Diseño de tanques Separadores Gas-Liquido

8/16/2019 Diseño de tanques Separadores Gas-Liquido

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DEDICATORIA

Este trabajo de investigación lo dedico especialmente a mis padres, quienes

con su amor siempre han estado allí para ayudarme a salir adelante, a pesar de los

obstáculos y de las dificultades, siempre han estado abiertos a la lucha. Los amocon el alma.

A mis “tesoros” mi hermana Gina a quien siempre he visto como un modelo a

seguir y que junto a mi amado esposo Néstor me han brindado su apoyo

incondicional y siempre me han llenado de ánimo para levantarme en los momentos

difíciles,

Así mismo lo dedico a todas aquellas personas que de una u otra forma me

ayudaron durante mi carrera profesional. D E R E C H O

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AGRADECIMIENTO

Agradezco a Dios, luz que mantiene encendido mi corazón. “Sin ti Señor no

encuentro reposo, tu eres la luz eterna que le da sentido a mi vida, para seguir

adelante sin mirar atrás y alcanzar todas mis metas”.

A mi hermana Gina Gabriela, a quien le agradezco el haberme brindado todo

su apoyo desde el inicio de mi carrera y no solo a nivel profesional sino en mi vida

diaria. “Me haz dedicado mucho tiempo, tiempo que tal vez le hayas quitado a tus

hijos al llegar del trabajo…Por todo Gracias. Te Amo.”

A mis padres, por su apoyo y compresión, han sido inspiración para que yoquiera ser mejor persona día a día.

A mi amado Esposo, le doy gracias por hacerme sentir siempre su presencia

y apoyo a pesar de la distancia. Tu amor siempre me anima a continuar y a no

desfallecer, te amo mi negrito.

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Gómez G., “DISEÑO DE TANQUES SEPARADORES GAS-LIQUIDO EN ELSISTEMA DE ALIMENTACIÓN DE GAS DE LOS TURBOGENERADORES DE LAPLANTA ELÉCTRICA DEL COMPLEJO PETROQUIMICO ANA MARÍACAMPOS” .Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería, Escuela de Ing.Química. Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico.Maracaibo, Mayo 2008.

RESUMEN

Se realizó un estudio de diseño de campo y documental, donde el tipo deinvestigación es de proyecto factible, sobre el diseño de dos separadores gas-líquido en el sistema de alimentación de gas de los turbogeneradores TG5, TG6 yTG10 de la planta eléctrica del complejo petroquímico Ana María Campos. Para estose identificaron los elementos y criterios que deben ser utilizados para el diseño deun tanque separador, luego se procedió a determinar cada una de las formulas y

procedimientos numéricos para la obtención de las dimensiones de los tanquesseparadores. Se utilizó un simulador Aspen Plus; para determinar las corrientes desalidas del equipo, posteriormente se llevo a cabo la evaluación de diagramas deflujos e isométricos existentes y observación directa del área, con la finalidad derealizar un diagrama de flujo actualizado que incluya los nuevos tanques diseñados,al mismo tiempo se pudo inspeccionar el área, lo que permitió decidir la ubicación dela instalación de los tanques separadores. Los resultados obtenidos arrojaron que elDiámetro Interno (DI) del separador existente para los turbo generadores TG5 y TG6es menor al diámetro propuesto, donde este ultimo señala que el tanque separadordebe medir 3 pies de ancho, es decir, 1pies por encima del actual, Situación similaren el caso del tanque separador del turbo generador TG10 el cual mide 2pies de

Diámetro Interno, mientras que el propuesto mide 2,5pies. Se concluyo que lasmedidas de los separadores actuales son insuficientes. Lo anterior unido a laausencia de un sistema automatizado aumenta el riesgo de derrame en la plantaeléctrica; por lo que ésta investigación propone el remplazo de dichos tanquesseparadores junto con la automatización del proceso de separación gas – líquido yentre otras recomendaciones.

Palabras claves: Diseñar- Tanques separador gas/ líquido, Diagrama de flujo, Gas,Simulación.

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Gomez Gladys. “ SPLITTERS TANKS DESIGN GAS - L IQUID IN THE SYSTEM OFTHE FEEDING OF THE TURBO GENERATORS OF THE ELECTRICAL PLANT(FLOOR) OF THE PETROCHEMICAL COMPLEX ANA MARIA CAMPOS.” Undergraduate thesis. Rafael Urdaneta University. Faculty of Engineering. School ofChemical Engineering.

ABSTRACT

It realized a study of field design and documentary where the type of investigation isof feasible project about the design of two splitters gas / liquid in the feeding systemof gas of the turbo generators TG5, TG6, TG10 of the electrical plant of thepetrochemical complex Ana Maria Campos. For this, the elements were identifiedand criteria that must be used to calculate the design of a splitter tank, then it

proceeded to determining each of the formulas and numerical procedures forobtaining of the dimensions needed in the elaboration of the new design of thesplitters tanks, for this it was used a simulation program aspen plus, and this way tocontinue with the accomplishment of the numerical calculations corresponding to thedimensions of the new tanks, then it carry out the evaluation of flow diagrams andisometric existing and direct observation of the area, with the purpose of realizing anew flow diagram that includes the new tanks designed, at the same time, the areacould inspect what permitted to decide the location of the installation of the splitterstanks. The obtained results threw that the internal diameter of the existing splitter forthe turbo generators TG5 and TG6 is minor to the proposed diameter where the lastone indicates that the splitter tank must measure 3 ft of width, that is to say, 1ft overthe current one which measures 2 ft of width. Similar situation for the splitter tank ofthe turbo generator TG 10 which measures 2ft of internal diameter whereas theproposed one measures 2.5 ft. It concluded that the measures of the current splittersare insufficient. This joined the absence of an automated system that increases theirrigation of spillage in the electrical plant, for what this investigation propose thereplacement of the above mentioned splitters tanks and the automation of theprocess of separation liquid gas and among other recommendations.

Key Words: Design, Splitter Tank Gas/Liquid, Flow Diagram, Gas, Simulation

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INDICE GENERAL

DEDICATORIA

AGRADECIMIENTO

RESUMEN

ABSTRACT

INDICE GENERAL

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………..1

CAPÍTULO I. EL PROBLEMA

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA…………………………………….3

1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA……………………………………….4

1.3 OBJETIVOS………………………………………………………………….4

1.3.1 OBJETIVO GENERAL………………………………………………….4

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍOFICOS…………………………………………4

1.4 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA………………………………………5

1.5 DELIMITACIÓN……………………………………………………………...6

1.5.1 ESPACIAL………………………………………………………………..6

1.5.2 TEMPORAL………………………………………………………………6

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA………………………………………..7

2.2 ANTECEDENTES…………………………………………………………...9

2.3 BASES TEÓRICAS…………………………………………………………13

2.3.1 FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR…………....14

2.3.2 REQUISITOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO…………………..14

2.3.3 FACTORES QUE DEBEN CONSIDERARSE……………………….15

2.3.4 DISEÑO DE LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN…………………19

2.3.5 PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES……….33

2.3.6 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DE

SEPARADORES…………………………………………………………………39

2.3.7 SIMULACIÓN DE PROCESO………………………………………….42

2.3.8 ECUACIÓN DE ESTADO……………………………………………….44

2.4 MAPA DE VARIABLES……………………………………………………....45

2.5 TÉRMINOS BÁSICOS…………………………………………………….....47

CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACION3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN…………………………………………………55

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3.2 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN……………………………………………..56

3.3 TÉCNICA DE RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN………………….….57

3.4 FASES DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………...…59

CAPÍTULO IV. ANALISIS DE LOS RESULTADOS

4.1 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS………………………………………...72CONCLUSIONES…………………………………………………………………79

RECOMENDACIONES…………………………………………………………...80

ANEXOS

BIBLIOGRÁFIA…………………………………………………………………….81

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INTRODUCCION.

En los últimos años el gas natural se ha convertido en uno de los

hidrocarburos de mayor consumo en el ámbito internacional; esto debido a su gran

potencial energético, razón por la cual, se pudiera afirmar que éste recurso naturalcontinuará experimentando las mayores tasas de expansión de su consumo, siendo

America Latina el espacio que promueva esta meta, gracias a la conformación de

los denominados anillos energéticos, entre los países de America del Sur.

En Venezuela, la utilización del gas natural representa actualmente un gran

reto para el desarrollo de la industria petrolera, puesto que el mismo, contiene una

gran cantidad de componentes ricos como lo son: propano, butano, pentano ycompuestos más pesados, componentes que en su forma líquida, constituyen los

líquidos del gas natural conocido como LGN. Estos componentes, junto con el gas

rico en etano (GRE), vienen presentando un crecimiento rápido en el consumo

mundial y por razones mayoritariamente ambientales, se ha disminuido el uso de

combustible como el carbón y el combustóleo favoreciéndose así, el consumo de

combustibles mucho más limpios, como LGN y GRE.

En el Complejo Petroquímico Ana María Campos se encuentra ubicada una

de las mas importantes plantas de gas licuado natural (LGN), la cual se encargada

de enviar el gas seco a la planta eléctrica, donde se procesa el gas para

transformarlo en la energía requerida por todo el complejo petroquímico,

garantizando así el funcionamiento del complejo.

No obstante se debe mencionar que en ocasiones el gas es enviado encondiciones húmedas, lo que ha traído fallas en el funcionamiento de los tanques

separadores. En este sentido esta investigación centra su objetivo en el diseño de

los tanques separadores gas liquido en el sistema de alimentación de gas de los

turbo generadores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica del Complejo Ana María

Campos.

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El presente trabajo de investigación se encuentra estructurado en IV capítulos

con la finalidad de facilitar la compresión del mismo. El Capitulo I comprende

planteamiento y formulación del problema, objetivos de la investigación, justificación

e importancia de la misma, así como también la delimitación de la investigación. El

Capítulo II corresponde a los fundamentos teóricos en donde se detallan losantecedentes de la investigación y se recopila la información fundamental necesaria

para la compresión del estudio, incluyendo aquí la formulación de las variables. El

Capitulo III tiene que ver con la metodología de la investigación, donde explica el

tipo y diseño de investigación y las fases que comprende la misma. El Capitulo IV

engloba la representación de los resultados de la investigación y el análisis de los

mismos. Finalmente se presentan las Conclusiones y Recomendaciones

pertinentes, a las que se llegaron durante la realización del estudio y la Bibliografíaconsultada. D E R E C H O

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1.1 Planteamiento del Problema:

La planta de Licuado de Gas Natural (LGN) envía al complejo petroquímico

dos tipos de gas. Un gas seco o procesado y en su defecto un gas húmedo llamado

también gas rico a (sin procesar); éste último es enviado directamente al complejocuando la cantidad de gas seco es insuficiente para el proceso (menor de 90

MMPCDE ) o en paradas de planta.

El gas húmedo que contiene metano, etano, propano +, H2S, CO2, aceite de

lubricación de los compresores y otros viaja hasta la estación de gas de planta

eléctrica, donde pasa a través del separador de gas D-3107 donde los líquidos que

pueda contener dicho gas quedan depositados en el fondo del mismo. Este equipotiene asociado un sistema automático de drenaje de líquido que consta de un

indicador controlador de nivel (LIC) le envía una señal a una válvula de control

actualmente fuera de operación; generando una condición insegura debido al

posible derrame de combustible, por lo que el drenaje se realiza en forma manual,

regido por un medidor magnético que emite una alarma en HMI (Interfase Máquina

Hombre) en la sala de control.

Cuando alcanza 6” de altura de nivel del líquido, el fluido es recogido en

tambores con una capacidad de 220 litros; en el separador se encuentra un

magnetrol que envía una señal de disparo al sistema de protección TG5 y TG6

(Turbo generadores 5 y 6) cuando se han alcanzado 12” del nivel de líquido en el

separador. Por su parte el separador del TG10 (turbo generador 10) se encuentra

en las mismas condiciones que ya se han señalado.

Toda esta situación ha originado el disparo de los turbo generadores y cabe

destacar que esto ha ocurrido debido a la descalibración del punto de ajuste del

magnetrol de señal por alto nivel 12” al HMI de la sala de control y a las altas

temperaturas en los gases de escape consecuencia del alto nivel de liquido en el

separador que fue arrastrado hacia los quemadores, sin olvidar la falta de

mantenimiento periódico por la cual no se dio la alarma y señal del separador al

momento de generarse estos incidentes.

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Pudiera agregarse que el disparo de los turbo generadores es sinónimo de

perdida económica para el complejo, puesto que al estar fuera de servicio los turbo

generadores se hace necesaria la compra de la energía requerida para el buen

funcionamiento de todas las áreas del complejo. Debido a esto se desarrollará un

estudio descriptivo que permita diseñar un tanque separador de gas-liquido para losturbo generadores TG5, TG6 y otro para el TG10 de la planta eléctrica del complejo

petroquímico Ana María Campo, tomando en cuenta la automatización de estos

tanques para eliminar las operaciones manuales y así colocar operativo el sistema

de drenaje automático.

1.2 Formulación del prob lema

Por lo anteriormente expuesto, se formula la siguiente pregunta de

investigación:

¿Como diseñar y dimensionar tanques separadores gas-liquido en el

sistema de alimentación de gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la

planta eléctrica del complejo petroquímico Ana María Campos?

1.3 Objetivos:

1.3.1 Objetivo general:

Diseñar tanques separadores gas-líquido en el sistema de alimentación de

gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica del complejo

Ana María Campos.

1.3.2 Objetivos específicos:

1. Definir bases y criterios para el cálculo del diseño del tanque separador

gas/liquido.

2. Elaborar el diagrama de flujo de proceso de la instalación de los separadores

gas-líquido en la entrada de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la

planta eléctrica.

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3. Dimensionar tanques separadores gas-líquido en el sistema de alimentación

de gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica.

4. Definir lugar de instalación.

1.4 Justif icación e importancia:

Dicho estudio permite elaborar un nuevo diseño de tanques separadores

gas/líquido que permita un mejor funcionamiento del sistema de gas evitando así

que se disparen los turbo generadores. También se eliminaría la condición insegura

que existe por posible derrame de combustible, puesto que no existe un drenaje

automático sino en forma manual regido por un magnetrol el cual se encuentradescalibrado por falta de mantenimiento.

Al mismo tiempo este estudio permite establecer una serie de ventajas tanto

a nivel operativo y productivo como a nivel económico sin olvidar el rango de

seguridad que nos proporcionaría el mantener los equipos en óptimas condiciones,

además de la sistematización que garantizaría el drenaje automático del líquido.

Todo esto se traduce en productividad, economía y seguridad para el complejo

petroquímico.

Gracias a éste estudio se podrá resaltar ciertos fundamentos teóricos

relacionados con el diseño y dimensionamiento de equipos para el proceso de

separación gas/liquido, ayudando a planta eléctrica a efectuar de manera más eficaz

y segura dicho proceso ya que el resultado será de un diseño de tanques

separadores que se adecuen no solo al espacio físico sino a las necesidades

requeridas por éste proceso de separación gas/liquido.

De la misma forma ésta investigación ofrece un conjunto de datos

metodológicos que contribuyen a reforzar los conocimientos teóricos versus la

ejecución práctica en el logro de los objetivos planteados. Esta metodología

quedará planteada para el diseño de éste tipo de equipos a futuro.

1.5 Delimitación:

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1.5.1 Espacial:

Esta investigación se realizó en la Planta Eléctrica del Complejo Petroquímico

Ana María Campo ubicado en el municipio Miranda del estado Zulia.

1.5.2 Temporal:

Se realizó en un periodo de seis (6) meses comprendido entre Mayo 2008 y

julio 2008.

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2.1 Descripción de la empresa

El complejo Petroquímico Ana María Campos El TABLAZO, ubicado en la

costa oriental del lago de Maracaibo del Estado Zulia, este complejo tiene una

capacidad instalada de 3.5 MMTMA de olefinas, resinas plásticas, vinilos yfertilizantes nitrogenados. Su construcción en 1976 aumento significativamente la

expansión de las actividades petroquímicas venezolanas e impulso el

aprovechamiento del gas natural como fuente básica de insumos para estas

operaciones.

La estructura organizacional que se ha venido diseñando e implementando en

Pequiven S.A., obedece al establecimiento de políticas comerciales con las cualesbusca que cada complejo sea responsable de la producción y comercialización de

los mercados de los productos que le son asignados.

La producción de Pequiven cubre más de 40 renglones, entre materias primas

básicas, productos intermedios y productos destinados al consumidor final. La

capacidad de producción total de la empresa en sus plantas propias, sumada a la de

las empresas mixtas en las cuales presenta participación, es de 7 millones 800 mil

toneladas al año. Entre los principales productos y organización (Capacidad de

producción e instalaciones de de la empresa), tenemos:

Tabla nº 1 Capacidad de producción según las instalaciones de la

empresa.

Instalaciones de

Pequiven

Producto Capacidad

MTMA

LGN I

ETANO

PROPANO

169

163

LGN II

ETANO

PROPANO

264

214

Olefinas I

ETILENO

PROPILENO

250

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Etano (PPE)ETANO

270

Amoniaco

AMONIACO 300

Urea

UREA 360

Cloro soda

CLORO 130

EDC-MVC II

MVC 130

Policloruró de vinilo IIPVC 120

Fuente: Archivos administrativos de PEQUIVEN.

Tabla nº2 Capacidad de producción según las empresas mixta.

Empresas mixtas Productos Capacidad MTMA

Polinter Polietileno de altaPolietileno de baja

Polietileno lineal de Alta y

polietileno de alta densidad

12085

210

Propilvén Propileno 84

Pralca OE

EG

16

66

Indesca Investigación y desarrollo

tecnológico en el area de

plásticos.

Fuente: Archivos administrativos de PEQUIVEN.

Su organización incluye además cuatro empresas filiales: Internacional

Petrochemical Holding Ltd (IPHL) constituida en el exterior, Unidad Nacional olefinas

y Plásticos, Servifertil y Servicios Industriales José; participa en 16 empresas mixtas

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del sector con socios nacionales e internacionales, 15 en Venezuela y una en

Barranquilla, Colombia.

En resume la organización de PEQUIVEN se relaciona con la finalidad de dar

cumplimiento a la orientación estratégica de la corporación plasmada en su Visión ymisión, que responden a las líneas de desarrollo económico y social del Gobierno

Bolivariano de Venezuela. Dentro de estas líneas de acción del Estado se inscribe el

plan Nacional Petroquímico en el cual PEQUIVEN tiene un rol importante en el

desarrollo de la propia empresa y en el impulso que debe brindar PEQUIVEN al

sector transformador de las materias primas generadas por ella. Esta

responsabilidad que, como empresa les ha sido encomendada, les obliga a ajustar y

ordenar constantemente el funcionamiento interno de PEQUIVEN, las relacionesformales del trabajo, la conducta de los empleados, así como la definición de lo que

hacen en función de su Visión y misión, el cual estas consisten en:

• La Visión: Ser la corporación capaz de transformar a Venezuela en una

potencia petroquímica mundial para impulsar al desarrollo.

• La Misión: Producir y comercializar con eficiencia y calidad productos

químicos y petroquímicos, en armonía con el ambiente y su entorno,

garantizado la atención prioritaria a la demanda nacional, con el fin de

impulsar el desarrollo económico y social de Venezuela.

PEQUIVEN también tiene la responsabilidad de contribuir con la erradicación

de la pobreza, aumentar el empleo y mejorar la calidad de vida de los venezolanos,

impulsando el desarrollo de los sectores transformadores de los insumos básicos o

materias primas que genera la petroquímica, a través de los mecanismos definidos

por el estado venezolano y la nueva corporación petroquímica.

2.2 Antecedentes

1.-Brito Santamaria, Maryourie Jhoana (año 2006) desarrollaron el trabajo de

investigación de pregrado titulado: Ingeniería conceptual para optimizar un proceso

de separación gas- crudo. Edo Zulia. (Venezuela).

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El objetivo principal se basa en desarrollar la Ingeniería conceptual para

mejorar el proceso de separación líquido-gas de la Sub- Estación de flujo Borburata

ubicada en el estado Barinas.

Como autores para respaldar el marco teórico utilizaron Villafañe, M. (2003)para documentarse sobre los conceptos básicos de ingeniería así como la

identificación y numeración de tuberías en el proceso de separación gas –crudo,

también utilizaron a Marcias J, M. (2002) en el diseño conceptual de separadores y a

González Lemus entre otros (2002) para comparar los procesos en las estaciones

de flujo Borburata y Silvan, todo esto con la finalidad de mejorar la ingeniería

conceptual y por ende la optimización del proceso de separación gas líquido.

Este tipo de investigación descriptiva realizo una revisión detallada de la

situación existente en aquel entonces del proceso encontrándose ciertos problemas

operacionales, los cuales fueron estudiados con la finalidad de evaluar

oportunidades de mejoras al mismo. Para ello proponen un proceso de separación

bifásico estimado como más eficiente y seguro que el existente. Esta investigación

presento un diagrama de flujo del proceso, un diagrama de tubería e

instrumentación, un plano de distribución de equipos en planta así como algunos

planos isométricos del proceso propuesto. Se desarrolló la filosofía de operación,

control e instrumentación el cual garantiza una operación segura y eficiente de la

planta. Por medio de la evaluación realizada por el programa GAS NET, se

comprobó que todos los separadores existentes estaban en capacidad física y

dimensional de manejar los nuevos caudales a los cuales iban hacer sometidos.

Se puede decir que esta investigación hizo varios aportes a la realización de

ésta tesis entre ellos la obtención de una teoría conceptual que permitió conocer

las formas óptimas de separación gas – crudo. además ayudó a realizar

comparaciones de los procesos de separación existentes en la subestación de flujo

Borburata y el Complejo petroquímico Ana María Campos donde se pudo observar

que las fallas en ambas locaciones a pesar de que no son las mismas traen consigo

iguales consecuencias entre las que se pudieran enumerar gastos innecesarios la

deficiente separación del líquido del gas, el cual, al final del proceso se obtiene con

un alto contenido de crudo lo que ocasiona el disparo de los turbogeneradores y que

la empresa como se mencionó anteriormente tenga que comprar energía eléctrica,

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ésto sin mencionar los riesgos que corre el personal que elabora dentro de estas

área.

2.-Fang Yip, Yenny y Gonzalez Rangulan, Vigni (año 2004) desarrollaron el

trabajo de investigación de pregrado titulado: Optimización del sistema de extracciónde los líquidos del gas natural y del gas rico en etano en una planta compresora.

Zulia (Venezuela).

El objetivo general de esta investigación fue optimizar el sistema de extracción

de los líquidos del gas natural y del gas rico en etano en dicha planta.

Como autores para sustentar el marco teórico utilizaron a J. George Hayden yJhon P. O´Connell del año 1978 para hablar sobre la recirculación del gas como

causante de la disminución del contenido de sus riquezas, también esta

investigación hace referencia del manual de Perry, R. del año 1999 como auxiliar en

la documentación acerca de la extracción de los líquidos.

Esta investigación de tipo descriptiva se centró en optimizar y validar el

funcionamiento del sistema de extracción de LGN y del GRE, por medio de la

simulación de los mismos y la evaluación de diferentes escenarios con la finalidad

de conocer si las condiciones del gas de proceso utilizado y las especificaciones de

los equipos involucrados en el sistema se adecuaban para arrojar la calidad y la

producción necesaria para satisfacer las grandes demandas y necesidades de las

industrias. Arrojó como resultado la deducción de que la planta obtenía mejores

recobros de LGN y GRE cuando se opera con el sistema de absorción de LGN con

gasolina, ya que con su funcionamiento se obtendría una recuperación del 84,24%

de LGN y 55,47% de GRE; Esto a su vez les hizo llegar a la conclusión que la planta

arrojaría mejores resultados de recuperación de sus productos cuando se operará el

sistema con la sección de absorción, favoreciéndose ésta cuando se opera a la

máxima capacidad de la planta.

Por medio de ésta tesis de investigación se pudo constatar que el proceso de

simulación es una herramienta eficaz a la hora de predeterminar cual sería el

resultado después de la realización de los cálculos respectivos para el sistema de

extracción o separación de los líquidos del gas natural y residual.

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3.-Leidenz A; Delay L. (año 2000), desarrollaron el trabajo de investigación de

pregrado titulado: Evaluación del consumo y distribución del gas residual en el

complejo Zulia El Tablazo. (Venezuela).

El objetivo general de esta investigación fue Evaluar el consumo y distribucióndel gas residual de dicho complejo, y utilizando para fundamentar la investigación

autores como J. Prausnitz, J. Polling y R. Reyd en el año 1999 para hablar sobre las

propiedades de los gases y líquidos, y a Campbell, J.M. del año 1976 para

documentarse sobre las condiciones optimas del gas durante el proceso de

separación.

En esta investigación se evalúo el suministro de gas de tres plantas lascuales fueron: LGN I, LGN II y la planta procesadora de etano para así poder llevar

acabo una investigación de tipo descriptiva la cual se basó en el estudio del sistema

de distribución del gas residual existente para aquel entonces y el consumo de cada

una de las plantas y los balances de masa. Además se revisaron y se actualizaron

los planos isométricos y los P&ID`s; así como la plataforma de simulación de la red

residual de gas. Se evaluaron diferentes escenarios de cantidad entregada de gas

residual y consumo por parte de las plantas. Se enfocó el estudio en las plantas de

mayor cantidad de gas residual que consume.

Se obtuvo como resultado la reproducción de las condiciones reales de la red

de gas residual a través del proceso de simulación pudiéndose así determinar la

operación de la planta de fertilizante en función de la cantidad de gas residual

disponible en el complejo y la mejor forma de aprovechar el gas residual en otras

áreas del mismo.

Todo esto los llevó a la conclusión de que la implantación de un control

automatizado integral disminuirá las variaciones de la red de gas residual,

lográndose además tener un control óptimo de la distribución del mismo para cada

situación de entrega y consumo, entre otras conclusiones.

A través de esta i investigación pudimos tomar consciencia sobre el proceso

de separación llegando a la conclusión que este proceso no solo depende del óptimo

funcionamiento de los separadores y/o de los turbos generadores ya que es también

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el proceso de distribución el que determinará el éxito en el proceso de separación ya

que si LGN no envía el suficiente gas residual los turbos generadores no obtendrán

la energía necesaria para el buen funcionamiento del complejo petroquímico en su

totalidad, y por ende el mismo tendrá que comprar la energía adicional a ENELCO

situación que se quiere evitar.

2.3 Bases Teóricas

El flujo que se obtiene de un yacimiento petrolífero, por lo general, es

multifásico. La separación física de estas fases es una de las operaciones

fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y del

gas natural. (Marcias J. Martinez, 2002)

Los fluidos que se generan son, en su mayoría, mezclas complejas de

hidrocarburos, agua, partículas de arena y contaminantes. En el recorrido desde el

yacimiento hasta las instalaciones superficiales, se reducen la presión y la

temperatura de estos fluidos, haciendo posible la separación del gas de los

hidrocarburos en estado líquido. Los regímenes varían desde uno monofásico

líquido hasta varios tipos multifásicos y, en algunos casos, completamente gaseoso.

(Lobdel W.R.y Ayers L.M. ,2003)

Para diseñar separadores y depuradores es necesario tomar en cuenta los

diferentes estados en que se pueden encontrar los fluidos y el efecto que sobre

éstos tengan las distintas fuerzas físicas. El propósito principal del proceso es

separar los diversos componentes (crudo, gas, agua, contaminantes), con el fin de

optimar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos (crudo, gas).

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.

(Marcias J.M., 2002)

En esta sección se estudian los principales requisitos para lograr una

separación adecuada y se analiza la influencia de algunas fuerzas físicas en la

obtención de un buen diseño.

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2.3.1 FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR.

Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre y de los

diferentes líquidos. Por ende, el objetivo es cumplir con las siguientes funciones:

• Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente

líquidos y gaseosos.

• Refinar aún más el proceso, mediante la recolección de partículas líquidas

atrapadas en la fase gaseosa.

•

Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.

Descargar, por separado, las fases líquida y gaseosa, para evitar que se

puedan volver a mezclar, parcial o totalmente. (Granadillo, Faustino y

Gutierrez Adrianyela, 2002)

2.3.2 REQUISITOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO DE UN SEPARADOR.

Para satisfacer las funciones que debe cumplir un separador, es necesario

tomar en cuenta los puntos siguientes:

La energía que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.

Las tasas de flujo de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidas

dentro de ciertos límites, que serán definidos a medida que se analice el

diseño.

Esto hace posible que inicialmente la separación se efectúe gracias a las

fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos, y que se establezca un

equilibrio ente las fases líquido – vapor.

• La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser

minimizada.

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• La acumulación de espuma y partículas contaminantes ha de ser controlada.

• Las fases líquida y gaseosa no se deben poner en contacto una vez

separadas.

• Las salidas de los fluidos necesitan estar provistas de controles de presión y/o

nivel.

• Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben, en lo

posible, tener las provisiones para la remoción de esos sólidos.

• El separador requiere válvulas de alivio, con el fin de evitar presionesexcesivas, debido a diferentes causas, por ejemplo: líneas obstaculizadas.

• El separador debe estar dotado de manómetros, termómetros, controles de

nivel, visibles; para hacer, en lo posible, revisiones visuales.

• Es conveniente que todo recipiente tenga una boca de visitas, para facilitar la

inspección y mantenimiento.(Manual de diseño de procesos separadoresliquido-gas, PDVSA)

El cumplimiento de de los puntos antes mencionados es fundamental para

obtener la eficiencia requerida. Por consiguiente, la separación depende, con

preferencia, del diseño del equipo usado en el procesamiento y de las condiciones

tanto corriente arriba como corriente abajo.

2.3.3 FACTORES QUE DEBEN CONSIDERAR DURANTE EL DISEÑO.

A los efectos del diseño de un separador se deben considerar los parámetros

que afectan el comportamiento del sistema. Se analizarán las propiedades de los

fluidos, las cuales derivan del comportamiento de las fases que se separan cuando

la mezcla de los hidrocarburos entra al recipiente. Las características del gas y del

líquido dentro de la unidad intervienen de manera directa en el dimensionamiento.

Se estudiarán, luego, las diferentes secciones del separador, lo cual conduce a

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determinar, con el soporte de dos puntos anteriormente estudiados, el tipo de

recipiente que se ha de utilizar. (Perry, R. H.,2000)

a) PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS.

Cuando se diseña un separador, es necesario tomar en cuenta ciertos

factores y propiedades asociados con los fluidos que van a ser procesados. Entre

ellos están los siguientes:

• Las tasas de flujo mínima y máxima del líquido y del gas y su respectivo

promedio.

• La temperatura y la presión de operación del separador.

• Las propiedades de los fluidos, tales como: densidad, viscosidad y

corrosividad,

• La presión del diseño del separador.

• El número de fases que debe manejar la unidad por ejemplo: líquido – gas

(separador bifásico) o crudo – agua – gas (separador trifásico).

• Las impurezas que pueden estar presentes en los fluidos, como arena,

parafina y otras.

• La tendencia de los fluidos a formar espuma y su impacto en la corriente

aguas abajo.

• El efecto de la velocidad de erosión.

• Las variaciones transitorias de la tasa de alimentación del separador.

• La información sobre todos los elementos mencionados es necesaria para

determinar el diseño mecánico adecuado. (Marcias J.M.,2002)

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b) CONDICIONES MECÁNICAS DE LOS SEPARADORES.

Los separadores, para poder cumplir con las funciones y requisitos señalados

anteriormente, deben poseer cuatro secciones principales. Éstas son las siguientes:

• Primera sección de separación:

Comprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite

absorber la cantidad de los movimientos de los fluidos de la alimentación. En

ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, lo que produce una

separación inicial.

Generalmente, la fuerza centrífuga originada por su entrada tangencial en el

envase renueve volúmenes apreciables de líquidos y reorienta la distribución

de los fluidos.

• Sección de las fuerzas gravitacionales:

En esta parte, las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental.

Las gotas del líquido que contiene 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. En consecuencia,

la corriente de gas sube a una velocidad reducida. En algunas ocasiones, en

esta sección se usan tabiques y otros tipos de extractores de niebla, con el fin

de controlar la formación de espuma y la turbulencia.

• Sección de extracción de neblina:

Aquí se separan las minúsculas partículas del 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 del líquido se separan de la corriente de gas en

forma de grandes gotas, que luego caen a la zona de recepción de líquidos.

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• Sección de acumulación de líquido:

Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte

inferior del separador, por lo tanto, se requiere de un tiempo mínimo deretención que permita llevar a cabo el proceso de separación. También se

necesita un volumen mínimo de alimentación, en especial cuando el flujo es

intermitente. Esta parte posee controles de nivel para manejar los volúmenes

de líquidos obtenidos durante la operación. (Manual de diseño de procesos

separadores liquido-gas,PDVSA)

c) CLASE DE SEPARADORES.

Los separadores se clasifican en tres tipos:

• Verticales.

• Horizontales.

• Esféricos.

En cada uno de los modelos se hallan las cuatro secciones descritas

anteriormente. De ordinario, la selección del tipo de separador se fundamenta en la

aspiración de alcanzar los resultados deseados al menor costo.

• La posibilidad de obtener mayor capacidad para los líquidos es menos

costosa en un separador horizontal. Para aumentar el volumen del fluido que

se puede almacenar, solo se necesita agregar cilindros huecos del mismo

diámetro del separador original. Esto resulta más económico que las otras

posibles soluciones. No obstante, es bueno recordar que muy pocas veces el

separador se modifica después que ha sido construido y puesto en uso. El

mantenimiento, por lo general se limita a mejorar los componentes internos

del separador.

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• El manejo de partículas sólidas es menos complejo en un separador

horizontal, porque se pueden agregar mecanismos internos para limpiar la

arena y dejar en el diseño bocas de visita apropiadas.

• El trabajo con crudos espumosos se hace con menor dificultad en unseparador horizontal. Al dejar una fase libre para la espuma, el diseño es

mucho mejor, aunque el recipiente resulta más costoso.

En síntesis, las principales desventajas de los separadores horizontales son

esencialmente las ventajas de un separador vertical.

Los separadores horizontales resultan deseables cuando existen problemas,como grandes volúmenes de líquido, crudos espumosos y presencia de emulsiones.

Sin embargo, es hacer notar que todos estos factores se deben tomar en cuenta

durante el proceso de selección del separador, antes de adquirir la unidad. Así, por

ejemplo, es posible tener una relación gas – petróleo alta, emulsiones y espuma, y

escoger un separador vertical porque es capaz de manejar una presencia moderada

de areniscas en los crudos.(Kouba y Col,1998)

2.3.4 DISEÑO DE LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN.

El diseño de los procesos cubre las dimensiones requeridas del separador y

las del equipo interno. Vistos desde el exterior, la diferencia entre un separador y un

tambor es mínima. No obstante, cuando se contabiliza el costo de los equipos

internos, la variación es apreciable.

El fluido, al entrar en el separador, debe reducir su velocidad de manera

abrupta.

Esto permite el inicio del proceso de separación de un modo efectivo. Luego,

las fuerzas de gravedad hacen que continúe este proceso. Las gotas de los líquidos

bajan y los gases suben.

a) SEPARADORES DE DOS FASES.

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En esta parte se discute en detalle el proceso de separación de los fluidos.

Éste consta de cuatro secciones:

• Sección de separación inicial.

La corriente de entrada a un separador gas – líquido posee una velocidad

apreciable, por lo tanto, la cantidad de movimiento en la entrada del

separador es alta.

Por este motivo, se hace necesario usar dispositivos para producir cambios

en la cantidad de movimiento, en la dirección de los fluidos y su aceleración.

Los dispositivos antes mencionados pueden clasificarse en dos grupos: los

deflectores y los de tipo ciclón. Los primeros trabajan por agitación mecánica

y se diseñan en forma de placa, ángulo, cono o semiesfera. El objetivo de los

deflectores es lograr un cambio rápido en la dirección y en la velocidad de la

corriente de entrada, siendo ésta la razón predominante para que se

produzca la separación de gas – líquido en la primera sección.

El diseño de los deflectores se basa fundamentalmente en que deben resistir

la carga que origina el impacto de los fluidos a la entrada del separador. Los

conos y las semiesferas son los dispositivos mas ventajosos, ya que con ellos

se produce una menor cantidad de perturbaciones y, en consecuencia, se

reducen los problemas de emulsiones, los cuales se generan por la

recombinación de los fluidos. (Marcias J.M.,2002)

El segundo grupo lo integran los de tipo ciclón. Estos funcionan mediante

fuerzas centrífugas, en lugar de la agitación mecánica que caracteriza a los

del primer grupo. La entrada de los fluidos al separador con esta clase de

mecanismo se hace mediante una chimenea ciclónica. Algunas veces, en el

caso de los separadores verticales, se introduce el líquido forzando el líquido

a dirigirse tangencialmente hacia las paredes internas del separador. Esta

práctica puede generar la formación de un vórtice Si tal cosa ocurriera, launidad quedaría desactivada y el gas natural se iría con el petróleo por la

parte inferior del recipiente.

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Los ciclónicos se caracterizan por una velocidad de entrada de alrededor de

20 pies por segundo, en una chimenea cuyo diámetro es cercano a 2/3 del

diámetro del separador. La caída de la presión en ellos está comprendida en

el rango de 1 a 5 libras por pulgada cuadrada (1pc).

Los dispositivos más usados son los ciclónicos de chimenea o tangenciales.

(Kouba y Col, 1998)

• Sección de fuerzas gravitacionales:

Las fuerzas de gravedad dominan el proceso de separación. Las gotas dellíquido están sometidas a la influencia de varias fuerzas, siendo las

principales la de gravedad y las originadas por el movimiento del gas. Las

fuerzas de flotación son pequeñas, si la turbulencia es controlada.

Existe una velocidad crítica del gas. Cuando se trabaja por debajo de ella, las

fuerzas de gravedad controlan el movimiento del gas. Por consiguiente, al

diseñar ésta sección es necesario tratar de obtener una velocidad menor que

la crítica, con el fin de lograr que las fuerzas de gravedad hagan caer las

gotas del líquido y que éstas no sean arrastradas por el gas. Esto indica que

para mantener las dimensiones de esta sección, es fundamental poder

calcular lo mejor posible ese parámetro.(Campbell J.M.,1999)

Una vez determinada la velocidad crítica, se puede conocer la sección

transversal mínima del separador, lo cual se logra dividiendo el flujo

volumétrico del gas, en condiciones de operación, entre la velocidad.

La velocidad crítica se puede predecir mediante las relaciones que se derivan

de la ley de caída de Newton, lo cual se expresa de la forma siguiente:

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Donde:

K: Constante de Souders y Brown.

P1: Densidad del líquido en condiciones de operación, 1bs/p3.

Pg: Densidad del gas en condiciones de operación, 1bs/p3.

El comportamiento de una gota de líquido en un separador vertical es

diferente de su comportamiento en un separador horizontal. En el separador

vertical, las resultantes de la 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 obtienenen uno vertical.

• Importancia del valor de K.

El valor de la constante K, en la ecuación de Souders y Brown, es uno de los

parámetros que mayor relevancia tiene en el momento de predecir el

comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. En cierto modo, es el

valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema.

Como se podrá observar más adelante, cada fabricante tiene sus propias

consideraciones al respecto.

A pesar de, al comienzo, el valor de K atendía a la deducción matemática de

la fórmula, es la experiencia de campo y las mejoras tecnológicas que se les

introducen a los diseños lo que ha venido adaptando este parámetro al

comportamiento real de los recipientes. En la práctica, lo que suelen hacer los

fabricantes es diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el valor

corriente para predecir los resultados reales.

Por esa razón, se suelen encontrar unidades pequeñas garantizadas para

manejar cantidades de gas mayores de lo esperado. Al utilizar velocidades

críticas más altas que las resultantes del uso directo de la fórmula, los

separadores serán de diámetros más pequeños.

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Para todos los fines, se manejan en dos consideraciones principales:

La primera de ellas es la que utiliza la Asociación de Productores y

Procesadores de Gas de los E.U.A. Siguiendo este criterio, el valor de

K es igual a 0.35 (a 100 1pcm) y disminuye una centésima (0,01) paracada 100 1pc.(GPSA, 2000)

El segundo criterio procede de la norma británica y ha sido asimilado

por PDVSA e incluido en su propia normativa. En este caso se

comparan las tasas másicas del líquido y del gas en el separador

(W1/Wg) para escoger el valor correspondiente de K.(Manual de diseño

de proceso de separacion liquido-gas, PDVSA)

Cuando se diseñan separadores verticales, si la razón de las tasas másicas

es menor de 2,10, el valor de K será igual a 0,35. Entre 0,10 y 1,0, se toma

para valores mayores de 1,0 el valor de K = 0,20.

Es indudable que la selección de uno u otro criterio tendrá un impacto

determinante en la velocidad crítica del gas dentro del separador y, por lo

tanto, en la selección del diámetro.

Cuando se trabaja con separadores horizontales, la GPSA recomienda el uso

de valores de K que varían entre 0,40 y 0,50, mientras que la normativa de

PDVSA selecciona con base en la relación longitud/diámetro (L/D).

El criterio que se sigue para seleccionar el valor de K se expresa de la

siguiente manera:

Donde:

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Para los separadores horizontales, por otro lado, se proporcionan los

siguientes valores de Vc:

NATCO:

EPRCO:

EXXON:

Un incremento en el valor de K puede ocasionar un aumento en el arrastre del

líquido en la fase gaseosa. La calidad del gas que se desea obtener, ya searico o pobre en componentes pesados, dependen en parte de la velocidad

permitida.

Generalmente, el flujo volumétrico del gas se conoce en condiciones

normales. Por lo tanto, para convertir este flujo en condiciones operacionales,

se usa la ecuación siguiente:

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La densidad del gas se puede calcular con la ecuación (9):

Para determinar la velocidad del gas, es necesario tomar en cuenta su

tendencia a la formación de espuma. En esta circunstancia, se puede usar

cualquiera de las siguientes alternativas:

• Cuando se trata de crudos espumosos, algunos diseñadores

acostumbran a dividir por diez la velocidad del gas calculada para los

crudos convencionales.

• Se puede instalar tabiques enderezadores o placas de la sección

central de la unidad. De esta manera, se logra reducir la turbulencia y

se obtiene un asentamiento con menor cantidad de espuma

.

• Permitir que el tiempo de retención sea lo suficientemente grande

como para garantizar la separación y reducir de modo apreciable la

formación de espuma. En esta figura se observa que, para este caso,

se necesita un tiempo de retención de 40 seg. Por consiguiente, para

alcanzarlo, la longitud del separador debe ser la adecuada y su

sección transversal, la mínima requerida.

Siempre que se diseña un separador horizontal, es factible dejar un

espacio libre para la espuma. Por lo general, esto se hace con

separadores horizontales trifásicos. La normativa de PDVSA exige que,

para cada frase, se deje como mínimo una altura de 12´´.(Marcias J.M.,

2002)

• Sección de extracción de neblina o coalescencia:

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Una vez que el gas sale de la sección dominada por las fuerzas de gravedad,

entra al extractor de niebla, en el cual se remueven las gotas del líquido que

quedan en el gas. Estos dispositivos son convenientes cuando se necesita

que el gas que sale del separador sea lo más seco posible. En algunasocasiones, estos elementos no son necesarios. El gas fluye a través de éstos

y hacen que las gotas golpeen las paredes del deflector y cambien de

dirección. Posteriormente se asientan. (GPSA,2000)

• Sección de recepción de líquidos.

Esta parte se diseña sobre la base del lapso que un pequeño volumen delíquido permanece en el separador el cual se denomina tiempo de retención y

debe ser tal que permita la salida del gas atrapado en el fluido. Para un

separador de tres fases, el tiempo de retención debe ser suficiente para hacer

posible la separación del crudo en el agua y viceversa. Cuando la emulsión se

mueve a lo largo del separador, el agua debe quedar libre de petróleo y el

crudo, libre de gotitas de agua. El diseño obliga a que el tiempo de

permanencia del crudo en el recipiente sea mayor que el lapso requerido para

que cada una de las fases quede completamente limpia.

El tamaño de las partículas de agua en el petróleo o de petróleo en el agua

incide modo impactante en el tamaño requerido del separador.

Para determinar el tiempo de retención se puede emplear pruebas de campo,

con un equipo dado o mediante una prueba piloto. Si no se dispone de datos

de campo, se puede usar la ecuación de Stokes, que se incluye a

continuación:

Cuando se usa esta ecuación es necesario conocer el diámetro de laspartículas.

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Las densidades y viscosidades se pueden estimar o calcular a partir de las

propiedades físicas de los fluidos. Los trabajos de laboratorio, realizados por

la EXXON, demuestran que la variación en el tamaño de las partículas está

en el rango de 100 a 300 micrones.

Si no se conoce el diámetro de las partículas el tamaño más adecuado por

usar en la ecuación es 100 micrones (3,937x10 -3 pulgadas), teniendo en

cuanta que un micrón = 10-4 cms = 3,937x10-5 Pulgs. No obstante, si se

dispone del simulador para calcular los separadores trifásicos, es aconsejable

que se verifique como se altera el tamaño del recipiente al cambiar el

diámetro de la partícula. Eso ayudará a comprender el impacto sobre eldiseño de ese parámetro.

La EXXON recomienda usar los siguientes tamaños:

Para crudos de 35º API o más livianos: 0,0049 ´´ (125 micrones).

Para crudos más pesados que 35º API: 0,0035 ´´ (90 micrones).

Además, indica una velocidad máxima de asentamiento del líquido de 10

pulgadas/minutos (0,254 mts./min.), parta fines del diseño.

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 líquidos deben recorrer entre la

velocidad de asentamiento. El tiempo de retención multiplicado por el flujo

volumétrico es igual al volumen del líquido retenido en la sección inferior del

separador. (Marcias J.M.,2002)

Para c rudos livianos y medianos, el tiempo de retención es alrededor de 3

minutos. Sin embargo, cuando existen problemas de emulsiones, los tiempos

de retención deben ser mayores. Las normas de PDVSA para el cálculo de

separadores tienen advertencias específicas sobre esta materia.

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Para los separadores verticales aplica lo siguiente:

Un minuto y medio para los destilados y petróleo crudo con gravedad de

40º API o mayor.

Tres minutos para petróleos crudos que sean catalogados como

espumosos, en condiciones operacionales y gravedades API entre 25 y

40º.

Cinco minutos para petróleos crudos que sean considerados espumosos

y/o gravedades API por debajo de 25º. La norma es taxativa al no

aconsejar el uso de separadores verticales cuando existe una formaciónsevera de espuma

Para el caso específico de los separadores trifásicos, se recomienda utilizar

un tiempo de retención mínimo de cinco minutos para la separación de las

dos fases líquidas (agua y petróleo); no obstante, siempre que el espacio lo

permita se deben emplear separadores horizontales.

Para los diseños de los separadores horizontales la norma PDVSA es

amplia. La mejor recomendación que se puede dar es ir de manera directa

a sus análisis y aplicación. En cualquier recipiente es factible que, al

descargar los fluidos por la parte inferior, se forme un vórtice, el cual es un

remolino originado en el separador por efectos de la rotación de los

fluidos. Puede aparecer espontáneamente, cuando se abre la válvula

para descargar líquido o como consecuencia de una rotación inducida. Al

producir el remolino el fluido tomará la apariencia de un embudo que

descarga el gas por la parte inferior y el recipiente ya no actuará como

separador. Es lógico que deban colocarse mecanismos capaces de evitar

la formación de los remolinos. .(Manual de diseño de procesos

separadores liquido-gas, PDVSA)

b) DIMENSIONES DEL SEPARADOR.

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De ordinario se puede decir que en un separador horizontal el volumen

asignado para la zona gaseosa está comprendida entre la mitad y las 2/3 partes del

volumen total del separador. De cualquier forma, el diseñador podrá escoger la

sección que específicamente se necesiten para el gas. Al estudiar el cálculo y

dimensionamiento de la unidad, se podrá entender mejor la manera de distribuir elárea de la sección transversal del cilindro para cada una de las fases. Las relaciones

óptimas de la razón de longitud/diámetro están comprendidas entre 4 y 6, aunque en

unidades horizontales pudieran ser mayores de 6. Es importante señalar que resulta

más económico aumentar su longitud antes que el diámetro. Utilizando los

simuladores preparados para tal fin, el lector podrá ir variando cada uno de los

parámetros para estudiar su impacto económico. A continuación se presentan los

principales factores que intervienen en el diseño del equipo y los parámetros básicosde los cuales depende el diseño.(Scheiman A.D.,1999)

DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES VERTICALES

Cada fabricante tiene la tendencia a justificar las dimensiones de cada una de

las partes del equipo. El ingeniero de diseño podrá optar por hacer propias las

experiencias de los constructores de equipo o apegarse a las normas existentes. A

pesar de ello, es importante que estén informados a cabalidad de las diferentes

alternativas disponibles, para que pueda seleccionar el recipiente ajustado a sus

necesidades específicas.

En un separador vertical se distinguen cuatro secciones, que se pueden

dimensionar de manera independiente, las cuales se describen a continuación:

Distancia de la salida del vapor a la malla metálica (o dispositivo

equivalente).

La distancia entre la salida del vapor y la malla metálica está

perfectamente definida y se puede calcular ajustándose a las normas.

Distancia de la malla metálica al orificio de entrada.(MarciasJ.M.,2002)

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La distancia de la malla al orificio de entrada debe ser mayor de 18

pulgadas. PDVSA utiliza tres pies y la GPSA recomienda un mínimo de

dos pies

Distancia del orificio de entrada al nivel más alta del liquido.

La distancia comprendida entre el fondo del orificio de entrada y el nivel

más lato del líquido ha de ser por lo menos, igual al diámetro del orificio

de entrada. Sin embargo, se prefiere usar una distancia mínima de dos

pies, para evitar que el líquido sea atrapado de nuevo por la corriente

gaseosa. Este aspecto es especialmente importante cuando se trata decrudos espumosos. Al diseñar siguiendo la norma de PDVSA, esta

distancia debe ser igual a 0,3 veces el diámetro interno del separador si

resultara mayor de 24 pulgadas.

Espacio asignado al líquido.

La sección inferior del separador se dimensiona tomando en cuenta el

tiempo de retención del líquido. Se utiliza un mínimo de dos pies por

encima de la línea tangente inferior. El nivel más alto del líquido debe

estar, por lo menos, a un pie por encima del nivel normal. La mayoría de

los separadores verticales posee una relación L/D (altura/diámetro) entre

3 y 4, aunque la norma británica acepta valores más altos (L/D = 6.0).

Cuando los separadores son de diámetros apreciables, los cálculos

pueden conducir a una razón altura/diámetro inferior a 3. En estos

casos, se debe mejorar el diseño agregando un volumen adicional para

el almacenamiento de líquido. (Marcias J. M.2002)

La GPSA recomienda una relación longitud/diámetro entre 2 y 4; la norma de

PDVSA acepta un valor de L/D entre 2,5 y 6,0.

c) OTROS TIPOS DE SEPARADORES Y EQUIPOS.

• SEPARADORES TRIFÁSICOS

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Son recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de los líquidos

inmiscibles. Por lo general, resultan muy grandes porque se diseñan para garantizar

que ambas fases (agua y petróleo) salgan completamente libres una de la otra (agua

sin petróleo y petróleo sin agua). Estos separadores se emplean para separar elagua que pueda estar presente en el crudo, con lo cual se reduce la carga en el

equipo de tratamiento del petróleo y se aumenta la capacidad del transporte en las

tuberías. También ayuda a mejorar la precisión de las mediciones de flujo.

Los aspectos básicos del diseño de separadores trifásicos son similares a los

anteriormente descritos. A pesar de eso, deben agregarse los cálculos de las tasas

de asentamiento líquido – líquido, así como los medios para remover el agua.

Como se estableció antes, el tiempo de retención en este tipo de separador

debe ser lo suficientemente grande para hacer posible la separación del crudo del

agua y viceversa.

• SEPARADORES DE TABIQUES.

En los depuradores es frecuente en la instalación de dispositivos que

garanticen la producción de gas libre de partículas de líquido o con la pureza

deseada. Uno de estos mecanismos internos es el tabique. En muchas operaciones,

el fluido que entra al recipiente está mojado o es un gas que contiene partículas

líquidas en suspensión. Esto puede suceder cuando se succiona un compresor o a

la salida de un absorbedor de glicol. Dada esta situación, lo que se necesita es

pasar el gas por sistema que opere con el principio de impacto, para que se

depositen las partículas líquidas que transporta.

Con frecuencia se utiliza un modelo de tabiques. Estos depuradores pueden

remover cerca del 100% de las partículas líquidas de 10 micrones o mayores y cerca

del 50% de las comprendidas entre 1 y 10 micrones. No obstante, la experiencia

recomienda tener mucho cuidado con estas expresiones. Es normal que en el

mercado se pongan extractores o filtros capaces de eliminar partículas de cinco

micrones, pero no dicen que porcentaje de las partículas de ese tamaño puede ser

eliminado.

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En los tabiques, el gas se separa del líquido, al pasar por el laberinto, se

recoge y se conduce por un bajante hasta la zona líquida. Ésa es la principal

diferencia con los extractores de malla de alambre.

Se dice que los separadores equipados con tabiques logran la misma

eficiencia que con mallas de alambre, con la ventaja de que no se tapan y se pueden

usar en recipientes pequeños. Cuando la velocidad del gas es excesiva, el impacto

que se desarrolla sobre los tabiques puede producir el desprendimiento del

extractor.

•

SEPARADOR TIPO FILTRO.

Un separador tipo filtro es una unidad que, por lo general, tiene dos

compartimientos. El primero de ellos contiene un filtro coalescente para la

separación primaria del líquido que viene con el gas. A medida que el gas fluye a

través de los elementos del filtro, las partículas pequeñas se van agrupando para

formar gotas más grandes, las cuales son fácilmente empujadas por la presión del

gas hacia el núcleo del filtro. De esta manera, el fluido pasa al segundo

compartimiento del separador en el cual se encuentra el extractor de niebla, que se

encarga de remover el líquido remanente. La remoción puede ser de

aproximadamente el 100% para las partículas mayores de dos micrones y cerca del

98% para las partículas entre 0,5 y 2 micrones.

En ocasiones, este recipiente contiene un barril o una bota en la parte inferior

para almacenar los líquidos. Es muy utilizado para drenar partículas líquidas antes

que el gas sea succionado por los compresores.

• SEPARADORES ESFÉRICOS.

Son unidades compactas de separación, de forma esférica, utilizadas para

gas de alta presión y con volúmenes pequeños de líquidos. Son poco empleados en

la industria del petróleo. (Marcas J. M.,2002)

2.3.5 PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES:

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Es importante señalar que el espumaje depende, entre otros parámetros, de

la presión de trabajo y de las características del líquido en las condiciones de

separación.

Así mismo, es recomendable tener presente que, al bajar la presión de la

unidad, aumenta el volumen del gas en la misma proporción. Además, conviene

recordar que las pruebas de campo se realizan en condiciones atmosféricas y que

no se considera en ellas el efecto de la presión y la temperatura en la formación de

la espuma.

La capacidad del separador puede aumentarse mediante el empleo de losinhibidores de espuma, no obstante, cuando se diseña un separador no debe

tomarse en cuenta el efecto del inhibidor, ya que su acción está en función de las

características del crudo, las cuales cambian a lo largo de la vida del yacimiento.

Adicionalmente, el costo de los inhibidores puede, en muchos casos, hacer

prohibitivo su uso.

Una medida muy sana y recomendable es hacer el diseño considerando la

presencia de espuma, de tal manera que al dejar el espacio necesario para manejar

esta fase, no se necesite el empleo de los inhibidores.

Para un operador es muy importante haber determinado las causas probables

de la generación de espumas. Por esta razón, se suelen clasificar las espumas

según su origen, en:

• Espumas de tipo mecánico: Aquellas que se producen como consecuencia de

los volúmenes o velocidades del fluido demasiado altos dentro del separador.

• Espumas de tipo químico: Formadas por el uso indebido de productos

químicos, que se convierten en generadores de espuma.

Para determinar el origen probable de la espuma, se recomienda tomar dos

muestras del fluido en recipientes limpios y batirlas el mismo número de veces. Si al

dejar descansar el recipiente, ella desaparece en forma rápida, esto indica que es de

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tipo mecánico. Lo contrario invita a indagar sobre cuales son los productos químicos

responsables del espumaje.

b) ARENAS:

La presencia de arena es frecuente en el crudo de los campos venezolanos.

Los principales problemas ocasionados por la arena son:

• El taponamiento de los dispositivos internos del separador.

• La erosión y corte de válvulas y líneas.

• La acumulación en el fondo del separador.

La obstrucción de los dispositivos internos no debe perderse de vista en el

diseño y hay que evitar ubicarlos en las zonas donde la arena pueda acumularse.

Como se indicó antes, es posible incluir en el diseño los dispositivos que

trabajen con fluidos a presión mediante toberas de inyección, que hagan posible la

remoción parcial de la arena acumulada. Cuando los fluidos son arenosos, es

conveniente instalar válvulas y elementos resistentes al efecto abrasivo de la arena.

c) VELOCIDAD DE EROSIÓN:

Este parámetro se define como 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.

Es muy común que se diseñen tuberías, boquillas de separadores y

recipientes, sin tomar en cuenta la acción erosiva del gas dentro de las tuberías y

subsiguiente desgaste que puede generar. Para evitar la destrucción acelerada del

material, es conveniente mantener presentes las velocidades límites con las cuales

debe trabajar la unidad.

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La fórmula API, frecuentemente utilizada para medir la velocidad de erosión,

es la siguiente:

Ve=

P

Donde:

Ve: Velocidad límite, P/seg.

C: Constante que normalmente se aplica igual a 100 para servicio continuo y 125

para servicio intermitente. Cuando existe arena en le gas la constante puede

ser menor de 100.P: Densidad del fluido en condiciones de operación, Lbs./P3

Las observaciones relativas a la máxima velocidad permisible en una tubería,

para evitar la erosión, ayudan al operador a seleccionar el caudal de producción y al

ingeniero de diseño a escoger el mejor material para las tuberías.

Al estudiar la fórmula, se aprecia que la velocidad aumenta cuando disminuye

la velocidad fluido. Pero esto no se correlaciona con los trabajos experimentales

realizados en tuberías donde hay arena. En estos casos, los gases de baja densidad

producen mayor erosión que los líquidos, cuya densidad es alta. Estas afirmaciones

advierten que la ecuación, a pesar de ser muy amplia y universal, no trabaja con la

misma seguridad cuando existe arena en el fluido.

Salama y Venkatesh, han desarrollado la forma de predecir la velocidad de

penetración en un codo, con la siguiente fórmula:

h= 93.000 . W. V

T. D2

Donde:

h: Tasa de penetración, en milésimas de pulgada por año (mpy).

C

2

L

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W: Tasa de producción de arena bls/mes.

VL: Velocidad de impacto de la partícula, p/seg.

T: Dureza del material, lpc.

D: Diámetro de la tubería, pulgs.

Asignándole T= 1.55 x 105 Ipc y suponiendo una tasa de penetración de 10

mpy, Salama y Venkatesh obtuvieron la siguiente expresión de la velocidad:

Ve=

W

Los autores mencionados sugieren que se utilice esta ecuación únicamentecon gases e indican que la velocidad de impacto de la partícula (con baja densidad y

viscosidad) es cercana a la velocidad del flujo de gas. La ecuación no es válida para

flujos de líquidos.

d) PARAFINAS:

El funcionamiento de un separador se puede afectar con la acumulación de

parafina. Por ejemplo, las mallas de alambre metálico, en muchas ocasiones, no

operan adecuadamente debido a la acumulación de parafina. Cuando esto ocurre,

se debe usar otro dispositivo o crear sistemas de inyección de vapor que permitan la

limpieza de las regiones propensas a taponamiento.

Sin embargo, no siempre es posible tomar en cuenta la influencia de las

parafinas en la inclusión de estos dispositivos al diseñar un separador, ya que esto

depende de las características del crudo, las cuales cambian a lo largo de la vida del

yacimiento.

e) EMULSIONES:

Las emulsiones suelen constituir un problema en los separadores de tres

fases.

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Los principales parámetros que entran en un juego para hacer la decisión son

los siguientes:

a) COMPOSICIÓN DEL FLUIDO QUE SE VA A SEPARAR:

Es cierto que la mayoría de los ingenieros no analizan con antelación la

composición de la alimentación, sino que parten de un determinado volumen y tipo

de fluido supuestamente conocido al hacer la selección. Pese a esto, es conveniente

que el diseñador esté familiarizado con el concepto de equilibrio de fases y

separación instantánea, con el fin de predecir cual será la cantidad y calidad del gas

y del líquido que se formarían en el separador, en las condiciones de presión y

temperatura del diseño.

b) CAUDAL DEL GAS EN CONDICIONES NORMALES:

Para diseñar un separador es preciso conocer los volúmenes de gas y de

líquido que se van a manejar durante la vida útil del proyecto. La variación de estas

cantidades en el tiempo y el impacto de los cambios estacionarios obligan a verificar

el comportamiento del separador en las condiciones más desfavorables.

c) PRESIÓN Y TEMPERATURA DE OPERACIÓN:

El estudio previo de las variaciones de la presión y temperatura en el sitio

donde se instalará la unidad afectará, de manera determinante, la selección del

equipo. La mayoría de los operadores no se detienen a pensar en como se afectan

las condiciones de operación al bajar la presión. Existe la seguridad de que al elevar

la presión podría fallar el material; pero no se analiza el incremento de la velocidad

dentro del sistema al bajarla; un descenso abrupto, manteniendo constante el

caudal, eleva la velocidad interna del equipo, produce espuma, arrastre de los

fluidos y puede volar el extractor de niebla. Esta operación, realizada en un

separador instalado delante de una torre de deshidratación o de endulzamiento,

facilita la entrada del petróleo al sistema y saca el fluido de especificaciones.

d) FACTOR DE COMPRENSIBILIDAD DEL GAS EN CONDICIONES DE

TRABAJO:

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El valor de Z determina el volumen del gas en las condiciones de operación.

El diseñador deberá seleccionar el modelo más conveniente para que los

resultados coincidan con los valores del campo.

e) DENSIDAD DE LOS FLUIDOS EN LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN:

La densidad de los fluidos dentro del separador intervienen de modo directo.

Es fácil calcular la densidad del gas en las condiciones de operación. En el

caso de los líquidos, muchas personas trabajan en condiciones normales, bajo elsupuesto de que el efecto de los cambios de presión y temperatura afectan muy

poco los resultados finales.

f) VELOCIDAD CRÍTICA DEL GAS DENTRO DE LA UNIDAD.

El cálculo de la velocidad dentro del separador es uno de los factores que con

mayor énfasis influye en la respuesta. La elección del valor de la constante K y la

determinación de la velocidad dentro del recipiente son las decisiones más

importantes al hacer la selección. Todo está en íntima conexión con el diseño interno

del separador y debe corresponderse con la máxima velocidad garantizada para que

la separación se produzca con eficiencia.

Muchos fabricantes compiten favorablemente bajando el tamaño del

separador al incrementar la velocidad del gas. Esto, por lógica, afecta el volumen

disponible para almacenar los líquidos en la parte inferior del separador.

g) TIEMPO DE RETENCIÓN ASIGNADO AL LÍQUIDO:

La normativa de PDVSA rec0omienda la selección del tiempo de residencia

del petróleo, con base en la gravedad API del fluido. Así, un petróleo mayor de 40º

API, deberá tener un tiempo de residencia de 1.5 minutos. Para fluidos de 25º API y

40º API, se recomienda reservar entre 3,0 y 5,0 minutos para petróleos pesados y/o

espumosos. Es obvio que esa costumbre de los vendedores de equipos de

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especificar la cantidad de petróleo que puede manejar un separador, sin tomar en

cuenta las características del fluido, implica una falla fundamental.

h) DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR:

Al completar los cálculos que sirven de soporte para seleccionar la unidad, el

diseñador tiene la obligación de indicar las dimensiones mínimas del recipiente que

desea comprar. La factibilidad de someterse a una u otra normativa o de aceptar la

forma como el fabricante construye sus equipos debe ser analizada

conscientemente.

En la normativa de PDVSA para el dimensionamiento de un separador, secomparan los modelos de PDVSA y el de la GPSA. Donde se observará las

ventajas y limitaciones de cada una de las normas. Si tiene al alcance el simulador

respectivo, podrá haciendo los cálculos sucesivos verificar el comportamiento de

cada uno de los modelos y, adicionalmente, verificar el precio comparativo de las

unidades que resulten. (Marcias J.M.,2002)

2.3.7 SIMULACIÓN DE PROCESOS

Según el manual de Aspen Plus 11.1 user guide, 2001, la simulación de

procesos, permite experimentar por medio de una replica exacta un proceso real,

mediante el uso de simuladores. Corriendo el modelo en un computador, se podrán

obtener los resultados que permitan ayudar a la empresa en el proceso de toma de

decisiones. La simulación de procesos enseña a los ingenieros, como opera el

proceso y como éste responderá a los cambios. Las alternativas e ideas pueden ser

probadas fácil y rápidamente en una simulación, para luego conocer su efecto en el

desempeño del proceso real.

La simulación permite ingresar dentro de la dinámica compleja del proceso, ya

que incorpora la interdependencia entre elementos y la variabilidad, elementos que

no existan en las técnicas analíticas tradicionales. La simulación les entrega a los

ingenieros una gran libertad para probar diferentes ideas en el mejoramiento

continuo de los procesos, completamente libre de riesgo, virtualmente sin costo, sin

perdida de tiempo y sin interrumpir el funcionamiento normal del proceso.

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La simulación de procesos promueve la experimentación sin riesgo, de

cientos de alternativas y estimula la constante innovación, permite pensar desde

afuera del sistema para luego entrar en él y experimentar en un modelo para

encontrar la mejor solución, permite reducir por completo la incertidumbre frente acual idea funcionará mejor y a que costo, deja afuera las emociones en el proceso

de toma de decisiones a través de la entrega de evidencia objetiva y difícil de refutar.

La simulación de procesos ofrece algunas de las siguientes ventajas:

• Reduce el tiempo de diseño de una planta.

• Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de planta.

Ayuda a mejorar procesos actuales.

• Responde a las interrogantes en el proceso.

• Determina condiciones óptimas del proceso dentro de las restricciones dadas.

• Asiste en localizar las partes que restringen un proceso.

a) SIMULADOR DE PROCESOS ASPEN PLUS

Este software ha sido comercializado en 1980 por la fundación de una

compañía denominada AspenTech. AspenTech es ahora una compañía comercial

pública que utiliza 1800 personas en todo el mundo y ofrece una solución integral

completa para industrias de procesos químicos.

Este paquete de software sofisticado puede ser usado en casi todos los

aspectos de ingeniería de proceso desde la etapa del diseño hasta el análisis de

costos y rentabilidad. Tiene una biblioteca modelo incorporada para columnas de

destilación, separadores, cambiadores de calor, reactores, etc. Los modelos de

comportamiento o propiedades pueden extenderse dentro de su biblioteca de

modelos. Estos modelos del usuario son creados con subrutinas Fortran u hojas detrabajo Excel y se suman a su biblioteca modelo. Usando Visual Basic Visual para

añadir formas de entrada para el modelo del usuario lo hacen indistinguible de las

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incorporadas. Tiene un banco de datos de propiedades incorporado para los

parámetros termodinámi

Diseño de tanques Separadores Gas-Liquido

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