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Separadores FinalTRANSCRIPT
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
SEPARADORES
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SEPARADORESFecha Emisión : ENE-10Edo. Revisión : 1.0
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Un separador es un recipiente en el
cual una mezcla de fluidos que no son
solubles entre ellos son separados uno delotro, en los campos petroleros, los
separadores se usan para separar gas de
líquidos; o un líquido como el aceite crudo de
otro líquido como el agua.
Los separadores de aceite y gas
facilitan los procesos más que cualquier otro
tipo de equipo de proceso. Algunos son
llamados depuradores, acumuladores,tanques de flasheo, u otros nombres.
Usualmente los recipientes son llamados en
su función de separar dos o más fluidos…
generalmente gas y liquido; y los
procedimientos de operación son los
mismos.
SEPARADOR DE PRODUCCION VERTICAL GAS-ACEITE
INTRODUCCION A LOS SEPARADORES
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A. Clasificación
Los separadores son clasificados en dos
formas: la posición o forma de recipientes, y
el número de fluidos a ser separados. Dos
formas de recipientes son las más comunes.
1.
Horizontal, mostrados en pág. 2, 3, 4
2.
Vertical, mostrados en pág., 1, 5 y 7.
El número de fluidos a ser separados son
usualmente dos o tres. Si son dos fluidos
entonces uno es gas y otro liquido, el
separador es llamado del tipo de dos fases. Si
son tres los fluidos a ser separados como gas,
aceite y agua, el recipiente es llamado del
tipo de tres fases. El numero de fases
referidas es al número de corrientes que
dejan el recipiente, y no al número de fases
que están en la corriente de entrada.
Por ejemplo, los separadores de
corriente de pozos frecuentemente tienengas, agua y aceite en la corriente de entrada
pero únicamente el gas y líquido son
separados en el recipiente. El líquido fluye a
otro separador, donde el aceite y el agua son
separados. Consecuentemente un separador
de dos fases es aquel en que la corriente de
entrada es dividida en dos fluidos, y uno de
tres fases tendrá tres productos.
Cada una de las formas del recipiente
pueden ser tanto dos o tres fases. En otras
palabras, podemos tener un separador
horizontal de dos fases, un separador
horizontal de tres fases, un separador
vertical de dos fases y así sucesivamente.
Algunas corrientes de pozos
contienen arena u otras partículas solidas
que son removidas en un separador. Sonprovistos con dispositivos especiales internos
para colectar y disponer de estos materiales
sólidos. Estos materiales no son
considerados otra fase de fluidos en la
clasificación del recipiente.
La mayoría de los recipientes operan
bajo presión. Son usualmente construidos de
acero y de acuerdo con las especificaciones
de recipientes sujetos a presión. Las cabezas
y corazas son usualmente hechas de acero, ytodos los empalmes son soldados. Si existe
corrosión severa anticipada, el separador
puede ser protegido con un material
resistente a la corrosión como el acero
inoxidable. Si el agua salada es el agente
corrosivo la protección puede ser provista
con un revestimiento o pintura especial o
alquitrán.
La mayoría de los internos son
también hechos de acero y soldados a la
pared o cabezas del recipiente. Si se proveen
registros hombres , los internos pueden ser
atornillados en lugares que puedan ser
removidos para su limpieza o reparación.
CLASIFICACION DE SEPARADORES
I. DESCRIPCION DE SEPARADORES
SEPARADOR HORIZONTAL
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SEPARADORES HORIZONTALES DE 2 FASES
Figura 1
SEPARADORES HORIZONTALES DE 2 FASES
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SEPARADORES HORIZONTALES
FILTRO-SEPARADOR HORIZONTAL DE 2 FASES
SEPARADORES HORIZONTALES
Figura 2
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SEPARADORES VERTICALES DE 2 FASES
Figura 3
SEPARADOR ACEITE-AGUA
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SEPARADOR ACEITE-AGUA
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SEPARADOR CENTRIFUGO
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B. Patrones de flujo.
El flujo en un separador horizontal o
vertical es similar para el tipo de dos fases: la
mezcla entra a lado o al final del separador,
el fluido más ligero (usualmente gas) sale por
la parte de arriba, y el fluido más pesado es
desalojado por la parte de abajo.
El flujo en un separador centrifugo
como el mostrado en la pag. 7 es algo
diferente a los de tipo convencional. Los
recipientes son usualmente verticales ydependen de la acción centrifuga para
separar los fluidos. La corriente de entrada
es direccionada para fluir alrededor de la
pared del recipiente como un remolino. Los
líquidos más pesados se mueven hacia
afuera y se colectan en forma de gotas y
caen al fondo del recipiente. Los fluidos más
ligeros se colectan en la mitad del recipiente
y fluyen hacia arriba a la línea de salida.
El flujo en un recipiente vertical detres fases puede ser en una de varias
maneras como se muestra en la figura 6. El
método más simple se muestrao en la parte
superior izquierda del dibujo. El lado de
entrada de un separador de tres fases; el gas
fluye hacia afuera por la parte de arriba y el
liquido se instala en la parte de abajo. El
aceite flota en al agua, y este es drenado
fuera del recipiente. El agua es drenada por
la parte de abajo.Este tipo de colección de líquidos
sería usado con agua y destilado, donde una
separación limpia ocurre. La desventaja de
este sistema es que al nivel de agua es
controlado en la interface con el aceite, y si
cualquier espuma o emulsión está presente
en este punto esta interferirá con la acción
del flotador de control de nivel.
Un método preferible de control en unseparador de control de tres fases es
mostrado en la parte superior derecha de la
figura 6. En este recipiente, el agua cae en la
parte baja del recipiente en el lado izquierdo,
y fluye dentro de la cámara de agua en el
lado derecho donde este es drenado con un
controlador de nivel. El aceite es drenado en
el lado izquierdo con controlador de nivel.
Una interface emulsionada con aceite y agua
no interferirá con la operación de control denivel de la corriente de agua o aceite.
El fluido líquido en un separador horizontal
es usualmente una variación de uno de los
dos regímenes mostrados en la figura 6. En el
dibujo de en medio el aceite se instala en la
parte de abajo en la porción izquierda del
recipiente. La capa de aceite flota en el agua
y derrama sobre la mampara y es drenado
con un controlador de nivel. El agua
remanente en el lado izquierdo de la
mampara es drenada con un controlador de
nivel. El flotador de control de nivel es sujeto
de problemas por la emulsión en la interface
agua-aceite.
El dibujo inferior en la figura 6 indica el
patrón de flujo con un control de no
interface. El aceite derrama dentro del cubo
y es drenado con un controlador de nivel. El
agua fluye atreves del fondo del recipiente
dentro de la cámara en el lado derecho
donde es drenada.
C. Dispositivos internos de los
separadores
Una amplia variedad de dispositivos
mecánicos son usados dentro del separador
PATRONES DE FLUJO
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para mejorar su eficiencia y reducir costos.
Los más comúnmente usados son:
1.
plato deflector (fig. 1). Un plato deflectores usado en separadores gas líquido
enfrente de la boquilla de entrada del
recipiente. el plato puede ser plano o
convexo. Como la corriente de entrada lo
golpea, el liquido cae a la parte de abajo
y el gas fluye a través
FLUJO EN SEPARADORES DE 3 FASES
Figura 6
SEPARADORES DE 3 FASES
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del plato. En un separador vertical el
deflector puede desviar la corriente de
entrada alrededor de la pared delrecipiente para crear una acción
centrifuga.
2.
Separadores de niebla fig.1 y 3.
Separadores de niebla son
frecuentemente usados en separadores
gas-liquido para remover la niebla del
gas, la almohadilla es hecha de alambre
tejido muy entrelazado que es de 10 a 20
cm (4 a 8 “) de espesor. Este es
mantenido en su lugar por una mallarobusta que previene que este sea
barrido hacia afuera o desgarrado por un
súbito bombeo de gas.
Separadores de niebla son también
usados en aceite-agua para ayudar en la
separación de dos líquidos. Son de
particular valor en romper una emulsión
de aceite y agua.
3.
Platos coalescentes (fig. 1, 2 y 3).
Muchas configuraciones están
disponibles de diferentes proveedores.
Son usados en separadores gas líquidos
para remover líquidos del gas.
4.
Rectificadores de flujo (fig. 1)
Estos son usados también en
separadores de gas líquidos. Son usados
cuando hidratos o parafinas impiden el
uso de separadores de niebla.
5.
Elementos filtrantes (fig. 2 y 4).
Filtros son usados para remover
partículas solidas y nieblas del gas en
separadores aceite-agua. Los
separadores usualmente contienen un
registro de cierre apertura rápido para
permitir el acceso a reemplazar los
elementos.
6.
Material coalescente. (fig. 4) Excélsior y
heno son los materiales comúnmente
usados. En aplicaciones especiales,pellets con propiedades coalescentes son
usados. El material tiene que ser
mantenido en el lugar con una malla o
platos perforados. Un registro hombre es
usualmente incluido en el recipiente para
permitir el remplazo del material.
Material coalescente es usado en
separadores aceite-agua.
7.
Mamparas (fig. 2). Esta función ha sido
descrita.
8.
Dispositivos centrífugos (fig. 3 y 5). Estos
son usados en separadores gas líquido.Ellos imparten una acción tipo remolino
a la corriente de entrada que concentra
la fase liquida en la pared del dispositivo.
9.
Placas horizontales (fig. 1). Estas son
usadas en separadores gas liquido para
prevenir oleaje en la fase liquida. Son
DISPOSITIVOS INTERNOS
SEPARADORES DE NIEBLA
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P r o b l e m a 1
a . T r e s d i sp o s i t i vo s i n t e r n o s u s a d o s p a r a r e m o v e r n i e b la l i q u i d a d e l g a s s o n :
b . L a fu n c i o n d e l r o m p e d o r d e v o r ti c e e s :
c . L a s s a li d a s d e l a s c o r r ie n t e s d e u n s e p a r a d o r d e p r o d u c c i o n d e a c e i t e d e 3 f a s e s so n :
d . L a a c c io n d e o l e a j e e n u n s e p a ra d o r s e p r e v i e n e p o r e l u s o d e :
usualmente colocadas cerca del nivel del
líquido en el recipiente.
10.
Rompedores de vórtices (fig.1). Son
usados en todos los separadores donde
el líquido es drenado fuera de las
boquillas para prevenir la formación de
vórtices, que permitiría algún gas fluir
fuera de la línea de líquido.
11.
Protector del flotador (fig. 3). Este
dispositivo es usado cuando un flotador
interno es usado para controlar el nivel
del liquido este previene que el flotadorse dañe debido a la acción de oleaje del
liquido.
12.
Chorro de agua (fig. 7). Chorro de agua
algunas veces llamado chorro de arena.
Su propósito es esprear los lados y el
fondo del recipiente con una alta presión
de vapor, agua u otro liquido para
fluidizar la arena u otras partículas
solidas para que ellas puedan ser
drenadas desde los fondos.13.
Conos de arena (fig. 7). Estos son usados
en recipientes que tienen un flujo
continuo de arena o otras partículas
solidas. los sólidos son colectados en el
cono y son periódicamente expulsados
fuera del recipiente. Chorros de agua son
usualmente incluidos con los conos.
DISPOSITIVOS INTERNOS
Figura 7
SEPARADOR VERTICAL CON
DISPOSITIVOS PARA REMOVER ARENA
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Dos factores son necesarios para la función
de separación:
1.
El fluido al ser separado tiene que
ser insoluble en el otro
2.
Un fluido tiene que ser más ligero
que el otro.
Los separadores dependen del efecto de
gravedad para separar los fluidos. Si los
fluidos son solubles uno en el otro la
separación solo por gravedad no es posible.
Por ejemplo, una mezcla de propano y
gasolina no podrá ser separada en un
recipiente debido a que uno se disuelve en
otro aun cuando la gasolina es 50% más
pesada que el propano. Ellos tienen que ser
separado en un proceso de destilación.
Un separador depende de la gravedad
para separar los fluidos, la facilidad con que
dos fluidos pueden ser separados depende
de la diferencia de peso de los fluidos. El gas
usualmente pesa cerca de 5% más que el
aceite, y los dos pueden ser separados en
pocos segundos. Por otro lado el aceite
puede pesar solamente tres cuartos más que
el agua, y su separación puede llevar muchos
minutos. El factor primario para el efecto de
separación es la diferencia en el peso en los
fluidos.
La densidad de un fluido es conocida
como el peso de un volumen estándar. El
agua tiene una densidad de 1000 kg/m3
(62.4 lb/cf). La densidad del aceite crudo es
de 800 kg/ m3 (50lb/cf). La densidad del gas
dependerá primariamente de su presión.
Esto parecería que el gas tiene una densidad
de 40 kg/ m3 (2.5lb/cf) al ser separado
instantáneamente del aceite crudo que pesa
800kg/m3 (50 lb/cf). Cerca del 95% ocurrirá
casi instantáneamente. Sin embargo algún
liquido quedara remanente en el gas como
una fina niebla, y esta tiene que serexpulsada para que la separación sea
completa. Si esta niebla no es removida del
gas en el separador esta eventualmente
saldrá con el flujo del gas-posiblemente en
un quemador- y podría causar serios
problemas.
La función más difícil de un
separador gas-liquido es la remoción de la
niebla del gas. La niebla consiste en finas
gotas de líquido que están suspendidas en elgas como gotas de agua en el aire en el caso
de la niebla. Esta usualmente no caerá a
menos que las pequeñas gotas sean forzadas
a unirse para crear unas gotas más grandes
las cuales caerán debido a su peso y tamaño.
Dispositivos coalescentes son usados para
unir estas pequeñas gotas en gotas más
grandes.
Un ejemplo común de coalescer
ocurre cuando gotas de agua de un
parabrisas de un carro es manejado en la
niebla. Como las gotas finas de agua, que la
niebla lleva, golpean el parabrisas, ellas se
combinan con otras gotas y eventualmente
forman unas gotas más grandes que corren
hacia abajo del cristal.
Los dispositivos 2, 3,4, 5 y 8 listados
en la pag. 10 son dispositivos internos que
son formas de coalescer. En cada dispositivo,
gotas liquidas se adhieren a la superficie del
dispositivo y se combinan con otras gotas
hasta formar una gota más grande que caerá
al fondo del recipiente. La efectividad de la
separación dependerá de la cantidad de área
de superficie coalescente que esté presente.
II. PRINCIPIOS DE SEPARACION
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Con el fin de comprender el
mecanismo de separación que se lleva a cabo
nos preocuparemos por la separación de unamezcla de gas y aceite en sus componentes.
Como hemos mencionado la facilidad con
que dos fluidos se separaran depende de la
diferencia de estos dos fluidos. Entre más
grande sea la diferencia en peso más fácil
será la separación.
En el proceso de la separación de un gas de
un líquido, nosotros actualmente tenemos
dos pasos de separación.
1.
Separar la niebla liquida de la fase gas
2.
Separar el gas en forma de espuma de la
fase liquida.
Gotas liquidas de la niebla se asientan fuera
del gas, bajo las siguientes condiciones:
1.
El gas permanece el tiempo suficiente en
el separador para que las gotas de la
niebla caigan.
2.
El flujo de gas a través del separador es
lo suficientemente lento para que no
ocurra turbulencia que mantenga el
vapor del gas suspendido y evite que el
líquido caiga.
La diferencia de peso entre el gas y el líquido
determinara el máximo flujo de gas al cual
sea posible separarle el líquido.
Por ejemplo, una niebla caerá como liquido
fuera del gas a 5200 kPa (750psi) de presión
cuando el gas fluya en el separador a una
velocidad menor de 39 cm/s ( 1ft/ sec). En
otras palabras nosotros hacemos el
separador lo suficientemente largo para que
el gas viaje desde la boquilla de entrada
gasta la boquilla de salida con una velocidadde 30 cm/ s (1ft/sec), o menos.
Decimos que un gas a 5200kPa (750 psi) pesa
cerca de 40kg/m3 (2.5 lb/cf), mientras que a
presión atmosférica su peso es únicamente
0.8 kg/m3 (0.05 lb/cf) debido a que la
densidad es más baja a presión atmosférica
las gotas de aceite se separaran más rápido
debido a que la diferencia de peso es más
grande entre un gas a baja presión y aceite.Consecuentemente el gas puede fluir más
rápido en un separador a baja presión. De
hecho, este puede fluir a 152cm/s (5ft sec) y
no interferir con las gotas de líquido cuando
estas salen fuera del separador.
PRINCIPIOS DE SEPARACION
PROCESO DE SEPARACION
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Problema 2
a. Dos factores necesarios para separar fluidos en un separador son:
b. Para separar un gas pesado de un liquido ligero requiere un mas grande/mas pequeño separador
que uno que tenga un gas ligero y un liquido pesado.
TIPO DE SEPARACION TIEMPO DE RESIDENCIA DEL LIQUIDO (MINUTOS)
Gas/Agua 1 MinutoGas/Destilado o Condensado 1 Minuto
Gas/Glicol 2 Minutos
Gas/Aceite Crudo 3 Minutos
Gas/Agua/Destilado 3 Minutos
Gas/Agua/Aceite Crudo 5 Minutos
Tabla 1
TIEMPO DE RESIDENCIA DEL LIQUIDO
Problema 3
El flujo de un separador de 3 Fases es 1440 m3/d de aceite crudo y 720 m3/d de agua salada
(8640 b/d de aceite crudo y 4320 b/d de agua salada). El total del volumen de liquido de el
recipiente deberia ser:
A. Tiempo de residencia de líquido.
Burbujas de gas en el líquido saldrán
fuera en la mayoría de las aplicaciones de los
campos de aceite de 30 a 60 sec. Por lo tantodiseñamos los separadores para que el
líquido permanezca en el recipiente de 30 a
60 sec. El tiempo que el líquido permanece
en el recipiente es llamado tiempo de
residencia. Si nosotros queremos un
separador para tener un
tiempo de residencia de líquido de 60 sec, y
el flujo de entrada es de 380 l/min (100gpm)
haremos la sección de almacenamiento del
líquido del recipiente del tamaño suficiente
para mantener 380L (100gal.).
El tiempo de residencia de líquido puede ser
estimado llenando parcialmente un
recipiente de vidrio con separador de líquido,
y, después agitarlo violentamente,
observando el tiempo requerido para que las
burbujas de gas salgan fuera del líquido.
PRINCIPIOS DE SEPARACION
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Si el gas no sale fuera del liquido en el
separador, este eventualmente saldrá fuera
en un tanque de almacenamiento, yrequerirá costosa recompresión para
regresarle su presión que tenía en el
separador.
Otra razón para que las corrientes de
gas y líquido dejen el separador es que
tienen que ser puros por que la presencia de
uno en el otro hará imposible su medición
exacta. Cuando el liquido contiene burbujas
de gas, el volumen de la mezcla seincrementa por el volumen de gas en el. La
niebla de líquido en el gas también causara
que la medición de flujo sea alta.
El gas se separara más rápido en el líquido
cuando este fluye en dirección horizontal
más que cuando fluye en una dirección
vertical. Cuando el flujo es vertical el gas se
mueve hacia arriba y las gotas de líquido se
mueven hacia abajo. Cada fluido se mueve
en una dirección que interfiere en el flujo delotro. Cuando ambos fluidos se mueven en
dirección horizontal, el gas puede alcanzar la
parte alta y el liquido caer a la parte inferior
sin que uno interfiera con el otro.
Por lo tanto, la sección de gas del separador
será más pequeña en un separador
horizontal que un vertical.
Otro factor que afecta el flujo en que las
burbujas de gas dejan la fase liquida es el
área de superficie del liquido. Esta área es
usualmente más grande en un separador
horizontal que en uno vertical.
Generalmente, un separador horizontal es
preferido cuando el fluido de entrada es
principalmente gas; un separador vertical es
usualmente más pequeño y menos costosocuando el fluido de entrada es
principalmente líquido. Una desventaja de
un separador horizontal es que se requiere
más espacio para su instalación. Esto es
frecuentemente de mucha importancia en
plataformas marinas o en unidades de
paquetes de compresión, en estos casos los
separadores verticales son los usualmente
utilizados.
La sig. Tabla resume los factores para losefectos de separación gas líquido:
FLUJO DEL GAS Y LÍQUIDO EN LOS SEPARADORES
PRINCIPIOS DE SEPARACION
FACTOR DE SEPARACION EFECTO DEL FACTOR
1. Diferencia en peso de los fluidos
La separacion es mas facil cuando la diferencia de peso es mas
grande. Separadores mas pqueños pueden ser usados.
2. Tiempo de residencia en el separador. La separacion es mejor con mas tiempo.
3. Area de superficie coalescente La separacion es mejor con mas area.
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Problema 4
Determine la capacidad del Gas del siguiente Separador.
SI ENGLISHPresion de Operación 7000 kPa 1000 psi
Densidad Relativa del Liquido o °API 0.8 70 °API
Diametro 2100 mm 84 inches
Capacidad del Gas
III. DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DEL
SEPARADOR.
A. Capacidad de Separadores Verticales.
La capacidad de un separador de gas y
liquido dependerá de la presión de
operación, diámetro del recipiente, altura del
liquido, densidad o gravedad del liquido, y
tiempo de residencia del liquido.
1. Capacidad de gas.
El flujo permitido de gas es determinado
por la graficas de las siguientes páginas. El
uso de estas graficas es explicado con el
ejemplo mostrado en la grafica. Las curvas
de capacidad son basadas en separadores
que tienen separadores de nieblas y
deflectores en la entrada del gas. La
capacidad del separador se incrementa si
este contiene otros dispositivos coalescentes
internos.
DETERMINACION DE LA CAPACIDAD DEL SEPARADOR.
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CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES
UNIDADES SI
Ejemplo:Un separador vertical operando a 7.5 mPa de presión, con un liquido de 0.70 de densidad relativa y
un diámetro interno de 2100 tiene una capacidad de manejo de gas de 7.0 millones m3/d.
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CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES VERTICALES
SISTEMA INGLES
Ejemplo:Un separador vertical operando a 1000 psi, con un liquido a 40° API y un diámetro interno de
72 pulgadas tiene una capacidad de manejo de gas de 210 MMcf/d.
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Separador Capacidad Liquido Separador
Diametro, mm m3/m o L/mm Diametro, Pulgadas bl/pie Gal/pulgada
300 0.07 12 0.14 0.5
400 0.13 14 0.19 0.7
500 0.20 16 0.25 0.9
600 0.28 18 0.31 1.1
700 0.38 20 0.39 1.4
800 0.50 24 0.60 2.0
900 0.64 30 0.87 3.11000 0.79 36 1.26 4.4
1100 0.95 42 1.71 5.8
1200 1.13 48 2.24 7.8
1300 1.33 54 2.83 9.9
1400 1.54 60 3.50 12.3
1500 1.77 66 4.23 14.8
1600 2.01 72 5.04 17.4
1700 2.27 78 5.91 20.7
1800 2.54 84 6.86 24.4
1900 2.83 90 7.87 27.6
2000 3.14 96 8.96 31.5
2100 3.46 108 11.34 39.7
2200 3.80 120 14.00 49.0
2300 4.15 132 16.94 59.3
2400 4.52 144 20.10 70.5
2600 5.31
2800 6.15
3000 7.07
3200 8.04
3400 9.07
3600 9.33
UNIDADES SI UNIDADES SISTEMA INGLES
Capacidad Liquido
Ejemplo:Unidades SI- El diámetro de un separador vertical es de 1500mm. Cada metro de altura contendrá
1.77 m3 de liquido. Cada mm de altura contendrá 1.77 litros.
Unidades Sistema Ingles- El diámetro es 60 pulgadas. Cada pie de altura contendrá 3.5 barriles.
Cada pulgada de altura contendrá 12.3 galones
VOLUMEN DE LIQUIDOS CONTENIDOS
EN SEPARADORES VERTICALES
TABLA 2
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SEPARADORESFecha Emisión : ENE-10Edo. Revisión : 1.0
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Ejemplo:
Determine la capacidad liquida del siguiente separador vertical de gas-aceite crudo
Unidades SI Unidades Sistema Ingles
Diametro 1800 mm 72 inch
Altura del liquido 1.2 mm 4 ft
Solucion:
1. Volumen de liquido de acuerdo a la Tabla 2 (2.54m3/m)(1.2m) (5.04bls/ft)(4ft)
=3.048 m3 =20.16 bls
2. Tiempo de residencia (Tabla 1) 3 min. 3 min.
Volumen por minuto de residencia 3.048/3 20.16/3
=1.016 m3/min =6.72 bls/min
Capacidad Liquido/hr =1.016X60=60.96 m3/hr =6.72X60=403.2 bls/hr
Capacidad Liquido/dia 60.96X24= 1463 m3/d 403.2X24= 9677 bls/d
Para determinar la capácidad de un separador de 3 fases de gas/aceite crudo/agua, el tiempo de residencia
de 5 minutos fue usado para determinar el volumen de cada liquido.
Ejemplo:Determine la capacidad de agua y aceite crudo a manejar del siguiente separador de produccion:
Unidades SI Unidades Sistema InglesDiametro del separador 2400 mm 96 inch
Altura del aceite crudo en la camara liquida 0.9 m 3 ft
Altura del agua en la camara liquida 1.5 m 5 ft
Unidad de volumen de separacion (Tabla 2) 4.52 m3/m 8.96 bls/ft
Volumen en la seccion de aceite crudo 4.52X0.9 8.96X3
= 4.068 m3 = 26.88 bls
Volumen / 5 min de tiempo de residencia 4.068/5 26.88/5
= 0.8136 m3/min =5.38 bls/min
2. Capacidad de líquido.
La capacidad para el manejo de líquidos
depende del diámetro, altura del líquido en
el separador, y el tiempo de residencia. El
procedimiento es el siguiente:
1.
Use la tabla 2 para determinar el
volumen del líquido en el recipiente con
su diámetro y altura del líquido.
2.
Divida en volumen del liquido
determinado en el paso uno entre el
tiempo de residencia determinado en lapág. 14, este te dará la capacidad de
liquido por minuto.
3.
Multiplique la capacidad del paso dos
por 60 para obtener el flujo permitido
por hora, o multiplique por 1440 para
obtener el flujo por día.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE SEPARADORES VERTICALES
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Unidades SI Unidades Sistema Ingles
Capacidad de aceite crudo por dia 0.8136 X 1440 5.38 X 1440
= 1171.6m3/d = 7747 bls/d
Volumen en la seccion de agua 4.52 X 1.5 8.96 X 5
= 6.78 m3 = 44.8 bls
Volumen / 5 min de tiempo de residencia 6.78/5 44.8/5
=1.356 m3/min = 8.96 bls/min
Capacidad de agua por dia 1.356 X 1440 8.96 X 1440
= 1952.64 m3/d = 12,902 bls/d
Problema 5
Determine la capacidad de liquido diaria de un separador vertical de gas/aceite crudo que tiene un diametro de
2100 mm (84 inches) cuando el nivel de liquido es de 1.8 m (6 ft).
Problema 6
Determine la capacidad de gas del siguiente separador horizontal de Gas/aceite crudo que opera
a la mitad de la capcidad de liquido.
UNIDADES SI SISTEMA INGLESPresion 5500 kPa 800 psi
Densidad/Gravedad del liquido 800 kg/m3 40° API
Diametro 2400 mm 96 in
Capacidad del Gas:
B. Capacidad de los separadores
horizontales.
Los mismos factores para determinar la
capacidad de los separadores verticales son
aplicables a los separadores horizontales:
tamaño del recipiente, presión, densidad del
líquido y tiempo de residencia. Además, el
nivel del líquido afectara el espacio para laseparación del vapor y el volumen del
líquido. Muchos separadores horizontales
operan con un nivel líquido en o cerca del
centro del recipiente.
Entonces, la mitad del recipiente está
disponible para la separación del vapor y la
mitad para el tiempo de residencia del
líquido.
1. Capacidad de gas.
Las graficas en las siguientes páginas son
usadas para determinar la capacidad demanejo de gas de un separador horizontal
operando a la mitad de lleno de líquido con
un plato deflector a la entrada y un
separador de niebla. Los ejemplos en cada
grafica ilustran su uso.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE SEPARADORES HORIZONTALES
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Ejemplo:Un separador horizontal que opera a 7500 kPa con un líquido con una densidad relativa de 0.7 y un
diámetro interior de 2100 mm tiene una capacidad de gas de 6 millones m3/d.
CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES
UNIDADES SI
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
CAPACIDAD DE GAS DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES
UNIDADES INGLESAS
Ejemplo:
A una presión de 1000 psi con un líquido de 40 API y 84 pulgadas de diámetro interior, la capacidad es de240 mm cf /d
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
2. Capacidad de manejo del líquido.
La capacidad de manejo de líquido de un
separador operando a la mitad de llenado es
la mitad de lo que se muestra en la tabla 2 en
la pag. 19, mas el 10% por el volumen en las
cabezas.
En otro punto: aun cuando el agua este
presente el área de separación del vapor está
basada en la diferencia en gravedad del gas y
el aceite, y no en la del gas y agua. El agua es
más pesada que el aceite, y por lo tanto, esta
se separara más rápido del gas que del
aceite. Por lo tanto es más difícil separar gas
del aceite, nosotros diseñamos separadores
bajo este principio, y al agua caerá antes que
el aceite lo haga.
Por otra parte: aun cuando el agua este
presente, el área de separación de vapor
está basada en la diferencia de gravedades
del gas y el aceite, y no en las del gas y agua.
El agua es más pesada que aceite, y
consecuentemente, este podar ser separado
más rápido del gas que del aceite. Partiendo
de este punto es más difícil separar el gas del
aceite, diseña el recipiente bajo esta base, y
el agua será separada antes de que el aceite
lo haga.
C.
Selección de internos de los separadores.
Dispositivos internos son usados para
incrementar la velocidad del proceso de
separación para reducir el tamaño y el costo
del separador. Una apropiada selección de
internos puede reducir el costo de
separación hasta en un 50%. Sin embargo,
una mala selección de internos puede
reducir la capacidad del separador hasta en50%.
Muchos de los dispositivos internos son
instalados en la sección de vapor para
remover las gotas de líquido del gas. Los
procedimientos para el cálculo de la
capacidad de un separador previamente
DETERMINACION DE CAPACIDAD DE UN SEPARADOR
HORIZONTAL
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
discutidos fueron basados en separadores
que contienen un separador de niebla y un
plato de flector. La capacidad seráaproximadamente 20% menos si no está
instalado el separador de niebla u otro
dispositivo coalescente en la sección de
vapor. La capacidad es aproximadamente
10% más si platos coalescentes u otros
dispositivos semejantes son instalados a
demás del separador de niebla.
La selección de dispositivos internos
dependerá principalmente de la composicióny calidad de la corriente de entrada al
separador. Dispositivos coalescentes no
deberían ser instalados si hay una
probabilidad de que ellos lleguen a ser
obstruido con cera, arena, hidratos o
productos corrosivos. Un separador de niebla
de acero inoxidable puede ser instalado en
una corriente de gas corrosivo sin el riesgo
de llegar a obstruirse con productos
corrosivo. Sin embargo, platos coalescentes,venas de rectificación y dispositivos
centrífugos no deberían ser usados cuando
exista la posibilidad de incrustaciones de
suciedad, cera, o hidratos.
Los dispositivos centrífugos son altamente
efectivos para remover niebla del gas tanto
como el flujo del gas sea lo suficiente para
mantener la velocidad en el elemento
centrífugo. La entrada de baches de líquidos
al separador pueden afectar los beneficios de
un dispositivo centrífugo. Estos dispositivos
son más efectivos cuando la corriente de
entrada es normalmente gas fluyendo en un
flujo constante.
Los rompedores de vórtice deben ser
instalados en cada línea de salida de líquido.
Sin este dispositivo, un efecto embudopuede ocurrir cuando el liquido es expulsado,
y el gas fluirá fuera a través del embudo con
el liquido.
Un plato deflector de entrada es otro
dispositivo interno que es usado en casi
todos los separadores. Este dispositivo
previene que el liquido fluya fuera a la mitad
del recipiente y de este modo reduce la
efectividad del espacio de separación devapor.
Una coraza del flotador debe ser instalada en
todo separador que contenga un flotador
interno usado para el control de nivel del
recipiente. Si el flotador se encuentra en una
jaula externa (pierna de control), no se
requiere protección dentro del recipiente.
Se deben instalar purgas en el fondo de los
separadores si existe alguna probabilidad deacumulación de arena o suciedad en el
mismo. Esto es más frecuentemente usado
en separadores en cabezas de pozos para
remover la arena producida en el pozo.
La siguiente tabla muestra la aplicación y
limitaciones de varios dispositivos internos.
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Tabla # 4
Aplicación de Dispositivos Internos Usados en Separadores
DISPOSITIVO INTERNO PROPOSITO DEL DISPOSITIVO O SITUACION DONDE ELDISPOSITIVO NO DEBE SER USADO
Removedor de neblina a)
Remover liquido en forma de neblina en el gas
b)
Romper las emulsiones agua – aceite
c)
No se usan en condiciones donde ceras, suciedad o
hidratos puedan estar presentes
Plato deflector a)
Separar líquidos del gas a la entrada del separador
b)
Son usados en todos los servicios
Plato coalescente a)
Remover líquidos en forma de niebla del gas
b)
Separar el aceite del agua
c)
No se usan en condiciones donde ceras, suciedad o
hidratos puedan estar presentes
Aletas rectificadoras a)
Remover líquidos en forma de niebla del gas
b)
Separar aceite del aguac)
No se usan en condiciones donde ceras, suciedad o
hidratos puedan estar presentes
Elementos filtrantes a)
Remover partículas solidas del gas o líquidos
b)
Separar el aceite del agua
c)
Remover neblinas del gas
d)
No se usan donde pueda haber presencia de ceras o
hidratos
Materiales coalescentes a)
Separar aceite del agua
b)
No se usan si hay presencia de ceras
Dispositivos centrífugos a)
Separar gas de líquidos
b)
No se usan si hay presencia de ceras o suciedadc)
No se usan en corrientes de gas intermitentes
Bafles horizontales a)
Usados usualmente en recipientes gas – liquido
grandes, donde se puedan presentar olas internas
Rompedores de Vortex b)
Usados en todas las boquillas de salida de líquidos en
separadores gas – liquido
c)
No se necesitan si el separador opera inundado
Coraza del flotador a)
Usado cuando un flotador interno se encuentra
presente
Purgas y conos de arena b)
Usados cuando hay sólidos presentes
Problema 8Liste tres dispositivos internos que deben ser usados en separadores gas-líquido donde
no haya posibilidad de presencia de ceras o hidratos:
___________________ , _____________________ , ______________________
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IV. –APLICACIÓN
Los separadores son una parte vital de casi toda operación de proceso. La aplicación más común
en el campo petrolero es segregar gas, aceite y agua de cada otro. Cada uno de los tres fluidos
debe estar libre virtualmente al 100 % de cada uno de los otros, para así alcanzar su máximo valor
comercial.
El liquido debe ser removido de una corriente de gas para evitar la acumulación de este en las
partes bajas de las líneas de transporte y así restringir el flujo de gas. Si el gas requiere de
procesamiento en una planta deshidratadora o endulzadora, los líquidos deben ser eliminados
para evitar serios problemas de operación en estas plantas. El aceite crudo debe estar libre de gas
para que los tanques de almacenamiento no sean peligrosos debido a fugas de gases. El contenido
de agua en el aceite debe ser bajo para prevenir una disminución de valor.
Por razones ambientales y de conservación de energía, es necesario remover el aceite del aguadescargada de cualquier operación de proceso.
Una lista de aplicaciones de separadores sería interminable, y no tendría caso tratar de realizarla.
En su lugar, la tabla siguiente muestra las aplicaciones más comunes de los separadores verticales
y horizontales.
APLICACIONES COMUNES DE SEPARADORES HORIZONTALES Y VERTICALES
TIPO APLICACION
Horizontal 1.
Corrientes con altas relaciones Gas – Aceite
2.
Separación aceite – Agua donde se requieran tiempos
de residencia largos
Vertical 1.
Corrientes con baja relación Gas – Aceite
2.
Donde se debe obtener un nivel de liquido alto para
prevenir que una bomba cavite, o para mantener un
sello de liquido
La designación de alto o baja relación de Gas – Aceite es más bien arbitraria. Los siguientes casos
son instancias especificas en donde las relaciones altas o bajas de Gas – Aceite pueden usualmente
ocurrir.
BAJA RELACION GAS - ACEITE ALTA RELACION GAS - ACEITE1.
Corrientes provenientes de pozos de
aceite
2.
Tanques de flasheo en plantas de
endulzado y deshidratación
3.
Acumuladores de reflujo en
fraccionadoras
1.
Corrientes provenientes de pozos de
gas
2.
Separadores de gas en línea
3.
Separadores de succión de
compresores
4.
Separadores de gas combustible
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
APLICACION
SEPARADOR GAS – LÍQUIDO Y SEPARADORES DE SUCCION EN CORRIENTES DE GAS DE SUCCION A COMPRESORES
FILTROS – SEPARADORES EN ESTACION DE COMPRESION DE GAS
SEPARADORES A BOCA DE POZO EN INSTALACION DEPRODUCCION DE GAS
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
V OPERACIÓN
PROCEDIMIENTOS DE ARRANQUE
Si los recipientes están llenos de aire en el
momento del arranque, deben ser purgados
y desplazados con gas de hidrocarburo
previo al arranque. Si las bridas o conexiones
en el tanque fueron abiertas durante el
tiempo que estuvo fuera de operación,
deben hacerse pruebas para detectar fugas
previas a la puesta en operación.
A. Arranque
1.
Si el tanque esta vacio, cierre las
válvulas de bloqueo localizadas en
cada una de las salidas de liquido,
para prevenir posibles fugas a través
de las válvulas de control de las
líneas
2.
Si el tanque tiene un controlador de
presión, este debe ser ajustado a un
75% del punto de ajuste normal de
presión, y lentamente irincrementándolo hasta llegar al
punto de ajuste normal de operación
después que el tanque ha sido
puesto en servicio.
Esto prevendrá que los dispositivos
de relevo de sobrepresión se
accionen en caso de que el
controlador este desajustado y
permita que la presión seincremente por arriba de la normal
de operación.
3.
Si el tanque tiene un paro por bajo
nivel, estos deben ser desactivados o
debe ser añadido liquido al tanque
hasta un nivel por arriba del nivel de
paro.
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
4.
Revise las líneas de flujo para verificar que el sentido de flujo este correcto y se dirijan a la
locación apropiada.
5.
Lentamente abra la válvula de la corriente de entrada al tanque
6.
Cuando el nivel de liquido se incremente y alcance el rango del controlador de nivel,
coloque el controlador de nivelen servicio, y abra las válvulas de bloqueo que fueron
cerradas en el paso 1.
7.
Ajuste los controladores de nivel y presión para estabilizar su operación a sus puntos
normales de ajuste.
Problema 9
Enliste la secuencia de arranque de arranque apropiada para un separador
a. Abra la válvula de proceso de entrada
b. Abra la válvula de salida de liquido del separador
c. Ajuste el controlador de presión a 75% de su punto de ajuste normal
d. Desactive el dispositivo de paro por bajo nivel
PROCEDIMIENTO DE PAR
B. Paro
Cierre una válvula en la corriente de entrada
Cierre válvulas en la descarga de líquidos
para prevenir fugas de líquidos
Si el tanque debe ser drenado, abra la línea
de bypass de las válvulas de control de nivel,
o ajuste el controlador de tal manera que la
válvula de control permanezca abierta hasta
que el tanque se haya drenado. Cierre las
válvulas de bloqueo en las líneas de salida de
líquidos tras el drenado. Si el recipiente debe
ser depresurizado, cierre una válvula de
control en la línea de salida de gas.
Despresurice el tanque abriendo una válvula
en la línea de el tanque hacia el sistema de
venteo de la instalación. Si es posible, deje
una pequeña presión positiva en el tanque
mientras este fuera de servicio para prevenir
que se introduzca aire al mismo y así evitar
que sea purgado previo a la puesta en
operación.
PROCEDIMIENTO DE PARO DEL SEPARADOR
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Problema 10
Enliste la secuencia apropiada para detener la operación del separador
a. Drenar el liquidob. Depresurizar
c. Cerrar la válvula de entrada
OPERACIONES DE RUTINA
C. Operaciones de Rutina
1.
Las revisiones de operación rutinarias
son observar los varios instrumentos
indicadores de nivel presión,
temperatura e instrumentos de control
de flujo para verifica que estén indicando
y controlando dentro del rango
apropiado.
2.
Las válvulas de control operadas por
diafragma deben ser corridas
ocasionalmente para verificar que abran
y cierren totalmente sin restricciones.
3.
Los cristales de las mirillas de nivel deben
ser drenados periódicamente para
prevenir que suciedad se acumule en las
líneas o válvulas de los instrumentos, y
esto cause una lectura errónea.
4.
Si los tanques tienen filtros o cámaras
coalescentes, la caída de presión a través
de ellos debe ser vigilada por si se
presenta un incremento que indica una
acumulación de partículas solidas, y la
necesidad de limpiar o reemplazarlos.
Una situación interesante es cuando los
eliminadores de neblina se bloquean, lo cual
causa una caída de presión alta a través de
ella.la presión en la cámara de gas en el
extremo de salida del eliminador de neblina
es varias psi más baja que en la entrada. El
resultado de esto es que el liquido en el
tanque es succionado hacia arriba a través
de la línea de dren y abandona el tanque por
la salida del gas. El extremo de la línea de
dren se encuentra bajo el nivel de líquido así
que el gas no brincara el eliminador de
neblina fluyendo a través de la línea de dren.
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REVISIONES DE OPERACIÓN DE RUTINA
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
CONTROL
D. Control
Los separadores tienen dos puntos mayores
de control.
1.
Control de presión.
2.
Control de nivel.
Cada control será tratado por separado.
1. Control de presión.
La capacidad del gas de un separador se
incrementa si se incrementa la presión
de operación. Consecuentemente la
presión en un separador debe
mantenerse tan alta como sea posible en
orden de conseguir la mejor separación.
Incrementando la presión reduce el
volumen actual de gas, y por lo tanto
reduce la velocidad del gas en el
tanque.la presión es regulada con un
controlador de presión que regula el
flujo de gas abandonando el tanque.
2. Control de nivel
a) Separadores bifásicos
El punto al que se mantenga el nivel de
líquido en el separador puede tener un
efecto significativo en la operación del
tanque, particularmente en un separador
horizontal. El nivel del líquido necesita ser
suficientemente alto para que el volumen de
líquido en el tanque provea el tiempo de
residencia deseado para que las burbujas de
gas se desprendan del líquido. Si el nivel de
líquido es demasiado alto, el tiempo de
residencia del mismo será más del requerido.
Esto no afectara la calidad del líquido que es
retirado del tanque, pero reducirá el espacio
de desentrelazado del gas, y puede resultar
en arrastre de líquidos en la corriente de gas
a la salida.
Si el gas fluye a un compresor, planta de
deshidratación, o unidad endulzadora, el
contenido de líquidos (neblinas) debe ser el
más bajo posible. Puede tener consecuencias
de daño en válvulas de compresión, y
espumamiento en plantas de endulzamiento
y de deshidratación. Para minimizar la
formación de neblinas en el gas, el volumen
del espacio del desentrelazado del gas debe
estar al máximo. Esto se logra reduciendo el
nivel de líquido. Esto es de importancia muy
particular en los separadores horizontales
donde un pequeño cambio en el nivel tiene
un efecto muy grande en el espacio de
vapor.
Es casi siempre difícil determinar el tiempo
de residencia apropiado para permitir que
las burbujas de gas se rompan. Si el líquido
es descargado hacia un tanque atmosférico,
se puede dar una idea observando la
cantidad de gas que es venteada del tanque.
Si el gas dejando el separador fluye hacia
otro tanque de proceso, entonces el arrastre
de líquidos caerá en este otro. Si se nota que
existe arrastre de líquidos, generalmente se
evita disminuyendo el nivel de líquidos.
Generalmente el arrastre de líquidos en la
corriente de gas causara más problemas
operativos que las burbujas de gas en la
corriente de líquidos. Consecuentemente,
usualmente es mejor mantener el nivel delíquidos bajo más que alto en los
separadores horizontales.
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Este es un buen momento para pausar un
momento y comentar sobre los
controladores de nivel. La mayoría de los
controladores de nivel tienen un flotador
que está parcialmente inmerso en el líquido
del separador. Cuando el nivel en el
separador se eleva el controlador de nivel
censa el incremento y envía una señal a la
válvula de control en la salida de líquidos
para abrir y así permitir que más liquide fluya
fuera del tanque. De modo contrario, cuando
el nivel decrece, el controlador de nivel envía
señales a la válvula para que cierre.
La mayoría de los controles de nivel
mantendrán un nivel constante en el
separador en tanto el flujo del líquido sea
cercano a una constante. Sin embargo, si el
flujo de líquidos se incrementa, el nivel del
separador se elevara y se mantendrá en su
punto más alto hasta que disminuya el flujo,
o hasta que el punto de ajuste en el
controlador sea disminuido.
Si el controlador de nivel está equipado con
un mecanismo de restablecimiento (reset), el
controlador mantendrá un nivel de líquidos
constante dentro del separador. Sin embargo
la mayoría de los controladores usados en el
campo de aceite y gas no poseen un
dispositivo de restablecimiento, y el nivel
cambiara cada vez que hay un cambio en el
valor del flujo.
Como se menciono antes, cuando la
velocidad de entrada de flujo aumenta, el
nivel en el separador se incrementa, y
permanece en alto nivel en tanto el alto flujo
continúe. No regresara a su posición normal
a menos que el controlador posea un
restablecimiento, o un operador cambie el
punto de ajuste de nivel. Si el flujo de líquido
disminuye, el nivel disminuirá y permanecerá
bajo en tanto el flujo continúe bajo.
Otra mención de los controladores de nivel:
la mayoría de los controladores tienen un
ajuste de banda proporcional que regula la
proporción de respuesta de un instrumento
CONTROLES TIPICOS DE UN SEPARADOR
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
cuando ocurre un cambio de nivel. La
mayoría de las bandas proporcionales van de
un rango de 0 a 100 %, cuando la banda es
ajustada cerca de 0, un cambio ligero en el
nivel abrirá o cerrara por completo la válvula
de control de nivel; con un ajuste de 100 %,
el nivel debe moverse desde el fondo del
flotador hasta lo alto del mismo para que la
válvula de control se mueva de totalmente
cerrada a totalmente abierta. Los efectos de
los ajustes de la banda proporcional son:
a)
En un ajuste alto (75%) obtendrá un
flujo constante de líquido a través de
la válvula de control, pero el nivel en
el tanque variara. Este ajuste
generalmente es deseable cuando el
líquido va hacia otro tanque de
proceso.
b)
Un ajuste de banda proporcional
baja (5 – 15%) nos dará un nivel
constante, y el flujo a través de la
válvula de control variara. Este ajuste
se usa cuando el líquido va hacia un
tanque de almacenamiento o una
fosa de deshechos.
1. Control de nivel de un separador de
tres fases.
Un separador de tres fases es aquel en el que
los flujos de salida son gas y dos líquidos. En
la mayoría de los separadores de tres fases,
uno de los líquidos es el petróleo; el otro es
por lo general de agua, pero puede ser de
glicol, salmuera, amina, o cualquier otro
líquido que no es soluble en aceite. Para
nuestro análisis, supondremos que son el
petróleo y el agua. Los principios de
funcionamiento serán los mismos para
cualquiera de los dos líquidos que no son
solubles entre sí. El termino corte de agua se
utiliza en el campo petrolero para indicar el
porcentaje total de líquido que es agua. Un
20% de corte agua sería de 20% de agua y
80% de aceite. Un corte de agua baja por lo
general significa menos del 10% de agua, un
alto corte de agua es superior al 50%.
1. Control de nivel en separador
vertical de 3 fases
Las configuraciones más comunes para los
controladores de nivel para separadores
verticales son mostradas en las figuras de
abajo. Cada uno de los tanques tiene dos
controladores de nivel: uno para retirar el
aceite y uno para retirar el agua. En lailustración de la izquierda, el nivel de agua es
controlado en la interfaz de agua y aceite.
Este es el peor caso para un punto de ajuste,
porque rara vez es una capa limpia de aceite
sobre una capa limpia de agua.
CONTROL DE NIVEL EN SEPARADORES
VERTICALES DE 3 FASES
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
El agua que entra al tanque debe caer a
través de la capa de aceite hasta asentarse
en el fondo. Pequeñas gotitas de agua toman
más tiempo para concentrarse en la capa de
aceite que se encuentra justo sobre la de
agua. Pequeñas gotitas de aceite tratando de
elevarse en el agua se concentraran en la
parte alta de la capa de agua. Para empeorar
las cosas, suciedad y limaduras en el sistema
se hundirán en la capa de aceite pero
flotaran en la de agua. Así es como la interfaz
generalmente tiene varios centímetros de
espesor de emulsión agua – aceite y
suciedad. La cual es llamada coloquialmente
cadena. Esto hace difícil determinar lalocalización de la interfaz.
Si una de las conexiones del cristal de nivel
está en la capa de la cadena, el cristal se
puede llenar con este material, y la interfaz
puede perderse. Cuando esto ocurre la capa
de la cadena debe ser drenada del tanque.
El liquido en el cristal de nivel es agua y aceite limpio. La capa
de la cadena no se muestra en el cristal de nivel.
Si el flotador en el control de nivel de agua
está inmerso en una capa de basura y
emulsión, puede que no distinga la diferencia
de densidad entre el aceite y el agua. Y no
operara apropiadamente.
El tanque de la página anterior a la derecha
supera el control de interfaz agua – aceite. El
agua que cae al fondo fluye abajo un plato y
entra a la cámara de agua. Donde un
controlador de nivel regula su desalojo. La
localización de la interfaz agua – aceite es
controlada variando el nivel en la cámara de
agua. Cuando el nivel en la cámara de agua
varia, la interfaz agua – aceite variara de 3 a
5 veces más, dependiendo de la diferencia
de densidad entre el aceite y el agua.
Cuando una de las conexiones se encuentra en la cadena, la
mayoría de los cristales de nivel se inundan con basura y no es
visible la interfaz aceite – agua
En ambos de los casos previamente vistos, el
nivel del aceite es siempre constante. Así es
como, los volúmenes relativos de agua y
aceite dependen de la localización de la
interfaz.
La calidad de cuales quiera de los dos
líquidos es determinada, y el nivel de la
interface es ajustado lo que sea necesario.
Por ejemplo: el examen de aguas muestra un
bajo contenido de aceite, pero el examen de
aceite muestra un contenido alto de agua. En
este caso, el volumen de asentamiento de
aceite necesita ser aumentado. Esto se hace
reduciendo el nivel del agua (y de interfaz).
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
Los flotadores del controlador de nivel se
muestran dentro de los tanques en los
dibujos, con propósitos ilustrativos. En la
mayoría de los casos, el flotador se localiza
en una jaula montada en el exterior del
tanque.
2. Control de nivel en separador
horizontal de 3 fases
Los controles de nivel más comunes para
separadores horizontales se muestran abajo.
El dibujo superior es el menos deseable, y el
dibujo inferior es el más deseable en los dos
últimos diagramas. La posición del vertedero
fija la parte alta de la capa de asentamientodel volumen de aceite. El vertedero es casi
siempre es muescado como se muestra en
los diagramas de la siguiente pagina. A bajos
flujos de aceite, el nivel del aceite esta cerca
del fondo de la muesca. En tanto el flujo de
aceite aumenta, el nivel de aceite también.
La muesca esta dimensionada de tal modo
que el nivel estará a lo alto del vertedero a
flujo máximo de aceite.
El volumen relativo de asentamiento de el
aceite y el agua son variados cambiando el
nivel de la interfaz agua – aceite igual que en
los tanques verticales. Un controlador de
nivel de interfaz se usa en los arreglos de lo
alto y de en medio. El nivel en la cámara del
agua controla la localización de la interfaz en
el arreglo del fondo. El nivel de la interfaz se
debe reajustar cuando los análisis aplicados
al agua y al aceite nos indican la necesidad
de un cambio en el tiempo de asentamiento
para uno de los líquidos.
CONTROLES DE NIVEL EN SEPARADORES
HORIZONTALES DE 3 FASE
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
A bajos flujos de aceite, el nivel del mismo se encuentra cerca
del fondo de la muesca en el vertedero
Cuando se incrementa el aceite, el nivel del mismo se
incrementa
SECCION TRANSVERSAL DE UN SEPARADOR CON VERTEDERO MUESCADO
Problema 11
En un separador de 3 fases, los volúmenes relativos de aceite y agua son cambiados por:
VI RESOLUCION DE PROBLEMAS
La causa de un problema operativo es fácil
de encontrar por un proceso de eliminación
de causas. Cada evento que puede causar un
problema es revisado hasta que se encuentre
la causante del mismo. La secuencia
apropiada de eliminación de causas en la
mayoría de los casos es la misma, revisar
primero las mas fáciles. Estas son
instrumentos: indicadores de presión,
posicionadores de válvulas de control,
presiones de salida de los controladores,
cristales de nivel, medidores de flujo, etc.
Cuando se realicen estas verificaciones, se
debe asegurar que los instrumentos están
trabajando apro-piadamente, y no están
dándonos lecturas falsas. Ya que las causas
probables más fáciles hayan sido verificadas
y eliminadas, se procede a verificar las
causas mas difíciles.
Otra parte importante de la solución de
problemas es mantener una perspectiva
amplia del proceso en sí, y no solo del equipo
con problemas. Los trastornos al final de una
planta muy a menudo afectan al proceso en
el inicio. Encuentre la fuente del problema
antes de tomar acciones correctivas.
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS POR ACARREO DE LIQUIDOS EN LACORRIENTE DE GAS DE SALIDA
CAUSA DEL ARRASTRE PROCEDIMIENTO
1.
Alto flujo de gas a la entrada Revise el flujo de gas y estrangule de ser
necesario a el flujo de diseño
2.
Alto nivel de líquidos que reduce elespacio de desentrelazado de vapor
Revise el nivel de líquidos. Ventee el tubo delcristal de nivel. Reduzca el nivel a su nivel
máximo de diseño.
3.
Los platos coalescentes, eliminador
de neblinas, o dispositivo centrifugo
se encuentran tapados
a)
Revise la temperatura y presión para
determinar si se ha formado un
hidrato. Reduzca la presión para
fundir el hidrato.
b)
Mida la caída de presión a través del
dispositivo, esta debe ser menor a 15
kPa (2 psi). Si la caída de presión es
igual a cero, el dispositivo puede
haberse soltado de su montura. Lamedición de la caída de presión debe
realizarse en condiciones de flujo de
gas de diseño. Altas caídas de presión
significan taponamientos. Inspec-
cione internamente y limpie de ser
necesario.
4.
Oleaje excesivo en liquido Instale barras rectificadoras horizontales.
5.
La presión de operación se encuentra
por debajo de la de diseño
Revise la presión e increméntela a la de
diseño del tanque, o reduzca el flujo de gas
en proporción a la reducción en la presión.
6.
La densidad del liquido es menor que
la de diseño
Compruebe la densidad del liquido. Si es
menor que la de diseño, el flujo de gas
deberá ser recortado en proporción a la
reducción en la densidad.
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS POR INHABILIDAD DE MANTENER UN NIVLCONSTANTE DE LIQUIDOS
CAUSA DE NIVEL VARIABLE PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS
1.
El flotador se encuentra cubierto
totalmente con liquido. El
controlador tiene una presión desalida constante alta (15 psi).
a)
Limpie las piernas de las mirillas de nivel
para obtener una lectura más acertada.
b)
Si la jaula del flotador es externa,púrguela para asegurarse que las
conexiones de la misma no se
encuentren bloqueadas.
c)
Cuando las mirillas de nivel y la jaula del
flotador estén limpias, verifique si el
flotador está cubierto por el liquido.
d)
Drene manualmente el tanque para
asegurarse que el flotador se sumerja en
un 50%.
e)
Ponga el controlador de nivel en servicio.
2.
El nivel del liquido se encuentra pordebajo del flotador. El controlador
tiene una presión de salida constante
baja (3 psi). NOTA: los controladores
de nivel no trabajaran
apropiadamente si el liquido se
encuentra por encima o bajo de ellos.
El flotador debe estar parcialmente
sumergido en el liquido para que el
controlador opere apropiadamente.
a)
Realice los pasos a y b del cuadroanterior.
b)
Cierre la válvula en la salida de líquidos
para permitir que el nivel se eleve hasta
que el flotador este sumergido un 50%
en el liquido.
c)
Ponga el controlador de nivelen servicio.
3.
La tasa de flujo de liquido ha
cambiado
a)
Si el controlador de nivel no tiene reset,
el punto de ajuste del controlador
deberá ser cambiado cada vez que la tasa
de flujo varié significativamente.
b)
Si el controlador tiene reset, este puede
ser ajustado para que se haga cargo de
los cambios en la tasa del flujo.
4.
El liquido entra al tanque en baches,
el controlador de nivel no reacciona
lo suficientemente rápido para
drenar el liquido.
a)
Reduzca el punto de ajuste del
controlador de nivel.
b)
Reduzca el ajuste de la banda
proporcional.
c)
En algunos casos puede ser útil instalar
un posicionador en el control de nivel
para conseguir que la válvula abra masrápido.
5.
El oleaje interno está causando que el
flotador interno se mueva.
Instale un escudo de flotador o mueva el flotador
a una pierna de control externa.
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¡Soluciones Integrales Que Dan Resulta
PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS POR INHABILIDAD DE MANTENER UN NIVLCONSTANTE DE LIQUIDOS
CAUSA DE NIVEL VARIABLE PROCEDIMIENTO DE SOLUCION DE PROBLEMAS
6.
La válvula de control de nivel no está
operando apropiadamente.
a)
Verifique la acción de la válvula, que no
esté cerrando cuando deba abrir.
b)
Corra la válvula a sus posiciones decerrada y abierta para verificar que la
tensión de el resorte sea la apropiada, y
que no se encuentra calzada.
c)
Verifique el flujo a través de la válvula
con esta completamente abierta revise si
no tiene restricciones o taponamientos
en la línea.
d)
Ajuste la presión de aire de instrumentos
para cerrar la válvula, si continua el flujo,
los asientos o tapones de la válvula están
desgastados y deben ser reempla-zados.e)
Verifique fugas de aire en el ensamble
del diafragma, si están presentes esto
significa diafragma dañado y necesita ser
reemplazado.
7.
El controlador de nivel no muestra
respuesta alguna a un cambio en el
nivel del tanque.
a.
El flotador ha caído.
b.
El brazo del flotador se ha
soltado del tubo de torque.
c.
El tubo de torque ha fallado.
a)
El controlador de nivel tiene una presión
de salida constante alta (usualmente 15
psi).
b)
Repare el controlador.
8.
El flotador en la interfaz agua – aceite
está totalmente sumergido en
emulsión.
a)
Verifique la emulsión en el tanque
drenando alguna línea que se encuentre
cerca del flotador.
b)
Drene la emulsión del tanque si esta está
presente.
9.
La densidad del aceite ha cambiado,
así que el flotador no responde a un
cambio en el nivel del aceite.
a)
Compruebe la densidad del aceite.
b)
Si esta es diferente que la de diseño del
tanque, consulte con un proveedor de
controles de nivel y reemplace el
flotador.
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SEPARADORESFecha Emisión : ENE-10Edo. Revisión : 1.0
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La mirilla de nivel que indica el nivel del líquido, es quizá el dispositivo más importante en la
operación del separador. Es también uno de los dispositivos que más fácilmente son afectados por
la suciedad y limaduras, tapándose y dando una lectura errónea como consecuencia. Las mirillas
de nivel deben ser limpiados con escobillón o alguna solución química apropiada en intervalos
frecuentes; y las válvulas de las mirillas deben ser venteadas para prevenir la acumulación de
residuos y suciedad en ellas.
Problema 12
a)
Enliste 3 causas de acarreo de líquidos en el gas de salida.
1.
2.
3.
b)
Enliste 5 causas de inhabilidad para mantener un nivel constante.
1.
2.
3.
4.
5.
Q