En sistem sistemas as de mutico muticompo mponen nentes tes se pued pueden en util utiliz izar ar para para real realiz izar ar una una cara caract cter eriz izac ació ión n term termod odin inám ámic ica a de los los yacimientos. Los diagramas de fases para estos sistemas, varían en forma y la posición del punto crítico, dependiendo del contenido de volátiles en el sistema. Para Para sistem sistemas as con un alto contenid contenido o de volátile volátiles, s, la temper temperatu atura ra crítica crítica del sistema se acerca más a la temperatura crítica del componente más liviano. Aunque muchas veces los sistemas de multicomponentes se clasifican en forma grosera, como petróleo y gas. Pero, solo los yacimientos de gas se pueden subclasificar en Yacimientos de Gas Seco, Gas Húmedo o Condensado de Gas, Yacim Yacimie ient ntos os de Cond Condens ensad ados os Retr Retrógr ógrad ados. os. En la figu figura ra 21 se prese present nta a un diag diagra rama ma (P-T (P-T)) que que perm permitite e hace hacerr la clas clasifific icac ació ión n term termod odin inám ámic ica a de los los yacimientos Figura 21. Diagrama de fase de un Sistema Multicomponente 4000
Yacimientos de Gas Condensado
Yacimientos de Petróleo
Yacimientos de Gas Húmedo do
3500
a c p L , o t n e i m i c a Y l e d n ó i s e r P
o d i u l f l e r o o t p n e o i d m i i u c g a e Y s l o e n d i m a C
3000
2500
2000
1500
1000
500 0
50
100
150
200
250
3 30 00 0
350 50
Temperatura peratura del Yacimiento F°
En la la figura figura 21 21 se observa que, el área encerrada encerrada por las las curvas curvas del punto de burbujeo y del punto de rocío hacia el lado izquierdo inferior, es la región de combinaciones de presión y temperatura, en donde existen 2 fases líquidas y vapor. Las curvas dentro de la región de 2 fases muestran el porcentaje de líquido
117
en el volumen volumen total total de hidroca hidrocarbur rburos, os, para cualqu cualquier ier presión presión y tempera temperatur tura. a. Inicialmente, toda acumulación de hidrocarburos tiene su propio diagrama de fases que dependen solo de la composición acumulada. En la figura se observa:
a.a.- Zo Zona naII .Si la temp temper erat atur ura a del yaci yacim mient iento o est esta por por enci encim ma del del punt punto o cricondertémico, por ejemplo 300F y presión de 3700 lpca punto (A). Aquí se puede asegurar, que el punto representa un yacimiento de gas (Gas Seco o Gas Húmedo). Lo importante es que el sistema esta en fase gaseosa. Es decir que, aquí solo existe la fase gaseosa, y seguirá siendo como tal, aunque haya una disminución de la presión a lo largo de la línea (A- A 1). La fase gaseosa solo puede pasar a un sistema de 2 fases, si disminuye disminuye la temperatura temperatura a lo largo de la línea(A- A2), en este caso habrá una producción de líquido condensado en la superficie. Lo que indica que el punto (A2), puede corresponder a un yacimiento de gas húmedo, y se obtiene una fase líquida del separador denominada destilado o condensado condiciones iniciales iniciales del yacimientos yacimientos (por ejemplo ejemplo temperatura, temperatura, b.- ZonaII Si las condiciones presión viscosidad, gravedad específica, relación gas- petróleo, y otros parámetros que sean de importancia ala hora de evaluar el yacimiento) son tales, que la temperatura se encuentre entre el punto cricondetérmico y la temperatura crítica, y la presión tenga un valor tal, que solo exista una sola fase en el yacimiento. En este este caso caso la fase fase gase gaseos osa. a. Lueg Luego o se esta estarí ría a habl hablan ando do de yaci yacimi mien ento to de Condensado, de Destilado, de Yacimiento de Punto de Rocío o Yacimiento de Condensado Retrógrado. Si estas condiciones se cumplen en el punto (B), en donde la temperatura tiene un valor de 180 F, y la presión sea 3300 lpca. A medida que la presión disminuya, debido a la producción, la composición del fluido producido tendrá igual composición, que la composición del fluido producido en el punto (B) y permanecerá constante hasta que se alcance la presión del punto de rocío (B1). Por debajo de la presión de rocío se condensa fluido en el yacimiento. Esto es un grave problema operacional, en vista que el fluido condensado se adhiere al material material sólido de la formación o paredes de los poros de la roca, obstaculizando obstaculizando el libre movimiento, o simplemente permanece inmóvil, en vista que no se alcanza el punt punto o de satu saturac ració ión n .La .La Conde Condens nsac ación ión Retr Retrógr ógrad ada a ocurr ocurre e hast hasta a el punt punto o máxi máximo mo (B2).Cu ).Cuand ando o la presi presión ón dism dismin inuye uye de (B2) a ( B3) se pres presen enta ta una una vaporización del líquido, la cual ayuda a la recuperación líquida
c.- ZonaIII Si la acumulación de líquido ocurre a una temperatura menor que la crítica y presión por encima de la curva del punto de burbujeo. Si, por ejemplo la temperatura tiene un valor de 75F y la presión es 3000 lpca, condiciones que se alcanzan en el punto (D). Aquí el fluido se encuentra en la fase líquida. Estos yacim yacimie ient ntos os se deno denomi minan nan.. Yacim Yacimie ient ntos os Subsa Subsatu tura rados dos,, en vist vista a que que exist existe e deficiencia de gas. La presión disminuye, con una gran rapidez, debido a la producción producción alcanzando el punto (D1), el cual corresponde al punto de burbujeo. A presiones por debajo de este punto, la liberación de gas del petróleo aumenta formando una fase de gas libre. Si en el yacimiento existiese un acuífero la presión 118
puede mantenerse en el yacimiento por encima del punto (D 1) y el petróleo fluye al pozo como una sola fase de composición constante En conclusión se puede indicar que los yacimientos se pueden encontrar en estados monofásicos puntos (A, y B) o en estado bifásico (D). Esto dependerá de la posición relativa de la presión y temperatura de los diagramas de fase. También se pueden encontrar en depleción volumétrica en donde no existe intrusión de agua).
Comportamiento de los los yacimientos yacimientos monofásicos: a.- Yacimientos Simples de Gas. Según la figura 16 en el punto (A), donde la temperatura del yacimiento excede el cricondentérmico. b.- Yacimientos de Condensado Retrógrada Retrógrada de Punto de Rocío En este caso es la zona que corresponde al punto (B), donde la temperatura del yacimiento se encuentra entre la temperatura crítica y la temperatura del punto cricondentérmico. Lo que indica que es el máximo punto donde pueden existir en equilibrio las fases líquidos- vapor, en forma isobárica a una temperatura de operación das. c.- Yacimientos de Gas Disuelto de Punto de Burbujeo. La figura 16 indica que esto corresponde a la zona del punto (C), donde la temperatura del yacimiento esta por debajo de la temperatura crítica. Cuando la presión y temperatura caen dentro de la región de dos fases, existirá una zona de petróleo y producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capa de gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrógrado de gas. Condensación Retrógrada Creo que queda una pregunta por responde ¿Por que se produce la Condensación Retrógrada. Este fenómeno propio de los reservorios de gas y condensado, es aplicable a muchas situaciones que involucran equilibrios de fase fasess a alta altass presi presion ones, es, tant tanto o en estud estudio ioss PVT PVT de labor laborat ator orio io como como en condiciones condiciones de reservorio. reservorio. Se podría señalar que la anomalía anomalía de la condensación retróg retrógrad rada a se mani manififiest esta a en que, que, ocurr ocurre e cond conden ensac sació ión n de líqui líquido do duran durante te la expansión expansión a temperatura temperatura constante constante de un gas (en lugar lugar de lo normal, normal, que es la condensación durante la compresión del gas); La condensación de líquido durante el calentamiento a presión constante de un gas (Donde el fenómeno "normal" es la condensación durante el enfriamiento del gas). Cuando hay dos fases fluidas en un sistema, es relativamente fácil determinar cual es la fase líquida y gaseosa. En vista, que la fase superior corresponde al gas y la fase inferior al líquido. Uno de los parámetros que más caracteriza a la diferencia entre las fases líquida y gaseosa es la densidad. La densidad esta ligada a la distancia que separa las moléculas. Si las moléculas están muy alejadas, de inmediato se asume que esta es la fase gaseosa, y luego la densidad tendrá un valor bajo. Más las moléculas se acercan entre si, debido a dos razones: a.- A bajas temperaturas
porque la agitación térmica no logra contrarrestar las
119
fuerzas de atracción entre moléculas moléculas (estas son las fuerzas de Van der Waals), Waals), y se prod produc uce e cond conden ensa saci ción ón norm normal al.. Que Que serí sería a form formac ació ión n de líqu líquid idos os por por enfriamiento. b.- A altas presiones, en este caso el sistema se caracteriza porque entrega alta energía al sistema, con ello obliga a las moléculas a permanecer en contacto pese a la agitación térmica. Es por ello, que tanto en los líquidos como en los gases a alta presión, las densidades tengan valores altos. Lo que indica que los gases a alta presión tengan un comportamiento similar a los líquidos. Además los gases a alta presión son capaces de disolver líquidos. La disolución implica la mezcla intima de las moléculas. Es difícil imaginar la disolución de un líquido en un gas a presión atmosférica, pues en el mismo volumen en que el gas tiene apenas 1 molécula, una fase líquida puede contener cientos de moléculas. Pero en los gases a valores de presión considerados altos, como por ejemplo 2850 lpca, es lógico que las distancias moleculares se acorten de tal manera manera que es perfectamente razonable aceptar que una fase gaseosa en esas condiciones pueda disolver moléculas más pesad pesadas, as, ya que el gas gas y el líqui líquido do pasa pasan n a tene tenerr cant cantid idad ades es simi simila lares res de moléculas por unidad de volumen. La pregunta es ¿Entonces que ocurre?, si luego de disolver algo de líquido un gas a lata presión se expande. La verdad es que el gas o vapor pierde su capacidad de disolver líquido líquido y pasa a comportarse comportarse como un gas con moléculas distancias distancias y los componentes pesados se desprenden generando lo que se conoce como Condens Condensaci ación ón Retrógr Retrógrada, ada, que es perfect perfectame amente nte normal. normal. Lo mismo mismo ocurre, ocurre, cuando un gas a alta presión se calienta en forma isobárica. La expansión térmica aleja las moléculas del gas y los componentes pesados se desprenden de la masa gaseosa. La explicación es realmente sencilla. La dificultad, se relaciona con las definiciones. En vista, que cuando se trabaja con Petróleo y Gas Natural, como mezcla se acostumbra a calificar las mezclas no por lo que son, sino por lo que va ocurrir con ellas. En este caso La condensación Retrógrada, se califica de gas a la mezcla inicial homogénea, ya que a partir de ella y mediante un proceso común en la producción de reservorios, se empieza a desprender un líquido. La verdad es que otra puede ser una mezcla de la cual se desprenden gotas más densas o más pesadas que otras, y con ello pueden tener propiedades diferentes diferentes Hay varias respuestas, pero para ello se debe recurrir a los diagramas de fases fundamentalmente diagramas de fases presión- temperatura., tal como se muestra en la figura 22 La figura 22 que representa un diagrama de fase presión- temperatura (P-T). En la figura se observa., que si se parte de una mezcla representada por el punto (X), lueg luego o se pued puede e estu estudi diar ar su comp compor orta tami mien ento to,, cuan cuando do se la some someta ta a una una despresurización isotérmica (camino a) o un calentamiento isobárico (camino b). El (camino a) es el camino termodinámic termodinámico o típico de los estudios PVT para fluidos fluidos de reservorios sometidos a depletación. depletación. En este se sabe que se encuentra frente
120
Figura 22 Diagrama de Fases Presión- Temperatura
aun petróleo petróleo muy subsat subsaturad urado. o. Cuando Cuando la presión presión desciende desciende lo suficient suficiente e se comienza comienza a liberar liberar gas en el seno del fluido, dado que se corta la campana campana por la curva de presiones de burbujeo (trazo azul). (Camino b). Este es un camino termodinámico perfectamente válido, pero poco frecuente en la industria petrolera, donde los procesos de reservorio transcurren por lo general en condiciones isotérmicas. Lo interesante del (camino b) es que cuando la la temperatura aumenta lo suficiente, del seno de la muestra comienza a liberarse líquido, ya que se corta la campana por la curva de las presiones de rocío representada por el trazo rojo. En vista de ello se califica que la mezcla en el punto (X) es un gas. Luego se puede hacer la pregunta ¿Como es posible que la misma mezcla en idénticas condiciones de presión y Temperatura y dependiendo del proceso a que sea sometida, se pueda calificar como petróleo o como gas? La respuesta es muy simple. Esto es verdad sencillamente, porque se califica a la mezcla por lo que se va a hacer con ella y no por lo que es. Ya que la mezcla en el punto (X), ni es una mezcla gaseosa, ni es una mezcla líquida, simplemente es un fluido monofásico. Esto indica, que muchas veces la gente que trabaja en petróleo utiliza algunas definiciones, que realmente tienen un alta índice de ambigüedad, y que son aceptadas, solamente por el hecho que no es necesario una alta precisión y exactitud.
Equilibrio Vapor- Líquido .. Esta forma de equilibrio tiene una gran importancia en el dise diseño ño de equi equipos pos de gas, gas, como como por por ejem ejempl plo o Separ Separado adores res,, comp compres resor ores, es, deshidratadores etc. Para evaluar el funcionamiento de un sistema de separación en etapa etapas, s, es nece necesar sario io efec efectu tuar ar cálcu cálculos los de equi equililibri brio o vapor vapor-- líqu líquid ido o y de balance balance de materiales materiales en cada etapa de separación, separación, para ello se utiliza utiliza una Ecuación de estado Esto permite conocer las cantidades de gas y de líquido separadas en cada etapa, así como los parámetros necesarios para seleccionar las presiones de separación
121
óptimas para los fines que se pretendan. El área limitada por la línea envolvente de los puntos de rocío y burbujeo, en un diagrama de fases presión- temperatura define las condiciones, para que la fase gaseosa y la fase líquida se presenten en equilibrio. Es lógico que las cantidades y composiciones de la mezcla sean diferentes diferentes en distintos distintos puntos dentro de la región de dos fases, todo esto permite permite realizar una caracterización exhaustiva de la mezcla de fluido petrolero, con lo que provoca una mayor eficiencia del proceso realizado. La distribución de un componente en un sistema vapor- líquido es expresado por las Constantes de Equilibrio (K eq). Esta constante se define como la razón de la fracción molar del componente en la fase gaseosa (Y i), y a la fracción molar del componente en la fase líquida (X i). Este concepto es de gran utilidad para describir el comportamiento de los hidrocarburos, que conforman un sistema bifásicos (petróleo- Gas o vapor).Las constantes de hidrocarburos tomadas de tablas o estimadas mediante ecuaciones de estados apropiadas, constituyen la base de la simulación termodinámica de equilibrios entre el petróleo y el gas, y la ecuación que representa el equilibrio petróleo- gas queda: K
Y = i X 2
(91)
El primer intento desarrollado para determinar la composición de las fases de gas y Líqu Líquid idas as en sist sistem emas as mult multic icom ompo pone nent ntes es en la regi región ón de 2 fase fases, s, fue fue cons consid ider eran ando do que que el sist sistem ema a (fas (fase e líqu líquid ida a + fase fase vapo vapor) r),, debe debe segu seguir ir un comportamiento de soluciones ideales, en las cuales no se producen fuerzas de atracción atracción de ninguna ninguna especie entre los constituyent constituyentes es moleculares. moleculares. Esto significa significa que la (KI) puede obtenerse a partir de dos leyes muy simples:
a.- Ley de Raoult. Esta ley esta sustentada en experimentos realizados en el año 1886 y establ establece ece que la presión presión parcia parciall (PP) de un componente en la fase de vapor es igual a la fracción molar(X) de dicho componente en la fase líquida, multiplicada por la presión de vapor (P V) del componente puro. Es decir. PPi =PVi XI
(92)
Donde: (PPi) =Presión parcial del componente (i) en el vapor, en equilibrio con un líquido cuya composición es (X i); (PV) = presión de vapor que el componente (i) ejerce a la temperatura temperatura de operación y (XI)= Fracción molar del componente (i) en fase líquida
b.- Ley de Dalton, la cual establece que la presión parcial de un componente en una mezcla de gases ideales (P Pi) es proporcional a la fracción molar de dicho componente (YI) y a la presión total del sistema (P). Es decir, que queda: PPi= YIxP
(93)
122
Dond Donde: e: (PPi)= presi presión ón parci parcial al del comp compon onent ente e (i); (YI)= fracc fracció ión n mola molarr del del componente (i) en la fase de vapor y (P)= presión de operación del sistema. Al combin combinar ar estas estas dos leyes leyes iguala igualando ndo las presion presiones es parcia parciales, les, se obtiene obtiene una ecuac ecuació ión n que que relac relacio iona na las las comp compos osic icio iones nes de las fase fasess líqu líquida idass y vapo vaporr en equilibrio a la presión y temperatura de d e operación del sistema. Es decir : y I P Vi (94) = X i P Si la ecuación (94) se expresa en términos logarítmicos queda: logKI= logPVi - logP
(95)
La ecuación (94) indica que si sé gráfica el logaritmo de la constante de equilibrio en función del logaritmo de la presión del sistema, se debe de obtener un gráfico lineal de pendiente (-1) y ordenada igual a log (P VO), mientras que log(P) toma el valor de cero (0). Si se estuviese trabajando a la temperatura crítica de la mezcla, al aumentar la presión, en algún punto se alcanzaría la presión crítica del sistema. Luego este sería el punto punto crítico crítico de la mezcla. mezcla. En dicho dicho punto punto las propieda propiedades des intensivas intensivas del gas y del líquido líquido serán iguales. iguales. Esto indica que todas las (Y I) serán iguales a todas las (X I). Luego todas las (K I), serían iguales a (1).Pero, se debe de tener en cuenta lo siguiente. Cuando no se trabaja a la temperatura crítica de la mezcla, la tendencia del conjunto de las (K I), puede ser la misma. Pero dichas (K I) dejan de tener sentido físico en algún punto antes de alcanzar el valor de (1), ya que al no trabajarse a la temperatura crítica, no es alcanzable el punto crítico. Luego, antes de que las (KI) se acerquen al valor de (1) toda la mezcla se ha transformado en gas o en líquido, perdiendo lógicamente sentido el concepto de (KI). Ahora Ahora la presión presión a la que todas todas las (KI) alcanzan el valor de (1), se denomina presión de convergencia. En términos físicos la constante de equilibrio es una medida de la volatilidad del componente (i) en la mezcla mezcla a una T y P dada. Los componentes más volátiles volátiles en a mezcla (C1 ;C2 ;C3) tienen constantes de equilibrio mayores que los menos volátiles (C5 ;C6 ;C7,) a cierta P y T. En general: Ki=f(P,T, composición)
(96)
A baja bajass presi presione oness (P<5 (P<50 0 lpca) lpca),, cuand cuando o las las fuerz fuerzas as de atrac atracci ción ón y repul repulsi sión ón intermolecul intermolecular ar son pequeñas y se cumplen cumplen las leyes de los gases ideales; ideales; el efecto de la composición es despreciable y la ecuación (96) se escribe: Ki=f(P,T)
(97)
A las constantes de equilibrio que solo dependen d ependen de P y T se las llama ideales.
La constante de Equilibrio En base a la Presión de Convergencia Convergencia (PK). La 123
presión de convergencia puede definirse, como la presión a la cual todos los valores de la constante de equilibrio vapor- líquido tienden a la unidad a la temperatura del sistema. Esto significa, que es la presión para un sistema a una temperatura dada, cuando ya no es posible la separación de las fases gaseosas y líquidas. Bajo estas circunstancias los valores de la constante de equilibrio son continuos y convergen en el valor unitario (1,0). En este caso se podría señalar que tanto la fase gaseosa, como la fase líquida se encuentran en una composición similar. Aunque, es lógico pensar que solo ocurre, solo cuando la temperatura del sistema es la temperatura crítica. Luego la presión de convergencia, será también la presión crítica. Para sistemas de multicomponentes la presión de convergencia depende tanto de la temperatura del sistema, como de la composición del mismo. Métodos para determinar la presión de convergencia (P K ). Los métodos de mayor exactitud para la presión de convergencia (P K) requieren un proceso de ensayo y error, en donde (P K) se supone, y después se calcula. Cuando el valor supuesto y calculado coinciden dentro de una aproximación normal, el último valor calculado se toma como. (P K) del sistema Pero, cuando la presión de operación del sistema es menor que la presión a la cual las curvas de la constante de equilibrio (K) cambian de pendiente en los gráficos (logK), como función de (logP), se puede utilizar lo siguiente:
Determinación de la Presión de Convergencia: este parámetro vital para la cuant cuantififica icaci ción ón de la const constant ante e de equi equililibri brio o de hidro hidroca carbu rburo ros, s, parám parámet etro ro de importancia en el diseño de separadores, se determina: a.- Método de Standing Para el desarrollo de este método método es necesario necesario conocer la composición del sistema y el peso molecular de la fracción (C 7+), y la presión de convergencia queda PK =60M(C7+)-4200
(98)
También de la siguiente tabulación se puede determinar (P K ) M(C7+) (PK )(lpca)
120,0
170,0 3000
220,0 6000
9000
b.- Método de Martínez y Lorenzo . Estos autores a través de experimentos encontraron valores que permiten ampliar los de Standing. M(C7+) 100
110
(PK )(lpca)
1514 2142 2770 4026 5285 5910 6538 7738 9050
120
140
160
170
180
200
220
c.- Método de Rzasa y Colaboradores Para el desarrollo de este método se requiere conocer el producto (M (C 7+)xγ G) de la fracción (C 7+), y también de la temperatura del sistema. Pero, cuando se trabaja con temperaturas por debajo de
124
50F y valores de (M (C 7+)xγ G)<80, )<80, tiene tiene validez validez.. Posterio Posteriorme rmente nte Martín Martínez ez y Lorenzo en forma experimental prolongaron las curvas hasta -50 y agregaron una curva para un valor del producto de gravedad específica y el peso molecular de (C7+) igual a 72 (lb/lbmol), permitiendo con ello la determinación de la presión de convergencia a estas condiciones.
La constante de Equilibrio en Base a la Fugacidad: La fugacidad (f) es una forma común para expresar la (K I). Hidrocarburos. La fugacidad es un concepto termodinámico difícil de definir en términos físicos. Es una función de energía libre. La (f) tiene unidades de P, luego (f) sería una presión corregida, y según la Ley de Soluciones ideales y para un sistema bifásico vapor y líquido en equilibrio, y que se sabe que los valores de la presión y temperatura son iguales para ambas fases. Luego las fugacidades de cada componente en las fases líquida y vapor del sistema es la misma. El significado de esta observación equivale a decir que cada componente del sistema tienen igual energía libre o igual potencia química en amabas fases. En términos del potencial químico la fugacidad se relaciona con el potenci potencial al químic químico o (∆ G), que también recibe el nombre de Energía Libre de Gibbs<. dG = RTd(lnf)
(99)
La ecuación (99) define la fugacidad en forma diferencial lim f= P
(100)
La ecuación (100) se puede escribir, también como: ˆ )/RTdP d(lnf) =( V
(101)
Hay que tener presente que la ecuación (101) esta escrita en función de los potenciales potenciales químicos químicos de un líquido y gas en equilibrio equilibrio luego en condiciones condiciones de equilibrio se tiene que: f iLiL=f iViV
(102)
Donde :(f iLiL) y (f iViV) son las fugacidades del componente (i) del sistema, en las fases líquida y de vapor, respectivamente, pero: f iLiL=(f o)iLxXi
y
f iViV=(f o)iVxYi
(103)
Donde :(f o)IL y (f o)iV son las fugacidades del componente (i) del sistema en estado líquido y de vapor respectivamente, luego se tiene que: (f o)iLxXi= (f o)iVxYi Luego, se obtiene para la constante de equilibrio:
125
(104)
Y i f iL0 = 0 K i = X i f iV
(105)
Una forma de determinar (K i), según la ecuación (105) es hacer uso de gráficas. Para ello se necesita conocer la presión y temperatura, a las cuales se desea determina la constante de equilibrio. Luego conociendo los valores de la presión y temperatura seudorreducida, se busca en la figura 23 el valor de (f/P).
Figura 23 Coeficiente de Fugacidad
El efecto de la presión sobre la fugacidad de un componente en la fase líquida puede calcularse considerando que el volumen es constante en el intervalo de presi presión ón de (P2-P1). Luego Luego se tiene tiene a la temp temper erat atura ura de equil equilib ibri rio. o. Es deci decir, r,
126
temperatura a la que se desea determinar la constante de equilibrio, con cierto grado de precisión y exactitud:
f iL2 ln f iL1
V ( P 2 − P 1 ) = nxRT
ln( f iL 2 )
=
M ( P 2
− P 1 )
ρ xRT
(106)
+ ln( ln(
f iL1 )
(107)
Aquí (1) indica que la presión a utilizar es la presión de vapor, mientras que la Condición (2) se refiere a la condición de equilibrio. Ambas condiciones se refieren a la temperatura de equilibrio. Con la ecuación (105 y 106) de determina (f iL2 iL2) a la pres presió ión n y tempe empera rattura ura de equi equililibr brio io.. Cuand uando o la fase ase gase gaseos osa a tiene iene un comportamient comportamiento o ideal, y la fase líquida líquida es una solución solución ideal, ideal, la ecuación ecuación de la constante de equilibrio se convierte en: K i
=
K id xγ iL
Ψi
(108)
Donde: (Ki)= constante de equilibrio equilibrio del hidrocarburo a una presión y temperatura temperatura dada ;(Kid)= constante de equilibrio equilibrio de hidrocarburos hidrocarburos en la condición de idealidad; (γ iL)= coeficiente de actividad de un componente líquido y ( ϕ I) = coeficiente de fugacidad de la fase de vapor de un componente (i) en la mezcla referido a la fase de vapor. En la ecuación (108) los parámetros necesarios para utilizar la ecuación se dete determ rmin inan an a través través de de prueb pruebas as de corr correl elac ación ión.. El parám parámet etro ro (ϕ I) se determina a través de la ecuación de estado de Van der Waals.
a - ln Z 1 − b = b − 2a − ln Z 1 − b R T V ˆ V ˆ (V ˆ − b) RT V ˆ V ˆ
l n Ψ( i ) = Z − 1 −
(109)
En donde (a y b) son las constantes de Van der Waals. La ecuación ecuación para calcular calcular la fugacidad del líquido y del gas es: ln(
Ψ) =
b A 2 a i B − i ln ( Z −1) − ( Z − B ) − 1 + bm B a m bm Z bi
(110)
Si se estuviese hablando de sustancias químicas puras el coeficiente de fugacidad se puede relacionar con el potencial químico ˆ dP dG= V
(111)
127
(G) es el potencial químico, que comúnmente es llamado Energía Libre de Gibbs ( ˆ ) es el volumen molar y (P) es la presión del sistema. Pero el volumen se puede V determinar a través de la siguiente ecuación: ˆ V
Luego para un gas puro queda :
=
ZxRxT P
dG= ZRTd(lnP) dG=RTd(lnf)
(112) (113) (114)
Constante de Equilibrio Sobre la base de Gráficos . La constante líquido- Vapor se pueden determinar sobre la fase de gráficas: a.- Modelos de J. M Campbell La principal características de estas gráficas es que que el auto autorr obvi obvia a el reque requeri rimi mien ento to de las las pres presio ione ness de conver convergen genci cia, a, esto esto provoca que la exactitud de los datos no tengan mucha precisión, pero son de fácil uso. En la figura 24 se presenta un gráfico para el Butano Normal (nC 4) b.- Constante de equilibrio, según la GPSA. Estos gráficos están relacionados con presiones de convergencia entre 2000 y 3000 lpca. En las figuras 25 y 26 se presentan los valores de la constante de equilibrio para el propano a 2000 y 3000 lpca, respectivamente. La Constante de Equilibrio en Base a Ecuaciones de Estado .Las Ecuaciones de Estado han sido utilizadas en muchos trabajos de ingeniería en general; en la ingeniería petrolera se han aceptado como una herramienta bastante útil para diagnosticar el comportamiento de fases de los fluidos. Una ecuación de estado se puede puede defi defini nirr muy muy fáci fácilm lment ente, e, como como una una ecuac ecuació ión n que que rela relaci cion ona; a; Presi Presión ón;; Temperatura, Volumen y Composición La ecuación cúbica se puede escribir de la siguiente forma: ˆ 3 V
ˆ 2+B2 V ˆ +B3=0 +B1 V
(115)
ˆ ) es el volumen molar y (B 1;B2 yB3) son constantes que dependen de la Donde :( V presión (P), temperatura (T), composición (X)) y de la cantidad de moles del fluido Una ecuación cúbica, puede tener una o tres soluciones reales. Al encontrar las raíces de la ecuación ecuación (115), el volumen mayor corresponde al vapor y el volumen menor al líquido; si existe una tercera solución simplemente se desprecia, ya que carece de significado físico. Las ecuaciones cúbicas de estado se fundamentan en la teoría Van der Waals y producen expresiones de fácil uso en cálculos de equi equililibr brio io de las las fase fasess .Lueg .Luego o se puede puede señal señalar ar que que para para poder poder estud estudia iarr el comport comportami amient ento o de las pruebas pruebas (PVT) (PVT) de determ determina inados dos fluido fluidoss en un amplio amplio intervalo de temperaturas y presiones, se requiere de una ecuación, que sea lo suficienteme suficientemente nte general, general, de tal forma que se pueda aplicar, aplicar, tanto a líquidos líquidos como a vapores y/o gases, y que además no sea tan compleja a la hora de su
128
Figura 24 Valores de la constante de de equilibrio de Butano Normal
utilización. Las ecuaciones polinomiales, que son cúbicas respecto del volumen molar, son las más simples y las que mejor representan el comportamiento de líquidos y vapores. Luego para determinar la constante de equilibrio de las fases líquida- vapor en hidrocarburos se tienen las siguientes ecuaciones:
a.-Ecuación de Van del Waals, fue propuesta 1873 ˆ3 V
a
=
− b +
RT ˆ 2 V P
a ab + V ˆ − = 0 P P
27 xR 2 xT C 2
b
64 xP C
=
RxT C 8 xP xP C
(116)
(117)
La ecua ecuaci ción ón del del Van Van del del Waal Waalss se suste sustent nta a en la figur figura a 27. La figur figura a 22 que que representa un diagrama (P_V), muestra tres isotermas. La curva sobrepuesta representa los estados líquidos y vapor saturados. Para la isoterma (T C > T ) , la
129
Figura 25 Valores de la Constante de Equilibrio para el (C 3) a PK=2000 lpca
ˆ ; presión es una función monótona decreciente al aumentar el volumen molar V la isoterma crítica (T C ) presenta una inflexión horizontal en (C ),característica del punto crítico. crítico. Ahora para la isoterma isoterma (T 2 < T C ) , la presión disminuye rápidamente al aumentar el volumen molar en la región líquida, se hace mínima después de cruzar la línea de líquido saturado y aumenta hasta un Máximo, para luego cruzar la línea de vapor saturado y continuar en la región de vapor. Las isotermas experimentales no exhiben esta transición suave de la región líquida a la de vapor; en su lugar, éstas contienen una línea horizontal dentro de la región de dos fases fases donde donde coex coexis iste ten n el líqu líquid ido o y el vapor vapor satu saturad rados os en dist distin inta tass proporciones a la presión de vapor o saturación, todo lo señalado en este punto ayuda a la determinación de la constante de equilibrio líquido- vapor.
b.- Ecua Ecuació ción n de Redlic Redlichh- Kwong Kwong. El desarrollo moderno de las ecuaciones Cúbicas de estado se inicio con la la publicación de la ecuación de Redlich- Kwong Kwong de la forma: Figura 26 Valores de la constante de equilibrio del(C 3) a PK= 3000 lpca 130
Figura 27 Isoterma de un Gas de Van der Waals
P =
RT RT ˆ − b) (V
(118)
131
−
a ˆ x T (V ˆ + b) V
En donde; (a y b) son constantes .La ecuación (118) tiene tres raíces para el volu volume men, n, de las las que que dos dos pued pueden en ser ser comp comple leja jas; s; físi física came ment nte e los los valo valore ress ˆ ) siempre son reales positivos y mayores que significativos del volumen molar ( V la constante (b).La interpretación de la ecuación (118), se representa en forma gráfica de la siguiente forma: a.-Cuando la temperatura de operación es mayor que la temperatura crítica, lo que indica que (T> T C) En este este cualquie cualquierr valor valor positiv positivo o de la presión conduce una solución con una sola raíz real positiva b.- Cuando la temperatura de operación es igual a la temperatura crítica (T= TC). En este caso, también es válido lo señalado en el punto (a), excepto cuando la presión de operación sea igual a la presión crítica, donde existirá una raíz triple, ˆ ), aunque este parámetro tiene una que equivale al volumen crítico molar ( V gran inestabilidad es importante su determinación C
c.- Cuando la temperatura de operación es menor a la temperatura temperatura crítica (T
RT bxTxR a ˆ axb axb − − xV − V ˆ 2 − b 2 + P Px T P Px T
La constante (a y b) de Redlich Kwong son:
132
(120)
a
=
0,42748 xR 2 xT C 2 ,5
b=
P C
0,08664 RxT C
(121)
P C
En conc conclu lusi sión ón se pued puede e seña señala larr que que la ecua ecuaci ción ón (116 (116)) se Redl Redlic ichh- Kwon Kwonf f representa aceptadamente las fases de vapor y líquido
c.- Ecuación de Soave- Redlich- Kwong ˆ3 V
RT RT ˆ 2 ax α xT bxRT b 2 ˆ axbx α − − − V + V − P P P P
0
α =[1+m(1-TR0,5]2
(123)
m=0,48509+1,55171 ω -0,15613 ω 2 a
=
0,427480 xR 2 xT C 2
b=
P C
(122)
(124)
0,086640 xRxT C P C
(125) La ecuación (121) representa muy bien la fase de vapor y aceptadament aceptadamente e la fase líquida
d.- Ecuación de Peng- Robinson. Esta ecuación ecuación Estado Estado es cúbica con respecto respecto al Volumen de tipo de Van del Waals P =
donde:
RT RT ˆ −b V
(
)
−
a
(
ˆ V ˆ +b V
) + b(V ˆ − b )
[ (
R 2T C 2 a = 0,45724 1 + m 1 − P C
T C
)]
2
RT C
b
= 0,0778
m
= 0,37464 + 1,54226 ω i − 0,26992 ω i2
(126)
(127)
(128)
P C
(129)
Si la ecuación (124) se acomoda en función del volumen queda
RT − b V ˆ 2 V ˆ 3 − P
+ aT − 2 xbxRxT − 3b 2 V ˆ − b aT − bxRxT − b 2 = 0 P P P P
La ecuación correspondiente al factor de compresibilidad es de la forma
133
(130)
Z3
+ ( B − 1) Z 2 + ( A − 3B 2 − 2 B) Z + ( B 2 + B3 − AB) = 0
Donde: A =
aP
( RT )
2
y
B
=
bP
(131) (132)
RT RT
El coeficiente de fugacidad para cada fase es: ln ƒP= ( Z P − 1) − ln ( Z P − B ) −
Z + ln P 2 2 B Z P − A
( 2 + 1) B ( 2 − 1) B
(133)
Si se aplican la Regla de Mezclados para las mezclas queda: n
a M
n
= ∑∑ X i X j ai0,5 a j0,5 (1 − δ ij ) y i =1 j =1
A =
a M P
( RT ) 2
y
bM
= ∑ X i bi
B
=
bM P RT RT
(134)
(135)
Una vez encontradas las raíces de la ecuación cúbica, las cuales fácilmente se pueden determinar utilizando modelos de simulación. Una vez obtenido los valores de las las raíc raíces es,, se asig asigna na el mayo mayorr valo valorr de fact factor or (Z) (Z) a la frac fracci ción ón de los los hidrocarburos que se encuentra en forma de vapor y el menor a la fase líquida, y con ellos se calcula calcula el coeficiente coeficiente de fugacidad fugacidad de cada fase basándose en este principio sé dando origen a la ecuación (136) bi
lnƒP= b
M
2∑ X kP ai0,5 a k 0,5 (1 −δ M ) bi Z P + ( A k ( Z P −) − ln( Z P − B ) − − ln a M bM 2 2 B Z P − (
+1) B 2 −1) B 2
Cálc Cálcul ulo o de dell Volu Volume men n Espe Especí cífi fico co de Líqu Líquid idos os Puro Puross co con n Ecuac Ecuacio ione ness de Estado Cúbicas: Durante los últimos años se han publicado una gran cantidad de artícu artículos los relacio relacionad nado o con el cálculo cálculo de propie propiedade dadess de sustan sustancia ciass utiliz utilizando ando ecuaciones de estado cúbicas, pero no muchas de ella son aplicables a la determinación del volumen específico, una de las razones para ello, es el alto porcentaje de error, que se obtenía cuando una de las ecuaciones se aplicaba a la determinación del volumen específico de hidrocarburos. Una de las ecuaciones de mayo mayorr apli aplica cabi bililidad dad es la desarr desarrol olla la por por Peng Peng – Robi Robinso nson, n, aunq aunque ue en años años recient recientes es se han public publicado, ado, otras ecuacio ecuaciones nes de estado estado cúbica cúbicas, s, las cuales cuales pueden ser aplicadas en la determinación del volumen específico, y tienen un aceptable funcionamiento en el intervalo que va desde el punto triple hasta el punto crítico, crítico, con un porcentaje porcentaje de error no mayor al 0,7%, uno de los problemas de estas ecuaciones es que se necesita de parámetros adicionales, para la aplicabilidad de la ecuación, lo que complicaba su utilidad. Una ecuación de Estado Cúbica (EEC), según Schmidt y Wenzel (1980) se puede presentar como: 134
P =
RxT ˆ −b V
−
aC xα ˆ 2 + k bV ˆ + k b 2 V 1 2
(137)
En este caso, como se sabe (α ) es la función de atracción que depende de la temperatura reducida, mientras que: 2
aC
= Ωa
= Ωb
b
2
R xT C
(138)
P C
RxT C
(139)
P C
Ωa = 0,66221 − 0,76105
Ωb = 0,2207 + 0,20868
Z C Z C
(140) (141)
− 1,8708 Z C +1 Ωb
k 1
=
0,57765
k 2
=
1,8708 Z C
(142)
− 0,57765 Ωb
[
α = 1 + m(1 − T R
]
(143) (144)
xZ C ) + 8,1941 (ω xZ C ) 2 = 0,46283 + 3,58230 (ω xZ
m
(145) La ecuación (137) se puede transformar para producir Z 3
+ a1 Z 2 + a 2 Z + a3 =0
(145)
a1
= B(k 1 −1) −1
(146)
a2
= B 2 (k 2 − k 1 ) − k 1 B + A
(147)
a3
= − B (k 2 B 2 + k 2 B + A)
(148)
A =
B
=
aC xPxα
(149)
R 2T 2 bxP
(150)
RT RT
135
En vista que la ecuación (145) tiene tres raíces, la cual se puede resolver por métodos iterativos o directos, en ambos casos se pueden presentar problemas. Luego para evitar estos problemas es emplear la solución analítica de Zhao y Saha (1998), según la cual las tres raíces de la ecuación (145) son: Z 1
= S + U −
Z 2
=−
1
a1
(151)
3
( S + U ) −
2
a1 3
+
i 3
−
i 3
2
( S − U )
(152) Z 3= −
1 2
( S +U ) −
a1 3
2
( S −U )
(153) i
= (−1)1 / 2
(154)
S = [M + (Q 2
+ M 2 )1 / 2 ]
U = [ M − (Q 3
+ M 2 )1 / 2 ]
Q
=
3a 2
M =
1/ 3
1/ 3
− a12
(156) (157)
9 9a1 xa2
(155)
− 27a3 − 2a13 54
(158)
En la región de los fases las ecuaciones (151,152, 153;154,155,156,157 y 158) producen tres raíces reales, la raíz mayor corresponde al factor de compresibilidad del vapor y la raíz más pequeña corresponde al líquido
Cons Consta tant ntes es de Equi Equili libr brio io de la Frac Fracci ción ón Más Más Pesa Pesada da. El anál nálisis de condensados y gas, por lo general se determina un número dado de componentes puros y de allí en adelante se expresa con una fracción más pesada (C 5+) ;(C6+) o (C7+), luego se tiene por ejemplo ejemplo una serie de métodos métodos matemáticos matemáticos válidos válidos para determinar presión de convergencia y con ello la constante de equilibrio correspondientes. En la literatura científica existen una serie de gráficos, para los valores de(K) a de PK ) de 5000 lpca, y cuando la PK ) es diferente de 5000 lpca existen gráficos que permiten hacer las correcciones para los valores de K. a.- Método de White y Brown Para determinar (K): Este método se fundamenta en la elaboración de curvas aproximadas de la constante de equilibrio para un sistema dado, a temperatura constante, para ello se requiere conocer la presión de convergencia (PK ).La presión a la que ocurre el valor mínimo de K y este valor de K se ha correlacionado con (PK) y la presión de vapor ,con la cual se puede 136
determinar una constante de equilibrio(K) hasta una presión de convergencia (PK) de 10000 lpca. b.- Constante de Equilibrio de la Fracción Pesada (C 7+): Existen varios métodos para determinar las constantes de equilibrio de la fracción (C 7+), cada uno de ellos cumple una determinada función. En la actualidad con la ayuda de los modelos comput computaci acional onales, es, se hace hace un poco más fácil fácil dete determi rminar nar un un métod método o de alta alta eficiencia y precisión, para ello se establece lo siguiente: 1.- Se obtiene (M) (γ ) para (C7+), con este valor se puede hacer una interpolación en las curvas de constantes de equilibrio fundamentadas en el peso molecular. 2.- Si sé gráfica logK contra (T C2) se obtiene una línea recta para un sistema de hidrocarburos a condiciones de T y P dadas. Luego conociendo (T C ) para la fracción más pesada y, se puede obtener el valor de (K) 3.- Se gráfica log de K P como función de una relación: bi
1 1 = − T bi T
(159)
Los valores de la temperatura de evaporación (T b) del hidrocarburo en cuestión, se pueden determinar a través de ecuaciones matemática, como también se puede cuantificar a través través de gráficos o se pueden encontrar tabulados, aunque también también se pueden encontrar tabulados, como es el caso siguiente, donde se puede obtener a través de parámetros. Aquí a través del parámetro (b i) puede ser definido también a través de la siguiente ecuación: bi
=
(160)
log log P C − log log 14 ,7
1 1 − T bi T Ci
Cuadro 10 Los valores de (b) comp C1 C2 C3 iC4 n C4 i C5
b 805 1412 1799 2037 2153 2368
Comp N C5 N C6 N C7 N C8 n C9 n C10
b 2480 2780 3068 3335 3590 3828
Comp n C11 n C12 n C13 n C14 n C15 n C16
b 4055 4291 4500 4715 4919 5105
comp N C17 N C18 n C19
B 5290 5470 5630
4.- Se grafica log K como función de 1/T b para valores conocidos de K se extrapola la línea resultante y se determina la constante de equilibrio.
137
c.- Método de Winn. Este método permite obtener constante de equilibrio de la fracción fracción más pesada, hidrocarburos hidrocarburos e impurezas impurezas Se utiliza utiliza una temperatura temperatura entre -10 a 800 F y presiones de convergencia y del sistema de hasta 10000 lpca. 1.- Con el peso molecular y la gravedad API de la fracción(C 7+) se determina el factor de caracterización caracterización y el punto de ebullición ebullición normal, y con esto de determina K para diferentes compuestos. d.- Método de Canfield. Este autor ajusto las curvas de la GPSA a través de las siguientes correlaciones: K i
=
exp( C i ) PR
(161) PR PR
C i Ai
=
P
(162)
P K
= Ai xBi (1 − PR ) 0,33 /T
(163)
Ri
= 10,7016 − ln P K −
4,4316 T R2
−
0,1968 T R3
Bi =6,3816-29,002ZCi +35,3443(ZCi )2
(164) (165)
ZCi = Factor de compresibilidad crítico de la especie (i), el cual esta tabulado en la unidad II de este mismo texto:
e.-Método de Correlación de Standing : Standing ajusto las (K I) experimentales de Katz y Hachmauth Hachmauth fundamentándose fundamentándose en el hecho, que cuando P<1000 lpca la composición composición del sistema tiene poco efecto efecto sobre las (K I) El rango de P y T usado en la correlación fue 14 ≤ P≤ 1000 lpca y 40 ≤ T≤ 200 F: La correlación tiene la forma siguiente: 10( a + cF i ) K i = (166) P
a= 1,2+4,5x10-4P+15x10-8P2
(167)
c =0,89 -1,7x10 -4P-3,5x10-8P2
(168)
Fi =bi
(169)
Donde: (T) = Temperatura Temperatura absoluta en (R); (P)= Presión absoluta absoluta en (lpca); (Tbi)= Temperatura de ebullición del componente (i) a P=14,7 lpca y temperatura en R. ; (TCi)= Temperatura crítica del componente (i) en (R) y (P Ci) =Presión crítica del componente (i) en lpca. La correlación de Standing presenta un error de 3% con respecto respecto a valores valores experimentales experimentales y presenta mejores resultados en el diseño de
138
separadores que las constantes de equilibrios obtenidas en forma gráfica. Este método de correlación tiene una gran aplicabilidad en los Modelos de Simulación, utilizados para determinar la constante de equilibrio.
f.-M f.-Méto étodo do de Corr Correl elaci ación ón de Wi Wils lson on :Wilson Wilson desarro desarrollo llo una ecuaci ecuación ón para estimar la constante de equilibrio a presiones moderadas, a las cuales el efecto de la composición del sistema es despreciable: K i
=
1 P Ri Ri
exp o(5,3727 (1 +ϖ i ) 1 −
1 T Ri Ri
(170)
Donde: (PRi)= presión reducida del componente ( i ); (T Ri) = temperatura temperatura reducida del componente (i) y ( ω i)= factor acéntrico del componente (i).La ecuación de Wilson ha sido ampliamente usada en simuladores composicionales para tener un estimado inicial de las constantes de equilibrio en el proceso iterativo del cálculo de fases.
Deter Determi mina naci ción ón de la Comp Compos osic ició ión n de las las Fa Fase sess (Líq (Líqui uido do-- Vapo Vapor r Para cuantificar los valores de las fracciones (Y I y XI) de la ecuación (76), y poder determinar la constante de equilibrio (K i), se necesita combinar una serie de ecua ecuaci cion ones es que que se rela relaci cion onen en con con esta estass cant cantid idad ades es,, las las cuel cuelas as pued pueden en desarrollarse a partir de un balance de materiales para el componente (i). Para, ello se puede considerar una etapa de separación (gas- petróleo), definida como una una cond condic ició ión n a la cual cual el petr petról óleo eo y el vapo vaporr alca alcanz nzar ar el equi equililibr brio io,, a las las condiciones condiciones de presión presión y temperat temperatura ura existentes existentes en el separador. separador. Lo importante importante es que de un un cálculo cálculo de equilibrio equilibrio de fases fases Las fracciones fracciones de las las fases fases vapor y líquido en la mezcla, además de las composiciones de cada una de las fases. Luego para el cálculo de la composición de las fases se utilizan las ecuaciones de balance de materiales Este cálculo, cálculo, también también se se denomina denomina Cálculo de la Composición de las Fases. Este cálculos de equilibrio o de vaporización instantánea. Cuando se aplica un sistema de hidrocarburos, desde luego el sistema puede contener algunas impurezas como lo son el Dióxido de Carbono (C0 2), sulfuro de Hidrógeno (H 2S), Agua (H20), Nitrógeno (N2), etc. A determina determina presión y temperatura temperatura se supone que se alcanzo en equilibrio en el sistema (Petróleo- Vapor). Para derivar las ecuaciones del cálculo cálculo de fase, se debe recurrir a las ecuaciones (89 y 90), la cual se represento de la siguiente manera (F = L + V). En este caso (F) representa la corriente de alimentación, lo que indica que representa al número de moles totales del sistema, mientras que (L) representa el número número de moles de la fase líquida y (V) el número de moles de la fase de vapor. Si se asume que la fracción molar del componente (i) en el sistema se representa por (Z i), mient mientras ras que que la fracc fracció ión n mola molarr del del comp compon onen ente te (i) (i) en el líqu líquid ido o corr corres espo pond nde e a (Xi), y la frac fracci ción ón mol molar ar del del componente (i) en la fase de vapor es (Y i), luego la ecuación de balance de material esta representa por la ecuación (90)
139
En la ecuac cuaciión (90) (90):: (FZ (FZi), corr corres espo pond nde e al núme número ro de mole moless tota totale less del del componente (i) en el sistema, luego (VY i) representa el número de moles del componente (i) en la fase líquida, mientras que (YX i) es el número número de moles moles del componente (i) en la fase líquida. La ecuación (90) representa la relación para la constante de equilibrio (líquido- Vapor) de hidrocarburos, pero si la fracción molar del componente (i) en el vapor (Yi), se escribe como: Yi =KixXi
(171)
Si la ecuación (171) se reemplaza en la ecuación (90), se obtiene: Zi F=LxXi+VxKi x Xi
(172)
Despejando la fracción molar del componente (i) en la fase líquida queda : X i
=
Z i xF L + K i xV
(173)
En vista que la suma de las fracciones molares de los componentes líquidos es igual a la unidad (1), luego: n
∑ Xi = 1
(174)
i =1
Luego la ecuación (158). Además se si trabaja con una mol en el sistema (F=1). Lo que indica que (L+V=1), luego se puede escribir de la siguiente manera: n
n
∑
X i
i =1
=1 = ∑ i =1
Z i ( L + K i xV )
(175)
Cambiando los moles del vapor (V) en la ecuación (175), queda: n
n
∑ X = 1 = ∑ [ K − ( Z K −1) L] I
i
i =1
i =1
i
i
Si se cambian los moles del líquido en la ecuación (176), queda n
∑ X = 1 = ∑[( K − Z 1)V +1] n
i
i
i =1
i =1
i
(177) Despejando la fracción molar del componente (i) en la fase vapor queda
140
(176)
n
Y xF ∑ ∑Y = L i
n
i =1
i
i =1
V + K i
(178) n
∑Y = 1
(179)
i
i =1
n
Z i
∑Y = ∑ n
Si
i =1
i
i =1
V + L K i
(180) Reemplazando la fracción molar del componente (i) en la fase líquida: n
∑Y = 1 = ∑( ( K K − xZ 1)V + 1) n
i
i
i
i =1
i =1
i
(181) Reemplazando la fracción molar del componente (I) en la fase de vapor: n
n
xZ xZ ∑Y = 1= ∑(1 − K K ) L + K i
i
i =1
i =1
i
i
1
(182) trabajando con un Proceso de Proceso de Separación Gas- Petróleo: Si se esta trabajando Separ Separac ació ión n (Gas (Gas-- Petr Petróle óleo), o), y el proc proceso eso de sepa separac ració ión, n, se real realiz iza, a, bajo bajo la condición de una Separación Instantánea. En donde (n L), representa el número de moles de la fase líquida y (n V) el número de moles de la fase de vapor, mientras que (nT), representa el número de moles totales, se tiene lo siguiente: n
∑
X i
i =1
n
=∑ i =1
Z i xn T =1 n + P Vi n L V P
(183) La ecuación (183) permite determinar determinar la composición de las fases fases vapor y líquido de una mezcla en equilibrio. Si la ecuación (183) se coloca en términos de la fracción de vapor (Y I), queda la siguiente ecuación:
141
n
n
∑Y = ∑ i
i =1
I 01
Z i xnT
nV + xn L P Vi P
=1
(184) Para encontrar la solución de las ecuaciones (183 y 184), por lo común se requ requie iere re de un proc proces eso o de ensa ensayo yo y erro error. r. Aunq Aunque ue el proc proces eso o pued puede e ser ser simplificado, si se toma en cuenta como base las fracciones molares de los componentes en la fase de vapor y líquida, luego queda lo siguiente: Y V
= nV ; n T
X L
=
n L nT
:
Y V
+ X L =1
(185)
Luego las ecuaciones (185) conlleva a que las ecuaciones (183 y 184) se pueden expresar en forma simplificada de la siguiente forma: n
n
∑ X = ∑ i
i =1
i =1
Z i
P 1 + Y −1 P Vi
=1
(186) La ecuación (186) permite determinar la composición de las fases asumiendo valores de (Y) o (V), mientras que la ecuación (186) determina determina la composición composición de las fases, asumiendo valores de (X o L), a una presión de operación determinada n
n
∑Y = ∑ i
i =1
i =1
Z i
P 1 + X P −1 Vi
=1
(187) (P)y a una presión de vapor (P V). Estas últimas dos ecuaciones se aplican tanto a vapores o líquidos ideales. A partir de la ecuación (171) hasta la ecuación (187) son de utilidad para la determinación de la composición de las fases líquida y vapor, las cuales coexisten en determinar el equilibrio a una presión y temperatura de operación de un sistema multicomponente. Lo que significa que las ecuaciones son validas en cualquier cualquier punto de la región de dos fases. Es lógico lógico que también también se aplica en el punto de burbujeo y de rocío. Para obtener una solución con estas ecuaciones se requiere un cálculo de ensayo y error .En ambos casos se comprueba si se cumple la igualdad de la ecuación. Aunque en la actualidad, con el amplio desarrollo de los Modelos de Simulación, todo esto se ha simplificados. Se han desarrollado varios métodos para este cálculo, como una forma de simplificación se asume que el número total de moles es igual a 1 (F=1) o (n T=1). =1). Tambié También n se conoce conoce la compos composici ición ón total total y las
142
constantes de equilibrio a las condiciones de presión y temperatura, que se requiere el cálculo:
Determinación de la Composición de las fases Líquido- Vapor a.- Método de Ensayo y Error. En este caso se utiliza la ecuación (177). Se supone un valor de (V), con los valores de (Z i) y (K1) dados, se comprueba si se n
cumple que: (
Xi = 1), lógicamente se debe de asumir un error permisible que ∑ Xi i =1
pued puede e ser ser (0,9 (0,98 8 - 1,02 1,02). ).Lo Lo que que indi indica carí ría, a, que que los los térm términ inos os indi indivi vidu dual ales es corresponden a las fracciones molares de los componentes de la fase líquida, mient mientras ras que que para para dete determ rmin inar ar las las fracc fraccio ione ness mola molares res del del vapor vapor se util utiliz iza a la ecuación (181). En caso que la sumatoria no sea igual a la unidad se debe de asumir un nuevo valor para (V), hasta que el resultado este dentro de los márgenes permitidos. Por ejemplo al utilizar la ecuación (177), los cambios de (V) dependen fundamentalmente de los valores de (K), luego en función de esto se recomienda seguir las siguientes reglas: 1.-Si el término mayor en la sumatoria es para un componente cuyo valor de la constante de equilibrio sea menor que 1(K i<1). trae como consecuencia que la suma en la ecuación (169) puede disminuirse o incrementarse con el aumento o disminución de (V) 2.-Si el término mayor de la sumatoria es para un componente cuyo valor de K sea mayor que la unidad (K i >1), la suma en la ecuación (177).puede disminuirse o aumentarse con asumir valores de (V), que incremente o hagan disminuir la suma en la ecuación
b.b.- Méto Método do de Newt Newton on: Est Este e mé método odo es de utilidad en sistemas emas computacionales, y para ello se utiliza la siguiente ecuación: n
n
∑Y = ∑ 1
i =1
X i
i =1
−1) = f (V ) = 0 V K ( − 1 ) + 1 i =1 i n
=∑
Z i x ( K i
(188) En la ecuación ecuación (188) a medida medida que que aumenta aumenta (V) el valor de de f(V) disminuye disminuye en form forma a monot monotóni ónica ca.. Esto Esto indi indica ca que que la pend pendien iente te de esta esta curva curva es siem siempre pre negat negativ iva. a. La suste sustent ntac ació ión n de esta esta observ observaci ación ón se cumple cumple dife difere renci nciand ando o la ecuación (188) con respecto a V
c.- Método Método de Holland Holland y Davison Davison. En este método método se supone supone y se calcula calcula la función función (L) y se hace toda la operación necesaria necesaria para que se cumpla la igualdad requerida. Aplicación del Cálculo de las Fases Líquido- Vapor. El cálculo de las fases, tiene una gran importancia en el proceso de Separación Gas- Petróleo, para ello 143
se tiene que tener en cuenta, que hay. un punto de mucha importancia que debe de tenerse siempre en cuenta, antes de establecer un estudio de equilibrio (VaporLíquido) a cualquier presión y temperatura dadas. Esto es verificar con certeza si se encuentra en la región monofásica o de dos fases, para ello se utilizan las siguientes ecuaciones: n
Z i
a.- Si: ∑
i =1 K i
>1 y
n
sistema esta en la región de dos fases) fases) (189) ∑ ZixKi >1(el sistema i =1
n
b.- Si
∑ ZixKi <1,0 (el sistema es completamente líquido)
(190)
i =1
n
Z i
c.- Si: ∑ i =1
K i
<1 (el sistema es completamente vapor)
(191)
Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y Gas Por lo general, cuando se habla de las condiciones óptimas, se refiere a los parámetros presión y temperatura (P y T) La presión óptima de separación es aquella que produce menor liberación de gas, crudo con mayor gravedad API y menor factor volumétrico de petróleo. La presión óptima de un separador es aquella aquella que estabiliza estabiliza en fase líquida líquida el máximo máximo número de moles de mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión óptima se obtiene: a.- Máxima producción de petróleo b.- Máxima gravedad API del crudo c.- Mínima relación gas - petróleo d.- Mínimo factor volumétrico del petróleo En el proc proces eso o de sepa separa raci ción ón de petr petról óleo eo y gas, gas, una una corr corrie ient nte e de flui fluido do,, denominada alimentación (fluido que sale del pozo), se permite que alcance el equilibrio a la P y T del separador. La presión del separador esta sujeta a control directo por medios de instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina con el fluido que entra al separador. Y .en ciertos casos la temperatura del separador es controlada por calentamiento o refrigeración.
Proceso Proceso de Separa Separació ción n GasGas- Petról Petróleo eo: Si el proc proces eso o de sepa separa raci ción ón-- gasgaspetróleo es de dos etapas de separación, en este caso se recomienda seguir los siguientes pasos a.- Se calcula la composición composición en moles de líquido y vapor por mol de petróleo del yacimiento, cálculo que se realiza a un cierto número de presiones del separador y
144
la temperatura fijada de antemano, para ello se requiere resolver las ecuaciones (175; 176, 177; 178;179 y 180) b.- Se toma la fase líquida del separador cuya composición se ha calculado y se determina la composición y los moles de líquido líquido y vapor a las condiciones de P y T del tanque. c.- Se determina determina el volumen de un mol del petróleo del yacimiento. yacimiento. Este volumen se determina a través del peso molecular aparente del petróleo del yacimiento ( M 0 ) la dens densid idad ad del petr petról óleo eo a cond condic icio ione ness de pres presió ión n y temp tempera eratu tura ra del del yacimiento ( ρ Y ) para ello se utiliza la fórmula V l
=
M 0
(192)
ρ Y
d.- Se obtiene el volumen del petróleo en el tanque correspondiente a 1 mol de fluido del yacimiento, según la fórmula siguiente: n
VT =(L1)(L2 )
∑VmiXi
(193)
i =1
Aquí:(L1) son los moles del líquido en el separador por mol de petróleo del yacimiento; yacimiento; (L2 ) son los moles de líquido en el tanque por mol de líquido en el separador. El volumen por mol de cada componente se obtiene dividiendo el peso molecular por la densidad líquida correspondiente. El volumen por mol de cada componente se obtiene: VMi =Mi/ρ
(194)
Li
e.- Se calcula el Factor Volumétrico (B o) a cada presión del separador considerada y a temperatura del separador, según la fórmula siguiente: B0
=
V l
(195)
V T
f.f.- Se repre represe sent nta a el fact factor or volu volumé métr tric ico o (Bo) como como func funció ión n de la pres presió ión n del del separador y donde ocurra un mínimo valor del factor volumétrico (B o), se lee la presi presión ón corres correspo pond ndien iente te,, la cual cual será será la presi presión ón ópti óptima ma de separ separaci ación ón a la temp tempera eratu tura ra del del separ separad ador or y a la temp tempera eratu tura ra del del tanq tanque. ue. Si el proces proceso o de separación se realiza en tres etapas. En este caso el cálculo de las condiciones óptimas se obtiene de forma similar a un proceso de dos etapas, solo que pasa cada cada una una de las las presi presione oness de la prime primera ra etap etapa a se deben deben consi consider derar ar vari varias as presiones para la segunda etapa. Lo que, que indica que al finalizar la etapa (e), se tendrá una familia de curvas para el Factor Volumétrico, una para cada presión de la primera etapa. La curva que presente el valor mínimo para el Factor Volumétrico será la correspondiente a la presión óptima del primer separador y a
145
la presió presión n corresp correspondi ondient ente e al Factor Factor volumét volumétrico rico mínimo, mínimo, se leerá leerá la presión presión óptima del segundo separador. En la figura 28 se muestra un ejemplo de lo señalado en este caso Ejemplo: Un fluido de un yacimiento que esta sometido a una presión de 4200 lpca y a una temperatura de 195F. Es sometido a un proceso de separación de tres etapas, en donde las condiciones del separador son 525 lpca y 125 F y 70 lpca y 125 F, respectivamente, mientras que las condiciones del tanque (el cual se considera también un separador) son 14,7 lpca y 125 F. La densidad y el peso molecular del (C 7+ ) son 0,91 58,69 (lb/pie 3) y 287, respectivamente. Determinar el Factor Volumétrico a las condiciones de separación dadas Si se asume que la composición inicial del fluido a las condiciones dadas es: C1=0,4025; C2=0,0544 Figu Figura ra:28 :28 Curv Curvas as Típi Típica cass de dell ( B 0 ) en función de la presió sión en los Separadores
C3=0,0375; C4=0,0295; C 5=0,0095; C6=0,0400 y C 7+ = 0,4266 ) La determinación de la densidad del fluido del yacimiento se presentan en el Cuadro 11
Cuadro 11 Cálculos de la densidad del fluido del yacimiento Comp
Y i
M i
ρ SL
Y i M i
Y i xM xM i
Vm
i
Vm i X i
ρ SL
C1 C2 C3
0,4025 16,043 19,98 0,0544 30,070 29,34 0,0375 44,097 31,62
6,4573 0,3232 0,8030 0,0007 1,6358 0,0558 1,0288 0,0030 1,6536 0,0523 1,3946 0,0248
146
C4 C5 C6
0,0295 0,0095 0,0400 0,4266 1,0000
C 7+
Total
58,123 72,150 86,177 287,00
36,42 39,36 41,40 58,69
1,7146 0,6854 3,4471 122,43
0,0471 0,0174 0,0833 2,0860 2,6651
1,5959 1,8331 2,0816 4,8801
0,0653 0,0361 0,1853 4,0446 4,3598
( ρ l ) = densidad líquida líquida en (lb/pie3) a 14,73 lpca y 60F El primer valor calculado de la densidad seudolíquida es
= 136 136 ,61 / 2,6511 = 51,53(lb / pie 3 ) a 60 F y 17,73 lpca El peso molecular de los Componentes: ρ SL
(C 1+ ) = 138,0238 (lb/lbmol); (C 2+ ) = 131,57 (lb/lbmol) y (C + ) = 129,94 (lb/lbmol) 3
Mientras que la densidad del Propano y compuestos más pesados es:
( (C )) =129,94/2,2861=56,8392 (lb/pie ) ρ
+
3
3
Para ajustar la densidad seudolíquida determinadas en condiciones normales de presión y temperatura a las condiciones operacionales, se utilizan los ajustes gráfica, tanto para la presión y la temperatura, luego queda: Ajuste la Compresibilidad isoterma =+0,97(lb/pie 3) a 4200 lpca, luego : ρ L = 52,50 (lb/lbmol) a 60F y 4200 lpca Ajuste por la Expansión Isobárica:52,50-4,83=47,67 (lb/lbmol) a 225 F y 4200 lpca: 138 ,03 / 47 ,67 = 2,8955 ( pie 3 / lbmol Aplicando la ecuación (169), se tiene: V l = 138
Para determinar la composición y moles de líquido y vapor por libramos (lbmol) de petróleo del yacimiento a las presiones de cada separador, se realizan utilizando las ecuaciones ecuaciones ((152; 153, 154; 154; 157;158 y 159) ). Los resultados resultados se muestran muestran en los cuadros (12 y 13)
Cuadro 11 Composición del Gas en un Proceso de Separación de tres t res Etapas Fluido del Yacimiento
Y i
(primer sep 525 lpca,125F
(seg separador Y (ter separador 70 lpca y 125F) 14,7 loca y 125F
0,8591 0,0547 0,0385 0,0217
0,6439 0,1293 0,1175 0,0734
Y I
I
Z i
C1=0,4025 C2=0,0544 C3=0,0375 C4=0,0295
147
0,1935 0,1756 0,1578 0,2197
C5=0,0095 C6=0,0400 C 7+ =0,4266 Total=1,0000
0,0071 0,0157 0,0032 1,0000
0,0107 0,0073 0,0179 1,0000
0,0275 0,0967 0,1292 1,0000
Para determinar el volumen de petróleo en el tanque por mol de fluido del yacimiento se utiliza la ecuación (170) V tan tan que
xL 2 xL xL 3 ∑Vm i X i = L1 xL i =1
(196)
Cuadro Cuadro 13 Compos Composici ición ón del Líquido Líquido en un Proceso Proceso de Separaci Separación ón de tres tres Etapas Fluido del Yacimiento
(primer sep 525 lpca,125F X i
Z i
C1=0,4025 C2=0,0544 C3=0,0375 C4=0,0295 C5=0,0095 C6=0,0400 C 7+ =0,4266 Total=1,0000
0,1023 0,0418 0,0321 0,0397 0,0036 0,0791 0,7014 1,0000
X i
(seg
separador 70 lpca y 125F) 0,0087 0,0371 0,0500 0,0531 0,0478 0,0639 0,7394 1,0000
(ter separador 14,7 loca y 125F X i
0,0009 0,0029 0,0178 0,0409 0,0197 0,0890 0,8288 1,0000
Donde (Xi) es la composición del líquido en el tanque (tercer separador) V=1,0000 (lbmol)
V 1
=0,4405 (lbmol) V =0,1439(lbmol)
V 3
=0,0515 (lbmol)
L=1,0000(lbmol)
L1
=0,5477 (lbmol)
L3
=0,9725 (lbmol)
V tan tan que
= (0,5477
Luego:
B0
=
2
L 2
=0,7916(lbmol)
) x (0,7916 ) x (0,9725 ) x ( 4,3598 ) =1,8383 ( pie
2,8955 1,8383
3
/ lbmol )
BY BY =1,5751 BN BN
Este Este es el factor factor volumé volumétri trico co para para las condici condiciones ones del problem problema, a, para para poder poder cuantificar la presión óptima de separación, habría que determinar una serie de valo valores res para el fact factor or volu volumé métr tric ico, o, a difere diferent ntes es cond condic icio iones nes de presi presión ón de separac separación, ión, ya que temper temperatu atura ra permane permanece ce constan constante. te. Los valores valores del factor factor
148
volumétrico se grafican en relación a la presión y la curva que el menor valor del factor volumétrico se toma, como la presión óptima del proceso de separación. También para determinar la la presión óptima de separación se pueden utilizar otros Parámetros, tales como la Gravedad API del líquido en el tanque, también se pued puede e util utiliz izar ar la razó razón n gas gas petr petról óleo eo del del sist sistem ema a a trav través és del del proc proces eso o de separación.
Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque La gravedad específica de un líquido sé define como la razón de la densidad densidad del líquido líquido a la densidad de un líquido base a las mismas condiciones de presión y temperatura, por lo general el líquido base que se toma es el agua, y tal como la densidad del agua, tiene pocos cambios con la presión y temperatura, su valor que el Sistema Británico de Unidades es (62,4 lb/pie 3), se puede considerar constante, y queda:: γ 0
=
API
ρ 0 62 ,4 141 ,5
=
γ 0
(197)
−131 ,5
(198)
La Gravedad Específica del Gas en los Separadores y Tanque. La gravedad específica del gas sé determinar por la relación entre el peso molecular aparente de la mezcla y el peso molecular molecular del aire, luego luego entonces entonces fácilmente fácilmente se puede determinar la gravedad específica del gas en los separadores y el tanque Determinación de la Relación Gas- Petróleo Total, en Cada Separador y en el Tanque. La relación Gas- Petróleo total en un sistema de separación dado, es la suma de las razones gas- petróleo de los separadores más la del tanque. Para calcular las razones gas- petróleo en los separadores hay que convertir los moles obtenidos en cada etapa a unidades volumétricas y dividir la cantidad de gas producido por la cantidad de líquido. Por lo general, se acostumbra a expresar la razón- Gas- Petróleo (RGP) en pies cúbicos normales de gas (PCN) por los barriles normales de petróleo producido (BNP). Si se toma, como ejemplo el problema anterior. Si se considera el primer separador. Los cálculos del volumen de petróleo por mol de petróleo del tanque, este volumen de expresa en (PCN). Es volumen ya fue determinado y es V tan tan que =1,8383 PCN ) (1 libramol de fluido), luego se tiene que
V tan que
= 1,83883
( PCN ) x ( BN BN )
5,615 ( PCN )
= 0,3274
( BN )
En el primer separador se separan 0,4405 libramol de gas, luego se tiene que
149
n g
=
0,4405 (lbmol ) x379 ,63 ( PCN ) lbmol
RPG 1 =
167 ,2270 0,3274
=167 ,2270 ( PCN ) ;
PCN = 510 ,77 BN BN
El volumen normal de petróleo, correspondiente a 0,7916 lbmol de petróleo del segundo separador será V 2 P
=1,8383 x0,7916 x
0,9725 / 5,615
= 0,2520 (BN)
En el segundo separador se obtiene también 0,1439 lbmol de gas es decir 54,6288 (PCN), luego en el segundo separador se tiene: RGP 2 =
54 ,6288 0,2520
PCN = 216 ,7808 BN BN
El volumen normal de petróleo, correspondiente a 0,9725 lbmol de petróleo del tanque será : V 2 P =1,8383 x0,9725 / 5,615 = 0,3184 ( BN ) . En el tanque se obtiene también0,0515 llbmol de gas, es decir 19,5509 (PCN), luego se tiene: 19 ,5509 PCN RGP 3 = = 61,4229 BN 0,3184 BN La razón Gas- Petróleo toral, para este caso será entonces 788,97(PCN/BN) La razón gas- petróleo total se puede obtener, también a través de la siguiente fórmula: RGP Total
=
379 379 ,6 x5,615 615 V tan que xL3
V 2 V 1 V 3 + L + L xL 2 1 2
(199) Sustentando en la ecuación (175) se puede obtener una fórmula para la gravedad promedio del gas en el proceso de separación γ Pg
=
+ RGP 2 xγ 2 + RGP 3 xγ 3 RGP 1 + RGP 2 + RGP 3
RGP 1 xγ 1
(200)
En caso de no disponer disponer de programas computacionales computacionales o modelos modelos de simulación simulación para obtener la presión óptima de separación, que de seguro en la actualidad existen y son muy numerosos, puede hacerse uso de Métodos Aproximados, por medio de los cuales se determina la presión óptima del segundo separador, considerando para ello el tanque a presión atmosférica, por lo general no se considera la variación de temperatura, ya que se considera que tiene poca infl influe uenc ncia ia sobr sobre e la pres presió ión n ópti óptima ma del del proc proces eso o de sepa separa raci ción ón.. Adem Además ás dependiendo dependiendo de la gravedad específica del fluido del yacimiento yacimiento o fluido fluido total que
150
sale del pozo, se tiene dos correlaciones, que permiten determinar la presión óptima del segundo separador, las correlaciones son: P 2
= A( P 1 ) 0,686 +
A + 0,057 0,0233
(201)
Esta ecuación es válida para γ 0 >1,0 P 2
= A( P 1 ) 0 ,765 +
Esta ecuación es válida cuando
γ 0
A + 0,028 0,012
(202)
<1,0 (condensado)
Donde: ( P 2 ) es la presión óptima del segundo separador; ( P 1 ) presión presión del primer separador y (A) es una constante que depende de la composición y se determina, a través de figura 29 En la figura 29, en función de ( γ 0 ) , la cual se determina de la composición del fluido del yacimiento y del porcentaje molar del Metano, Etano y Propano del mismo fluido
Figura 29 Constante (A) en Función de la Gravedad Específica del Fluido del Pozo y del Porcentaje Molar del Metano, Etano y Propano
Punto de burbujeo. Este es el punto en el cual se produce la primera gota de vapor, luego es el estado en equilibrio de un sistema (líquido- Vapor). En sistemas de hidrocarburos sería un sistema conformado por Petróleo y Vapor. Luego en el punto de burbujeo, para propósitos prácticos se considera, que prácticamente el 151
petróleo ocupa todo el sistema, excepto en una cantidad infinitesimal de gas, de tal forma que en el punto de burbujeo la fase líquida ocupa todo el volumen y la composición del líquido es la misma que la composición del sistema. Es necesario dejar bien claro, que en punto de burbujeo, nada tiene que ver con el punto de evaporización, ya que este ultimo es a la presión atmosférica.
Presión de Burbujeo (Pb) El conocimiento de esta presión es de vital importancia, en vista que ilustra el comportamiento de las pruebas PVT .Para yacimientos de petróleo con capas de gas. Algunas veces existe confusión entre la presión de burbujeo y de saturación. Si la mezcla de hidrocarburos esta en la región de 2 fases y se toma como sistema la fase líquida, en este caso la presión de saturación saturación y la de burbujeo burbujeo son las mismas .Para un yacimiento yacimiento con capa de gas se tiene lo siguiente. a.- Si el sistema termodinámico considera la combinación Gas- Petróleo. En En este caso se tiene lo siguiente: Pb (del sistema> P Y (yacimiento)= PS (crudo)
(203)
b.- Si el sistema termodinámico considera solo al petróleo, se cumple que: Pb (del sistema = P Y (yacimiento)= PS (crudo)
(204)
La (Pb) se puede determinar, a través de la correlación de Standing: Pb = 18,2(A-1,4)
(205)
0, 83
R A = Sb γ G
(206)
x10 B
B= 0,00091T(F)-0,0125API
(2071)
Rsb=relación gas- petróleo en solución (PCN/BN) y se obtiene de pruebas de producción: Rsb =RGP(separador)+RGP(tanque) γ G
(γ xRGP ) sep + (γ G xRGP ) tan que = G que ( RGP ) seo + ( RGP ) tan que
(208) (209)
La presión de burbujeo se puede determinar, también: B
R P b = A Sb x10 Y γ g Y = CxT-DxAPI
(210) (211)
152
Los valores valores de las consta constante ntess A, B, C y D están tabul tabulados ados en la Cuadro Cuadro 14., 14., según la API del crudo.
Cuadro 14 Valores de las Constante Constante A B C D
API≤ 35 12,847 0,9636 0,000993 0,03417
35>API≤ 25,2755 0,7617 0,000835 0,011292
216,4711 0,6922 -0,000427 0,032314
Cálculo de la Presión de Burbujeo (P b) para una solución ideal. Este cálculo cálculo puede tener una gran importancia, ya que podría permite la cuantificación de la presión de burbujeo. Ya se menciono que el punto de burbujeo es el proceso en el cual se forma la primera burbuja de vapor. Para propósitos prácticos la cantidad de vapor vapor formad formado o es desprec despreciab iable. le. Lo que indica indica que (nV=0), luego (n L=nT). También se puede señalar que (V=0), luego (L=1), y que (Zi=Xi). Utilizando estas observaciones en la ecuación (158) quedaría: n
Pb= ∑ PVi x Zi
(212)
1
i=
Dond Donde e (Pb) = pres presió ión n del del punt punto o de burb burbuj ujeo eo ;(P ;(PVi)= Pres Presió ión n de vapo vaporr del del componente (i) y (Z i)= fracción molar del componente (i) en el sistema
Cálculo de la Presión en el Punto de Rocío (P r ) para una solución de gas ideal. En el punto de rocío, la cantidad de líquido se considera despreciable, de tal manera que se puede sustituir (n L=0), luego (nV=nT), como también (L=0) ;(V=1), y (Yi=Z1), luego sé todo esto se reemplaza en la ecuación (172) queda: n
Pr =1/ =1/[
∑ i =1
(Zi/PVi)]
(213)
Donde: (Pr )= )= presión del punto de rocío del componente (i)
Cálculo de la Presión del Punto de Burbujeo y Rocío, Para Soluciones Reales. Tomando en cuenta las siguientes limitaciones a las leyes de Raoult y de Dalton. La ley de Dalton se sustenta en la suposición de un comportamiento ideal del del gas. gas. Es limi limita ta su uso uso a pres presio ione ness meno menore ress a 100 100 lpca lpca y temp temper erat atur ura a moderadas a bajas. La ley de Raoult se fundamenta en la suposición de un comportamiento ideal del líquido. Esto ocurre solo si los componentes son física y químicamente muy similares. Además un componente puro no tiene presión de vapor a temperaturas mayores a la crítica. Esto limita el uso de las ecuaciones a temp tempera eratu turas ras menor menores es a la críti crítica ca.. Todas Todas las las limi limita taci cion ones es obli obliga gan n a util utiliz izar ar ecuaciones de correlación para calcular las presiones de burbujeo y de rocío, 153
aplicadas al equilibrio- Líquido- Vapor. Esto indica que las ecuaciones (180 y 181) deben de ser modificadas para tomar en cuenta el comportamiento de soluciones reales, sustituyendo la relación de presiones (PVi/P) por la constante de equilibrio, y asumiendo que el número de moles totales es igual a 1 (n T=1), luego se tiene: n
∑
n
Xi=1=
i =1
∑
Zi/[1+Y(K1-1)]
(214)
Z1/[1+X(1/Ki-1)]
(215)
i =1
n
n
i =1
i =1
∑Yi = 1 = ∑
La presión en el punto de burbujeo se puede determinar también acomodando la la ecuación (153), en vista que (V=0 y L=1) y que (Z i=Xi), y la ecuación queda n
n
n
∑Yi = ∑ ZixKi = ∑ XixKi = 1 i =1
i =1
(216)
i =1
Para el cálculo de la Presión del Punto de Burbujeo (P b), de composición conocida se recomienda seguir los siguientes pasos: a.- Si se conoce la temperatura a la cual se desea la presión de burbujeo, se supone la presión. b.- Se determinan los valores de la constante de equilibrio de cada uno de los componentes de la mezcla a las condiciones de presión supuesta y temperatura conocida. c.c.- Se mult multip iplilica ca cada cada valo valorr de (Zi), por por su corr corresp espon ondie dient nte e valor valor (Ki), si la sumatoria de los valores esta dentro del margen de 0,98-1,02, significa que la presión asumida asumida es la presión del punto de burbujeo burbujeo a la temperatura temperatura dada, caso contrario se debe de seguir iterando hasta que el valor obtenido este dentro del margen establecido. Para el cálculo de la presión de rocío se utiliza la ecuación (172), y asumiendo que (L=0 y V=1) y que además (Zi=Yi), luego se obtiene n
n
n
i =1
i =1
i =1
∑ Xi = ∑ Zi / Ki = ∑Yi / Ki (217) En el caso que se desee determinar, tanto la la presión en el punto de burbujeo o de rocío, utilizando un diagrama de fases presión- temperatura (P-T) para un sistema dado, bastaría con determinar una serie de puntos de burbujeo o de rocío, y trazar una curva continua a través de tales puntos. El área dentro de la curva será la región de presiones y temperaturas de las fases de vapor y líquido.Curvas de puntos de burbujeo es el lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura
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a la cual se forma la primera burbuja de gas, al pasar un sistema del estado líquido a la región de dos fases, por lo común se denomina Curva de Burbujeo. Mientras que una curva de rocío es el lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura a las cuáles se forma la primera gota del líquido, al pasar un sistema del estado gaseoso gaseoso a la región de 2 fases, por lo común se le denomina Curva de Roció. Ejemplo. Un sistema de hidrocarburos tiene la siguiente composición porcentual: C3=67,20 ; nC 4=12,00 ; iC 4=9,20; nC5=4,60; iC5 =3,00 ; nC 6 =2,20 ; nC7 =1,80 Determinar para la mezcla: a.- La presión en el Punto de Burbujeo a una temperatura de 160F Solución: -La constante de equilibrio se determina a través de ecuaciones de Correlación, para lo cual se asume una presión de convergencia de 2000 lpca. La presión en el punto de burbujeo de la mezcla es 220 lpca, ya que se cumple que: Z i xK xK i = 1 Los resultados se presenta en el Cuadro 15
Cuadro 15 Resultados Determinación Punto de Burbujeo Comp C3 nC4 iC4 nC5 iC5 C6 C7 Total
Z i
K i
K i xZ xZ 1
0,6720 0,1200 0,0920 0,0460 0,0300 0,0220 0,0180 1,0000
1,2980 0,5290 0,5190 0,2470 0,2690 0,1180 0,0890
0,8723 0,0635 0,0477 0,0114 0,0081 0,0026 0,0016 1,0072
A partir de las curvas de la constante de equilibrio para hidrocarburos puede deducirse lo siguiente: a.-A T = constante, si disminuye la presión aumentan los valores de(K i) y por consiguiente los valores de(Zi/Ki disminuyen b.- A P = constante, si aumenta T, aumentan los valores de (K i) y por consiguiente los valores de (Zi /Ki) disminuyen. a.- Diseño de separadores gas- petróleo con el objetivo de recuperar el máximo de petróleo. b.- Calculo de balance de materiales para yacimientos con base a composiciones c.- Proceso de recuperación secundaria por inyección de gas d.- Cálculos en yacimientos de condensado
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e.- Diseño de plantas de gasolina natural f.- Diseño de refinerías
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