Estudio de Un Separador Trifasico

UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR

DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA

ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS)

UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL

Por:

Mario Elias Torres Ramirez

PROYECTO DE GRADO

Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar

Como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Mecánico

Sartenejas, Julio de 2008


DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES

COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA

ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS)

UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL

Por:

Mario Elías Torres Ramírez

Realizado con la Asesoría de:

Dr. Miguel Asuaje

PROYECTO DE GRADO

Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar

Como requisito parcial para optar al título de

Ingeniero Mecánico



Decanato de Estudios Profesionales

Coordinación de Ingeniería Mecánica

“ ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS)

UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL”

PROYECTO DE GRADO Presentado por: Mario Elías Torres Ramírez

REALIZADO CON LA ASESORIA DE: Dr. Miguel Alejandro Asuaje Tovar

RESUMEN

El petróleo al momento de su extracción es un fluido multifásico (agua, arena, gas,

petróleo), el cual no es comercializable debido a la presencia de fluidos que se

encuentran mezclados dentro del mismo. Es por esto que es necesaria la separación de

los distintos fluidos en las proporciones adecuadas para aprovecharlo como combustible

o materia prima que requiere el mercado. 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. En este trabajo se presenta el dimensionamiento y el análisis

fluido dinámico utilizando un programa de fluido computacional (CFD). Los Separadores

representan la primera instalación del procesamiento y refinación del crudo dentro de

una estación de flujo la cual está compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se

recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según

las operaciones que se realicen. El presente estudio contiene la evaluación de un

separador trifásico. Luego de dimensionar el separador y realizar la geometría del

mismo, se realizaron simulaciones con fluido monofásico (agua), bifásico (agua y aire) y

trifásico (agua, aire y petróleo). Todas las simulaciones bajo las condiciones

operacionales de un separador trifásico existente en una estación de flujo. Se observó el

perfil de presiones, la separación de fase dentro del separador, como también el

comportamiento en el tiempo del separador.

PALABRAS CLAVES: Multifásico, CFD, Simulaciones, Separador.

Aprobado con mención: Mención Sobresaliente


iii

INDICE GENERAL

RESUMEN………………………………………………………………..............................ii

INDICE GENERAL.......................................................................................................iii

INDICE DE TABLAS.....................................................................................................v

INDICE DE FIGURAS..................................................................................................vi

CAPITULO 1 .............................................................................................................................. 1

1.1 Introducción ............................................................................................................... 1

1.2 Planteamiento del Problema ................................................................................... 2

1.3 Objetivos Generales ................................................................................................. 3

1.4 Objetivos Específicos ............................................................................................... 3

1.5 Metodología ............................................................................................................... 4

CAPITULO 2 ......................................................................................................................... 6

Marco Teórico ............................................................................................................................ 6

2.1 Flujo Multifásico ........................................................................................................ 6

2.2 Definiciones ............................................................................................................... 7

2.3 Fundamentos de Mecánica de Fluidos ................................................................. 9

2.4 Ecuaciones Fundamentales .................................................................................. 12

2.5 Separación de Flujo ................................................................................................ 14

2.6 Separadores de producción .................................................................................. 17

2.7 Equipos Separadores de Fase ............................................................................. 18

2.7.1 Funciones que debe realizar un Separador ......................................... 19

2.7.2 Descripción de un Separador............................................................... 20

2.7.3 Mecanismos de Separación ................................................................. 21

2.7.4 Clases de Separadores ....................................................................... 23

2.8 Factores que afectan la separación entre el gas y líquido. .............................. 25

2.9 Dimensionamiento del Separador ........................................................................ 27

2.10 Diseño Mecánico del Separador .......................................................................... 36

2.11 Dinámica de Fluido Computacional (CFD) ......................................................... 41

2.12 Metodología de la Simulación ............................................................................... 42

iv

2.12.1 Geometría y Mallado ............................................................................ 43

2.12.2 Definiciones Físicas (Pre-Procesador) ................................................. 44

2.12.3 Solvers (Procesador) ........................................................................... 45

2.12.4 Post-Procesador .................................................................................. 46

2.13 Modelos Multifásico dentro de CFD ..................................................................... 46

2.14 Modelo de Turbulencia .......................................................................................... 47

2.14.1 Eddy Viscosity Turbulence Models .............................................................. 48

CAPITULO 3 ....................................................................................................................... 49

3.1 Dimensionamiento del Separador ........................................................................ 49

3.2 Diseño Mecánico del Separador .......................................................................... 54

CAPITULO 4 ....................................................................................................................... 56

4.1 Revisión de Ingeniería de Proceso. ............................................................ 56

4.2 Geometría del Separador 3-D ..................................................................... 60

4.3 Mallado de la Geometría ............................................................................. 62

4.4 Validación de Malla ..................................................................................... 64

4.5 Simulación Bifásica ..................................................................................... 70

4.5.1 Régimen Permanente .......................................................................... 70

4.5.2 Régimen Transitorio ............................................................................. 77

4.6 Simulación Trifásica ............................................................................................... 79

4.6.1 Simulación A. Malla No-Estructurada .................................................. 79

4.6.2 Simulación B, Malla Estructurada ........................................................ 88

4.6.3 Comparación de Simulaciones. ........................................................... 91

4.6.4 Modificación de la Salida del Agua ...................................................... 92

4.6.5 Simulación con Valores de Entradas Alteradas ................................... 94

4.6.6 Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada ... 95

CAPITULO 5 ....................................................................................................................... 99

Conclusión y Recomendaciones .......................................................................................... 99

Referencia Bibliográfica ....................................................................................................... 100

ANEXO 1 ................................................................................................................................ 101

ANEXO 2 ................................................................................................................................ 102

v

INDICE DE TABLAS

Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador. .................................... 49

Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador..... 54

Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos .................................... 56

Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo .......................................................................... 56

Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador .................................................. 57

Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas ....................................................................... 58

Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador ......................................................... 59

Tabla 4.6 Altura de Interfase ..................................................................................... 59

Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos ....................................................... 60

Tabla 4.8 Validación Malla 1 ..................................................................................... 68

Tabla 4.9 Validación Malla 2 ..................................................................................... 68

Tabla 4.10 Validación Malla 3 ................................................................................... 69



Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica .................................................. 74

Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico .............. 77

Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas ........................................................ 79

Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de

Operación ........................................................................................................... 80

Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B............................. 91

Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada. ..................... 94

vi

INDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo .................................................... 5

Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas ..................................................... 8

Figura 2.2 Tensión superficial σ .................................................................................. 9

Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO) .............. 58

Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases ................................................. 60

Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador ........................................ 61

Figura 4.4 Plano del Separador ................................................................................. 62

Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench) ........................................................ 63

Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM) ....................................................................... 63

Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada ................................................................... 65

Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión ............................... 67

Figura 4.9 Validación Malla 1 .................................................................................... 68

Figura 4.10 Validación Malla 2 .................................................................................. 68




Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación ........................................... 73

Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente ......... 75

Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen

Permanente ........................................................................................................ 76

Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente

........................................................................................................................... 76

Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos .................... 78

Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica .................................... 81

Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica .............................................. 82

Figura 4.21 Plano de interfase .................................................................................. 83

Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST ...................... 83

Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST .................................... 84

vii

Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST ......................................... 85

Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST ........................................... 86

Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST ...................................................... 86

Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST ........................................................... 87

Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST ............................................................. 88

Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM ....................................................................... 89

Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM ............................................... 89

Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM .................................................... 90

Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM ...................................................... 90

Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua ................ 92

Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua ................... 93

Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector .................................... 96

Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento ................................. 96

Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento ................. 97

Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento ..................... 97

Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento .................................... 97

CAPITULO 1

1.1 Introducción

El petróleo es un fluido que se extrae mediante la perforación del pozo sobre un

yacimiento, este sale como una mezcla completa de hidrocarburos con pequeñas

cantidades de otros compuestos. La proporción de hidrocarburos que integran el

petróleo varía de acuerdo con cada yacimiento. Este fluido extraído de los

yacimientos es por lo general de naturaleza multifásico, pues contiene sustancias

con propiedades termodinámicas gaseosas, como el gas natural, líquidas como el

agua y el petróleo, y sólidas como arena y otras partículas.

Este fluido multifásico como una gran variedad de hidrocarburos, no se separa por

sí solo, es necesario la utilización de equipos para ese fin. El primer equipo que es

utilizado en la industria petrolera es el separador trifásico, este separa el líquido

multifásico que sale del yacimiento en gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles.

Este separador por lo general se encuentra en la estación de flujo que está cerca del

yacimiento. Este proceso se lleva a cabo para facilitar el manejo del petróleo, y así

poder llevarlo por tuberías hasta las plantas de refinación.

Conociendo la importancia de un separador trifásico, es que se deriva el estudio de

la fluido dinámica del separador. Con la tecnología que se cuenta en la actualidad,

los diferentes programas de computación para diseñar y simular el comportamiento

de cualquier sistema. Con la simulación, se busca comprender el comportamiento

físico de las fases en el interior del equipo. En un futuro, con los resultados se espera

establecer criterios para la optimización y análisis de desempeño de tan importantes

equipos para la industria petrolera.

Este trabajo se encuentra estructurado en los siguientes capítulos:

2

En el presente capítulo, se introduce al trabajo realizado, así como la importancia y

objetivos del mismo.

En el capítulo 2, se describe la teoría y los aspectos fundamentales en que se basó

este trabajo, se realiza un resumen de flujo multifásico, se describen los distintos

separadores que existen así como también algunos aspectos básicos de estos y por

último se habla del programa Dinámica de Fluido Computacional o CFD por sus

siglas en inglés.

En el capítulo 3, se muestra el procedimiento de dimensionamiento del separador

utilizando las normativas de PDVSA y las normas ASME para las dimensiones del

separador y el espesor respectivamente.

En el capítulo 4, se realiza el análisis de las simulaciones realizadas por el

programa CFD, se muestra como fue evolucionando el trabajo y las discusiones de

los resultados obtenidos por tales simulaciones.

En el capítulo 5, se presentan las conclusiones del trabajo, teniendo en cuenta las

discusiones realizadas en el capitulo 4.

1.2 Planteamiento del Problema

La producción del petróleo ha evolucionado con el paso del tiempo, se ha mejorado

su refinamiento, desde los inicios rudimentarios en la era del oro negro, hasta

nuestros días que se utiliza lo último en tecnología. El separador representa la

primera etapa en el proceso de refinamiento del petróleo, de ahí su gran importancia.

Para mejorar el funcionamiento de estos es necesario que se conozca el

comportamiento de los fluidos en su interior, la separación de las fases, el campo de

presiones, velocidad de las corrientes internas entre otras características. De esta

manera se podrán tomar decisiones acertadas de mejoras o cambios en el diseño de

separadores que aumenten su eficiencia.

3

1.3 Objetivos Generales

Esta investigación tiene por objetivo evaluar el comportamiento fluido dinámico de

la mezcla dentro de un separador trifásico con las condiciones de operación de un

separador horizontal existente, modelo free water knockout (FWKO) que se

encuentra en operación en una estación de flujo localizado en el Delta Amacuro. Este

trabajo se desarrollará utilizando el programa CFD y realizando simulaciones en la

versión CFX-11. Con estas simulaciones se obtendrá el campo de presiones del

separador en operación, así como también el comportamiento fluido dinámico en

régimen permanente y así comprender el comportamiento físico del separador en su

interior y poder realizar mejoras al diseño del mismo.

1.4 Objetivos Específicos

� El dimensionamiento del separador, utilizando las normas PDVSA

No.90616.1.027 y las condiciones de operación del separador existente, así

como también el cálculo del espesor del mismo utilizando las normas ASME.

� La utilización de distintos programas computacionales para cumplir diferentes

funciones de la siguiente manera:

� El diseño de la geometría en un programa CAD del separador.

� El mallado de la geometría en Workbench y ICEM.

� La simulación monofásica (agua) y validación del mallado, la simulación

bifásica (agua y aire) y la simulación trifásica (agua, aire y petróleo)

utilizando el programa ANSYS CFX 11.

4

1.5 Metodología

En la figura 1.1 se observa la metodología empleada para realizar este trabajo, el

primer paso es la revisión bibliográfica en la cual se investiga de libros y

publicaciones internacionales todo lo relacionado a los separadores usados en la

industria petrolera, es decir los tipos de separadores y su funcionamiento. Se estudia

también la ingeniería de procesos del separador existente.

Después de la revisión se procede a calcular las dimensiones del separador

utilizando las normativas de PDVSA, para posteriormente realizar las mallas, una

estructurada y otra no estructurada.

La malla realizada se debe validar con las simulaciones utilizando varios criterios

para esto. Al conseguir una malla que cumpla los criterios con menos carga

computacional se deben realizar las simulaciones bifásica y trifásica.

Con las simulaciones bifásicas se obtienen las condiciones de borde que cumplen

los criterios de convergencia. En esta parte del trabajo se realizan dos tipos de

simulaciones, una en estado permanente y otro en estado transitorio.

Al tener la mejor condición de borde, se realizan las simulaciones trifásicas, solo en

estado permanente. Se realizan varias simulaciones cambiando la geometría del

separador para observar su comportamiento y la diferencia con los cambios

realizados.

5

METODOLOGIA

Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo

Cálculo de las Dimensiones del Separador

Geometría del Separador

INVENTOR 10 (CAD)

Mallado del Dominio

Malla No Estructurada Malla Estructurada

Validación de Malla

Simulación en CFX-11

Preprocesamiento

PRE

Procesamiento

SOLVER Postprocesamiento

POST

Simulación

Bifásica

Se encuentra el

mejor sistema de

control con las

Condiciones de

Borde

Simulación en

Régimen Transitorio

Simulación Trifásico

(Agua-Aire-Petróleo)

Análisis de los Resultados

Revisión Bibliográfica y Revisión de Ingeniería de Procesos

6

CAPITULO 2

Marco Teórico

2.1 Flujo Multifásico

Para el contexto de este trabajo, el término corriente multifásico se utiliza para

referirse a cualquier fluido que conste de más de una fase o componente. Se excluye

de estas circunstancias, el que los componentes estén bien mezclados por encima

del nivel molecular. En consecuencia, en los flujos que se han considerado en este

trabajo los componentes de las fases se encuentran separados a una escala muy por

encima del nivel molecular. Esto deja todavía un enorme espectro de diferentes

corrientes de multifásico.

Un tema persistente a lo largo del estudio del flujo multifásico es la necesidad de

modelos para predecir el comportamiento detallado de los flujos y los fenómenos

que se manifiestan[1]. Hay tres maneras en que esos modelos se exploran: (1)

experimentalmente, a través del laboratorio utilizando escalas de los modelos

equipados con la correspondiente instrumentación, (2) teóricamente, utilizando

ecuaciones matemáticas y modelos de flujo, y (3) computacionalmente, usando el

poder de las computadoras modernas para hacer frente a la complejidad de la

corriente y su comportamiento físico. Es evidente que hay algunas aplicaciones en

las que se puede implementar la escala de un modelo dentro del laboratorio para

hacerlo posible. Pero en muchos casos, el modelo de laboratorio debe tener una

escala muy diferente a la del prototipo y es en estos casos que entra un socio fiable,

el modelo teórico o modelo computacional, estos modelos son esenciales para la

confianza en la extrapolación a la escala del prototipo.

En consecuencia, la capacidad predictiva y la comprensión física dependen en

gran medida de modelos teóricos y/o computacionales. Sin embargo la complejidad

del comportamiento de la mayoría de los flujos multifásico presentan un gran

obstáculo para estos modelos. Tal vez sea posible en algún tiempo lejano la

utilización de las ecuaciones de Navier-Stokes para cada una de las fases y además

7

tener el poder de calcular todos los detalles de una corriente multifásico, el

movimiento de todo el líquido que rodea y esta dentro de cada partícula, la posición

de cada interfaz. Pero en la actualidad la potencia de los ordenadores y su velocidad

están muy lejos de alcanzar esa realidad. Cuando una o dos fases se convierten en

turbulentas como la mayoría de las veces ocurre, el reto es astronómico. Es por ello

que se necesitan las simplificaciones de los modelos reales para la mayoría de los

flujos multifásico.

2.2 Definiciones

� Flujo No-Homogéneo

El flujo multifásico no-homogéneo se refiere al caso donde existen diferentes

campos de velocidad y otras características pertinentes para cada líquido. El campo

de presión es compartida por todos los fluidos. El fluido interactúa por medio de los

términos de transferencia de interfase.

� Flujo Homogéneo

El flujo multifásico homogéneo es un caso límite del fluido multifásico Eulerian-

Eulerian donde todos los fluidos que comparten los mismos campos de velocidad y

otras características pertinentes tales como la temperatura, turbulencias, etc. El

campo de presión también es compartida por todos los fluidos.

� Superficie Libre

La superficie libre de un flujo se refiere a una situación en la que el fluido

multifásico (para el presente caso de estudio agua, aire y petróleo) está separado por

distintas interfaces. El fluido en superficie libre con el modelo no homogéneo puede

ser usado para permitir la separación entre dos fase, esto es requerido si se

encuentra una fase dentro de otra y se quiere que se separen de nuevo.

� Tensión Superficial

8

La tensión superficial en la interfaz de un líquido y un gas, que es una fuerza de

tensión distribuida a lo largo de la superficie, se debe primordialmente a la atracción

molecular entre moléculas parecidas (cohesión) y a la atracción molecular entre

moléculas diferentes (adhesión). En el interior de un líquido (véase la figura 2.1) las

fuerzas cohesivas se cancelan, pero en la superficie libre del líquido las fuerzas

cohesivas desde abajo exceden las fuerzas adhesivas desde el gas localizado por

encima, dando como resultado una tensión superficial.

Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas[2]

Ésta es la razón por la cual una gota de agua adquiere una forma esférica, y los

pequeños insectos pueden posarse en la superficie de un lago sin hundirse. La

tensión superficial se mide como una intensidad de carga lineal σ tangencial a la

superficie y se da por unidad de longitud de una línea dibujada sobre la superficie

libre. Además, la carga es perpendicular a la línea, como se muestra en la figura 2.2,

donde AB se localiza sobre la superficie libre. σ se conoce como coeficiente de

tensión superficial y es la fuerza por unidad de longitud transmitida desde la

superficie de fluido localizada a la izquierda de AB hasta la superficie de fluido

localizada a la derecha de AB con una dirección perpendicular a la línea AB.

9

Figura 2.2 Tensión superficial σ[2]

2.3 Fundamentos de Mecánica de Fluidos

A continuación se definirá la densidad y la viscosidad, estas propiedades son de

gran interés en el estudio del separador.

� Densidad

La densidad es la masa por unidad de volumen, y viene dada por:

V

m=ρ

Donde m es la masa en kg y V es el volumen en m3 en unidades del sistema

internacional.

� Viscosidad

Para un flujo bien ordenado o laminar, es decir, que está libre de fluctuaciones

macroscópicas de velocidades, en el que las partículas de fluido se mueven en

líneas rectas y paralelas (flujo paralelo), la ley de viscosidad de Newton establece

que para ciertos fluidos conocidos como fluidos newtonianos, el esfuerzo cortante

sobre una interfaz tangente a la dirección de flujo es proporcional a la tasa de cambio

10

de la velocidad con respecto a la distancia, donde la diferenciación se toma en una

dirección normal a la interfaz. Matemáticamente se establece como:

n

V

∂∂τα

La figura 2.3 puede explicar con más detalle esta relación. Se escoge un área

infinitesimal en el flujo que sea paralela al eje de velocidad horizontal, como se

muestra. Se dibuja la normal n a esta área y se grafican las velocidades del fluido en

puntos a lo largo de la normal, formando de esta manera un perfil de velocidad. La

pendiente del perfil hacia el eje n en la posición correspondiente al elemento de área

es el valor ∂V/∂n, el cual se relaciona, tal como se planteó anteriormente, con el

esfuerzo cortante presente en la interfaz.

Figura 2.3 Flujo paralelo bien ordenado[2]

Al insertar el coeficiente de proporcionalidad en la ley de viscosidad de Newton se

llega al resultado:

n

V

∂∂⋅= µτ

Donde µ se conoce como el coeficiente de viscosidad dinámica. En el sistema de

unidades cgs, la unidad de viscosidad es el poise, que corresponde a 1 g/cms. El

11

centipoise es l/lOO de un poise. La unidad SI para la viscosidad es 1 kg/ms. Ésta no

tiene un nombre en particular y es 10 veces mayor que el poise, como se deduce

utilizando las unidades básicas. En el sistema USCS, la unidad del coeficiente de

viscosidad es 1 slug/pies y en el sistema SI no tiene nombre. Otro coeficiente de

viscosidad, llamado viscosidad cinemática, viene definido por:

ρµν =

Donde ρ es la densidad del fluido y ν es la viscosidad cinemática cuyas unidades

son m2/s.

Como se estableció previamente, la viscosidad no depende en gran medida de la

presión. Sin embargo, se observa que la viscosidad de un líquido disminuye con un

aumento en la temperatura, mientras que en un gas curiosamente ocurre lo contrario.

La explicación de estas tendencias es la siguiente: en un líquido las moléculas tienen

una movilidad limitada con fuerzas cohesivas grandes presentes entre las moléculas.

Esto se manifiesta en la propiedad del fluido que se ha llamado viscosidad. Un

aumento en la temperatura disminuye la cohesión entre las moléculas (en promedio,

se apartan más) y existe un decrecimiento en la “pegajosidad” del fluido, es decir, un

descenso en la viscosidad. En un gas las moléculas tienen una gran movilidad y

generalmente están apartadas pues, en contraste con un líquido, existe poca

cohesión entre ellas. Sin embargo, las moléculas interactúan chocando unas con

otras durante sus movimientos rápidos. La propiedad de viscosidad resulta de estos

choques.[3]

La variación de la viscosidad de los gases con la temperatura puede aproximarse

por alguna de las siguientes dos leyes conocidas, respectivamente, como la ley de

Sutherland y la ley de potencia, como sigue:

( )

ST

STT

T

o

+

+⋅

=0

23

0µµ

12

n

T

T

= ⋅

00µµ

Donde µ0 es una viscosidad conocida a una temperatura absoluta T0 y donde S y n

son constantes determinadas mediante el ajuste de una curva. Nótese que T es la

temperatura absoluta a la cual está µ. Para determinar la viscosidad de los líquidos,

se utiliza la siguiente f6rmula simple: BTeA −⋅=µ

Donde A y B son constantes encontradas nuevamente al ajustar datos a una curva

para un líquido particular.

2.4 Ecuaciones Fundamentales

A continuación tendremos las ecuaciones fundamentales para resolver la fluido

dinámica del separador.

� Fracción Volumétrica

Volumen de un componente dividido por la suma de todos los componentes antes

de la mezcla. El tanto por ciento en volumen representa 100 veces la fracción en

volumen, como se observa en las ecuaciones a continuación:

total

ii Q

Q=α ∑ = 1iα

Para un separador trifásico sería de la siguiente manera:

α petróleo +α agua +α gas = 1

� Conservación de la masa

13

A partir del balance de masa en un volumen de control infinitesimal, haciendo que

el flujo neto de masa que entra en el elemento es igual a la rapidez de cambio de la

masa del elemento.

elementosaleentra mt

mm &&&∂∂=−

La ecuación de continuidad es una consecuencia del principio de conservación de

la masa. Para un flujo permanente, la masa de fluido que atraviesa cualquier sección

de una corriente de fluido, por unidad de tiempo, es constante. Esta puede calcularse

como sigue:

222111 VAVA ⋅⋅=⋅⋅ ρρ = constante

Que para fluidos incomprensibles:

=⋅=⋅= 2211 VAVAQ constante (en m3/s)

Donde A1 y V1 son, respectivamente, el área de a sección recta en m2 y la

velocidad media de la corriente en m/s.

� Ecuaciones de Navier – Stokes

Si el fluido es real y por tanto viscoso. Una deducción de las ecuaciones de Euler,

conduce a las ecuaciones diferenciales del movimiento de un fluido viscoso o

ecuaciones de Navier – Stokes. Su expresión es la siguiente:

xx v

x

p

dt

dv 2.1 ∇+

∂∂−= ν

ρ

14

yy v

y

p

dt

dv 2.1 ∇+

∂∂−= ν

ρ

zz v

z

pg

dt

dv 2.1 ∇+

∂∂−−= ν

ρ

Donde ∇ 2 es el operador de Laplace, cuya expresión es:

2

2

2

2

2

22

zyx ∂∂+

∂∂+

∂∂=∇

Y υ es la viscosidad cinemática.

� Ecuación de Bernoulli

Se obtiene la ecuación de la energía al aplicar al flujo de fluido el principio de

conservación de la energía. La energía que posee un fluido en movimiento está

integrada por la energía interna y las energías debidas a la presión, a la velocidad y a

su posición en el espacio[3]. En la dirección del flujo, el principio de la energía se

traduce en la siguiente ecuación, al hacer el balance de la misma, para los flujos

permanentes de fluidos incompresibles se reduce a:

++=−−+

++ 2

22

2

1

211

22z

g

VpHHHz

g

VpELA ωω

2.5 Separación de Flujo

La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un

grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento,

15

almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste

preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas.

� Estación de Flujo

En la industria petrolera a nivel mundial siempre se cumple las fases de

explotación, producción y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados, una

vez que el petróleo llega a la superficie este se recolecta mediante procesos

asociados al manejo de crudo, el gas se separa para ser transferidos a las plantas de

compresión, mientras que el crudo es bombeado a los patios de tanques para su

adecuación y distribución.

Las estaciones de flujo juegan un papel muy importante en toda esta cadena,

siendo esta instalación de superficie muy importante para la distribución del crudo

hacia las diferentes áreas donde será llevado el crudo producido. Los diferentes tipos

de crudos recolectados que llegan a las estaciones de flujo, son transferidos a través

de tuberías hacia separadores y los patios de tanques, donde finalmente se

almacena la producción de petróleo de una determinada área, con el objeto de ser

tratado, eliminándose el agua, el gas y colocando el crudo bajo especificaciones

comerciales para la venta. Un esquema de una estación de flujo se puede observar

en la figura 2.4.

El control de todos estos procesos es un tema que requiere de toda la atención ya

que al realizarlos bajos las normas establecidas se obtendrán excelentes beneficios

tanto para la empresa como para el estado.

16

Figura 2.4 Esquema de una Estación de Flujo

� Múltiple de Admisión

En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un

sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores

asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los

pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos

para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del

sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y

el control del flujo de los pozos. Un múltiple de admisión se muestra en la figura 3.5

17

Figura 2.5 Múltiple de Admisión

2.6 Separadores de producción

Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos

que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del

petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para

manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y

etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y

funcionamiento requeridos.

Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las

normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja

presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la

expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que

desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños

apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el

gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La

separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la

presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la

relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.

La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde

todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la

atmosférica.

18

Además de un proceso tecnológico, la separación procura envolver la mayor

obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del

yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está

acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo

pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos

adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos,

demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para

asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que

finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las

especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.[6]

2.7 Equipos Separadores de Fase

Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de

compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes,

y otras características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de

presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos,

el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido

a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva

burbujas de gas.

La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas de la

producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de

petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que existen en una

temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos

en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el recipiente

inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este

componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa.

Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de

líquidos como se muestra en la figura 2.6 y de tres fases si también separan la

19

corriente líquida en sus componentes de petróleo y agua como se muestra en la

figura 2.8. Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas

cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores

utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los

pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son

escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.

Figura 2.6 Separador Horizontal Bifásico[6]

2.7.1 Funciones que debe realizar 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 gaseoso.

� Refinar aun más el proceso, mediante la recolección de partículas atrapadas

en cada fase.

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

20

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

puedan volver a mezclar parcial o totalmente.

2.7.2 Descripción de un Separador

El proceso de separación de los fluidos consta de cuatro secciones, estas se

pueden observar en la figura 2.7, esta figura corresponde a un separador horizontal.

� Sección de separación inicial. La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo.

El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos

al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada.

Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con la

que se separan grandes volúmenes de líquido.

� Sección de las fuerzas gravitacionales.

En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente

de gas. Las gotas se separan principalmente por la gravedad por lo que la

turbulencia del flujo debe ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente

longitud. En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir aun

más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies colectoras de gotas

de líquido. La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente de

las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las gotas de líquido

suspendidas en el flujo de gas y del grado de turbulencia.

� Sección de extracción de neblina.

En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no

se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. En esta

parte se utilizan el efecto de choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de

separación. Mediante estos mecanismos se logra que las pequeñas gotas de

21

líquido, se colecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman gotas más

grandes, que se drenan a través de un conducto a la sección de acumulación de

líquidos o bien caen contra la corriente de gas a la sección de separación primaria.

El dispositivo utilizado en esta sección, conocido como extractor de niebla, esta

constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre

entretejido, o por tubos ciclónicos.

� Sección de recepción de líquidos.

En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de

gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los

posibles baches de líquido que se pueden presentar en una operación normal.

Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en

el separador. Esta instrumentación está formada por un controlador y un indicador

de nivel, un flotador y una válvula de descarga. La sección de almacenamiento de

líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no

sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador.

Figura 2.7 Secciones del Separador[7]

2.7.3 Mecanismos de Separación

La separación de mezclas de gas y líquido, se logra mediante una combinación

adecuada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga y choque.

Sección Inicial Sección Gravitatoria

Extracción de Niebla

Sección de Extracción de

Líquidos

22

� Separación por Gravedad

Es el mecanismo de separación que más se utiliza, debido a que el equipo

requerido es muy simple. Cualquier sección ampliada en una línea de flujo actúa

como asentador por gravedad, de las gotas de líquido suspendidas en una corriente

de gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo.

En los separadores el asentamiento por gravedad se obtiene principalmente en la

sección de las fuerzas gravitatorias, que se conoce también como sección

secundaria.

La velocidad de asentamiento calculada para una gota de liquido de cierto

diámetro, indica la velocidad máxima que debe tener el gas, para permitir que

partículas de este diámetro o mayor se separen.

� Separación por fuerza centrífuga.

La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas en una

corriente de gas, puede ser varios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedad

que actúa sobre las mismas partículas. Este principio mecánico de separación se

emplea en un separador, tanto en la sección de separación primaria como en

algunos tipos de extractor de niebla, por ejemplo en el extractor tipo ciclónico.

Las partículas de líquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla tipo

ciclónico, difícilmente son arrastradas por la corriente de gas. Sin embargo la

velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico, no debe ser mayor de un cierto

valor crítico. La ley de Stokes se puede aplicar al proceso de separación centrífuga,

sustituyendo gravedad por la aceleración debida a la fuerza centrífuga.

� Separación por choque

Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la eliminación

de las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una corriente de gas. Las

23

partículas de líquido que viajan en el flujo de gas, chocan con obstrucciones donde

quedan adheridas. La separación por choque se emplea principalmente en los

extractores de niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.

2.7.4 Clases de Separadores

Los separadores se clasifican en tres tipos:

1. Separadores horizontales.

Cilindro instalado horizontalmente, empleado cuando existen grandes volúmenes

de líquido, crudos espumosos y emulsiones. En la figura 2.8 se observa un

separador horizontal trifásico, en este se muestra las partes principales de este tipo

de separador haciendo énfasis en el sistema de control.

Figura 2.8 Separador Horizontal Trifásico[6]

Ventajas

� Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.

� Son más económicos que los verticales.

� Son más fáciles de instalar que los verticales.

24

� Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma.

Desventajas

� No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales

sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.

� El control de nivel de líquido es más crítico que en los separadores verticales.

2. Separadores Verticales

Dispositivo cilíndrico instalado verticalmente, para separar el petróleo del gas. En la

figura 2.9 se muestra un separador vertical con la respectiva nomenclatura que se

aplica en PDVSA.

Figura 2.9 Separador Vertical[8]

Ventajas

� Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de

pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.

25

� El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un

flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los

cambios.

� Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy

recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático,

con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.

Desventajas

� Son más costosos que los horizontales.

� Son más difíciles de instalar que los horizontales.

� Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la

misma cantidad de gas.

3. Separadores Esféricos

Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso especial de

separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. Este diseño

puede ser muy eficiente de punto de vista de contención de presión, pero debido a su

capacidad limitada de oleada líquido y dificultades con la fabricación, los separadores

esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos.

2.8 Factores que afectan la separación entre el gas y líquido .

� Tamaño de las partículas de líquido.

El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas, es un factor importante

en la determinación de la velocidad de asentamiento en la separación por gravedad

y en la separación por fuerza centrífuga. También es importante en la determinación

26

de la distancia de paro, cuando la separación es por choque. La velocidad promedio

del gas en la sección de separación secundaria, corresponde a la velocidad de

asentamiento de una gota de líquido de cierto diámetro, que se puede considerar

como el diámetro base. Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor que el

base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas

más pequeñas que el diámetro base, mientras que algunas más grandes en

diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que

algunas de las partículas de líquido tienen una velocidad inicial mayor que la

velocidad promedio del flujo de gas.

� Velocidad del gas

El flujo de gas se debe separar en la sección de separación secundaria. Cuando se

aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un cierto valor

establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas manejado no se

separan totalmente las partículas de líquido mayores al calor establecido en la

sección de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se inunde el extractor

de niebla y como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches de líquido

en el flujo de gas que sale del separador.

� Presión de separación

Es uno de los factores más importantes en la separación, desde el punto de vista

de la recuperación de líquidos. Siempre existe una presión óptima de separación

para cada situación en particular. La capacidad de los separadores también es

afectada por la presión de separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad

de separación de gas y viceversa.

� Temperatura de separación

27

En cuanto a la recuperación de líquidos, la temperatura de separación interviene

de la siguiente forma: a medida que disminuye la temperatura de separación, se

incrementa la recuperación de líquidos en el separador.

� Densidades del líquido y del gas

Las densidades del líquido y del gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los

separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente

proporcional a la diferencia de densidades del líquido y del gas e inversamente

proporcional a la densidad del gas.

� Viscosidad del gas.

El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las

fórmulas para determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de líquido.

La viscosidad del gas se utiliza en el parámetro NRE, con el cual se determina el

valor del coeficiente de arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para determinar la

velocidad de asentamiento de partículas de cierto diámetro, se deduce que a medida

que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y por lo

tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.

2.9 Dimensionamiento del Separador

Para el diseño del separador se utilizaron las normativas de PDVSA

No.90616.1.027. Estas normativas la utilizan los ingenieros y técnicos de esta

empresa para calcular el tamaño de los separadores horizontales y verticales, de dos

y tres fase. Estas normas se apoyan de las normas de la GPSA (Gas Processors

Suppliers Association) y son de gran ayuda para el personal para apoyar decisiones

de los encargados del diseño y selección de los separadores.

28

El objetivo es tener las dimensiones básicas del separador que son la longitud, el

diámetro

Figura 2.10 Dimensiones a conseguir

Para el dimensionamiento del separador, se realizó un estudio de las normas y de

la ingeniería de procesos del separador existente. Los pasos realizados se explican a

continuación.

1. Datos Requeridos

Para empezar a calcular las dimensiones de un separador trifásico, es necesario

tener una información mínima del fluido multifásico a separar, debido a que el

petróleo que se explota de un yacimiento puede ser diferente al de otro, incluso

estando en la misma región, estos datos son los siguientes:

� Densidad del gas, agua y petróleo.

� Viscosidad Dinámica del agua y petróleo.

� Flujo Volumétrico a tratar de cada fase.

Longitud

Diámetro Espesor

29

� Presión de Operación.

� Temperatura de Operación

2. Valores de la constante de Souders y Brown “K” (Sistema Británico)

El valor de la constante K, es uno de los parámetros que mayor relevancia tienen

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. [4]

Este parámetro ha venido cambiando al pasar de los años, debido a la experiencia

en el campo y las mejoras tecnológicas que se han implementado en el diseño. En la

práctica, los fabricantes suelen diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el

valor correspondiente para predecir los resultados reales.

Hay varios criterios para tomar el valor de “K”, el criterio asimilado por PDVSA

procede de la norma británica, que depende de la relación entre la tasa másica del

líquido y del gas. PDVSA selecciona el valor en relación de la longitud/diámetro (L/D)

del recipiente.

2,5 < D

L < 4,0 K = 0,4

4,0 < DL

< 6,0 K = 0,5

DL

> 6,9 5,0

*5,0

=

baseL

LK donde

D

Lbase = 6,0

3. Cálculo de la velocidad de Diseño del Gas

30

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

mayor énfasis que influyen en la respuesta. Esta velocidad es empírica y se utiliza

para asegurar que la velocidad superficial del gas, a través del separador sea lo

suficientemente baja para prevenir un arrastre excesivo del líquido. Al diseñar por

debajo de esta velocidad se logra que las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas

de líquidos y que éstas no sean arrastradas por el gas.

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

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

g

glKVc

ρρρ −= *

Donde:

Vc = Velocidad Crítica del gas, pies/seg

lρ = Densidad del Líquido en condiciones de operación, lbs/pies3

gρ = Densidad del gas en condiciones de operación, lbs/pies3

K = Constante de Souders y Brown

4. Cálculo del Área del Gas

Este es el área transversal que permite el flujo normal del gas dentro del

separador.

g

gg V

QA =

Donde:

gA = Área transversal que ocupa el gas dentro del separador, pies2

31

gQ = Tasa de flujo volumétrico del gas, pies3/seg

gV = Velocidad Crítica del gas, pies/seg

5. Cálculo del Diámetro del Separador

En términos generales, se comienza el diseño dejando la mitad de la sección

trasversal para el gas y la otra mitad, para el petróleo y el agua.

gsep AA *2=

El diámetro se calcula en base a dicha relación.

πsepA

D*4

=

6. Altura de las distintas interfaces

Es importante el conocimiento de la ubicación de las distintas interfaces, agua-

petróleo y petróleo-Aire, para realizar el dimensionamiento, este parámetro influye en

el tiempo de asentación de las distintas gotas. Esta ubicación se supone y se puede

modificar para obtener un tiempo que sea de nuestra conveniencia, en la figura 2.11

se muestra un esquema de las longitudes de las distintas interfases del separador.

La mitad del separador es ocupado por el aire como se dijo en el paso anterior, lo

que queda la otra mitad para distribuirlo entre el petróleo y el agua, representados en

la figura como ho y hw respectivamente.

32

Figura 2.11 Niveles de las Interfases

7. Longitud del Separador

La longitud del separador se obtiene mediante la relación de esbeltez que coincida

con la constante de Souders y Brown tomada.

4=sep

sep

D

L

Conociendo el diámetro del separador podemos encontrar la longitud aproximada

que se necesita para el proceso de separación, esta longitud es medida de costura a

costura, esto quiere decir que se mide de cabezal a cabezal.

8. Tamaño de la Gota

La separación líquido-líquido tiene lugar mediante la diferencia de densidades entre

las dos corrientes acuosas. Para este caso se siguen los lineamientos de API

Pub.421 (design and operation of oil-water separators). Los factores que influyen

sobre el rendimiento de un separador, especialmente en la separación agua-petróleo

33

son, la temperatura del líquido, la densidad y tamaño de los glóbulos oleosos, y la

cantidad y naturaleza de la materia en suspensión. No obstante, es obvio que el poco

control que se tiene sobre dichos parámetros, impide poder garantizar un rendimiento

de separación. La Norma API Pub. 421 indica que se pueden remover eficientemente

glóbulos de hidrocarburos libres mayores a 150mm en separadores gravitatorios sin

placas. Siguiendo la relación matemática de la Ley de Stokes.

9. Velocidad de Decantación de las Fases

Cuando se trata del diseño de separadores trifásicos para gas, petróleo y agua se

destaca la importancia de las partículas dispersas de una sustancia dentro de la fase

de otra de diferente densidad y también la elevación o descenso de una fase dentro

de la otra, las cuales se puede referir a la necesidad de que el agua dispersa en el

crudo se acumule en el fondo del recipiente o que el crudo disperso en el agua suba

hasta ubicarse en la fase del petróleo, dejando cada fase completamente libre de la

otra. La velocidad de asentamiento de la gota de agua se determina usando la ley de

Stokes

La velocidad de flotación de la gota de petróleo a través de la fase de agua es:

w

owo

DV

µρρ )(**10*072,1 24 −=

−

La velocidad de asentamiento de la gota de agua a través de la fase de petróleo

es:

o

oww

DV

µρρ )(**10*072,1 24 −

=−

Donde:

34

oV = Velocidad de flotación de la gota de petróleo, pies/min

wV = Velocidad de asentamiento de la gota de agua , pies/min

D = Diámetro de la gota del líquido, µm

wρ = Densidad del agua, lbs/pies3

oρ = Densidad de petróleo, lbs/pies3

wµ = Viscosidad Dinámica del agua, cp

oµ = Viscosidad Dinámica del petróleo, cp

Estrictamente hablando, la Ley de Stokes es válida solamente para una gota rígida

moviéndose lentamente

10. Cálculo del Tiempo Decantación

Este es el tiempo necesario para que las gotas de petróleo y agua tengan

garantizados su separación, y permitir que se asienten en sus respectivas fases

acuosas. La normativa de PDVSA recomienda la selección del tiempo de

asentamiento mínimo del petróleo, con base a la gravedad API. Para el caso de

nuestro estudio, que va a manejar petróleo con una gravedad API menor a 25, el

tiempo de asentamiento mínimo es de cinco minutos, y por ser un separador trifásico

se tiene que proveer cinco minutos adicionales para la separación de las dos fases

líquidas.

El tiempo de asentamiento se calcula en base al caudal y a la altura de la fase:

o

ww V

ht =

w

woo V

hht

−=

donde:

35

wt = Tiempo de asentamiento del agua

ot = Tiempo de asentamiento del petróleo

oh = Altura transversal del petróleo

wh = Altura transversal del agua

wV = Velocidad de asentamiento del agua

oV = Velocidad de flotación del petróleo

La altura transversal para el agua y el petróleo están distribuidas de manera

diferente como se muestra en la figura 2.11, debido a la suposición de que el área

del gas es la mitad del separador entonces la suma de las fases de agua y petróleo

es la otra mitad del separador, el tiempo cambiara para los distintos tiempos de

asentamiento.

11. Cálculo del Tiempo de Retención

Este es el tiempo en que el fluido se mantiene dentro del separador, desde su

ingreso por la boquilla de entrada hasta su salida por la boquilla correspondiente de

cada fase. Este parámetro se puede modificar cambiando la altura correspondiente

de cada fase, así como su longitud.

o

oro Q

Volument =

w

wrw Q

Volument =

Donde:

rot = Tiempo de retención del petróleo

rwt = Tiempo de retención del agua

36

oVolumen = Volumen del petróleo dentro del separador ( sepoo LAVomumen *= )

wVolumen = Volumen del agua dentro del separador ( sepww LAVomumen *= )

oQ = Caudal volumétrico del petróleo

wQ = Caudal volumétrico del agua

2.10 Diseño Mecánico del Separador

En esta parte se mostraran los pasos para diseñar un recipiente a presión, estos

son envases generalmente cilíndricos o esféricos, con capacidad para soportar

cargas internas o externas, que son utilizados para procesar y/o almacenar

diferentes tipos de fluidos. Ejemplos de recipientes a presión son:

� Separadores de Fluidos.

� Filtros.

� Intercambiadores de Calor Concha – Tubo.

� Calentadores de Fuego Directo e Indirecto.

� Columnas de Fraccionamiento.

� Esferas de Almacenamiento.

� K.O.D.

Diseñar un recipiente a presión, consiste en determinar y especificar de acuerdo

con las normas que rigen la materia, todos los requerimientos que se deben cumplir

durante la construcción del recipiente, para que la operación del mismo en un

proceso determinado, sea confiable y segura. Para este estudio sólo se diseño el

espesor mínimo requerido para el separador. Se implemento para éste diseño el

Código ASME Sección VIII, División1.

37

Este Código tiene como alcance:

� Indica requerimientos mandatarios, prohibiciones específicas y

recomendaciones no mandatarias para el diseño, selección de materiales,

fabricación, inspección, exámenes, pruebas y certificación de recipientes a

presión.

� El Código no incluye todos los aspectos relacionados con estas actividades.

� Los aspectos no incluidos deben ser objeto de la aplicación de criterios de

ingeniería, siempre considerando la filosofía de este código.

� En ningún caso, se deben utilizar criterios de ingeniería para obviar los

requerimientos mandatarios y prohibiciones específicas del Código.

� Se trabaja con presiónes internas o externas mayores a 15 Psig,

generalmente hasta 3000Psig.

Diferencia con el CODIGO ASME Sección VIII, División 2.

� La división 2 posee reglas más restrictivas en la selección de materiales.

� Procedimientos de diseño más precisos.

� Los procedimientos de fabricación permitidos están claramente definidos

� Permite el uso de un mayor valor de esfuerzo permisible: Factor de seguridad

menor a la Div. 1.

� Permite el diseño de recipientes sometidos a fatiga.

38

1. Datos Necesarios

Para diseñar un recipiente a presión, son necesario algunos datos mínimos del

equipo que se quiera diseñar, estos datos son los siguientes:

� Densidad de los diferentes fluidos que tratará el Equipo.

� Presión de Operación.

� Temperatura de Operación.

� Longitud del Equipo.

� Diámetro del Equipo.

2. Material del Separador

La selección del material va a depender de varios factores entre ellos:

� La compatibilidad con el fluido � Resistencia a las condiciones de presión y temperatura � Costo

� Disponibilidad en el mercado, refiriéndose a la cantidad y tiempo de entrega

� Rango de espesores manejables

3. Eficiencia de Juntas

La eficiencia de las juntas soldadas va a depender del tipo de soldadura que se le

realice al recipiente, además del grado de inspección radiográfica que se le aplique.

39

4. Cálculo de Temperatura de Diseño

Para el cálculo de la temperatura de diseño, la norma dice que se tiene que diseñar

por encima de la temperatura de operación, siempre se deberá sumar 50 ºF.

FTT operacióndiseño º50+=

5. Presión de Diseño

Se recomienda diseñar un recipiente y sus componentes para una presión mayor

que la de operación. Este requisito se satisface seleccionando el valor mayor de:

psiPsiPP operación 10530 =+=

psiPP operación 5,82*1.1 ==

También debe tomarse en consideración la presión del flujo y de cualquier otra

sustancia contenida en el recipiente.

[ ] [ ]owowwfluido ghhghP ρρ **)(** −+=

Teniendo como resultado final una presión de diseño que será suma como se

muestra a continuación.

fluidodiseño PPP +=

6. Espesor de Pared por ASME

40

El cálculo del espesor del separador va a depender de los valores del esfuerzo de

tensión permitido para el material en específico. Los diferentes esfuerzos que se

producen por la presión interna son esfuerzos circunferenciales, longitudinales y

tangenciales. Se tomara el mayor espesor de los tres cálculos.

� Esfuerzos Circunferenciales:

diseñol

diseño

PSE

RPt

6.01

−=

� Esfuerzos Longitudinales:

diseñoc

diseño

PSE

RPt

4.021

+=

� Esfuerzos Tangenciales:

diseñot

diseño

PSE

RPt

2.021

−=

Donde:

t = Espesor del separador, in.

diseñoP = Presión de diseño.

1R = Radio del separador sumando el espesor de corrosión (1/8in), in.

S = Máximo de esfuerzo permisible a tensión.

lE = Eficiencia Longitudinal de la junta,(1).

cE = Eficiencia Circunferencial de la junta,(1).

tE = Eficiencia tangencial de la junta,(1).

41

7. Esfuerzos de los Cabezales

A continuación se presentará el cálculo del espesor necesario en los cabezales,

debido a los esfuerzos en los mismos. Al final se tomará el espesor necesario que

sea mayor debido a los distintos esfuerzos.

CABEZAL ELIPTICO 2:1 (h = D/4)

PSE

DPt

l

diseño

2.02 −=

2.11 Dinámica de Fluido Computacional (CFD)

El programa CFD (Computational Fluid Dynamics) es un código basado en el

método de elemento finito. Analiza el sistema que esta integrado por fluido, y los

fenómenos relacionados a éste como la transferencia de calor y las reacciones

químicas usando distintos instrumentos para simular el comportamiento de los

sistemas de flujo, trabaja con las ecuaciones de fluidos a lo largo de una región de

interés, con determinadas condiciones en la frontera de esa región. Las técnicas

usadas son muy poderosas y tienen un amplio campo en las aplicaciones industriales

como la investigación de sus procesos.[5]

Algunos ejemplos de estas áreas en las cuales se puede usar CFD son:

� En la aerodinámica de aviones y vehículos, para estudiar el levantamiento y arrastre.

� Hidrodinámica de los barcos.

� Las plantas de poder: para estudiar la combustión.

� Turbo máquinas: para el estudio de los fluidos dentro del equipo.

� Procesos químicos de ingeniería: el estudio de mezcla y separadores.

42

� Ingeniería marina: para las estructuras mar adentro

� Biomecánica

El programa CFD es una herramienta de uso casi exclusivo a la investigación. Los

recientes avances en la potencia de las computadoras, junto con los potentes

modelos gráficos interactivos en 3D, han hecho que en el proceso de creación de un

modelo de CFD y el análisis de resultados resulte mucho menos intensiva la

utilización de la mano de obra, reduciendo el tiempo y por ende, los costos. Esto en

gran medida es gracias a los avances obtenidos en los años 80 y la creación de

avanzados solvers que contienen algoritmos que permiten soluciones sólidas del

comportamiento físico del sistema en un plazo razonable. Como resultado de estos

factores, Dinámica de Fluidos Computacional es ahora una herramienta de diseño

industrial, ayudando a reducir los plazos de diseño y mejorar los procesos de

ingeniería en todo el mundo. CFD ofrece una relación costo-efectiva y una alternativa

precisa a la maqueta de pruebas, con variaciones en la simulación que se resuelven

con rapidez, ofrece ventajas evidentes.

La matemática usada por CFD, es un conjunto de ecuaciones que describen los

procesos de impulso, el calor y la transferencia de masa, estas ecuaciones se

conocen como la ecuaciones de Navier-Stokes. Estas ecuaciones diferenciales

parciales se obtuvieron a principios del siglo XIX y no han conocido solución analítica

general, pero pueden ser discretizadas y resolverse numéricamente.

2.12 Metodología de la Simulación

El programa CFD puede utilizarse para determinar el rendimiento de un

componente en fase de diseño, o para analizar las dificultades existentes con un

determinado componente y proceder a realizar mejoras en el diseño. Para estos

análisis es necesario seguir una metodología, el proceso de realizar una sola

simulación consta de cuatro pasos que se muestran en la figura 2.12.

43

Figura 2.12 Esquema de pasos para una Simulación

2.12.1 Geometría y Mallado

La geometría se realiza en algún programa de diseño asistido por computadora

CAD (Computer Arded Desing), el uso de CAD y gracias a su amplio rango de

herramientas computacionales que asisten a ingenieros y otros profesionales del

diseño en sus respectivas actividades, hace posible la creación de la geometría 3D y

de esta manera iniciar el proceso de mallado. Es obligatorio una geometría cerrada.

ANSYS ofrece una amplia gama para el mallado, utilizando mallas tetraédricas y

hexaédricas, la utilización de superficies infladas de alta calidad y mallado superficial.

Se tiene la posibilidad de fijar su propia configuración de de mallas superficiales,

tolerancias y mucho mas. Para este trabajo se utilizaron dos tipos de mallado:

� WORKBENCH

Es un revolucionario entorno de trabajo que permite integrar en una sola

herramienta desde los análisis preliminares más simples hasta los más complejos

estudios de detalle y validación. La eficacia del entorno se basa en tres pilares

básicos: la facilidad de manejo, la automatización del proceso de simulación y la

transferencia de información. Por tanto, es un sistema que permite integrar todas las

Geometría/MalladoDefinición Física

Pre-Procesador

procesamiento

Solver Postprocesamiento

Paso 1 Paso 2 Paso 3 Paso 4

44

herramientas necesarias a lo largo del desarrollo, generación y modificación de la

geometría, simulación de su comportamiento, estudio de modelos de elementos

finitos, estudios de sensibilidad y optimización de cualquier parámetro, conexiones

con diferentes CAD 3D y la posibilidad de mallar. El CFX-Mesh es un generador de

mallas no estructuradas destinadas a la producción de mallas de alta calidad para su

uso en la simulación dentro de la dinámica de fluidos computacional. CFD requiere

el uso de mallas que pueden resolver los fenómenos de capa límite y que satisfagan

más estrictos criterios de calidad de los análisis estructurales. CFX-Mesh produce

mallas que contienen tetraedros, prismas y pirámides a nivel de mallado modo 3D, y,

además, pueden incluir hexaédricas.

� ICEM CFD/AI*Evironment

Es una herramienta de gran alcance utilizada para pre-procesar y post-procesar,

con integración a los solvers más robustos del mercado. Una nueva solución de

generación de modelos geométricos y matemáticos para los analistas que hacen

frente a los problemas más difíciles de la simulación. Crea y corrige geometría,

genera modelos matemáticos, rectifica mallados y aplica condiciones de contorno en

el modelo para la simulación. Este programa ofrece múltiples herramientas de

generación del mallado, capacidad para parametrizar la geometría en mallas

hexaédricas, tetraédricas, piramidales y prismáticas, estructuradas y no

estructuradas. Asimismo, crea multibloques híbridos formados por mallas

combinadas con cualquiera de los tipos de elementos anteriores.

2.12.2 Definiciones Físicas (Pre-Procesador )

Es una interfaz coherente e intuitiva para la definición de complejos problemas en

CFD. Este pre-procesador puede leer una o más mallas de una variedad de fuentes.

Una vez que las mallas se han cargado el usuario tiene una gran flexibilidad en la

asignación de dominios a las mallas. Múltiples mallas se pueden poner en un solo

dominio, o una única malla puede ser dividido en varios dominios, dependiendo de

las exigencias del problema físico.

45

Gracias a un amigable interfase para el usuario, el pre-procesador guía a éste para

configurar el problema físico. Los casos existentes pueden ser cargados

directamente utilizando archivos existentes. Inconsistencias o errores que ocurren

durante la configuración o modificación se muestra a través de un código de color, a

través de un mensaje en el panel del programa.

Una vez que la definición del problema se haya completado, solo es necesario

definir el archivo para pasar al Solver.

2.12.3 Solvers (Procesador)

El corazón de ANSYS CFX es la utilización de una programación algebraica

acoplada para dar soluciones. En pocas palabras, produce soluciones exactas a las

ecuaciones lineales con rápidos y fiables métodos de convergencia.

El solver proporciona información sobre los progresos de convergencia y permite al

usuario configurar una serie de gráficos de distintos parámetros de convergencia al

mismo tiempo.

Un aspecto fundamental de análisis del CFD es la capacidad de resolución de las

ecuaciones de Navier-Stokes de una forma rápida y confiable. Este software utiliza

una estrategia única para la solución, ésta se basa en la utilización de un grupo de

algoritmos para la solución de ecuaciones diferenciales usando una jerarquía de

dicretización (Multigrid Methods) junto con la tecnología del solver.

El ANSYS CFX Solver ha sido diseñado desde cero para ser completamente

paralelo, lo que permite distribuir fácilmente el cálculo del CFD a través de múltiples

procesadores para cualquier problema físico y cualquier tipo de malla.

46

2.12.4 Post-Procesador

Los grandes datos generados por el solver deben estar claramente presentado

para ayudar al usuario en la toma de decisiones de ingeniería acerca de la

aplicación. Las herramientas del post deberían permitir que el usuario examinar no

solo la visualización cualitativa del flujo, sino también extraer números cuantitativos, y

de esta manera extraer rápidamente la información útil. Su interfaz de usuario

intuitiva hace que sea fácil de usar incluso para los usuarios ocasionales. El Post-

Procesador proporciona todas las características que estan disponibles en nuestro

día, entre ellas la utilización de gráficos en la superficie del separador, así como

planos y gráficos para mostrar el comportamiento de las corrientes dentro del

dominio.

2.13 Modelos Multifásico dentro de CFD

ANSYS CFX incluye una variedad de modelos multifásico para permitir la

simulación de múltiples flujos de líquidos, burbujas, gotas, partículas sólidas y las

corrientes de superficie libre. Dos modelos de fluido multifásico están disponibles en

ANSYS CFX, uno es el modelo multifásico Euleriano y el otro es el modelo

langraniana de rastreo de partículas.

� Modelo Euleriano.

Este modelo estudia las partículas de flujo identificando un punto en el espacio y

luego observando la velocidad de las partículas que pasan por el punto. En esta

descripción se puede observar la razón de cambio de la velocidad a medida que las

partículas pasan por un punto, es decir xV ∂∂ / , yV ∂∂ / y yV ∂∂ / , y podemos

determinar si la velocidad está cambiando en ese punto en particular.

� Modelo Lagrangiano.

47

Este estudio se basa en la observación del movimiento de la partícula como una

función del tiempo. Su posición, velocidad y aceleración se denotan por s(t), V(t) y

a(t), y se pueden calcular los valores de interés. De esta manera se puede seguir el

comportamiento de un grupo de partículas y estudiar la interacción entre ellas, sin

embargo, éste proceso se hace pesado cuando el número de partículas es

demasiado grande como en el flujo de fluidos, sin embargo, es un modelo útil en la

dinámica de fluidos computacional al momento de seguir las trayectorias de alguna

partícula contaminante dentro de un fluido

2.14 Modelo de Turbulencia

La turbulencia consiste en las fluctuaciones del fluido en el tiempo y espacio. Es

un proceso complejo, principalmente porque es tridimensional, inestable y se

compone de varias escalas. Puede tener un efecto significativo en las características

de la corriente. La Turbulencia se produce cuando las fuerzas de inercia en el líquido

son más importantes en comparación con las fuerzas viscosas, y se caracteriza por

un alto número de Reynolds. En principio las ecuaciones de Navier-Stokes describen

a los fluidos tanto en regimen laminar como en régimen turbulento. Los modelos de

turbulencia han sido desarrollados especialmente para tener en cuenta los efectos de

turbulencia sin tener que recurrir a realizar una malla fina o simulaciones mas

complejas.

En general, los modelos de turbulencia tratan de modificar la inestabilidad de las

ecuaciones de Navier Stokes introduciendo fluctuaciones para producir las

ecuaciones de Reynold promedio en Navier Stokes o RANS por sus siglas en

inglés(Reynolds Averaged Navier-Stokes). Los modelos turbulentos basados en las

ecuaciones de RANS son conocidos como modelos turbulentos estadísticos debidos

que el promedio estadístico es utilizado para obtener estas ecuaciones.

Muchos modelos han sido desarrollados para ser usados para aproximar la

turbulencia basados en las ecuaciones de RANS, algunos de estos modelos tienen

48

aplicaciones especificas mientras que otros pueden ser aplicados para un amplio

rango de fluidos. Los principales modelos de turbulencia RANS son: Eddy Viscosity

Turbulence Models y Reynold Stress Turbulence Model, siendo el primero el

modelo de turbulencia usado en el presente trabajo.

2.14.1 Eddy Viscosity Turbulence Models

Este modelo esta basado en la propuesta de que la turbulencia se compone de

pequeños remolinos que se forman y disipan continuamente, y en el que el Reynolds

se supone que son proporcionales a los gradientes de velocidad. Esto se define un

“modelo de viscosidad de remolino” (Eddy Viscosity Turbulence Models).

� The Shear Stress Transport (SST) k- ω Based Model

Este modelo fue diseñado para una alta precisión de las predicciones del inicio y la

cantidad de flujo de separación en virtud al gradiente de presiones por la inclusión de

los efectos de transporte en la formación de la viscosidad de remolino. Esto se

traduce en una importante mejora en la predicción de la separación de flujo. El SST

se recomienda para obtener una alta precisión en las simulaciones de capa límite.

� The k-ε model in ANSYS CFX

Es unos de los mas prominentes modelos turbulentos, el modelo k-ε (k-epsilon), ha

sido implementado en la mayoría de los propósitos generales del código CFD y es

considerado el modelo estándar en la industria. Ha demostrado ser estable y robusta

numéricamente y se ha establecido un régimen de capacidad predictiva.

49

CAPITULO 3

3.1 Dimensionamiento del Separador

En este estudio se cubrirá el dimensionamiento de un separador horizontal

trifásico, que en su interior contiene gas-líquido-líquido, incluyendo el diseño del

espesor del separador. En estos equipos, es muy importante el control del nivel de

gas-liquido y el control de la interfase liquido-liquido, dentro del separador, lo cual lo

convierte en una operación complicada del equipo. En este capitulo se presentaran

los resultados obtenidos para el dimesionamiento del equipo, estos pasos se

encuentran en detalle en el marco teórico.

Para el dimensionamiento del separador trifásico horizontal a estudiar se utilizaron

los datos expuestos en la tabla 3.1, provenientes de un campo de producción del

oriente del pais1. Estos datos generalmente son obtenidos del estudio de la

ingeniería de procesos.

Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador.

Información Gas Agua Petróleo General

Densidad [Kg/m³] 2.377 1000 930

Viscosidad [cp] 0.450 92

Caudal Volumétrico [m³/s] 5.039 0.075 0.024

Presión [psig] 65

Temperatura [ºF] 150

.

� Valores de la constante de Souders y Brown “K” (Sistema Británico)

1 FUENTE CONFIDENCIA.

50

Este valor es escogido de la relación presentada en el marco teórico, se tomo la

primera relación obteniendo un K = 0,4. Es necesario dejar claro que se puede tomar

cualquier relación teniendo en cuenta que va a afectar la esbeltez del equipo.

� Cálculo de la velocidad de Diseño del Gas

El cálculo de la velocidad del diseño del gas fue de Vc = 7.859pies/seg

(2,395m/seg)

� Cálculo del Área del Gas

El área transversal del gas es de Ag = 81.003 pie 2 (7,525m2).

� Cálculo del Diámetro del Separador

El diámetro que se obtuvo fue de D = 14.362 ft (4,378 m) , después de saber el

diámetro necesario para poder garantizar el menor arrastre posible, se procede a

tomar un diámetro superior que sea comercial, se tomo como el diámetro del

separador )5,4(ft 14.764 mDsep= .

� Altura de las distintas interfaces

Para el dimensionamiento del separador se parte de que la mitad del separador es

ocupado por el aire, lo que queda la otra mitad para distribuirlo entre el petróleo y el

agua, representados en la figura 2.11 como ho y hw respectivamente, estas

longitudes se suponen en ho=7,135 pies y hw=4,135 pies

� Longitud del Separador

51

Partiendo de la relación escogida del valor de la constante de Souders y Brown, se

puede obtener la longitud del separador. La relación entre la longitud y el diámetro

es de 4 dando una longitud del separador de mLsep 18= .

� Velocidad de Decantación de las Fases

La velocidad de flotación de la gota de petróleo a través de la fase de agua es:

)10*(1.986 ,min

ft0.375 3-

seg

mVo =

La velocidad de asentamiento de la gota de agua a través de la fase de petróleo

es:

)10*(9.322 ,min

ft10*1.835 6-3-

seg

mVw =

Para una buena separación no debe excederse la velocidad de decantación de 6,1

m/h (1x10-3 m/seg)[4]. Las velocidades obtenidas son menores que la recomendada

por la normara para una buena separación.

� Cálculo del Tiempo Decantación

El tiempo de cada fase es de min027,11=wt y )15,25min(10*1.511 3 hrto = . Este

tiempo es el necesario según la norma para obtener una separación completa. Como

se puede observar el tiempo necesario para tener la fase de petróleo sin dispersión

de gotas de agua es muy largo esto se debe a la viscosidad del petróleo que trata el

separador. Esto es analizado posteriormente.

� Cálculo del Tiempo de Retención

52

L10*5.418* 4== sepoo LAVomumen

11.171min==o

oro Q

Volument

LLAVomumen sepww410*7.586* ==

12.451min==w

wrw Q

Volument

� Importancia de la Viscosidad en el Dimensionamiento del Separador.

En el proceso de dimensionamiento del separador es de suma importancia la

viscosidad del hidrocarburo a tratar. Este parámetro como se observó en el cálculo

de la velocidad de decantación tiene una gran influencia en el mismo y

posteriormente en el tiempo de decantación. Para nuestro caso se utiliza una

viscosidad dinámica del petróleo de 85 cp. Este valor se obtiene del estudio

realizado por la empresa (que posee el separador que estamos tomando como

modelo), de la viscosidad cinemática del petróleo a diferentes temperaturas. El

estudio del comportamiento de la viscosidad se refleja en la figura 3.1, para nuestro

caso se tomo la viscosidad a la temperatura de operación (T=150ºF) este valor es de

85 cp. En la figura 3.2, se mostrara el comportamiento de la velocidad de

decantación del petróleo a diferentes viscosidad dinámica que como se habló en el

marco teórico esta relacionada a la viscosidad cinemática. Se puede observar su

comportamiento lineal a medida que se va aumentando la viscosidad.

53

Figura 3.1 Comportamiento de la Viscosidad Cinemática del Petróleo

Figura 3.2 Comportamiento de la Tiempo de Decantación con la Viscosidad Dinámica

54

3.2 Diseño Mecánico del Separador

En la tabla 3.2 se muestran los datos que se necesitan para dimensionar el

espesor mínimo del separador. Estos datos al igual que la tabla 3.1, son

proporcionados por de un campo de producción del oriente del país.

Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador

Información Gas Agua Petróleo General

Densidad [Kg/m³] 2.377 1000 930

Presión de Operación [psig] 65

Temperatura de Operación [ºF] 150

Longitud del Separador [m] 18

Diámetro [m] 4.5

� Material del Separador

Para el diseño del separador se escogió el materia SA-516-70, por tener todas las

cualidades mencionadas anteriormente, además es un material que es muy usado

para la industria petrolera. y es aplicable para rangos de temperaturas entre -20ºF y

775ºF. De la selección del material se sabe cual es el valor máximo de esfuerzo

permisible a tensión, para este material este valor es S = 17500 lbs/pulgs2

� Cálculo de Temperatura de Diseño

La temperatura de diseño del separador es de FTdiseño º200= .

� Presión de Diseño

psiPsiPP operación 10530 =+=

55

psiPP operación 5,82*1.1 ==

Se escoge la mayor presión entre las dos.

[ ] [ ] psighhghP owowwfluido 5**)(** =−+= ρρ

Viendo que la presión debido a los fluidos es considerable, se le suma a la presión

de diseño, dando como resultado:

psiPPP fluidodiseño 110=+=

� Espesor de Pared por ASME

inPSE

RPt

l

diseño 56.06.01 =

−=

Se toma un espesor comercial inmediato superior del espesor mínimo para el

separador, los espesores comerciales van aumentando de 161

in. El espesor

comercial tomado es de 0.565in.

� Esfuerzos de los Cabezales

CABEZAL ELIPTICO 2:1 (h = D/4)

inPSE

DPt

l

diseño 683.02.02

=−

=

El espesor comercial tomado para los cabezales elípticos es de 0.6875in, este

espesor es mayor que el necesario por los esfuerzos circunferenciales, por lo tanto

es el tomado para todo el separador.

56

CAPITULO 4

SIMULACION DEL SEPARADOR

4.1 Revisión de Ingeniería de Proceso.

Del estudio de la estación de flujo donde opera el separador existente, se tiene la

información del caudal volumétrico que llega a la estación, proveniente de los

distintos pozos. La información de este caudal es dado por el estudio realizado del

hidrocarburo, este contiene información de la cantidad de petróleo, agua y gas que

contiene el fluido extraído del yacimiento, además provee información de las

propiedades del petróleo. En la tabla 4.1 se muestran las cantidades en barriles por

día en el caso del agua y petróleo y en miles de pie cúbico en el caso del gas. La

estación de flujo es alimentada por dos pozos, que para nuestro caso llamaremos

pozo 1 y pozo 2.

Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos

Crudo[BPD] Agua[BPD] Gas[MPNC]

Pozo 1 2952 648 375

Pozo 2 10000 40000 15000

Total 12952 40648 15375

Las propiedades del petróleo se obtiene gracias a pruebas de laboratorio, en la

tabla 4.2 muestran las propiedades del petróleo que maneja el separador.

Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo

Propiedades del Petróleo

Densidad @ 60ºF [Kg/m³] 958

Viscosidad @ 100ºF [Cp] 459

Viscosidad @ 122 ºF [Cp] 211,7

Viscosidad @ 210 ºF [Cp] 25,68

57

Para tomar la densidad del petróleo para la simulación, es necesario saber la

densidad a 150 ºF que es la temperatura de operación del separador existente, para

esto se utilizó el programa OILPROP. Este programa al introducir una densidad a

una temperatura interpola la densidad de la sustancia a la temperatura que se

requiere. El resultado de esta interpolación fue una densidad de 930 Kg/m3. Con

respecto a la viscosidad, este comportamiento ya fue estudiado en el capitulo 3.

Estudiando la ingeniería de procesos y la información suministrada por la empresa

que utiliza el separador existente, se extrajo información básica como las

dimensiones del separador, la ubicación y las dimensiones de la entrada del fluido y

las distintas salidas, las condiciones de diseño y las características de alimentación

del separador trifásico que es igual a la cantidad de taza volumétrica que se extrae

de los pozos y llega a la estación de flujo siendo el separador el primer equipo para

tratar el hidrocarburo.

En la tabla 4.3 se presentaran las características de operación del separador:

Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador

Condiciones de Operación del Separador

Taza de Agua [m3/seg] 0,075

Taza de Crudo [m3/seg] 0,024

Taza de Gas [m3/seg] 5,039

Presión [Psig] 65

Temperatura [ºF] 150

Estos datos del separador fueron extraídos revisando el material del fabricante del

separador trifásico FWKO, éstos mismos datos fueron lo que se usaron para el

cálculo de las dimensiones del separador, enfocándonos solamente en el cuerpo del

mismo, esto quiere decir, que se uso para el dimensionamiento del cilindro con sus

respectivos cabezales. Las dimensiones de las tuberías de entrada y salida no se

calcularon porque se usaron las mismas dimensiones que se utilizan en el separador

58

existente FWKO en la estación de flujo en el oriente del país. Estas dimensiones y

otros datos relevante al separador se obtuvieron del diagrama de flujo mecánico que

se puede observar en la figura 4.1.

Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO)

Este diagrama da detalle de las dimensiones y cantidades de las distintas boquillas

tanto de la entrada como de las distintas salidas, además nos proporciona una

noción de donde están ubicadas las mismas. En la tabla 4.4 se presentan las

dimensiones y el número de boquillas que se observan de la figura 4.1, donde se

obtuvo la información.

Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas

Dimensión de las Boquillas

Borde Cantidad Dimensión [PLG]

Entrada 2 12

Agua 1 10

Crudo 4 8

Gas 1 14

59

Este diagrama también nos da información de las dimensiones básica del

separador, como el diámetro y la longitud de costura a costura (Cabezal a Cabezal),

estas dimensiones se pueden ver en la tabla 4.5:

Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador

Dimensión Básica del Separador

Longitud [m] 11,57

Diámetro [m] 4,5

Una información de gran interés, es el sistema de control para las diferentes alturas

de las interfases, éste procedimiento en los separadores horizontales es muy

importante y además es muy complicado. Es necesario la utilización de instrumentos

con tecnología de avanzada para cumplir este propósito, en la tabla 4.6 se muestran

las alturas de la interfase que se implementan en el separador existente FWKO, esta

altura tiene como referencia el fondo del separador.

Tabla 4.6 Altura de Interfase

Altura de Interfase

Altura de la Fase del Agua [PLG] 68

Altura de la Fase del Crudo [PLG] 138

Además de la información de la altura de las dos interfases también nos dan

información del porcentaje que representa esta altura con relación al diámetro total

del separador. Para la primera, la altura de la fase del agua representa el 40% del

diámetro total y la altura de la fase del crudo representa un 85%. Con estos datos

podemos tener una aproximación del diámetro del separador, éste tiene un diámetro

que está entre 4,3 y 4.5 metros. En la figura 4.2 se muestra un esquema transversal

del separador ilustrando las distintas interfases.

60

Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases

4.2 Geometría del Separador 3-D

Las dimensiones del separador se encuentran en la tabla 4.7, esta tabla ilustra una

comparación entre las dimensiones calculada, las dimensiones que se obtiene de la

figura 4.1 y por último las dimensiones tomadas para la creación de la geometría en

Autodesk, además de la desviación de las dimensiones entre ellas. Se decidió tomar

una longitud distinta a la calculada con el propósito de obtener un separador lo más

similar posible al separador existente FWKO.

Comparación de Dimensiones

Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos

MODELOS DESVIACION

CALCULADO (1) FWKO (2) AUTODESK (3) (1)-(2) (1)-(3) (2)-(3)

DIAMETRO [m] 4.5 4.5 4.5 0 % 0 % 0 %

LONGITUD [m] 18 11.375 12 28.22% 24.20% 5,30%

Agua

Petróleo

Gas

61

Aquí se observan las dimensiones del diámetro y la longitud de cabezal a cabezal

de los distintos modelos, entre ellos están el calculado utilizando las normativas de

PDVSA, las dimensiones obtenida de la revisión de la ingeniería de procesos vista en

la figura 4.1 que es el diagrama de flujo mecánico y por último las dimensiones que

se utilizaron en la creación de la geometría que posteriormente fue usada en las

distintas simulaciones. La diferencia que se observa entre las dimensiones de la

longitud calculadas y la obtenida del diagrama de flujo mecánico se debe a que las

normativas de PDVSA no toma en consideración los últimos avances de la

tecnología para aumentar la eficiencia del separador, entre los que se encuentra la

utilización de cubos de placas coalescedoras, la sección de extracción de niebla,

baffles y otros.

Al diseño del separador se le agregó una pared que separa la fase del agua con la

del crudo, ésta pared tiene una altura de 3 metros desde el fondo del separador y

deja una separación de 1.25 metros como deposito para extraer el petróleo del

separador. Esta geometría fue cambiando durante el trabajo para estudiar el

comportamiento al agregar o cambiar su geometría. En la figura 4.3 se muestra la

geometría inicial con la que se empezó en este trabajo.

Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador

Salida del Agua Salida del crudo

Entrada Salida del Gas Pared de Separación

62

En la figura 4.3 se observa la ubicación de las boquillas de la entrada y de las

distintas salidas, además de la ubicación de la pared de separación. La figura 4.4 se

muestra las dimensiones de la primera geometría con la que se empezó a simular a

partir de ésta geometría se realizaron modificaciones para tratar de mejorar la

eficiencia del separador. En la figura 4.4 se muestra el plano del separador así como

las dimensiones de los componentes en milímetros.

Figura 4.4 Plano del Separador

4.3 Mallado de la Geometría

Después de haber terminado con el diseño de la geometría, se procede al mallado

de la misma. Como se explicó en el capitulo 2 es el proceso de discretización de la

geometría con la utilización de programas computacionales para ello. En este

trabajo se realizaron dos tipos de mallas, una no estructurada con elementos

63

tetraédricos y prismáticos como se puede observar en la figura 4.5 utilizando el

programa WORKBENCH y otra malla estructurada con elementos hexaédricos como

la mostrada en la figura 4.6 utilizando el programa ICEM. Otra tarea importante del

proceso de mallado es establecer las regiones en las cuales se va a desenvolver el

fluido.

Figura

Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench)

Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM)

En la figura 4.5 , se puede observar los elementos tetraédricos, además se observa

lo desordenado de la distribución de los elementos. En la figura 4.6 tenemos una

malla realizada con elementos hexaédricos, además que se nota lo ordenado de los

elementos en todo la geometría, ésta malla es estructurada y realizada con el

programa ICEM. Una característica de la malla ICEM es lo similar de la cantidad de

nodos con la cantidad de elementos que existen en la malla.

64

4.4 Validación de Malla

Es muy importante el tener una buena malla para poseer buenos resultados en la

simulación, si una no tiene convergencia lineal para simulaciones con simples fluidos

después de haber intentado todas las posibilidades de modelos físicos y de

condiciones de borde, es muy probable que se deba a un pobre mallado. Al poseer

un mallado más uniforme significa que será mas fácil obtener la convergencia de la

solución. Todo esto asegurando que no exista en el mallado superficial cambios

buscos de distancia que puedan dificultar la convergencia.

Para el proceso de validación de la malla se utilizaron varios criterios:

� La convergencia que se espera es el orden de 10-4 en los valores de RMS.

� La caída de Presión entre la entrada y la salida debe de ser menor a 1%.

� Disminución del valor Y+, que es la calidad de la malla cerca de la pared, en

este influye el modelo de turbulencia usado.

Para cumplir con los criterios antes mencionados, se realizó el refinamiento de la

malla, esto significa que se modificó el mallado, disminuyendo la distancia entre los

nodos aumentando el número de nodos y por consiguiente aumentando el número

de elementos. Se ejecutó tantas modificaciones al mallado como fue necesario.

Con lo referente al valor Y+, este parámetro tiene un gran interés si se quiere

resolver la capa límite de la simulaciones. El programa ANSYS usa funciones para

modelar la región cerca de la pared con una simulación con flujo turbulento, estas

funciones son extremadamente útiles para disminuir la carga computacional. Existe

un límite o un rango para la simulación valida. El Y+ es una variable no dimensional

basado entre la distancia de la pared y la capa límite del primer nodo, por lo tanto

depende del parámetro de la malla en la región de la pared. Al tener un valor grande

de Y+, las funciones impuesta por el programa van a estar muy alejadas de la pared,

65

modelo que puede contrastar con la realidad. El criterio usado para este trabajo esta

entre un rango de 0 a 100, destacando que en dicha validación se esta

implementando el modelo de Turbulencia k-epsilon. Este parámetro se modifica con

la imposición de capas infladas, agregando elementos a la malla cada vez más

pequeños a medida que se va acercando a la pared que se le impuso esta condición.

Un ejemplo de las capaz infladas se representa en la figura 4.7.

Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada

A título de referencia, las simulaciones fueron realizadas en distintos equipos, con

distinto poder de computo. Las especificaciones de las distintas estaciones se

muestran en la tabla 4.7 :

Capas

Infladas

66

Tabla 4.7 Capacidad de Operación de las Estaciones de Computo

Estación Procesador Memoria RAM Disco Duro Apolo Intel® Xeon(TM)-2,80GHz 2 GB 40 GB Hades Intel® Xeon(TM)-3.00GHz 6 GB 150 GB

Poseidón Intel® Xeon(TM)X5355-

2,66GHz 24 GB 824 GB

La simulación para la validación de la malla fue realizada utilizando fluido

monofásico (agua), y las condiciones impuesta en la simulación son las mismas que

las condiciones operacionales del separador FWKO. En la Tabla 4.8 se encuentra las

condiciones de simulación para la validación de la malla.

Tabla 4.8 Condiciones de Simulación Bifásico

Simulación Monofásico

Fase Agua

Modelo de Turbulencia k-epsilon

Temperatura 150 ºF

Presión 65 psig

Condiciones de Borde

Entrada 65 psig

Salida (agua) 73,30 Kg/seg

Salida (aire) 11,98 Kg/seg

Salida (crudo) 22,74 Kg/seg

Propiedades del Agua

Densidad 980 Kg/m3

A continuación se presentara el estudio para la validación de la malla, en la figura

4.8 se encuentra el gráfico que se realizó con distintas mallas para conocer el

comportamiento de la misma y saber si cumple con el criterio establecido, en este

caso solo podemos observar la calidad de la malla con relación a la caída de presión,

67

se observa como las mallas después de 600000 nodos cumplen con este criterio

pero no lo hacen con el criterio del Y +. En las figuras 4.9 al 4.13 se muestran el

valor Y+ de 5 mallas para poder ver la evolución del parámetro Y + al aumentar el

número de nodos disminuyendo la distancia entro los ejes de los nodos o

aumentando el número de capas infladas en el separador que traerá como

consecuencia el aumento del número de elementos y de esta manera refinando la

malla.

Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión

Estas figuras muestran el parámetro Y + entre los valores del criterio establecidos

para el parámetro utilizando el modelo k-epsilon, este valor se encuentra entre 0 y

100, cuando se pasa del criterio, ósea, cuando el valor es mayor a 100 se representa

en la figura del separador como de color rojo.

Validacion de Malla del Separador

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0 200000 400000 600000 800000 1000000 1200000 1400000 1600000

Número de Elementos

∆P[k

Pa]

Salida (agua)

Salida (gas)

Salida (crudo)

Malla

Seleccionada

68

Tabla 4.8 Validación Malla 1

Malla 1

Nodos 246575

Inflación 0

Modelo de

Tubulencia k-epsilon

Figura 4.9 Validación Malla 1



Malla 2

Nodos 800517

Inflación 5

Modelo de

Turbulencia k.epsilon

En la figura 4.9 se muestran un separador que

sobrepasa el valor máximo del criterio establecido

en toda la superficie, teniendo como resultado un

separador que se encuentra representado

completamente rojo. Esto refleja lo pobre de la

malla aplicada, hay que tener en consideración

que no se aplicó ninguna capa inflada en esta

malla como se lee en la tabla 4.8, éste factor es

uno de los mas importante para la disminución del

parámetro Y +.

En la malla 2 se aumento el número de nodos

disminuyendo la distancia entre los ejes

existentes y además se agregaron 5 capas

infladas como se muestra en la tabla 4.9, dando

como resultado un separador donde la mitad de

este cumple con los establecido en el criterio,

pero existe una gran superficie de este que

todavía tiene valores mayores que los

establecidos por el criterio como se observa en la

figura 4.10.

69





Malla 3

Nodos 1022804

Inflación 5

Malla 4

Nodos 1550777

Inflación 15

Modelo de

turbulencia k-epsilon

En la malla 3 se aumentó el número de elementos

para observar su comportamiento manteniendo el

mismo número de capaz infladas que en la malla

2, dando como resultado un separador con la

mayoría de la superficie dentro del criterio. La

zona donde no cumple con el criterio es la zona

de mayor turbulencia debido a que esta localizada

en la entrada del fluido.

En la malla 4, se aumento aun mas el número de

nodos y las capas infladas como se muestra en

la tabla 4.11 generando unos valores del

parámetro Y+ por debajo de 50 como se observa

en la figura 4.12. A esta malla se le disminuyó

las capaz infladas para poder disminuir el

número de elementos y de esta manera

disminuir el costo computacional, esto se realizó

hasta obtener una malla donde todos los valores

del Y + fuesen menores que el impuesto en el

criterio.

70


Malla 5

Nodos 1236598

Inflación 12

Modelo de

Turbulencia k-epsilon


Terminado el proceso de validación de la malla se procede a realizar simulaciones

bifásicas antes de empezar con las simulaciones trifásicas, todo esto para resolver

cualquier inconveniente que se presente y poder solucionarlo con facilidad al tener

sólo dos fase, que en el caso de las simulaciones trifásicas se pudiese complicar un

poco más al tener una fase más para resolver.

4.5 Simulación Bifásica

4.5.1 Régimen Permanente

La simulación en régimen permanente del separador se va a obtener como

resultado una simulación que no va a variar en el tiempo al menos que se cambien

las condiciones o perturbaciones en la alimentación del sistema.

En la malla 5 se muestran en la tabla 4.12 que

se disminuyo el número de capas infladas

impuestas al separador y además se redujo en

número de elementos que la malla 4. En la

figura 4.13 se observa una malla que cumple a

cabalidad con el criterio del Y +, siendo 80 el

mayor valor del parámetro Y +.

71

La simulación bifásica constituye un importante proceso en la realización del

presente trabajo, el mínimo cambio realizado a las condiciones de operación sufre

como consecuencia un resultado diferente y en la mayoría de los casos nada

proporcional al cambio realizado. Debido a la sensibilidad antes mencionada, se tuvo

que realizar una gran cantidad de simulaciones dejando como constante todas las

condiciones exceptuando las condiciones de borde, esto es consecuencia que no se

posee información de sistema de control del separador , por lo tanto se tuvo que

cambiar las condiciones de borde en cada simulación hasta obtener unos

resultados dentro de unos criterios establecidos, al igual que la validación

monofásica. El criterio que se estableció para la simulación bifásica fue la siguiente:

� Convergencia con un RMS menor que 10-4. Esto tiene gran importancia para

la calidad de los resultados.

� Ya se ha hablado de la importancia del sistema de control en los separadores

horizontales para mantener la altura de las distintas interfases, es por ello que

esta es uno del criterio establecido.

� El cierre del balance másico, teniendo como una desviación aceptable un

valor menor que 10%.

El valor del RMS, es de gran interés en cualquier simulación ya que este es un

factor importante para garantizar una buena convergencia generando una simulación

confiable en la que se puede analizar los resultados obtenidos y por consiguiente

realizar conclusiones que puedan ser de gran ayuda al llevarlo a la realidad.

Con lo relacionado a la altura de la interfase, es de suma importancia mantener los

niveles de las interfases, de no ser así eventualmente el tanque sufrirá una

disminución sustancial del nivel de las interfase llegando a vaciarse el separador,

ocurrir un sobreflujo o no realizar una buena separación de fase .

72

Por último cuando se habla de cierre másico, el 10% de desviación establecido

esta relacionado a la capacidad computacional y no tiene que ver con alguna

relación física. En la realidad el total volumétrico que entra debe ser el mismo que el

total volumétrico que sale, esto es una ley física que se encuentra establecido por la

ecuación de continuidad. Este resultado es forzado en la simulación manipulando las

condiciones de borde impuesta en la salida para promover una convergencia y su

estabilidad. Al hablar de la capacidad computacional se refiere a la potencia de las

computadoras que se disponen en el laboratorio para resolver este problema físico.

El porcentaje tomado es un valor conservador al observar las diferentes

simulaciones que se realizaron dando la gran mayoría de estas una desviación

mayor al 100% en el balance másico, estos casos cuando no sufrían la imposición

de paredes en las salidas o entrada generando un sobre flujo en la simulación y

deteniendo la corrida por errores generados en la misma.

Para obtener la solución en estado estacionario se aplicó un procedimiento, estos

pasos se pueden ver en la figura 4.14 que se muestra a continuación:

73

Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación

En la tabla 4.13 se observan las condiciones para las simulaciones Bifásicas,

estos datos son el resultado de la validación de la simulación y también del estudio

de la ingeniería de procesos que se realizó con anticipación.

En las condiciones de alimentación los valores para la fracción volumétrica son

prescritas por las condiciones de operación que se encuentran en la tabla 5.2. Con

referencia a las condiciones iniciales estas son conocidas del estudio realizado de la

ingeniería de procesos, entre las condiciones se encuentran el nivel de interfase así

como las densidades.

Imponer Condiciones de

Borde

Simular hasta la Convergencia de la

Corrida, con la Imposición de un RMS.

Estudiar los resultados y su validación

por los criterios establecidos NO

SI

Continuar con el Trabajo, realizando las

Simulaciones que falten con las Condiciones

Validadas

74

El modelo de turbulencia utilizado fue el mismo que se realizó para la validación de

la malla, este es el modelo k-epsilon y el modelo de interfase usado fue el de

superficie libre que es el mismo cuando se esta simulando fluido multifásico y

además se quiere una separación de fase.

Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica

Simulación Bifásica

Fase 1 Agua

Fase 2 Aire

Modelo de Turbulencia k-epsilon

Modelo de Interfase Superficie Libre

Temperatura 150 ºF

Presión 65 psi

Fracción Volumétrica

Fase 1 0.9808

Fase 2 0.0192


Entrada 65 psig


Salida (aire) 50,74 m/seg


Condiciones Iniciales

Altura de Interfase 3,50m

Presión

Presión

Hidrostática

Densidades

Agua 980 Kg/m³

Aire 2.83 Kg/m³

75

A continuación se presentaran una serie de imágenes donde estarán

representados los resultados obtenidos de la simulación bifásica con las condiciones

de simulación presentadas en la tabla 4.13. Después se hará una comparación entre

los modelos de turbulencia usadas que son el k-epsilon y el SST y por último se

analizará los resultados en régimen transitorio.

En la figura 4.15 se presenta el campo de presiones de esta simulación,

observando la variación por la presión hidrostática, debido al peso del fluido en este

caso agua y aire.

Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente

En las figuras 4.16 y figura 4.17 se muestran las fases del agua y el aire en forma

de fracción volumétrica, a lo que será representada de cero a uno, siendo la unidad

la fracción volumétrica completa de la sustancia representada en la figura en color

rojo y lo contrario se presentara como valor cero de color azul. En estas figuras se

puede observar las perturbaciones ocasionadas por la entrada .

76

Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen Permanente

Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente

En la tabla 4,14 se muestra una comparación de la simulación bifásica con los dos

tipos de modelos utilizados el k-epsilon y el SST, se pueden observar el porcentaje

de balance másico general, el porcentaje de fluido arrastrado por la salida del gas, el

Y+ de la simulación bifásica y el tiempo de convergencia y la computadora donde se

77

realizó. Los distintos porcentajes son de gran importancia debido que estos son

parámetros que los ingenieros tratan de disminuir, diseñando dispositivos gracias a

los avances tecnológicos para reducir este porcentaje.

Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico

COMPARACION DE MODELOS DE TURBULENCIA

Modelos % Balance Másico (error) % Arrastre de Agua Y + max Tiempo (D:hr:Min:Seg)

k.epsilon 7 50 544 0:13:0:49seg (HADES)

SST 4 38 930 1:2:54:49seg(APOLO)

De la comparación presentada en la tabla 4.14, se observa un error en el balance

másico en ambos modelos. Hay que tener cuidado al analizar el gasto computacional

de ambas turbulencias debido a que se realizaron en distintas computadoras donde

la diferencia de potencia es apreciable. Con respecto al parámetro Y +, este se

puede mejorar refinando la malla para obtener valores que cumplan con el criterio

que se estableció en la validación de la malla, esto quiere decir que es necesario

realizar una nueva validación con este parámetro en las simulaciones bifásicas.

4.5.2 Régimen Transitorio

Este es el régimen que antecede al régimen permanente y se caracteriza por la

variación en el tiempo de las características o comportamiento del fluido. En este

trabajo se realizó una simulación con régimen transitorio y de esta manera observar

su comportamiento durante este período. La simulación se realizó utilizando las

mismas condiciones de operación que para el régimen permanente con el modelo de

turbulencia SST. El tiempo total de la simulación es de 60 segundos, utilizando cada

paso del tiempo 0,5 segundos con 15 interacciones. En la figura 5,18 se muestran

algunos pasos del tiempo, utilizando para representar el fluido la fracción volumétrica

del agua, recordando que el agua estaría representada con el color rojo y el aire con

el color azul y el resto de los colores es por un porcentaje o fracción de agua en ese

espacio.

78

En la figura 4.18 se muestra el paso del tiempo cada 10 segundos, esta simulación

se realizo un video para poder observar mejor el comportamiento del sistema por el

paso del tiempo cada 0,5 segundos. Con esta simulación se pudo observar que la

perturbación ocasionada por la entrada, en algún momento en el paso del tiempo

durante los 60 segundo es muy intensa llegando la perturbación hasta la salida del

agua. Esto nos llevo a modificar la geometría del separador, modificando la salida de

agua del separador moviéndola hacia la pared de separación y de esta manera

disminuir el efecto de la perturbación en la eficiencia de la salida de agua.

Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos

Instante Inicial Tiempo 10 seg Tiempo 20 seg

Tiempo 30 seg Tiempo 40 seg Tiempo 50 seg

Tiempo 60 seg

79

4.6 Simulación Trifásica

Para la simulación trifásica, se utilizó como fases el petróleo, agua y aire en las

proporciones que se encuentran en el separador existente FWKO y que se han

estado utilizando para las simulaciones anteriores. En todas las simulaciones

trifásicas realizadas se utilizó el modelo de interfase SST excepto en la simulación

con condiciones de operación iguales al separador FWKO que se utilizó también el

modelo k-epsilon , esto tiene que ver con la comparación de modelos de turbulencia

en la simulación bifásica. Con respecto a las propiedades de las fases, el agua y el

aire mantienen las propiedades de las anteriores simulaciones, en cambio las

propiedades del petróleo son obtenidas de la información que fue suministrada por la

empresa y se encuentran en la tabla 4.2 que son las propiedades del petróleo.

En esta parte del trabajo se realizaron varias simulaciones, variando la malla, las

condiciones iniciales y la geometría, diseñando un deflector de momento en la

entrada para disminuir las perturbaciones que el fluido ocasiona al entrar al

separador. Las simulaciones realizadas se muestran en la tabla 4.15.

Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas

Modelo de

Turbulencia Condiciones en la Entrada

Malla Workbench Malla ICEM

FV de Operación

Aumento

de Aire

Aumento

de Gas

Aumento

de Crudo

Momento

Flector FV de operación

K-epsilon

SST

4.6.1 Simulación A. Malla No-Estructurada

En esta etapa se simuló el separador con las condiciones de simulación trifásica

que se encuentran en la tabla 4.16. Como se puede ver la única diferencia con

respecto a las simulaciones bifásicas es la creación de una nueva fase y por lo tanto

80

de una nueva interfase. En estas simulaciones se usó dos modelos de turbulencia

para observar sus diferencias, como se hizo en la simulación bifásica.

A continuación se presenta la tabla 4.16 con las condiciones de operación que usa

el separador FWKO:

Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de Operación

Simulación Trifásica

Fase 1 Agua

Fase 2 Aire

Fase 3 Petróleo

Modelo de

Turbulencia k-epsilon y SST

Modelo de Interfase Superficie Libre

Temperatura 150 ºF

Presión 65 psig

Fracción Volumétrica

Fase 1 0.9808

Fase 2 0,01456

Fase 3 0,00464


Entrada 65 psig


Salida (aire) 50,74 m/seg


Condicione s Iniciales

Altura de Interfase 1 1,6 m

Altura de Interfase 2 3,50m

Presión

Presión

Hidrostática

81

Densidades

Petróleo 938 Kg/m³

Agua 980 Kg/m³

Aire 2,37 Kg/m³

Es importante destacar los cambios que se realizaron a la hora de simular con

diferencia a la simulación bifásica, estos cambios son necesarios para obtener una

condición inicial que sea acorde con la realidad. Este cambio obedece a que existe

dos tipos de condiciones iniciales a lo que se refiere al nivel de las interfases, antes

del separador de fase (Separador A) y después de éste (Separador B), como se

ilustra en la figura 4.19. Estas diferencias en las condiciones iniciales obliga a dividir

el separador utilizando un plano de corte y a la vez imponer un plano de interfase

líquido-líquido en la definición de la simulación.

Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica

En la figura 4.19 se puede ver las distintas condiciones iniciales que son

necesarios imponer en la simulación. El Separador A, esta conformado con 3 fases y

dos interfases, mientras que gracias a la pared de separación de fase el Separador B

se ve que esta conformado con dos fases y una interfase. En esta figura se deduce

Separador B Separador A

82

que el plano que es necesario realizar se encuentra ubicado en la pared de

separación como lo muestra a figura 4.20.

Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica

Es posible introducir dos geometrías o mallas distintas al pre-procesador de CFX,

estas geometrías son importadas con el mismo sistema de coordenadas de donde

provienen (CAD), uniendo las mallas inmediatamente al ser importadas. Para poder

realizar la simulación con dos mallas diferentes es necesario imponer una condición,

en nuestro caso un plano de interfase, para realizar este procedimiento es necesario

imponer esta región como si fuese una condición de borde previamente al importar la

malla, esto se realiza al momento de mallar la geometría. Este plano se puede

observar en la figura 4.21. Existen varios tipos de planos de interfase, estos pueden

ser interfase sólido-sólido, sólido-liquido y el caso que estamos utilizando el plano de

interfase fluido-fluido.

Plano de Corte

Pared de Separación de

Fase

83

Figura 4.21 Plano de interfase

Ahora se presentará los resultados obtenidos de la simulación trifásica realizada,

en esta etapa se realizaron dos corridas diferentes, al igual que la simulación bifásica

una con el modelo de turbulencia k-epsilon y otra con el modelo de turbulencia SST,

en la tabla 4.16 se muestra en el modelo de turbulencia ambos modelos. La

representación gráfica de los resultados obtenidos de ambos modelos son muy

parecidos, es por ello que se presentaran solo los resultados gráficos con el modelo

de turbulencia SST.

En la figura 5.22 se muestra el campo de presiones del separador.

Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST

Plano de Interfase

84

En la figura 4.22 se observa el perfil de presiones hidrostático aumentando la

presión a medida que se disminuya el valor de la coordinada “Y”, teniendo los

menores valores en el fondo del separador, incluso dentro de la tubería donde sale y

es drenado el agua y petróleo. Esta condición del diseño del separador agregó una

dificultad al momento de simular debido a que en la corrida el programa imponía una

serie de paredes (Walls) para prevenir que el fluido se devolviera al separador,

debido que dentro del separador existe menor presión. Esto fue resuelto al aplicar el

método de ensayo y error durante la simulación bifásica hasta superar este

inconveniente al conseguir las condiciones de borde para evitar este problema.

En la figura 4.23 se muestra la fase de petróleo dentro del separador, al igual que

la simulación bifásica, estará representada por la fracción volumétrica del petróleo

representado con el color rojo cuando la fracción volumétrica es igual a la unidad y el

caso contrario de color azul.

Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST

En la figura 4.23 se observa la perturbación ocasionada por la entrada, en esta

figura se utilizaron 3 planos para poder visualizar mejor el comportamiento, dos

Plano 1

Plano 2

Plano 3

85

planos en la posición YZ y un tercero en la posición XY, se observa como a causa de

la presión de la entrada y de la perturbación generado se modifica el nivel de la

interfase en todo el separador, mostrando un mayor movimiento en la zona de la

entrada.

En la figura 4.24 se muestra la fracción volumétrica del agua, utilizando tres planos al

igual que en la figura anterior.

Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST

En la figura 4.24 se puede observar lo pronunciado del cambio de nivel de la fase

de agua, como se ha comentado en capítulos anteriores, es muy importante

mantener los niveles de las distintas interfases, es por ello que se implementan

instrumentos de avanzada para mantener estos niveles, todo esto para tener una

separación de la fase lo mas eficiente posible. También se puede observar la

presencia importante de fracción volumétrica de agua cerca de la salida de aire, esto

se va a ver reflejado en el porcentaje de agua arrastrada por el aire que sale.

En la figura 4.25, se presenta la fracción volumétrica correspondiente al aire, en

esta figura podemos observar que no existe fracciones de aire en lugares fuera de la

ubicación de su fase en donde no le corresponde.

86

Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST

En la figura 4.26 se muestra la velocidad del petróleo, esto para ampliar los

conocimientos del comportamiento del separador, en este caso no se utilizó el plano

para representar los resultado. Se implementó el uso de vectores en todo el

separador para representar este parámetro.

Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST

87

En la figura 4.26 se observa el comportamiento de la velocidad del petróleo,

notando la presencia de éste en la salida del aire, es por ello la necesidad de utilizar

un extractor de niebla como se ha comentado, para poder disminuir el arrastre. Al

principio del separador, cerca de la entrada del mismo se observa cierta velocidad

del petróleo en la fase del aire que disminuye a medida que avanza (dirección X).

Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST

Cuando observamos la figura 4.27, lo primero que sobresale es la velocidad de la

fracción de agua por la salida del aire, un poco mas intensa que el caso del petróleo,

también se puede observar la que el agua tiene presencia cerca de la salida del agua

con una velocidad apreciable, esto ya se había comentado de la figura 4.24. Un

factor que pudiera contribuir a la gran presencia de agua en la fase de aire son las

propiedades del petróleo que se están utilizando para este trabajo, un petróleo muy

espeso que impide a las partículas de agua asentarse en su fase. Es por esto que se

necesita un tiempo muy largo para permitir que el agua llegue a su fase y obtener

una excelente separación de fase. Este problema ya se tenia presente que pudiese

ocurrir, desde el dimensionamiento del separador dándonos un tiempos de

decantación muy grande.

88

En la figura 4.28 se muestra la velocidad del aire, observando que excepto en la

zona de la entrada de mayor turbulencia del separador las velocidades de aire

ocurren solo en su fase.

Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST

4.6.2 Simulación B, Malla Estructurada

Se realizó una simulación con la malla estructurada como muestra en la tabla 4.15,

en esta simulación se utilizó las mismas condiciones iniciales que para la malla no

estructurada, estas condiciones se pueden observar en la tabla 4.16. Esta simulación

sólo se realizó con el modelo de turbulencia SST, no se pudo realizar la simulación

utilizando el modelo de turbulencia k-epsilon, debido a que durante la simulación

imponía condiciones como la imposición de paredes en las condiciones de borde

ocasionando un sobre flujo en el separador generando errores e impidiendo la

convergencia de la simulación.

89

En la figura 4.29, se presenta el campo de presión obtenido de la simulación con la

malla estructurada. Esta simulación se realizó con 655540 nodos y 632836

elementos.

Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM

En la figura 4.30 se muestra la fase del petróleo, en ésta se puede observar mejor

la gran perturbación originada por la entrada del separador. También se puede

observar la presencia de petróleo en la fase del aire que es la parte de arriba del

separador representada en azul.

Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM

90

Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM

Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM

En la figura 4.31 se observa la fracción volumétrica del agua, observando un

cambio en el nivel de interfase a lo largo del separador, además de cierta cantidad de

fracción de agua localizado en la zona de la entrada y en la salida de aire.

91

En la figura 4.32 se observa la fracción de aire en el separador, se puede notar la

presencia de otra sustancia en la fase del aire compartiendo la fracción molar, estas

sustancia no han asentado su fracción volumétrica por completo reflejándose en la

fase del aire.

4.6.3 Comparación de Simulaciones.

En la tabla 4.17 se comparan los resultados obtenidos por las simulaciones ya

analizadas

Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B

Comparación

Workbench ICEM

Modelos de Turbulencia k.epsilon SST SST % Balance Másico (error) 13 10 55

% Arrastre de Agua 11 10 38 % Arrastre de Petróleo 9 6 24

Y + 80 119 2600

Tiempo (D:H:M:S) POSEIDON 1:2:29:45 1:2:53:56 0:21:51:41

En la tabla 4.17 se observa que los valores Y + no se encuentra dentro del criterio

para el modelo SST, esto se puede resolver con el refinamiento de la malla. Con

respecto al tiempo, podemos decir que la malla estructurada converge mas rápido,

aunque los porcentaje del balance másico y de los distintos arrastres son muy

superiores a los utilizados por la malla no estructurada. Esto no quiere decir que el

problema este en que una es estructurada y la otra no lo sea, sino que la malla

realizada por el programa ICEM necesita refinarse, esto también se puede observar

al ver el valor del parámetro Y +, aunque la malla no estructurada no se puede

imponer capas infladas, si se puede imponer condiciones a la separación de los

nodos en la superficie del separador para que de esta manera cumpla la misma

función que la capas infladas en las mallas no estructuras.

92

4.6.4 Modificación de la Salida del Agua

En la simulación bifásica en régimen transitorio, se pudo observar que la

perturbación generada por la alimentación del separador, en algunos instante de

tiempo llegaba a la salida del agua, además en las distintas simulaciones trifásicas

se ha observado como la perturbación genera cambios de nivel en las distintas

interfases a lo largo del separador, es por ello que tratando de evitar altas

turbulencias en la salida del agua, se va a modificar la geometría del separado

ubicando la salida del agua cerca de la pared de separación, de esta manera será

similar a la mayoría de los separadores que tienen ubicado la salida del agua por la

mitad del separador. La nueva geometría se puede observar en la figura 4.33.

Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua

La simulación realizada a esta geometría, paso por todos los pasos que se hicieron

para realizar una simulación trifásica. Se realizó imponiendo las mismas condiciones

de Simulación descritas en la tabla 4.16. También se utilizó el mismo mallado

empleado para las geometrías anteriores, con esto no tenemos que realizar otra vez

la validación de la malla, el modelo de turbulencia empleado fue el SST.

En la figura 4.35 se observa las fracciones volumétricas del petróleo, agua y aire

además del campo de presiones que se obtienen de la simulación de la geometría

modificando la salida del agua.

93

Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua

Se puede observar la similitud que tienen con la simulación de la geometría

original, aunque en la fracción volumétrica del agua se observa una cantidad

considerable de fracción de agua en la fase del aire cerca de la salida. Esto se verá

reflejado en la cantidad de agua que esta siendo arrastrada por la salida del gas.

En la tabla 5.18 se muestra una tabla comparativa entre las simulaciones trifásicas

, cambiando la geometría pero utilizando el mismo modelo de turbulencia

Fracción Volumétrica del Petróleo Fracción Volumétrica del Agua

Fracción Volumétrica del Aire Campo de Presión

94

Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada.

Comparación

Malla Workbench Geometria Original Modificada

% Balance Másico (error) 10 15 % Arrastre de Agua 10 16

% Arrastre de Petróleo 6 6 Y + 119 200

En la tabla 5.18 se aprecian unos resultados pocos esperados, como es el aumento del

error en el balance másico, el arrastre en la salida del aire y además el aumento en el

valor Y +.

4.6.5 Simulación con Valores de Entradas Alteradas

Se realizaron tres simulaciones con los valores de fracción volumétrica alterados,

en dos simulaciones se dejó el mismo valor de la fracción de aire alterando el de

agua y petróleo y se trató de realizar una simulación aumentando proporcionalmente

las fracciones de petróleo y agua y disminuyendo la del aire, pero no se pudo obtener

una convergencia de la simulación por la imposición de paredes en la condiciones de

borde que impidió la convergencia de la simulación.

Las simulaciones utilizaron las mismas condiciones que las simulaciones trifásica

con la excepción de la variación de la fracción volumétrica en la entrada así como las

condiciones de borde para obligar a cerrar el balance de masa. En la tabla 4.19 se

muestran las variaciones realizadas a la condición de operación, en este caso se

aumentó el petróleo que le entra al separador. En cambio en la tabla 4.20 muestra

las variaciones realizadas aumentando la cantidad de agua que ingresa al separador.

Tabla 4.19 Condiciones de Simulación, Aumentando el Crudo

Fraccion Volumétrica en la Entrada Agua 0.00728

Petroleo 0.01272 Aire 0.98

Condiciones de Borde Agua 36,65 Kg/seg Aire 62,34 Kg/seg

Crudo 50 m/seg

95

Tabla 4.20 Condiciones de Simulación, Aumentando el Agua

Fraccion Volumétrica en la Entrada Agua 0,01768

Petroleo 0,00232 Aire 0.98

Condiciones de Borde Agua 89,02 Aire 11,37

Crudo 50

En ambas simulaciones los resultados gráficos no cambian en comparación con la

simulación realizada con las condiciones de operación. El comportamiento es similar

observándose una alta perturbación en la entrada, generando cambios de nivel en

las interfases a lo largo del separador y por último lo que puede ser la diferencia es la

presencia de fracción volumétrica de la sustancia que se esta aumentando en la fase

del aire por la zona de la salida de gas, se puede observar mas intenso en el

aumento del agua. Esto es de esperarse debido que con las condiciones de

operación original ocurría, y mas ahora que se aumento la cantidad de agua en el

sistema necesitando mas tiempo para poder asentar esa cantidad de agua que se le

agregó.

4.6.6 Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada

Analizando los resultado obtenidos de las diferentes simulaciones realizadas, y

tratando de evitar esa turbulencia en la entrada del separador, se modificó otra vez la

última geometría. Diseñando un pequeño deflector de momento en la entrada del

fluido, de esta manera eliminar en lo mas posible la perturbación, obteniendo un

separador con menos movimientos en las interfases, generando una mejor

separación entre las fases. En la figura 4.35 se observa la geometría modificada.

96

Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector

En la figura 4.36 se muestra el campo de presiones de la simulación. En la figura

4.37, 4,38 y 4,39 se muestran las fracciones Volumétricas del Petróleo, agua y aire

respectivamente.

Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento

Deflector de momento

97

Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento

Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento

Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento

En estas figuras se observa una mejora en lo referente a la perturbación en la

entrada del separador, aunque se puede ver como los niveles de las interfases

todavía se ven afectadas, aunque con menos intensidad. En la figura 5.39 se

observa la presencia de fracción volumétrica de agua en la parte superior del

98

separador, dándose con mayor intensidad en la parte de la salida del aire. En la

figura 4.39 se puede ver por primera vez la presencia significativa a lo largo del

separador de fracciones volumétricas de otra sustancia pudiendo ser petróleo o

agua. También se nota un pequeño remolino que se produce en la salida del aire,

este remolino es el arrastre de petróleo y agua.

En esta simulación se observa la necesidad de la utilización de baffles en el

separador para disminuir la alteración en los niveles de la interfase, además es

necesario realizar un simulación con la imposición de un extractor de niebla.

99

CAPITULO 5

Conclusión y Recomendaciones

Se uso fluido monofásico para la validación de la malla no estructurada, dándonos

resultados dentro del criterio establecido. Se recomienda la validación para el parámetro

Y + en la simulación bifásica, para disminuir éste parámetro en la simulación trifásico.

Para la simulación con la malla estructurada, es necesario refinar la malla de manera

de disminuir el valor Y +. Este refinamiento se realiza disminuyendo la distancia entre los

nodos a medida que se acerca a la estructura del bloque que este en la superficie.

Se logró en la simulación una separación de fase partiendo del fluido multifásico en la

alimentación del separador, observando una alteración en la altura de las interfases en

las distintas simulaciones además de un arrastre considerable en la salida del aire,

también se obtuvo el campo de presiones a la que trabaja el separador observando la

presión hidrostática. Se obtuvo velocidades bajas favoreciendo a la separación de fase.

El utilizar el modelo k-epsilon o SST, no es mucha la diferencia en el gasto

computacional, pero sí existe una diferencia no muy marcada en la calidad de los

resultados esperados. Con respecto a la malla estructurada no se logró resultados con el

modelo de turbulencia k-epsilon.

Se recomienda realizar una simulación, utilizando baffles para conocer el

comportamiento y observar si influye en la eficiencia del separador. Con la presencia del

arrastre en la salida del separador se recomienda simular el separador con un extractor

de niebla en la salida del aire utilizando métodos que ofrece el paquete de CFD como las

superficies porosas.

Se recomienda realizar metano en las simulación trifásica, siendo el gas que

predomina en el hidrocarburo. De ésta manera observar las diferencias en la simulación

debido a las propiedades del metano que son distintas a la del aire.

100

Referencia Bibliográfica

[1]Christopher Earls Brennen. “Fundamentals of Multiphase Flow”. Primera Edición.

Cambridge UniversityPress . Cambrige, 2005.

[2]Potter M. y Wiggert D. “Mecánica de Fluidos”. Segunda edición. Prentice Hall

Hispanoamericana. Mexico D.F, 1997.

[3]Frank Kreith. “Mechanical Engineering Handbook”. CRC Press LLC. Boca Raton 1999.

[4]Marcías J Martínez. “Diseño Conceptual de Separadores”. Primera edición.

Ingenieros Consultores. Venezuela, 1991.

[5]Verteeg y Malalasekera “An introduction to Computational Fluid Dynamics, the

finite volume method” Longman Scientific & Technical New York, 1995.

[6]Manual de Diseño de Procesos, Separación Física Tambores y Separadores.

PDVSA MDP 03-S-03, 1995.

[7]Hallanger, Chritian Michelsen Research A.S.; Soenstaboe, F., ESSO Norway;

Knutsen T. NORSK HYDRO. “A Simulation Model for Three Phase Gravity

Separators”. SPE 36644 Society of Petroleum Engineers.

Ted Frankiewicz, Chang-Ming Lee, NATCO Group. “Using Computational Fluid

Dynamics (CFD) Simulation to Model Fluid Motion in Process Vessels on Fixed and

Floating Platforms”. IBC 9th

Annual Production Separation Systems Conference,

London, U.K, Junio 2002 .

Eduardo H Tabarrozzi. “Sistema de Tratamiento Free Water Knockout” INGEPET ‘99

EXPL-6-ET-01

101

ANEXO 1

Diagrama Mecánico de Flujo del Separador Free Water Knockout que se encuentra

en la estación de flujo, dado por la empresa Petrodelta.

102

ANEXO 2

A continuación se presentara el programa realizado en Mathcad, para el

dimensionamiento del separador.

Los subíndices ww, oo y gg representan el agua, petróleo y aire respectivamente,

estos se utilizará durante todo el programa.

DATOS DEL SEPARADOR

FLUJO VOLUMETRICO PRESION

Qww 3.9ft

3

s:= P 65psi:=

TEMPERATURA

Qoo 2.601ft

3

s:=

T 150∆°F:=

Qgg 636.582ft

3

s:= gravedad 810

cm

s2

:=

VISCOSIDAD CINEMATICA

ρww 62.43lb

ft3

:= υo 92:=

µoil 85:=

ρoo 58.05lb

ft3

:= µoo 0.85poise:=

VISCOSIDAD ADSOLUTA

ρgg 0.15lb

ft3

:= µww 0.0045poise:=

hww 4.135ft:= hww 1.26 m= %w .28:=

hoo 3ft:= hoo 0.914m= %o .2:=

103

CALCULO DE GRADOS API DEL CRUDO

GRAVEDAD ESPECIFICA

GEEρoo

1000kg

m3

:= GEE 0.93=

ºAPI141.5

GEE

131.5−:= ºAPI 20.672=

SE DETERMINA EL AREA DEL GAS, PERO PRIMERO BUSCO LA VELOCIDAD CRITICADE DISEÑO DEL GAS

La constante de Souders y Brown K=4 por suponer la relacion L/D menor a 4

K 0.4ft

s:=

VELOCIDAD CRITICA

Vgg Kρoo ρgg−

ρgg⋅:= Vgg 7.859

ft

s=

AREA MINIMA DEL GAS

AggQgg

Vgg:= Agg 81.003ft

2= Agg 7.525m2=

DIAMETRO1 SUPONIENDO QUE EL GAS OCUPA EL 50% DEL SEPARADOR

D14 2⋅ Agg⋅

π:= D1 14.362ft= D1 4.378m= Asep

D12 π⋅4

:= Asep 15.051m2=

Diametro practico D11 4.5m:=

SE CONSIGUE LA LONGITUD DEL SEPARADOR CON LA RELACION L/D=4

Long 4 D11⋅:= Long 18 m=

104

SE CALCULA LA VELOCIDAD DE ELEVACION DE LAS GOTICAS DE PETROLEO ATRAVEZ DE LA FASE DE AGUA

SUPONEMOS LA GOTA DE CRUDO EN 150 MICROMETROS, EN LA ECUACION SE COLOCAEL VALOR DE MIRONES...PARA SER CONSTANTE CON LAS UNIDADES LO VOY A PONEREN METROS.LAS DENSIDADES EN LA ECUACION SE ENCUENTRAN EN lb/pies3

Dgota 150µm:=

Voo11.07210

4−⋅ Dgota2⋅ ρw ρo−( )⋅

µww:=

Voo21.072 10

4−× 1502( )⋅ 1 0.93−( )⋅

0.45:= Voo2 0.375=

ft

minVoo 0.375

ft

min:=

AREA DEL CRUDO LO SUPONGO EN 25% DEL TOTAL DEL AREA DEL SEPARADOR

Aoo Agg 2⋅ %o⋅:= Aoo 3.01 m2=

CALCULAR LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTICAS DE AGUA EN ELPETROLEO

Vww11.07210

4−⋅ Dgota2⋅ ρw ρo−( )⋅

µoo:=

Vww21.07210

4−⋅ 1502⋅ 1 0.93−( )⋅

85:= Vww2 1.986 10

3−×=ft

minVww 1.986 10

3−×ft

min:=

Aww Agg 2⋅ %w⋅:= Aww 4.515m2=

HALLAR LOS TIEMPO MINIMOS DE FLOTACION Y ASENTACIONDEL PETROLEO Y DEL AGUA

twhww

Voo:= tw 661.6s= tw 11.027min=

tohoo

Vww:= to 9.063 10

4× s= to 1.511 103× min= to 25.176hr=

105

TIEMPO DE RETENCION DEL LOS DIFERENTE LIQUIDOS

VOLUMEN DE AGUA

Volumenw Aww Long⋅:= Volumenw 8.127 104× L=

TIEMPO DE RETENCION DEL AGUA

trwVolumenw

Qww:= trw 12.266min=

VOLUMEN DEL CRUDO

Volumeno Aoo Long⋅:=Volumeno 5.418 10

4× L=

TIEMPO DE RETENCION DEL CRUDO

troVolumeno

Qoo:=

tro 12.261min=

ESPESOR

Utilizando el Codigo ASME seccion 8 division 1

Poperacion 75psi:= S 1:= FACTOR DE SEGURIDAD

Ri 88.583in:= RADIO tcorrosion1in8

:= ESPESOR POR CORROSION

E 20000psi:= PROPIEDAD DEL MATERIAL

L 2 Ri⋅ tcorrosion+:= DIAMETRO

106

CASCO CILINDRICO

P Poperacion 30psi+:= P 105psi= SE TOMA EL MAYOR

R Ri tcorrosion+:= R 88.708in=

trequeridoP R⋅

S E⋅ 0.6P⋅−:= trequerido 0.467in=

tdiseño trequerido tcorrosion+:= tdiseño 0.592in=

La lamina de acero comersial utilizada sera de t´ es dec0.625 plg

CASCO TORIESFERICO

t 0.885P⋅L

S E⋅ 0.1P⋅−⋅:= t 0.824in=

La lamina de acero comercial utilizada sera 0.825 in

Estudio de Un Separador Trifasico

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