Separadores Bifasicos y Trifasico

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TESISC~1

DISEO Y EVALUACIN DE SEPARADORES BIFSICOS Y TRIFSICOS

TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

Presentado ante la ilustre Universidad Central de Venezuela Por los Brs. Requena G. Jos L Rodrguez M, Mauricio FPara optar por el Ttulo deIngeniero de PetrleoCaracas, 2006

DISEO Y EVALUACIN DE SEPARADORES BIFSICOS Y TRIFSICOS

TUTOR ACADMICO: Prof. Sandro Gasbarri

Requena G., Jos L. Rodrguez M., Mauricio R.DISEO Y EVALUACIN DE SEPARADORES BIFSICOS Y TRIFSICOSTutor Acadmico: Prof. Sandro Gasbarri. Tesis. Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera Escuela de Ingeniera de Petrleo. Ao 2006, 256 pginas.Palabras Claves: Separadores, Separacin, DimensionamientoResumen: La finalidad de este trabajo especial de grado es el dimensionamiento de los separadores bifsico o trifsico. Se dise un programa computacional que permite determinar las variables principales que intervienen en la seleccin del mismo, tales como: dimetro, longitud del separador, ubicacin de boquilla de entrada de los fluidos, ubicacin de boquilla de salida de los fluidos.La seleccin del separador ms adecuado se basa, en aquel que cumpla todos los parmetros de operacin y diseo. Tomando en cuenta entre los parmetros de operacin presin, temperatura, gravedades especficas de los fluidos provenientes del pozo, tasas de fluidos, para adquirir un separador al precio ms econmico.Se realizo un programa computacional que permite evaluar el desempeo de separadores tomando en cuenta los parmetros de operacin, tales como:presin, temperatura, gravedades especficas, tasas de fluidos provenientes del pozo, que se esperan producir.El programa computacional de evaluacin, determina la tasa que se va a producir con las caractersticas especficas de las variables de diseo y parmetros de produccin, calcula la tasa de produccin de los fluidos y la compara con las tasas que se esperan producir. De esta manera se determina el funcionamiento del separador existente.

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DEDICATORIA

A mis padres y mis hermanos; Lus, Teolinda, Tati y Luisito; por todo lo que me ayudaron y sobre todo lo que me aguantaron durante todos mis estudios. A ellos principalmente les dedico este gran logro.

Y a todas aquellas personas que me apoyaron y ayudaron para poder lograr esta gran meta en mi vida.

Requena G, Jos L

Dedicatoria

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AGRADECIMIENTOS

Le agradezco a la Universidad Central de Venezuela por permitir realizar mis estudios y ayudarme a mejorar como persona y poder convertirme en ingeniero y poder tener un futuro exitoso.

A nuestro tutor, el prof. Sandro Gasbarri, por todo su tiempo y dedicacin incondicional para con nosotros, sin eso no hubisemos podido realizar nuestra investigacin.

Muchsimas gracias a la prof. Iraima Mogolln, por su gentilaza al dedicarnos tiempo para leer y corregir nuestra tesis y poder realizar un buen trabajo.

A mi compaero de tesis, es decir, Mauricio Rodrguez, porque sin su apoyo y constante dedicacin no hubisemos terminado nunca. MUCHAS GRACIAS.

Y por supuesto, principalmente le agradezco a DIOS y a mi familia, mis padres, Luis y Teolinda, y mis hermanos, Luisito y Tati, quienes constantemente me ayudaron y apoyaron en todo momento, y mejor ni les digo todo lo que me seguirn ayudando. Un beso y un fortsimo abrazo para ellos.

A mis grandes amigos, Vidal, Manuel, el Yugoslavo y Stefan, porque siempre han estado cuando los necesito y cuando no tambien, a Mayralit, Carelia, Carlitos Rodrguez, Harry Mil Rodrguez por su apoyo y por siempre estar pendiente, gracias a Eddi Lpez por ayudarnos con todas las copias que le dimos.

Requena G, Jos L.

Agradecimientos

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DEDICATORIA

A la Virgen del Valle por haberme dado la fortaleza, coraje, apoyo y sabidura para culminar de manera exitosa esta etapa de mi vida.

A mis padres, Mercedes y Pablo que han sido mi inspiracin para lograr esta meta, sin su apoyo, amor y dedicacin no lo hubiese logrado.

A mis hermanos Marcelo y Pablito, por su confianza durante toda la carrera.

A mi segunda familia por haberme abiertos las puertas de su casa y haberme acogido como un hijo mas, Ta Sara y El Reinaldo.

A mi primo Andrs Enrique que este momento no se encuentra entre nosotros, pero siempre estar presente por su carisma y empeo en lograr sus metas...

Rodrguez M, Mauricio F.

Dedicatoria

AGRADECIMIENTOS

Es difcil nombrar a todas las personas que contribuyeron de alguna manera con esta meta, porque son muchas y para ellas estas primeras lneas, esas personas que no estn nombradas y no menos importantes, al leer estas lneas saben que a ellas me refiero y gracias de todo corazn por haber colocado un granito de arena en la finalizacin de esta etapa de mi vida.

Agradezco a Dios todopoderoso por haberme guiado por el camino correcto, para finalizar esta tan importante etapa de mi vida que sea el principio de muchos xitos.

A la Universidad Central de Venezuela, por haberme abierto las puertas y permitir que construya con bases slidas el porvenir de mi futuro es y seguir siendo por siempre La Casa que Vence las Sombras.

Al tutor el Profesor Sandro Gasbarri, por el empeo, dedicacin y paciencia, con sus conocimientos se consolida este Trabajo Especial de Grado.

A la Profesora Iraima Mogolln, por su valiosa colaboracin en la correccin gramatical del Trabajo Especial de Grado.

A mi amigo, adems de compaero de Tesis El Portugus, por su decisin y optimismo en la realizacin de este proyecto.

A mi familia por haber credo en mi y haberme apoyado de la forma que lo hicieron, mis padres: Mercedes y Pablo, mis hermanos: Pablito y Marcelo, mis sobrinos: Cesar y Fabin, mis tas y tos: Sara, Carlucho, Haydee, Caca, Clemencita, Lola, El Reinaldo y Elka, mis primos: Sarai, Nano, Lisandra, Toty, Isabel, Marianela, Chochy y Pilincho (Tito) y mi cuada como parte de la familia Margot.

A alguien muy especial Elizabeth Cardona, persona que es smbolo de fortaleza y dedicacin, para ella No Hay Meta Imposible Sino Camino Difcil De Recorrer.

Mis compaeros de la Universidad los que me acompaaron en la carrera, ayudaron y ensearon muchas cosas: Carelia, Issa y Mayralit; Los compaeros que estn dentro de la Universidad por contar con su apoyo: Carlitos, Harry Mil y Carlos Julio.

Los amigos de infancia por apoyarme y estar presente cuando se les necesitaba:Tigre, Papa, Enriquito y Gregorio.

Rodrguez M, Mauricio F.

Agradecimientos

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NDICE

ndice

14INTRODUCCIN1CAPTULO I3ASPECTOS GENERALES3Objetivo general3Objetivos especficos3Justificacin3Alcance5CAPTULO II6MARCO REFERENCIAL6Descripcin de las propiedades de los fluidos y tipos de yacimientos6Propiedades de los fluidos [1]6Densidad de un fluido[2]6Gravedad especfica[1]6Gravedad API[1]7Viscosidad[1]8Tipos de viscosidades[1]9Viscosidad Cinemtica9Viscosidad Absoluta o Dinmica9Viscosidad Relativa9Viscosidad aparente10Cambios de la viscosidad de un fluido hidrocarburo.[1]10Factores que afectan la viscosidad. [3]10Temperatura10Presin11Tensin Superficial[1]11Tipos de fluidos de yacimiento [6, 7]13Clasificacin de los tipos de fluidos de yacimientos14Petrleo Negro (black oil) Crudo15Identificacin de campo16Anlisis de laboratorio16Petrleo Voltil17Identificacin en Campo18Anlisis de laboratorio18Gas Retrgrado19Identificacin de campo20Anlisis de laboratorio20Gas Hmedo21Identificacin en campo22Gas Seco23Principios de separacin [8]24Separacin por gravedad [3,9]24Numero de Reynolds[10]28Fuerza centrfuga [3]28Choque de partculas o coalescencia [3, 9]28Funcin de un separador [12]31Separador Gas-Lquido [13, 14]31Separador gas-petrleo agua [3, 12 ,13 ]31Proceso de separacin [12]32Etapas de separacin [12, 15, 16]32Seccin Primaria [16]32Seccin Secundaria [12, 15, 16]33Seccin de Extraccin de Neblina [12, 15]33Segregacin Final [12,15,16]33Factores que afectan la eficiencia de separacin [9]33Viscosidad del gas [9, 3]34Temperatura [9, 3]34Densidad del lquido y gas [3]36Tamao de las partculas de lquido [3]36Velocidad del gas [3]37Presin de separacin [3]37Consideraciones iniciales en el diseo de un separador gas-lquido [8]37Fases (en operaciones de Produccin y Refinacin de Petrleo) lquido[8]38Vapor-Lquido38Hidrocarburo lquido-Agua38Agua-hidrocarburo lquido38Parmetros que intervienen en el diseo de separadores [8, 15]39Composicin del fluido que se va a separar39Flujo normal de vapor39Presin y temperatura de operacin39Factor de compresibilidad del gas (z) en condiciones de trabajo40Densidad de los fluidos en las condiciones de operacin40Velocidad crtica40Constante de K (Souders & Brown)40Tiempo de retencin [12, 15]41Relacin longitud/dimetro[9]41Dimensionamiento del separador42Dispositivos internos del separador [9, 17]42Desviadores de Entrada [9]42Placas antiespuma [9]43Rompedores de Vrtices [9]43Extractor de Neblina [9]44Rompedores de Olas [9]46Funciones internas de los equipos del separador [8]46Accesorios externos [12]47Vlvula de seguridad y alivio47Vlvulas de control de contra-presin47Vlvulas de control de lquido47Controles de procesos47Dispositivos de alivio48Lneas de descarga48Clasificacin de los separadores [17]49Separadores bifsicos[12]49Separadores trifsicos[15]49Separadores Horizontales [9, 18]50Separadores verticales [9, 18]51Separadores Esfricos [11]53Otras configuraciones [16, 20]54Ventajas y desventajas de los separadores [12, 16]56Problemas operacionales tpicos a tomar en cuenta en el diseo [8]58Formacin de espuma58Flujo de avance58Materiales pegajosos58Presencia y acumulacin de slidos58Bajas temperaturas59Crudos viscosos59Consideraciones generales para estimar las dimensiones en separadores horizontales [12] 59Consideraciones generales para estimar las dimensiones en separadores verticales [12] 60Parmetros que intervienen en el dimensionamiento de separadores [21]65Volumen de operacin65Tiempo de retencin65Nivel bajo-bajo de lquido (o bajo, cuando aplique)65Longitud efectiva de operacin (Leff)65Dimensionamiento de separadores bifsicos [6, 8, 9, 12, 15, 18, 22]66Separadores horizontales bifsicos66Factor de compresibilidad (z) [6]66Calculo de la viscosidad del gas67Calculo la velocidad de asentamiento69Calculo del coeficiente de arrastre (CD)69Calculo de la constante K (Souders & Brown)70Capacidad de Gas70Capacidad de Lquido73Longitud de costura a costura y relacin longitud-dimetro74Calculo el dimetro de la boquilla de entrada74Calculo el dimetro de la boquilla de salida de gas75Calculo el dimetro de la boquilla de salida de lquido76Separadores verticales bifsicos76Parmetros semejantes entre separadores verticales y horizontales bifsicos 76Capacidad de Gas77Capacidad de Lquido78Longitud de costura-costura y relacin longitud-dimetro78Calculo de los dimetros de las diferentes boquillas78Dimensionamiento de separadores trifsicos [6, 8, 9, 12, 15, 18, 22]79Separadores horizontales trifsico79Parmetros semejantes entre separadores horizontales trifsicos y horizontales bifsicos 79Capacidad de gas80Tiempo de retencin80Longitud de costura-costura y relacin longitud-dimetro82Calculo el dimetro de la boquilla de entrada82Calculo el dimetro de la boquilla de salida de gas83Calculo el dimetro de la boquilla de salida de lquido83Separadores verticales trifsicos83Parmetros semejantes entre separadores horizontales trifsicos y horizontales bifsicos 83Capacidad de Gas84Tiempo de Retencin85Longitud costura a costura y relacin longitud-dimetro85Calculo de los dimetros de las diferentes boquillas86CAPITULO III87MARCO METODOLOGICO87Revisin Bibliogrfica87Seleccin de parmetros que intervienen en el diseo del separador87Parmetros de Operacin87Propiedades de los Fluidos88Parmetros a determinar para el dimensionamiento de separadores88Secuencia para el diseo de separadores88Secuencia para el diseo de separadores bifsicos89Dimensionamiento separador gas-lquido horizontal89Dimensionamiento separador gas-lquido vertical96Secuencia para el diseo de separadores trifsicos98Dimensionamiento separador gas-petrleo-agua horizontal99Dimensionamiento separador gas-ptrleo-agua vertical103Procedimiento utilizado para la evaluacin o diagnostico de separadores106Secuencia para l diagnostico de separadores bifsico107Diagnostico separador gas-lquido horizontal107Diagnostico separador gas-lquido vertical111Secuencia para l diagnostico de separadores trifsico113Diagnostico separador gas-petrleo-agua horizontal113Diagnostico separador gas-petrleo-agua vertical116Programa computacional118Nomogramas118CAPITULO IV120RESULTADOS120Validacin de resultados120Validacin de la secuencia de diseo120Validacin de la secuencia de diseo de separadores bifsicos120Validacin diseo separadores gas-lquido horizontal121Validacin diseo 1 separadores gas-lquido horizontal121Validacin diseo 2 separadores gas-lquido horizontal123Validacin diseo separadores gas-lquido vertical125Validacin diseo 3 separadores gas-lquido vertical125Validacin diseo 4 separadores gas-lquido vertical127Validacin de la secuencia de diseo de separadores trifsicos129Validacin diseo separadores gas-petrleo-agua horizontal129

4.1.1.1.1.1 Validacin diseo 5 separadores gas-petrleo-agua horizontal.................................................................................................................. 1294.1.1.1.1.2 Validacin diseo 6 separadores gas-petrleo-agua horizontal.................................................................................................................. 1324.1.1.1.2 Validacin diseo separadores gas-petrleo-agua vertical1344.1.1.1.2.1 Validacin diseo 7 separadores gas-petrleo-agua vertical.. 1344.1.1.1.2.2 Validacin diseo 8 separadores gas-petrleo-agua vertical.. 1364.1.2 Validacin de la secuencia de evaluacin o diagnostico de separadores. . 1384.1.2.1 Validacin de la secuencia de evaluacin o diagnostico de separadores bifsicos1384.1.2.1.1 Validacin de evaluacin de separadores gas-lquido horizontal. 138 4.1.2.1.1.1 Validacin evaluacin 1 separadores gas-lquido horizontal . 138 4.1.2.1.1.2 Validacin evaluacin 2 separadores gas-lquido horizontal . 141 Resultados1414.1.2.1.2 Validacin evaluacin de separadores gas-lquido vertical1434.1.2.1.2.1 Validacin evaluacin 3 separadores gas-lquido vertical1434.1.2.1.2.2 Validacin evaluacin 4 separadores gas-lquido vertical1454.1.2.2 Validacin de la secuencia de evaluacin o diagnostico de separadores trifsicos1464.1.2.2.1 Validacin de la evaluacin de separadores gas-petrleo-agua horizontal146

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4.1.2.2.1.1 Validacin evaluacin 5 separadores gas-petrleo-aguahorizontal1474.1.2.2.1.2 Validacin evaluacin 6 separadores gas-petrleo-aguahorizontal1494.1.2.2.2 Validacin evaluacin de separadores gas-petrleo-agua vertical..................................................................................................................... 1514.1.2.2.2.1 Validacin evaluacin 7 separadores gas- petrleo-agua vertical.................................................................................................................. 1514.1.2.2.2.2 Validacin evaluacin 8 separadores gas- petrleo-agua vertical.................................................................................................................. 1534.1.3 Validacin de nomogramas1554.1.3.1 Nomograma separador horizontal bifsico1554.1.3.1.1 Nomogramas separador horizontal bifsico, programa computacional 1554.1.3.1.1.1 Capacidad de gas1564.1.3.1.1.2 Capacidad de Lquido1574.1.3.1.2 Nomogramas separador horizontal bifsico, Manual del Ingeniero...................................................................................................................... 1594.1.3.1.2.1 Capacidad de gas1594.1.3.1.2.2 Capacidad de Lquido1604.1.3.2 Nomograma separador vertical bifsico1614.1.3.2.1 Nomogramas separador vertical bifsico, programa computacional...................................................................................................................... 1624.1.3.2.1.1 Capacidad de Gas1624.1.3.2.1.2 Capacidad de Lquido1634.1.3.2.2 Nomogramas separador vertical bifsico, Manual del Ingeniero. 164 4.1.3.2.2.1 Capacidad de gas 1644.1.3.2.2.2 Capacidad de Lquido165CAPITULO V168ANLISIS DE RESULTADOS168

16ANLISIS168CONCLUSIONES184REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS187NOMENCLATURA189GLOSARIO DE TRMINOS192APNDICE A202APNDICE B235

NDICE DE TABLAS

Tabla 1. Clasificacin de los crudos segn API.[17]8Tabla 2. Tiempos de retencin. [15]41Tabla 3. Ventajas y desventajas de los separadores56Tabla 4. Recomendacin de tipo de separador [8]57Tabla 5. Nomenclatura para niveles de lquido. [21]64Tabla 6. Relacin de niveles (separador vertical). [12]64Tabla 7. Datos de diseo 1 separador horizontal bifsico121Tabla 8. Resultado, diseo 1 separador horizontal bifsico121Tabla 9. Datos de diseo 2 separador horizontal bifsico123Tabla 10. Resultado, diseo 2 separador horizontal bifsico124Tabla 11. Datos de diseo 3 separador vertical bifsico125Tabla 12. Resultado, diseo 3 separador vertical bifsico126Tabla 13. Datos de diseo 4 separador vertical bifsico127Tabla 14. Resultado, diseo 4 separador vertical bifsico128Tabla 15. Datos de diseo 5 separador horizontal trifsico130Tabla 16. Resultado, diseo 5 separador horizontal trifsico130Tabla 17. Datos de diseo 6 separador horizontal trifsico132Tabla 18. Resultado, diseo 6 separador horizontal trifsico132Tabla 19. Datos de diseo 7 separador vertical trifsico134Tabla 20. Resultado, diseo 7 separador vertical trifsico134Tabla 21. Datos de diseo 8 separador vertical trifsico136Tabla 22. Resultado, diseo 8 separador vertical trifsico136Tabla 23. Datos de evaluacin 1 separador horizontal bifsico138Tabla 24. Resultados, evaluacin 1 separador horizontal bifsico139Tabla 25. Datos de evaluacin 2 separador horizontal bifsico141Tabla 26. Resultados, evaluacin 2 separador horizontal bifsico141Tabla 27. Datos de evaluacin 3 separador vertical bifsico143Tabla 28. Resultados, evaluacin 3 separador vertical bifsico143

ndice de Tablas

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Tabla 29. Datos de evaluacin 4 separador vertical bifsico145Tabla 30. Resultados, evaluacin 4 separador vertical bifsico145Tabla 31. Datos de evaluacin 5 separador horizontal trifsico147Tabla 32. Resultados, evaluacin 5 separador horizontal trifsico147Tabla 33. Datos de evaluacin 6 separador horizontal trifsico149Tabla 34. Resultados, evaluacin 6 separador horizontal trifsico149Tabla 35. Datos de evaluacin 7 separador vertical trifsico151Tabla 36. Resultados, evaluacin 7 separador horizontal trifsico151Tabla 37. Datos de evaluacin 8 separador vertical trifsico153Tabla 38. Resultados, evaluacin 8 separador horizontal trifsico153Tabla 39. Anlisis de resultado diseo 1 verificacin169Tabla 40. Anlisis de resultado diseo 1 programa computacional170Tabla 41. Anlisis de resultado diseo 7 programa computacional171Tabla 42. Anlisis de resultado diseo 4 verificacin172Tabla 43. Anlisis de resultado diseo 4 programa computacional172Tabla 44. Anlisis de resultado diseo 1 programa computacional174Tabla 45. Datos de diseo 1 separador horizontal bifsico202Tabla 46. Paso 1 diseo 1 separador horizontal bifsico202Tabla 47. Paso 2 diseo 1 separador horizontal bifsico203Tabla 48. Paso 3 y 4 diseo 1 separador horizontal bifsico203Tabla 49. Paso 5 diseo 1 separador horizontal bifsico203Tabla 50. Capacidad de gas diseo 1 separador horizontal bifsico203Tabla 51. Paso 6 diseo 1 separador horizontal bifsico203Tabla 52. Paso 7 diseo 1 separador horizontal bifsico204Tabla 53. Paso 8 diseo 1 separador horizontal bifsico204Tabla 54. Paso 9 diseo 1 separador horizontal bifsico204Tabla 55. Paso 10 diseo 1 separador horizontal bifsico205Tabla 56. Datos de diseo 2 separador horizontal bifsico205Tabla 57. Paso 1 diseo 2 separador horizontal bifsico205Tabla 58. Paso 2 diseo 2 separador horizontal bifsico205

18Tabla 59. Paso 3 y 4 diseo 2 separador horizontal bifsico206Tabla 60. Paso 5 diseo 2 separador horizontal bifsico206Tabla 61. Capacidad de gas diseo 2 separador horizontal bifsico206Tabla 62. Paso 6 diseo 2 separador horizontal bifsico206Tabla 63. Paso 7 diseo 2 separador horizontal bifsico207Tabla 64. Paso 8 diseo 2 separador horizontal bifsico207Tabla 65. Paso 9 diseo 2 separador horizontal bifsico207Tabla 66. Paso 10 diseo 2 separador horizontal bifsico208Tabla 67. Datos de diseo 3 separador vertical bifsico208Tabla 68. Paso 1 diseo 3 separador vertical bifsico208Tabla 69. Paso 2 diseo 3 separador vertical bifsico208Tabla 70. Paso 3 y 4 diseo 3 separador vertical bifsico209Tabla 71. Paso 5 diseo 3 separador vertical bifsico209Tabla 72. Paso 6 diseo 3 separador vertical bifsico209Tabla 73. Paso 7 diseo 3 separador vertical bifsico209Tabla 74. Paso 8 diseo 3 separador vertical bifsico210Tabla 75. Paso 9 diseo 3 separador vertical bifsico210Tabla 76. Paso 10 diseo 3 separador vertical bifsico210Tabla 77. Datos de diseo 4 separador vertical bifsico210Tabla 78. Paso 1 diseo 4 separador vertical bifsico211Tabla 79. Paso 2 diseo 4 separador vertical bifsico211Tabla 80. Paso 3 y 4diseo 4 separador vertical bifsico211Tabla 81. Paso 5 diseo 4 separador vertical bifsico211Tabla 82. Paso 6 diseo 4 separador vertical bifsico211Tabla 83. Paso 7 diseo 4 separador vertical bifsico211Tabla 84. Paso 8diseo 4 separador vertical bifsico212Tabla 85. Paso 9 diseo 4 separador vertical bifsico212Tabla 86. Paso 10 diseo 4 separador vertical bifsico212Tabla 87. Datos de diseo 5 separador horizontal trifsico213Tabla 88. Paso 1 diseo 5 separador horizontal trifsico213

19Tabla 89. Paso 2 diseo 5 separador horizontal trifsico213Tabla 90. Paso 3 y 4 diseo 5 separador horizontal trifsico213Tabla 91. Paso 5 diseo 5 separador horizontal trifsico214Tabla 92. Capacidad de gas diseo 5 separador horizontal trifsico214Tabla 93. Paso 6 diseo 5 separador horizontal trifsico214Tabla 94. Paso 7 diseo 5 separador horizontal trifsico215Tabla 95. Paso 8 diseo 5 separador horizontal trifsico215Tabla 96. Paso 9 diseo 5 separador horizontal trifsico215Tabla 97. Datos de diseo 6 separador horizontal trifsico215Tabla 98. Paso 1 diseo 6 separador horizontal trifsico216Tabla 99. Paso 2 diseo 6 separador horizontal trifsico216Tabla 100. Paso 3 y 4 diseo 6 separador horizontal trifsico216Tabla 101. Paso 5 diseo 6 separador horizontal trifsico216Tabla 102. Capacidad de gas diseo 6 separador horizontal trifsico216Tabla 103. Paso 6 diseo 6 separador horizontal trifsico217Tabla 104. Paso 7 diseo 6 separador horizontal trifsico217Tabla 105. Paso 8 diseo 6 separador horizontal trifsico217Tabla 106. Paso 9 diseo 6 separador horizontal trifsico218Tabla 107. Datos de diseo 7 separador vertical trifsico218Tabla 108. Paso 1 diseo 7 separador vertical trifsico218Tabla 109. Paso 2 diseo 7 separador vertical trifsico218Tabla 110. Paso 3 y 4 diseo 7 separador vertical trifsico219Tabla 111. Paso 5 diseo 7 separador vertical trifsico219Tabla 112. Paso 6 diseo 7 separador vertical trifsico219Tabla 113. Paso 7 diseo 7 separador vertical trifsico219Tabla 114. Paso 8 diseo 7 separador vertical trifsico219Tabla 115. Paso 9 diseo 7 separador vertical trifsico220Tabla 116. Datos de diseo 8 separador vertical trifsico220Tabla 117. Paso 1 diseo 8 separador vertical trifsico220Tabla 118. Paso 2 diseo 7 separador vertical trifsico220

21Tabla 119. Paso 3 y 4 diseo 7 separador vertical trifsico221Tabla 120. Paso 5 diseo 7 separador vertical trifsico221Tabla 121. Paso 6 diseo 7 separador vertical trifsico221Tabla 122. Paso 7 diseo 7 separador vertical trifsico221Tabla 123. Paso 8 diseo 7 separador vertical trifsico222Tabla 124. Paso 9 diseo 7 separador vertical trifsico222Tabla 125. Datos de evaluacin 1 separador horizontal bifsico222Tabla 126. Paso 1 evaluacin 1 separador horizontal bifsico223Tabla 127. Paso 2 evaluacin 1 separador horizontal bifsico223Tabla 128. Paso 3 y 4 evaluacin 1 separador horizontal bifsico223Tabla 129. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 1 separador horizontal bifsico, para d=32pulg................................................................................................................................... 223Tabla 130. Datos de evaluacin 2 separador horizontal bifsico224Tabla 131. Paso 1 evaluacin 2 separador horizontal bifsico224Tabla 132. Paso 2 evaluacin 2 separador horizontal bifsico224Tabla 133. Paso 3 y 4 evaluacin 2 separador horizontal bifsico224Tabla 134. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 2 separador horizontal bifsico, para d=80pulg................................................................................................................................... 225Tabla 135. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 2 separador horizontal bifsico, para d=86pulg................................................................................................................................... 225Tabla 136. Datos de evaluacin 3 separador vertical bifsico225Tabla 137. Paso 1 evaluacin 3 separador vertical bifsico226Tabla 138. Paso 2 evaluacin 3 separador vertical bifsico226Tabla 139. Paso 3 y 4 evaluacin 3 separador vertical bifsico226Tabla 140. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 3 separador vertical bifsico, para d=32pulg .. 226Tabla 141. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 3 separador vertical bifsico, para d=38pulg .. 226 Tabla 142. Datos de evaluacin 4 separador vertical bifsico 227Tabla 143. Paso 1 evaluacin 4 separador vertical bifsico227Tabla 144. Paso 2 evaluacin 4 separador vertical bifsico227Tabla 145. Paso 3 y 4 evaluacin 4 separador vertical bifsico227

Tabla 146. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 4 separador vertical bifsico, para d=107pulg 228 Tabla 147. Datos de evaluacin 5 separador horizontal trifsico 228Tabla 148. Paso 1 evaluacin 5 separador horizontal trifsico228Tabla 149. Paso 2 evaluacin 5 separador horizontal trifsico229Tabla 150. Paso 3 y 4 evaluacin 5 separador horizontal trifsico229Tabla 151. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 5 separador horizontal trifsico, para d=70pulg................................................................................................................................... 229Tabla 152. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 5 separador horizontal trifsico, para d=88pulg................................................................................................................................... 229Tabla 153. Datos de evaluacin 6 separador horizontal trifsico230Tabla 154. Paso 1 evaluacin 6 separador horizontal trifsico230Tabla 155. Paso 2 evaluacin 6 separador horizontal trifsico230Tabla 156. Paso 3 y 4 evaluacin 6 separador horizontal trifsico230Tabla 157. Paso 5, 6 , 7 evaluacin 6 separador horizontal trifsico, para d=66pulg................................................................................................................................... 231Tabla 158. Paso 5, 6 , 7 evaluacin 6 separador horizontal trifsico, para d=78pulg................................................................................................................................... 231Tabla 159. Datos de evaluacin 7 separador vertical trifsico231Tabla 160. Paso 1 evaluacin 7 separador vertictal trifsico232Tabla 161. Paso 2 evaluacin 7 separador vertictal trifsico232Tabla 162. Paso 3 y 4 evaluacin 7 separador vertictal trifsico232Tabla 163. Paso 5, 6 y7 evaluacin 7 separador vertictal trifsico, para d=83pulg.. 232Tabla 164. Paso 5, 6 y7 evaluacin 7 separador vertictal trifsico, para d=143pulg 232 Tabla 165. Datos de evaluacin 8 separador vertical trifsico 233Tabla 166. Paso 1 evaluacin 8 separador vertictal trifsico233Tabla 167. Paso 2 evaluacin 8 separador vertictal trifsico233Tabla 168. Paso 3 y 4 evaluacin 8 separador vertictal trifsico233Tabla 169. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 8 separador vertictal trifsico, para d=75pulg. 234Tabla 170. Paso 5, 6 y 7 evaluacin 8 separador vertictal trifsico, para d=129pulg................................................................................................................................... 234

xxii

NDICE DE FIGURASFig. 1 Relacin entre API y viscosidad11Fig. 2 Tensin interfacial12Fig. 3 Diagrama de fase (petrleo negro)15Fig. 4 Diagrama de fase (petrleo voltil)17Fig. 5 Diagrama de fase (gas retrgrado)19Fig. 7 Diagrama de fase (gas seco)23Fig. 26 Diseo 1 programa computacional122Fig. 27 Diseo 2 programa computacional124Fig. 28 Diseo 3 programa computacional126Fig. 29 Diseo 4 programa computacional128Fig. 30 Diseo 5 programa computacional131Fig. 31 Diseo 6 programa computacional133Fig. 32 Diseo 7 programa computacional135Fig. 33 Diseo 8 programa computacional137Fig. 34 Evaluacin 1 programa computacional139Fig. 35 Evaluacin 2 programa computacional142Fig. 36 Evaluacin 3 programa computacional144Fig. 37 Evaluacin 4 programa computacional146Fig. 38 Evaluacin 5 programa computacional148Fig. 39 Evaluacin 6 programa computacional150Fig. 40 Evaluacin 7 programa computacional152Fig. 41 Evaluacin 8 programa computacional154Fig. 42, nomograma capacidad de gas separador horizontal, programa computacional................................................................................................................................... 156Fig. 43, nomograma relacin capacidad de gas-longitud separador horizontal, programa computacional 157Fig. 44, nomograma capacidad de lquido separador horizontal, programa computacional 158

ndice de Figuras

23Fig. 45, nomograma relacin capacidad de lquido-longitud separador horizontal, programa computacional 158Fig. 46, nomograma capacidad de gas separador horizontal Manual del Ingeniero. 160 Fig. 47, nomograma capacidad de lquido separador horizontal Manual del Ingeniero.................................................................................................................................... 161Fig. 48, nomograma capacidad de gas separador vertical, programa computacional................................................................................................................................... 162Fig. 49, nomograma capacidad de lquido separador vertical, programa computacional 163Fig. 50, nomograma relacin capacidad de lquido-longitud separador vertical, programa computacional 164Fig. 51, nomograma capacidad de gas separador vertical Manual del Ingeniero165Fig. 52, nomograma capacidad de lquido separador horizontal Manual del Ingeniero.................................................................................................................................... 166Fig. 53. Anlisis de resultado evaluacin 1 programa computacional175Fig. 54. Anlisis de resultado evaluacin 5 programa computacional176Fig. 55. Anlisis de resultados capacidad de gas separador horizontal177Fig. 56. Anlisis de resultados relacin capacidad de gas longitud separador horizontal 178Fig. 57 Anlisis de resultados capacidad de lquido separador horizontal179Fig. 58. Anlisis de resultados relacin capacidad de gas longitud separador horizontal 180Fig. 59. Anlisis de resultados capacidad de gas separador vertical181Fig. 60 Anlisis de resultados capacidad de lquido separador vertical182Fig. 61 Anlisis de resultados relacin capacidad de lquido altura separador vertical................................................................................................................................... 183

24

INTRODUCCIN

Generalmente, el flujo que se obtiene de un yacimiento es de naturaleza multifsica. La separacin fsica de estas fases es una de las operaciones esenciales en la produccin, tratamiento, transporte de crudos y gases.Los fluidos producidos son, en la mayora de los casos, mezclas complejas de hidrocarburos, agua, partculas de arena y contaminantes. Durante el recorrido de los fluidos, desde el yacimiento hasta la superficie, su temperatura y su presin se reducen, lo cual trae como consecuencia el aumento del gas liberado de los hidrocarburos lquidos. Por lo tanto, los patrones de flujo pueden cambiar desde uno monofsico lquido, pasando por varios tipos de multifsico y en algunos casos, puede llegar a ser totalmente gaseoso. Estos diferentes estados de los fluidos y la influencia que pueden ejercer en las diversas fuerzas fsicas deben ser tomados en cuenta.El objetivo fundamental de un proceso de separacin es disgregar los componentes y contaminantes con el fin de optimizar el proceso de comercializacin del petrleo y el gas.El separador, por lo general, representa la primera facilidad del procesamiento. Por esta razn un diseo no apropiado del separador puede crear una disminucin en la capacidad de operacin de la totalidad de las instalaciones asociadas con el separador. El diseo y la evaluacin del separador bifsico y trifsico, analizar los principales requisitos para obtener una separacin adecuada, los principios y procedimientos de clculos en el diseo de separadores, y presentar especificaciones que generalmente se utilizan en la adquisicin de un separador.Un separador lquido-gas tiene dos secciones bsicas. En la seccin superior el gas fluye hacia arriba o a travs del recipiente y las gotitas de lquido caen a travs del mismo hacia la fase de lquido. La seccin inferior permite que las burbujas de gas en el lquido emerjan y pasen a la fase de gas. Un recipiente de tamao satisfactorio proveer espacio apropiado en cada seccin para permitir que estas funciones se lleven a cabo con alguna eficiencia arbitraria. Siempre habr algn arrastre de cada

Introduccin

9

fase en la otra. Por ello, es conveniente mantener el arrastre dentro de lmites razonables.No debe hacerse una seleccin arbitraria entre un separador vertical y uno horizontal; cualquiera de los dos tipos ser efectivo, si est diseado debidamente. La eleccin debe estar basada en muchos factores, incluyendo el econmico. Un separador horizontal dar ms capacidad por el mismo dinero, que un separador vertical cuando se comparan los costos del equipo. Sin embargo, un separador vertical puede ser preferible en situaciones donde el espacio est limitado o la arena es un problema.En el Capitulo I se establecen los aspectos generales del trabajo especial de grado describiendo, objetivos generales, objetivos especficos, justificacin y alcance. En el Capitulo II se desarrolla el marco refencial, basado en suministrar los conocimientos tales como: descripcin de las propiedades de los fluidos y tipos de yacimientos, principios de separacin, procesos de separacin, parmetros que intervienen en el diseo de separadores, clasificacin de los separadores entre otros, para el entendimiento del contenido del trabajo especial de grado. Capitulo III se refiere al marco metodolgico, donde se describen las secuencias utilizadas para el diseo y la evaluacin de los separadores bifsicos y trifsicos. En el Capitulo IV se validan los resultados de las secuencias expuestas en el marco metodolgico. Capitulo V comprende el anlisis de los resultados obtenidos y por ultimo se concluye y se realizan algunas recomendaciones.

CAPTULO I ASPECTOS GENERALES

1.1 Objetivo generalProporcionar fundamentos tericos que permitan una ptima comprensin de la terminologa relacionada con el rea de las separaciones fsicas de fluidos, haciendo nfasis en la separacin gas-lquido, con el fin de entregar suficiente informacin para el diseo de separadores gas-lquido cilndricos, ya sean verticales u horizontales, bifsicos o trifsicos.Desarrollar un programa computacional para el diseo y evaluacin de separadores bifsicos y trifsicos.

1.2 Objetivos especficos Revisin del estado del arte en separacin bifsica gas-lquido y trifsica gas- petrleo-agua; equipos y componentes de separacin; bibliografa clsica y artculos recientes Programar el cdigo computacional para diseo y evaluacin de equipos de separacin mediante modelos clsicos. Verificar el funcionamiento de la herramienta computacional con los diversos ejemplos descritos en la literatura. Generar/reproducir nomogramas de diseo y evaluacin de separadores verticales y horizontales gas-lquido para diversas condiciones de operacin. Evaluar la incorporacin de la programacin de procedimientos descritos en artculos recientes como opcionales en la herramienta y describir su aplicacin.

1.3 JustificacinLos equipos de separacin como, su nombre lo indica, se utilizan en la industria petrolera para separar mezclas de gases y lquidos.

Captulo IAspectos Generales

Es importante realizar una separacin gas-lquido adecuada, debido a que en estaciones de flujo donde no se cuenta con los equipos de separacin adecuados, en los procesos de separacin gas-petrleo, gran parte del gas es venteado o quemado. En este proceso partculas de petrleo liviano son arrastradas con el gas, lo que ocasiona una prdida econmica significativa.Es necesario realizar una separacin eficaz y efectiva del gas, eliminando la mayor cantidad de lquido presente en el mismo, ya que ste presenta problemas tales como: corrosin, abrasin de equipos de transporte, aumentos de la cada de presin y disminucin de la capacidad de transporte en las lneas.Por estas razones es conveniente seleccionar las variables de dimensionamiento de los separadores bifsicos y trifsicos, bien sea horizontal o vertical, para tener una separacin efectiva entre los fluidos presentes en el yacimiento.La separacin ptima de los fluidos presentes en los diferentes tipos de yacimientos, permite obtener un margen de ganancias mayor a las empresas operadoras, ya que si realiza una ptima separacin de los fluidos presentes en el mismo, se tendr el mayor provecho econmico de los fluidos.El propsito esencial de todo separador es liberar la fase deseada completamente de la(s) otra(s) como sea posible, y para esto hay que seleccionar el proceso fsico adecuado.Por medio de esta investigacin se crear un algoritmo para el diseo de separadores bifsicos y trifsicos, el cual servir de apoyo para los fundamentos impartidos (relacionados con este tema) en la materia Ingeniera de Produccin II de la Escuela de Petrleo, Universidad Central de Venezuela.As mismo, la creacin de este algoritmo nos proporciona la oportunidad de aplicar y consolidar los conocimientos adquiridos a lo largo de la carrera y nos familiarizar con diversas fases del trabajo a desempear durante el desarrollo profesional, dada nuestra participacin directa en actividades propias de la industria petrolera, especficamente en el rea de produccin.

1.4 AlcanceSe estudiar el clculo de proceso de separadores gas-lquido horizontal y vertical, bifsico y trifsico, principalmente para operaciones de gas, incluyendo el diseo/especificacin de boquillas de proceso e internos necesarios para una operacin confiable del equipo con respecto a la instalacin donde est presente.Los lquidos aqu considerados se suponen esencialmente inmiscibles, aproximacin bastante buena para las operaciones a realizar, como es la separacin gas-lquido.Esencialmente, se estudiar y realizar el diseo de los siguientes separadores: Separadores bifsicos (horizontales y verticales) Separadores trifsicos (horizontales y verticales)La investigacin se relaciona solo con el tamao bsico de los separadores desde el punto de vista del proceso, por ejemplo, especificacin de longitud costura-costura, dimetro interno y niveles aproximados de lquidos. Los detalles de diseo mecnico no sern discutidos en esta investigacin.La frmula para el tamao del separador no incluyen correcciones especficas para la espuma, la tensin superficial y similares. Sin embargo, se dan algunas recomendaciones referentes a estos factores.En esta investigacin se establecen tamaos mnimos aceptables de recipientes, como soporte de los estudios econmicos o para mejorar las solicitudes que suelen hacerse a los suplidores o fabricantes.

CAPTULO II MARCO REFERENCIAL

2.1 Descripcin de las propiedades de los fluidos y tipos de yacimientos

2.1.1 Propiedades de los fluidos [1]La descripcin de las propiedades de los fluidos es de suma importancia en la seleccin del separador. Debido a que estas propiedades influyen en la seleccin adecuada de los separadores y es necesario tener conocimientos de dichas propiedades.

2.1.1.1 Densidad de un fluido[2]Es la relacin entre la masa y el volumen de un fluido y viene dado por la siguiente ecuacin:

Captulo IIMarco Referencial

mV

........Ec. 1

Donde:= Densidad del fluido (gr/cc) m= Masa (gr)V=Volumen (cc)

2.1.1.2 Gravedad especfica[1]La gravedad especfica de un lquido es la relacin de la densidad del lquido con la del agua pura @ 60F (15.5C).

lGe l..... Ec. 2aDondel= Densidad del lquido (gr/cc) o (lb/pie3)

a= Densidad del agua=1gr/cc= 62.4lb/pie3La gravedad especfica de un gas es la relacin de la densidad del gas con la densidad del aire a condiciones estndar de presin y temperatura (condiciones estndar: Presin 14.7 lpc (1atm), Temperatura TStd=60F (15.5C)). Podra ser relacionado con el peso molecular por la siguiente ecuacin:

PM gGeg ...Ec. 328,97

Donde:Geg= Gravedad especfica del gas (adimensional) PMg= Peso molecular (lb/lb-mol)PMa= Peso Molecular del aire = 28.97 (lb/lb-mol)

2.1.1.3 Gravedad API[1]La industria petrolera mundial ha dispuesto clasificar el petrleo de acuerdo con su densidad relativa con respecto a la del agua, es decir, si es ms o menos denso que ella. Esto se ha logrado mediante la adopcin de la denominada gravedad API (American Petroleum Institute). La gravedad API diferencia las calidades del crudo por medio de una escala numrica sencilla y universal, expresada en grados API oAPI. En esta escala, cuanto ms liviano es el petrleo mayor es la gravedad API y, mientras ms pesado, menor el valor de oAPI.La gravedad API puede ser calculada en funcin de la siguiente frmula:

API 141.5 131Gel

...Ec. 4

Donde:Gel= Gravedad especfica del lquido (adimensional)

TIPO DE CRUDOGRAVEDADCondensadoa partir de 42Livianoms de 30Medianode 22,0 hasta 29,9Pesadode 10,0 hasta 21,9ExtrapesadoHasta 9,9Bitumenpromedio 8,2La clasificacin del crudo de acuerdo a los API se observa en la siguiente tabla: Tabla 1. Clasificacin de los crudos segn API.[17]

2.1.1.4 Viscosidad[1]Es una propiedad importante que se usa para la clasificacin del petrleo es de suma importancia para la produccin, transporte y refinacin. Es una medida de la resistencia que ofrece un fluido a moverse, a fluir y su unidad de medicin comn es el poise. Con el fin de reconocer pequeas variaciones de la viscosidad, su valor se expresa tambin en centipoise. Por lo general, a medida que los crudos son ms densos y pesados tambin son ms viscosos. La viscosidad del petrleo depende de la temperatura, se puede disminuir mediante calentamiento.La viscosidad del petrleo depende de dos factores principales: de la temperatura del yacimiento y del gas en solucin. El primer factor se puede considerar como una constante a travs de la produccin del campo, pero el segundo cambia constantemente a medida que se libera el gas que est disuelto. Por consiguiente, es necesario determinar la viscosidad del petrleo a la temperatura y presin del fondo del pozo con una solubilidad variable del gas.

2.1.1.4.1 Tipos de viscosidades[1] 2.1.1.4.1.1 Viscosidad CinemticaEl tiempo requerido para que una cantidad fija de aceite atraviese un tubo capilar bajo la fuerza de gravedad. La unidad de viscosidad cinemtica es el Stoke o el centistoke (1/100 del Stoke).

C * t

...................Ec. 5

Donde:=Viscosidad cinemtica (Cs)C= Constante del viscosmetro (Cs/seg) t= Tiempo de flujo (seg)

2.1.1.4.1.2 Viscosidad Absoluta o DinmicaEs la relacin entre la tensin de deslizamiento aplicada y el grado de deslizamiento logrado. Es lo que comnmente se llama viscosidad del fluido, es la razn del esfuerzo de corte a la velocidad de corte. Es una propiedad de un fluido, medida de la resistencia interna de un lquido al flujo, su unidad de medida es el poise, viene dada por la siguiente ecuacin:

*

........Ec. 6

Donde:= Viscosidad absoluta (Cp)=Viscosidad cinemtica (Cs)=Densidad (gr/cc)

2.1.1.4.1.3 Viscosidad RelativaEs la relacin de la viscosidad del fluido respecto a la del agua @ 20 C la viscosidad del agua pura es 1,002 centipoise.

2.1.1.4.1.4 Viscosidad aparenteEl cociente del esfuerzo de corte a la velocidad de corte de un fluido no newtoniano, tal como la grasa lubricante, calculado de la ecuacin de Poiseuille y medido en poises. La viscosidad aparente cambia con diferentes razones de corte y temperatura y, por lo tanto, debe ser reportada como el valor a una razn de corte y temperatura dadas.

2.1.1.5 Cambios de la viscosidad de un fluido hidrocarburo.[1]La viscosidad del crudo se ve afectada primordialmente por dos parmetros: temperatura y contenido de gas en solucin. La temperatura se puede considerar como constante a travs de la historia de produccin del campo, pero el segundo cambia constantemente a medida que se libera el gas que est disuelto. Por consiguiente, es necesario determinar la viscosidad del petrleo a la temperatura y presin de fondo del pozo con una solubilidad variable del gas, que es determinada a travs de anlisis PVT sobre muestras de crudo representativas del yacimiento.A presiones inferiores de la presin de saturacin, la liberacin del gas aumenta la viscosidad del petrleo residual en mayor grado que si es reducido por expansin volumtrica; el resultado es un aumento neto en la viscosidad.

2.1.1.6 Factores que afectan la viscosidad. [3]2.1.1.6.1 TemperaturaLa viscosidad es la resistencia que opone un fluido a ser deformado. Esta propiedad se origina por la atraccin de las molculas entre s, mediante fuerzas de cohesin que dificultan un desplazamiento relativo, si aplicamos temperatura a un fluido viscoso, se favorece la agitacin trmica de las molculas, ya que se disminuye la fuerza de cohesin entre ellas, por lo que se induce a una disminucin de la viscosidad para el caso de lquidos. Para los gases es anlogo el comportamiento, ya que en gases las fuerzas de cohesin son prcticamente inexistentes, en ellos la agitacin trmica de las molculas genera un aumento de la viscosidad ya que se aumenta la interaccin entre las molculas.

19

La medida de qu tanto cambia la viscosidad de un fluido con la temperatura est dada por el ndice de viscosidad. Un fluido comn con alto ndice de viscosidad muestra un cambio pequeo de viscosidad con respecto a la temperatura; un fluido con un bajo ndice de viscosidad exhibe un cambio grande en su viscosidad con respecto a la temperatura. El ndice de viscosidad se establece mediante la medicin de la viscosidad de un fluido a 40 C y a 100 C; y se comparan estos valores con los fluidos de referencia.2.1.1.6.2 PresinLa presin en los lquidos afecta muy poco la viscosidad, ya que stos pueden ser considerados incompresibles. En el caso de los gases el aumento de la presin es proporcional al aumento de viscosidad.En la figura 1 se muestra la relacin entre la viscosidad y los API para crudos de determinados campos:

Fig. 1 Relacin entre API y viscosidad. [4]

2.1.1.7 Tensin Superficial[1]Cuando se est tratando con un sistema de flujo multifsico es necesario considerar el efecto de las fuerzas que estn actuando en la interfase entre dos fluidos que son inmiscibles.

En un fluido cada molcula interacciona con las que le rodean. El radio de accin de las fuerzas moleculares es relativamente pequeo, abarca a las molculas vecinas ms cercanas. Se determina de forma cualitativa, la resultante de las fuerzas de interaccin sobre una molcula que se encuentra en:A, el interior del lquidoB, en las proximidades de la superficie C, en la superficie

Fig. 2 Tensin interfacial [5]

Consideremos en la Fig 2, una molcula en color rojo en el seno de un lquido en equilibrio, alejada de la superficie libre, tal como en la posicin A. Por simetra, la resultante de todas las fuerzas atractivas procedentes de las molculas en color azul que la rodean, ser nula. En cambio, si la molcula se encuentra en la posicin B, por existir en valor medio menos molculas arriba que abajo, la molcula en cuestin estar sometida a una fuerza resultante dirigida hacia el interior del lquido. Si la molcula se encuentra en la posicin C, la resultante de las fuerzas de interaccin es mayor que en el caso B.Las fuerzas de interaccin, hacen que las molculas situadas en las proximidades de la superficie libre de un fluido experimenten una fuerza dirigida hacia el interior del lquido.

En las regiones limtrofes entre dos fases siempre existir un desbalance de fuerzas moleculares, el resultado neto de este esfuerzo es una tendencia a reducir el rea de contacto.La tensin superficial se puede definir como la tendencia a contraerse que posee la superficie lquida expuesta a gases. La tensin interfacial es una tendencia similar existente cuando dos lquidos inmiscibles se hallan en contacto. La tensin superficial entre la fase lquida y su vapor en equilibrio, depende fundamentalmente de presin, temperatura y composicin de las fases. En el caso de las sustancias puras, dicha tensin se puede definir nicamente especificando la presin y la temperatura. En el caso de mezclas puede especificarse una de las dos variables, determinando la otra en las curvas de presin de vapor. En general, la tensin superficial disminuye con la temperatura, ya que las fuerzas de cohesin disminuyen al aumentar la agitacin trmica. La influencia del medio exterior se comprende ya que las molculas del medio ejercen acciones atractivas sobre las molculas situadas en la superficie del lquido, contrarrestando las acciones de las molculas del lquido.

2.2 Tipos de fluidos de yacimiento [6, 7]En general el Petrleo y el Gas son mezclas de hidrocarburos de una composicin qumica compleja, que se encuentra a determinadas condiciones de presin y temperatura en el yacimiento. Estas condiciones pueden variar ampliamente; se puede hablar de presiones desde 100psia hasta 10000psia y, an ms, las temperaturas pueden variar desde 80F (26.6C) hasta 400F (204.4C).El estado de una mezcla de hidrocarburos a condiciones de superficie depende de la composicin de la misma en el yacimiento y a su vez a la composicin del fluido que permanece en el yacimiento. Este sufre cambios debido a los hidrocarburos producidos. La reduccin de presin en el yacimiento, trae como consecuencia la variacin en las proporciones de gas y liquido existentes en el mismo. El conocimiento de las propiedades fsicas de tales mezclas de hidrocarburos, es indispensable para evaluar la cantidad de lquido y gas a condiciones normales, que produce el yacimiento.

La meta en el estudio de fases es llegar a predecir, cuando se conoce la composicin de un sistema, las cantidades y composiciones de las fases en equilibrio de tal sistema a cualquier presin y temperatura.El estudio del comportamiento de las fases se divide en dos partes: estudio cualitativo y estudio cuantitativo de las fases.En el primer caso se estudian los diferentes diagramas de presin-temperatura, p-T, presin-volumen, p-V, composicin, etc. En el segundo caso se desarrol1an frmulas y mtodos para calcular la composicin y cantidades de las fases de un sistema, a una presin y temperatura dada.

2.2.1 Clasificacin de los tipos de fluidos de yacimientosLos diversos tipos de fluidos de yacimientos son: Petrleo NegroPetrleo Voltil Gas Retrogrado Gas Hmedo Gas secoPara determinar cualquiera de los cinco tipos de fluidos de yacimiento es necesario un anlisis de laboratorio que confirme el tipo de fluido; conocer la RGP (relacin Gas- Petrleo) del pozo, la gravedad del fluido y el color del fluido, a pesar de que no es un buen indicador de forma independiente, los datos PVT; conocer las condiciones iniciales de presin y temperatura.

2.2.1.1 Petrleo Negro (black oil) Crudo:

Fig. 3 Diagrama de fase (petrleo negro). .[6]

Consiste en una mezcla con amplia variedad de especies qumicas caracterizadas por tener en promedio molculas grandes, pesadas y no voltiles. El diagrama de fases cubre un amplio rango de temperatura; el punto crtico se sita bien arriba de la pendiente de la envolvente de fases y las curvas de isovolumen estn espaciadas ms o menos en forma constante (Fig. 3).La lnea 1_2_3 es una reduccin isotrmica de presin, obsrvese que el punto que representa el separador se encuentra a condiciones de presin (p) y temperatura (T) de superficies. Cuando la presin del yacimiento cae entre los puntos 1 y 2 se dice que el crudo es subsaturado, es decir, se encuentra por encima de la presin de burbujeo y es capaz de disolver ms gas si estuviera presente. Cuando la presin del yacimiento se encuentra en el punto 2, el crudo est en el punto de burbuja y se denomina crudo saturado, el crudo contiene en solucin la cantidad mxima de gas que le es posible disolver.Estando en el punto 2, una reduccin de presin har que el gas se libere del lquido formando una capa de gas en el yacimiento. Reduciendo la presin entre los puntos 2 y 3, se contina liberando gas, las curvas de iso-volumen lquido van reducindose

desde 100% hasta cerca de 55% en el punto 3, lo que corresponde a un aumento de gas desde 0% a 45%.Entre los puntos 2 y 3 el crudo tambin se denomina saturado; en la medida que se reduce la presin y la temperatura hasta que el fluido llega al separador, ms gas se sigue liberando del crudo ocasionando una reduccin en el volumen del lquido. Sin embargo una cantidad relativamente grande de lquido llega a la superficie.

2.2.1.1.1 Identificacin de campo: Relacin gas/petrleo a 2000 PCN/Bbl. La historia de produccin de la relacin gas/petrleo incrementar mientras la presin del yacimiento cae por debajo de la presin de burbuja. La gravedad del crudo de tanque ser menor a 45 API y decrecer un poco con el tiempo. El crudo de tanque es muy oscuro indicando la presencia de hidrocarburos pesados, frecuentemente es negro pero algunas veces tiene tonalidades verdosas o es marrn.

2.2.1.1.2 Anlisis de laboratorio: El factor de formacin volumtrico es menor o igual a 2.0 BY/BN. Composicin de la fraccin de heptanos plus (C7+) ser mayor al 20%. El diagrama de fases cumple cubre un amplio rango de temperatura, el punto crtico se ubica hacia la derecha. Imposible condensacin retrograda a condiciones de yacimiento, poca diferencia entre la temperatura crtica (Tc) y la temperatura cricondetrmica (Tct).

2.2.1.2 Petrleo VoltilFig. 4 Diagrama de fase (petrleo voltil).[6]

En comparacin con el petrleo negro posee menor cantidad de componentes pesados y ms compuestos intermedios (etano-hexano), el diagrama de fases cubre menor rango de temperatura, la temperatura crtica es menor y es cercana a la temperatura del yacimiento, las curvas de isovolumen estn espaciadas menos regularmente y tienden a pegarse hacia la lnea de los puntos de burbuja (fig. 4).La lnea 1_2_3 es una reduccin isotrmica de presin, obsrvese que el punto que representa el separador se encuentra a condiciones de presin (p) y temperatura (T) de superficies, una pequea reduccin de presin por debajo de la fresn de burbuja (pb) punto 2, causa la liberacin de una gran cantidad de gas en el yacimiento. Un crudo voltil puede llegar a ser 50% gas en el yacimiento al reducirse la presin solo unas pocos libras por debajo de la pb, la curva de iso-volumen que cruza las condiciones del separador muestra un menor porcentaje de lquidos.Las ecuaciones de balance de materiales desarrolladas para crudo negro, no funcionan para crudos voltiles, ya que el gas asociado a un crudo negro, se considera gas seco (cierto a presiones relativamente altas), mientras que el gas asociado a un crudo voltil es muy rico y se considera gas retrogrado. Este gas libera una gran cantidad de

lquidos en su viaje hasta la superficie, lo que invalida el uso de las ecuaciones para crudo negro.

2.2.1.2.1 Identificacin en Campo: La lnea divisoria entre petrleo negro y petrleo voltil es casi arbitraria, la diferencia depende del punto en el cual las ecuaciones de balance de materiales comienzan a tener una precisin intolerable. La lnea divisoria entre crudo voltil y gas retrogrado es clara, ya que un crudo voltil debe tener la temperatura crtica mayor que la temperatura del yacimiento. La relacin gas/petrleo de produccin inicial est en el rango entre 2000 y 3300 PCN/Bbl. La relacin gas/petrleo de produccin incrementar con la produccin mientras la presin del yacimiento est por debajo de la presin de burbuja. La gravedad del crudo en tanque es alrededor de 40 API o mayor y se incrementar cuando la presin del yacimiento caiga por debajo de la presin de burbujeo. El crudo en tanque es de color marrn, naranja y algunas veces verde.

2.2.1.2.2 Anlisis de laboratorio: El factor de formacin inicial del crudo ser mayor que 2.0 BY/BN. La composicin de la fraccin de C7+ estar en el rango entre 12.5% y 20% molar, el valor de 12.5% de la fraccin plus es una buena lnea divisoria entre crudo voltil y el gas retrogrado. Si la concentracin de los C7+ es mayor que 12.5%, el fluido de yacimiento es por lo general lquido y exhibe un punto de burbuja. Si la concentracin de los C7+ es menor que 12.5%, el fluido de yacimiento es casi siempre gas y exhibe un punto de roco.

2.2.1.3 Gas Retrgrado

Fig. 5 Diagrama de fase (gas retrgrado).[6]

El diagrama de fases de un gas retrgrado es ms pequeo que el de los crudos, el punto crtico est mucho ms abajo en el lado izquierdo de la envolvente. Estas dos caractersticas se deben al hecho de que los gases retrgrados contienen menor cantidad de componentes pesados que los crudos (fig. 5).La temperatura crtica del gas retrgrado es menor que la temperatura del yacimiento, la cricondeterma es mayor que la temperatura del yacimiento. Este tipo de gas algunas veces es llamado gas condensado, sin embargo se debe evitar utilizar esta denominacin que suele traer confusin y utilizar el nombre correcto de gas retrgrado. El lquido producido en el separador proveniente del gas es llamado condensado y el lquido producido directamente del yacimiento tambin es llamado condensado. Un mejor nombre es lquido retrgrado.En la lnea 1_2_3, inicialmente el punto 1 es gas retrgrado, totalmente en el yacimiento. Cuando la presin decrece en el yacimiento hasta el punto 2, el gas retrgrado exhibe un punto de roco. Conforme la presin continua disminuyendo en

el yacimiento, lquido condensa desde el gas, formando una capa de lquido en el yacimiento; normalmente este lquido no fluir y no podr ser producido. En el laboratorio se ha observado que conforme se contina bajando la presin (lnea 2_3), el lquido comienza a revaporizarse. Sin embargo no se espera repetir este comportamiento en el yacimiento ya que las composiciones cambian.

2.2.1.3.1 Identificacin de campo: El lmite menor de la relacin gas/petrleo de produccin inicial es alrededor de 330 PCN/Bbl; el lmite superior no est bien definido, valores sobre 150000 PCN/Bbl. Ha sido observada una relacin gas/petrleo inicial de produccin en el rango de 3300 a 5000 PCN/Bbl, lo que indica una gas retrogrado muy rico, que condensara suficiente lquido para llenar 35% o ms del volumen del yacimiento. Generalmente, este lquido no fluir y no podr ser producido. En trminos prcticos, si la relacin gas/petrleo inicial de produccin es mayor que 50000 PCN/Bbl, la cantidad de lquidos retrgrados en el yacimiento es muy pequea y el fluido del yacimiento puede ser tratado como un gas hmedo. La relacin gas/petrleo de produccin incrementar con la produccin y mientras la presin del yacimiento cae por debajo de la presin de roco. La gravedad del crudo en tanque est entre 40 y 60 API y se incrementar cuando la presin del yacimiento caiga por debajo de la presin de roco. Los lquidos son de colores muy claros marrn, naranja, tonos verdosos o lechosos.

2.2.1.3.2 Anlisis de laboratorio: Gases retrgrados exhiben un punto de roco cuando la presin decrece a temperatura de yacimiento. La fraccin de los C7+ es menor del 12.5% molar.

29

Para gases con menos de 1% de concentracin de los C7+, tambin ocurrir comportamiento retrgrado a condiciones de yacimiento; sin embargo, para estos gases la cantidad de lquido retrgrado es despreciable.

2.2.1.4 Gas Hmedo

Fig. 6 Diagrama de fase (gas hmedo).[6]

El gas hmedo est compuesto en general de hidrocarburos con molculas pequeas. El rango de temperatura que cubre el diagrama de fases ser menor que la temperatura del yacimiento, la lnea 1_2 durante el proceso de agotamiento a temperatura constante, no se tocar la regin de dos fases. El fluido siempre estar a

condiciones de yacimiento; las condiciones del separador caen en la regin de dos fases, por lo que algo de lquido se forma a condiciones de superficie.El lquido en superficie algunas veces se llama condensado y al yacimiento de gas frecuentemente se le llama yacimiento de gas condensado, lo que aumenta la confusin con el yacimiento de gas retrgrado. El trmino hmedo no se refiere a la presencia de agua con el gas, sino a los hidrocarburos lquidos que condensan del gas en superficie, sin embargo, el gas del yacimiento siempre est saturado con agua (fig.6)

2.2.1.4.1 Identificacin en campo: La relacin gas/petrleo de produccin es siempre muy alta y se mantiene a lo largo de la vida productiva del yacimiento. En trminos prcticos, si la relacin gas/petrleo de produccin es mayor que 50000 PCN/Bbl. Puede ser tratado como si fuera un yacimiento de gas hmedo. La gravedad del crudo de tanque est en el mismo rango que la de gases retrgrados, sin embargo, la gravedad API se mantiene constante a lo largo de la vida productiva del yacimiento. Los lquidos son generalmente de colores muy claros con tonos lechosos.

2.2.1.5 Gas Seco

Fig. 7 Diagrama de fase (gas seco).[6]

La composicin del gas seco es principalmente metano con algunos intermedios. Todo el diagrama de fases est a una temperatura menor que la temperatura de yacimiento, la mezcla de hidrocarburos que componen el gas natural se mantiene como gas durante toda la vida del yacimiento, inclusive a las condiciones del separador en la superficie, algunas veces se condensa algo de agua en la superficie.Estos yacimientos normalmente se conocen como yacimientos de gas. Esto trae confusin si a los yacimientos de gas hmedo o gas retrgrado tambin solo se le llaman yacimientos de gas. Las ecuaciones de balance de materiales desarrolladas para gas seco, pueden ser usadas para gas hmedo si se tiene cuidado al definir las propiedades del gas hmedo. Son aplicables para yacimientos de gas retrgrado solo si la presin del yacimiento est por encima de la presin de roco (fig. 7).

Es necesario conocer las propiedades de los fluidos y las caractersticas del tipo de fluido de yacimiento, al momento de seleccionar o disear el separador, para optimizar tamao, caractersticas, diseo del mismo. De esta manera, el conocer estos datos permite un diseo eficaz y eficiente.

2.3 Principios de separacin [8]En el diseo de separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes estados en que pueden encontrarse los fluidos y el efecto que sobre stos puedan tener las diferentes fuerzas o principios fsicos.Los principios fundamentalmente considerados para realizar la separacin fsica de vapor, lquidos o slidos son: la fuerza de gravedad, la fuerza centrfuga y el choque de partculas o coalescencia. Toda separacin puede emplear uno o ms de estos principios, pero siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que ocurra la separacin.

2.3.1 Separacin por gravedad [3,9]Es el mecanismo de separacin que ms se utiliza, debido a que el equipo requerido es muy simple. Cualquier seccin ampliada en una lnea de flujo, acta como asentador, por gravedad, de las gotas de lquido 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 tiene lugar principalmente en la seccin secundaria, que se conoce tambin como seccin de asentamiento por gravedad. Si el flujo es vertical hacia arriba como en los separadores verticales, las partculas de lquido que se van a separar caen a contraflujo del gas. Estas partculas de lquido que descienden por la accin de la gravedad se aceleran, hasta que la fuerza de arrastre se balancea con la fuerza gravitacional. Despus de este momento, las partculas continan cayendo a una velocidad constante, conocida como velocidad de asentamiento o velocidad final. La velocidad de asentamiento calculada para una gota de lquido de cierto dimetro indica la velocidad mxima que debe tener el gas para permitir que gotas de este dimetro o mayor se separen.

La velocidad de asentamiento viene dada por el balance de fuerza de las siguientes ecuaciones:

2Vt

FD CD * A* *

......................................................Ec. 7

2g

Donde:FD= Fuerza de arrastre (lb)CD= Coeficiente de arrastre (adimensional) A= rea de la gota (pie2)= Densidad de la fase continua (lb/pie3)Vt= Velocidad de asentamiento de la gota (pie/seg) g= Constante de gravedad 32.2 pie/seg2Si el flujo de las gotas es laminar por la ley de Stokes, se dice que:

CD 24Re

.................Ec. 8

Donde:Re= Nmero de Reynolds.El nmero de Reynolds es un parmetro adimensional que relaciona las fuerzas inerciales y viscosas. Se expresa de forma general por la siguiente ecuacin:

Re * Dt *Vt '

..... Ec. 9

Donde:Dt= dimetro interno de la tubera (pie)= Viscosidad (lb/pie-seg2)Considerando las gotas de lquido como, partculas esfricas y rgidas su volumen es:

* D3Vesfera ........................Ec. 106

Donde:D= dimetro de las esfera (pie)= Constante adimensional 3.1416 El rea viene dada por:

* D2Aesfera ............Ec. 114

24

D2

Vt 2

D * *

4 * * 2*

........Ec. 12

F * D *Vtgg * '

Sustituyendo las ecuaciones. 8, 11 y 12 en la ecuacin 7 nos queda:

tFD 3* * ' * D *V

Ley de Stokes

.... ........................................................Ec. 13

La fuerza de flotabilidad sobre una esfera por el principio de Arqumedes es:

FB

*

* D3

lg6Donde:l = densidad de lquido (gr/cc)g = Densidad del gas (gr/cc)

Cuando la fuerza de arrastre es igual a la fuerza de flotabilidad, la aceleracin de las gotas es cero, debido a que la velocidad es constante, por lo tanto:FB=FDDonde:FB = fuerza de flotabilidadIgualando las ecuaciones 13 y 14 nos queda:

t3 * * ' * D *V

g

* * D

36

ll V g

* D2

........... ...Ec. 15

t18* '

Donde:= *2.088*10-5.= Viscosidad (cp) D=(dm)*(3.281*10-6)Dm= Relacin entre el dimetro de la tubera y el dimetro de las gotas (micras).l= 62.4*Ge PMg= 28.97*GeGe= Gravedad especifica, relativa al aguaPor lo tanto la ecuacin 15 nos queda:

62.4* Ge*(3.281*106 * d )2V m t18* * 2.088*105

Finalmente:

1.78*106 *(Ge)* d 2

V m t

.......Ec. 16

Cuando el f1ujo de gas que entra en esa seccin de separacin es horizontal, la velocidad de asentamiento es aquella a la cual las partculas suspendidas viajan a travs de la corriente de gas. Esta velocidad se puede utilizar para determinar el tiempo de retencin requerido para que una partcula de un tamao dado, se deposite desde la parte superior al fondo de la seccin de separacin. Tanto en los separadores verticales como en los horizontales, las velocidades altas inducen turbulencia a la

corriente de gas, ocasionando que algunas partculas de lquido sean arrastradas en el flujo de gas.

2.3.1.1 Numero de Reynolds[10]Permite identificar la naturaleza del flujo, es decir, si es laminar o turbulento, y su posicin relativa en una escala que muestra la importancia relativa de las tendencias turbulentas a laminares.

2.3.2 Fuerza centrfuga [3]La fuerza centrfuga que se induce a las partculas de lquido suspendidas en una corriente de gas, puede ser mucho ms grande que la fuerza de gravedad que acta sobre las mismas partculas. Este principio mecnico de separacin se emplea en un separador tanto en la seccin de separacin primaria como en algunos tipos de extractores de niebla, por ejemplo en el extractor tipo ciclnicoLas partculas de lquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla tipo ciclnico, difcilmente son arrastradas por la corriente de gas. Sin embargo la velocidad del gas en las paredes del tubo ciclnico. Se recomienda que la velocidad del gas no sea mayor de un cierto valor crtico (Fig. 8).

2.3.3 Choque de partculas o coalescencia [3, 9]Este mecanismo de separacin es tal vez el que ms se emplea en la eliminacin de las partculas pequeas de lquido suspendidas en una corriente. Las partculas de lquido que viajan en el flujo de gas chocan con obstrucciones donde quedan depositadas. La separacin por choque se emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta (Fig. 9) y en los de malla de alambre entretejido (Fig. 10), se conoce como distancia de paro, a la distancia que una partcula de cierto dimetro, viaja a travs de una lnea de corriente de gas.

Fig. 8 Separacin Centrfuga.[11]

.Fig. 9 Extractor tipo veleta.[9]

Fig. 10. Extractor de alambre.[9]

El choque de partculas en un proceso de separacin de mezcla depende del tiempo de separacin de dos fluidos inmiscibles, el proceso ocurre cuando dos gotas de fluidos diferentes chocan entre s. Si el par de gotas est expuestas a un ambiente de presin y turbulencia determinada la energa cintica de este par de gotas induce a que las mismas se agrupen de tal manera que se convierta en una sola, es decir, existe una energa de adhesin. Por lo tanto, cuando este contacto se rompe el proceso es finalizado y llamado coalescencia.Experimentos donde esta presente la fuerza gravedad, indica que el tiempo de que estas gotas se separen viene dado por la siguiente ecuacin:

d j (d ) j

39t * o

.........Ec. 17

6 * Ks

Donde:t= Tiempo de separacin (seg)d= Tamao final de la gota (micrn) do= Tamao inicial de la gota (micrn)= Fraccin del volumen de la fase dispersada (adimensional)Ks= Parmetro emprico particular del sistemaj= Parmetro emprico que siempre debe ser mayor que tres (3) y dependiente de la probabilidad de que exista un rebote entre el par de gotas antes de ocurrir la coalescenciaCuando la energa de oscilacin es muy baja las gotas estn rebotando entre s y el parmetro emprico j es cero. Como este valor debe ser estrictamente mayor que tres, asumimos el valor de cuatro (4) tomando en cuenta as el mnimo tiempo requerido, quedando la ecuacin de la siguiente manera:

d 4 (d )4

t * o

..........Ec. 18

6 * Ks

Asumiendo que do es pequea en relacin con el tamao de las gotas en el rebote, la ecuacin puede ser aproximada:

4t d

........Ec. 19

2 * * Ks

2.4 Funcin de un separador [12]Los separadores de mezcla gas/lquidos forman parte de un gran grupo de equipos que involucran los procesos fsicos de separacin de fases: Slidas, lquidas y gaseosas.Se disean equipos para separar las diferentes fases: gas-lquido, slido-slido, slido-lquido-gas.El propsito esencial de todo separador es liberar la fase deseada tan completamente de la(s) otra(s), como sea posible y para esto hay que seleccionar el proceso fsico adecuado.

2.4.1 Separador Gas-Lquido [13, 14]El trmino Separador Gas-Lquido, en terminologa de campo, designa a un recipiente presurizado utilizado para separar los fluidos provenientes de un pozo productor de petrleo y gas, en componentes gaseosos y lquidos a una determinada presin y temperatura. Cuando se trata de una mezcla de hidrocarburos que se deposita en el fondo del recipiente, el fluido tiene una presin de vapor igual a la presin de operacin, a la temperatura a la cual se produjo la separacin.

2.4.2 Separador gas-petrleo agua [3, 12 ,13 ]Se refiere a la separacin de gas, petrleo y agua en un solo separador, todos los separadores bsicos (vertical y horizontal) pueden ser usados para la separacin trifsica, independientemente de la forma. En este caso el agua es la impureza que prevalece en la mezcla y debe ser retirada antes de liberar los productos finales. Se

debe evitar la emulsin de agua con alguno de los otros fluidos. Si ste se emulsifica ser necesario el uso de qumicos, calor u otro mtodo para romperla.

2.5 Proceso de separacin [12]En el caso de mezclas gas-lquido, la mezcla de fases entra al separador y, si existe, choca contra un aditamento interno ubicado en la entrada, lo cual hace que cambie el momentum de la mezcla, provocando as una separacin de las fases. Seguidamente, en la seccin de decantacin (espacio libre) del separador, acta la fuerza de gravedad sobre el fluido permitiendo que el lquido abandone la fase vapor y caiga hacia el fondo del separador (seccin de acumulacin de lquido). Esta seccin provee del tiempo de retencin suficiente para que los equipos aguas abajo pueden operar satisfactoriamente y, si se ha tomado la previsin correspondiente, liberar el lquido de las burbujas de gas atrapadas.

2.6 Etapas de separacin [12, 15, 16] Seccin Primaria Seccin Secundaria Seccin de Extraccin de Neblina Segregacin Final

2.6.1 Seccin Primaria [16]La corriente de fluidos que entra al separador proviene a alta velocidad, lo que ocasiona una turbulencia entre la fase gaseosa y la fase lquida. Debido a esto, se debe disipar el gran impulso que posee la corriente de fluidos a la entrada del separador. Para reducir el impulso y disminuir la turbulencia se puede utilizar una placa desviadora o cualquier otra tcnica la cual induzca una fuerza centrfuga al flujo con la cual se separen volmenes de lquido del gas.

2.6.2 Seccin Secundaria [12, 15, 16]El principio ms importante de la separacin en esta seccin es la decantacin del lquido por gravedad desde la corriente de gas, una vez reducida su velocidad. La eficiencia en esta seccin depende de las propiedades del gas y del lquido, del tamao de las partculas y del grado de turbulencia del gas. El grado de turbulencia debe ser reducido al mnimo, ste se mide por medio del nmero de Reynolds, algunos diseos incluyen desviadores internos para reducir la turbulencia y disipar la espuma. Los desviadores pueden actuar tambin como colectores de gotas.

2.6.3 Seccin de Extraccin de Neblina [12, 15]Aqu se separan las minsculas partculas del lquido que an contiene el gas, la mayora de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extraccin de neblina, la fuerza centrfuga o el principio de choque. En ambos mtodos, las pequeas gotas de lquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas (coalescencia), que luego caen a la zona de recepcin de lquido.

2.6.4 Segregacin Final [12,15,16]En esta etapa se procede a descargar los diferentes fluidos, gas libre de lquido y lquido libre de gas, a las condiciones de operacin establecidas evitando la reagrupacin de las partculas de las distintas fases y la formacin de espuma. Para que esto ocurra es necesario un tiempo mnimo de retencin de lquido y un volumen mnimo de alimentacin. Puede colocarse un rompe vrtices sobre la(s) boquilla(s) de salida del lquido para prevenir el arrastre de gas o petrleo por el lquido residual.

2.7 Factores que afectan la eficiencia de separacin [9]Existen muchos factores que pueden afectar la separacin eficaz y eficiente en un proceso de separacin. Es necesario conocer cules son los que se consideran ms importantes y relevantes al momento de realizar un diseo eficaz del separador.Los factores son los siguientes:

2.7.1 Viscosidad del gas [9, 3]El efecto de la viscosidad del gas en la separacin, se puede observar de las frmulas para determinar la velocidad de asentamiento de las partculas de lquido. La viscosidad del gas se utiliza en el parmetro 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 partculas de cierto dimetro. Se deduce que a medida que aumente la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y, por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.

2.7.2 Temperatura [9, 3]Adicionar un calentamiento al flujo entrante petrleo/agua es el mtodo tradicional de separacin. El aumento de la temperatura reduce la viscosidad de la fase de petrleo se debe tener presente cmo afecta la variacin de la misma a la ecuacin velocidad de asentamiento (ecuacin 3.9). Tambin posee el efecto de disolver pequeos cristales de parafina y asfltenos y, por lo tanto, neutralizan su efecto como posible emulsificante. La temperatura normalmente se encuentra en el rango de 100-160 F. En el tratamiento de crudos pesados puede ser ms alta de los 300 F. Adicionar temperatura puede causar una prdida significante de hidrocarburos liviano si se alcanza el punto de ebullicin de la mezcla. Este resultado es conocido como encogimiento del petrleo. Las molculas que salen de la fase de petrleo pueden ser ventiladas o comprimidas y vendidas con el gas. Incluso si son vendidos con el gas, existe la probabilidad de tener una prdida neta en las ganancias debido al proceso de introducir el volumen de lquido dentro del gas. En la figura 11, se muestra la cantidad de encogimiento que se puede esperar.

Fig. 11 Porcentaje de prdida de volumen vs temperatura. [9]

Al incrementar la temperatura a la cual ocurre el proceso, se presenta la desventaja de hacer que el petrleo crudo que se recupera en los tanques de almacenamiento se vuelva ms pesado, y pierda valor comercial. Los compuestos livianos salieron de la mezcla debido que se alcanz el punto de ebullicin de la misma y el lquido remanente tiene una gravedad API mas baja (Fig. 12).

Fig. 12. Prdida de API vs temperatura. [9]

Incrementando la temperatura puede bajar la gravedad especfica y la presin de operacin a la cual se est separando el crudo del agua, por lo tanto, depende de las propiedades del crudo, ya que podra aumentar o disminuir la gravedad especfica. Solo si la temperatura es menos que 200 F el cambio de la gravedad especfica puede ser obviada.El gas liberado cuando el crudo es sometido a temperaturas puede ocasionar daos a los equipos de separacin si los mismos no estn bien diseados, ya que aumenta la presencia de gas en la seccin de coalescencia. Si mucho gas es liberado, puede crear suficiente turbulencia y puede impedir la coalescencia, es decir la separacin del gas de la mezcla.

2.7.3 Densidad del lquido y gas [3]La densidad del lquido y el gas afectan la capacidad de los separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente proporcional a la diferencia de densidades del lquido y del gas e inversamente a la densidad del gas.

2.7.4 Tamao de las partculas de lquido [3]El tamao de las partculas en el flujo de gas es un factor importante en la determinacin de la velocidad de asentamiento, en la separacin por gravedad y en la separacin por fuerza centrfuga, cuando la separacin es por choque.La velocidad promedio del gas en la seccin de separacin secundaria, corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de lquido de cierto dimetro, que se puede considerar como el dimetro base. Tericamente todas las gotas con dimetro mayor que el base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partculas ms pequeas que el dimetro base, mientras que algunas ms grandes en dimetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo y a que algunas de las partculas de lquido tienen una velocidad inicial mayor que la velocidad promedio del flujo de gas. La separacin en flujo horizontal tambin est sujeta a los mismos efectos.

El tamao de las partculas de lquido que se forman en el flujo de lquido y gas, cuando no hay agitaciones violentas, es lo suficientemente grande para lograr una buena eficiencia con los separadores.

2.7.5 Velocidad del gas [3]Generalmente los separadores se disean de forma que las partculas de lquidos tengan un tamao determinado, las partculas con dicho tamao se deben separar del flujo de gas en la seccin de separacin secundaria mientras que las partculas ms pequeas en la seccin de extraccin de niebla.Cuando se aumenta la velocidad del gas a travs del separador, sobre un cierto valor establecido en su diseo, aunque se incrementa el volumen de gas manejado, no se separan totalmente las partculas de lquido mayores al tamao establecido en la seccin secundaria. Esto ocasiona que se inunde el extractor de niebla y como consecuencia, que haya arrastres repentinos de cantidades de lquido en el flujo de gas que sale del separador.

2.7.6 Presin de separacin [3]Es uno de los factores ms importantes en la separacin, desde el punto de vista de la recuperacin de lquidos. Siempre existe una presin ptima de separacin para cada situacin en particular.En ocasiones, al disminuir la presin de separacin, principalmente en la separacin de gas y condensado, la recuperacin de lquidos aumenta. Sin embargo, es necesario considerar el valor econmico de volumen de lquidos, contra la compresin extra que puede necesitarse para transportar el gas.La capacidad de los separadores tambin es afectada por la presin de separacin; al aumentar la presin, aumenta la capacidad de separacin de gas y viceversa.

2.8 Consideraciones iniciales en el diseo de un separador gas-lquido [8]Para el diseo adecuado de un separador gas-lquido, es necesario tomar en cuenta los puntos siguientes:

La energa que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada. Los flujos de las fases lquida y gaseosa deben estar comprendidos dentro de los lmites adecuados que permitan su separacin a travs de las fuerzas gravitacionales que actan sobre esos fluidos y que establezcan el equilibrio entre las fases gas-lquido. La turbulencia que ocurre en la seccin ocupada principalmente por el vapor debe ser minimizada. La acumulacin de espuma y partculas contaminantes deben ser controladas. Las fases lquidas y vapor no deben ponerse en contacto una vez separadas. Las regiones del separador donde se puedan acumular slidos deben, en lo posible, estar provistos de facilidades adecuadas para su remocin. El equipo ser provisto de la instrumentacin adecuada para su funcionamiento adecuado y seguro en el marco de la unidad/planta a la que pertenece.

2.9 Fases (en operaciones de Produccin y Refinacin de Petrleo) lquido[8]En operaciones de separacin de fases en Produccin y/o Refinacin de Petrleo, normalmente se hablar de las siguientes:

2.9.1 Vapor-LquidoEl vapor o gas es la fase liviana continua, y el lquido es la fase pesada discontinua.

2.9.2 Hidrocarburo lquido-AguaEl hidrocarburo lquido (HC lq) es la fase liviana continua y el agua es la fase pesada discontinua (Decantacin de Agua en aceite).

2.9.3 Agua-hidrocarburo lquido.El agua es la fase pesada continua y el hidrocarburo o aceite es la fase liviana discontinua (Flotacin de Aceite en agua).

2.10 Parmetros que intervienen en el diseo de separadores [8, 15]Al iniciar el diseo de un separador, slo la experiencia anuncia la posibilidad de que se trate de uno horizontal o uno vertical. La secuencia del clculo y el costo comparativo de los recipientes son los que van a sealar la factibilidad de usar un determinado recipiente.Los principales parmetros que entran en juego para la decisin son los siguientes:

2.10.1 Composicin del fluido que se va a separarEs cierto que la mayora de los ingenieros no analizan con antelacin la composicin de la alimentacin, sino que parten de un determinado volumen y tipo de fluido supuestamente conocido al hacer la seleccin. Pese a esto, es conveniente que el diseador est familiarizado con el concepto de equilibrio de fases y separacin instantnea, con el fin de predecir cul ser la cantidad y calidad del gas y de lquido que se formaran en el separador, en las condiciones de presin y temperatura de diseo.

2.10.2 Flujo normal de vaporEl flujo normal de vapor (o gas) es la cantidad mxima de vapor alimentada a un separador a condiciones tpicas de operacin (es decir, en ausencia de perturbaciones tales como las que aparecen a consecuencia de inestabilidades del proceso o a prdidas de la capacidad de condensacin aguas arriba del mismo). Los separadores son altamente efectivos para flujos de vapor del orden de 150% del flujo normal y, por lo tanto, no es necesario considerar un sobrediseo en el dimensionamiento de tales separadores. Si se predicen flujos mayores al 150%, el diseo del separador debe considerar dicho aumento.

2.10.3 Presin y temperatura de operacinEl estudio previo de las variaciones de presin y temperatura en el sitio donde se instalar la unidad afectar, de manera determinante, la seleccin del equipo. La mayora de los operadores no se detienen a pensar cmo se afectan las condiciones de

operacin al bajar la presin. Existe la seguridad de que al elevar la presin podra fallar el material; pero no se analiza el incremento de la velocidad dentro del sistema al bajarla; un descenso abrupto, manteniendo constante el caudal, eleva la velocidad interna del equipo, produce espuma, arrastre de los fluidos y puede volar el extractor de niebla.

2.10.4 Factor de compresibilidad del gas (z) en condiciones de trabajoEl valor de z determina el volumen del gas en las condiciones de operacin. El diseador deber seleccionar el modelo ms conveniente para que los resultados coincidan con los valores de campo.

2.10.5 Densidad de los fluidos en las condiciones de operacinLa densidad de los fluidos dentro del separador interviene de modo directo. Es fcil calcular la densidad del gas en las condiciones de operacin. En el caso de los lquidos, muchas personas trabajan en condiciones normales, bajo el supuesto del efecto de los cambios de presin y temperatura afectan muy poco los resultados finales.

2.10.6 Velocidad crticaLa velocidad crtica es una velocidad de vapor calculada empricamente que se utiliza para asegurar que la velocidad superficial de vapor, a travs del separador, sea lo suficientemente baja para prevenir un arrastre excesivo de lquido. Tal velocidad no est relacionada con la velocidad snica.

2.10.7 Constante de K (Souders & Brown)Es unos de los parmetros que mayor relevancia tiene en el momento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. En cierto modo, es el valor que se acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema.A pesar de que, al comienzo, el valor de K atenda a la deduccin matemtica de la frmula, es la experiencia de campo y mejoras tecnolgicas que se le introducen a los

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diseos lo que ha venido adaptando este parmetro al comportamiento real de los recipientes. En la prctica, lo que suelen hacer los fabricantes es disear el extractor de niebla y ajustar en el campo el valor correspondiente, para predecir los resultados reales. Por esa razn, se suelen encontrar unidades pequeas garantizadas para manejar cantidades de gas mucho mayores de lo esperado. Al utilizar velocidades crticas ms altas que las resultantes del uso directo de las frmulas, los separadores sern de dimetros ms pequeos.

2.10.8 Tiempo de retencin [12, 15]La capacidad lquido de un separador depende principalmente del tiempo de retencin del lquido en el recipiente, una buena separacin requiere de un tiempo suficiente para lograr el equilibrio entre la fase lquida y la fase gaseosa a la temperatura y presin de separacin.Tabla 2. Tiempos de retencin. [15]Gravedades del petrleoMinutos (Tpicos)

Por encima de 40 API1 a 2

25-40 API1 a 3

< 25API y/o espumoso3 a 12

2.10.9 Relacin longitud/dimetro[9]Existe una constante adimensional llamada R, que permite determinar la relacin entre la longitud de costura a costura (Lss) con el dimetro del separador. Este parmetro permite determinar el diseo ms eficiente y econmico, se toma el valor de R entre valores de 3 y 4.Aunque para algunos casos especficos en diseo de separadores verticales la altura de lquido ocasiona restricciones y permite que existan valores de relacin longitud/dimetro muy bajos.

2.10.10 Dimensionamiento del separadorAl contemplar los clculos que sirven de soporte para seleccionar la unidad, el diseador tiene la obligacin de indicar las dimensiones mnimas del recipiente que desea adquirir.

2.11 Dispositivos internos del separador [9, 17]2.11.1 Desviadores de Entrada [9]Existen muchos tipos de desviadores pero los ms utilizados son dos tipos. El primero es el deflector de regulacin (Fig 13); ste puede ser un plato esfrico, placa plana, plancha de ngulo o algn otro dispositivo que genere un cambio rpido en la direccin y velocidad de los fluidos. El diseo de este regulador se basa principalmente en la capacidad que tengan de disminuir el impulso (momentum) de impacto.El segundo dispositivo se conoce como cicln de entrada el cual usa la fuerza centrfuga en lugar de la agitacin mecnica para separar el petrleo del gas (Fig 14). Esta entrada puede tener una chimenea ciclnica o usar una carrera de fluido tangencial a travs de las paredes.

Fig. 13 Deflector de Regulacin. [9]Fig. 14 Entrada Ciclnica. [9]

2.11.2 Placas antiespuma [9]La espuma se forma cuando las burbujas de gas se liberan del lquido. La espuma es la principal causa para un rendimiento pobre en los separadores. La separacin de espuma limita la separacin de gas-lquido en el separador. Para lograr la separacin de espuma stas partculas deben ser descompuestas. Los parmetros controladores de espuma son: una adecuada rea de superficie, un tiempo de retencin y un estabilizador de espuma como silicn u otras sustancias qumicas que sean compatibles con el crudo. Estos parmetros establecern una tasa adecuada de espuma que permitir una descarga de fluidos eficiente y evitar una mezcla entre ella y el gas seco.