formulas y restricciones para el diseño de separadores bifasicos y trifasicos

SISTEMAS DE PRODUCCION DE CAMPOS PETROLEROS ING. VINICIO MELO

ECUACION PARA CALCULAR LA CAPACIDAD DEL GAS EN SEPARADORES BIFASICOS

……..ecuación 1

Donde:

d = diámetro interno del separador, medido en pulgadas.

Leff = longitud efectiva del separador (donde se produce la separación), medida en pies.

T = temperatura de operación, medido en °R.

Q = tasa de flujo de gas, medido en MMPCD.

P = presión de operación, medido en psia.

Z = factor de supercomprescibilidad del gas.

La constante K esta en función de las propiedades del líquido y del gas, además del tamaño de la gota a ser

separada de la corriente del gas, entonces K está definida como:

(

) ………..ecuación 2

Donde:

CD = coeficiente de fricción.

= densidad del gas, medido en libras/pie2

= densidad del líquido, medido en libras/pie2


La constante K puede obtenerse de la siguiente figura, para una separación de gotas de un diámetro de hasta 100

micras.


CALCULO DE LA CAPACIDAD DEL LÍQUIDO

……… ecuación 3

Dónde:

tr= tiempo de residencia deseado para el líquido en minutos.

Ql= tasa de flujo del líquido en BLD.

PROCEDIMIENTOS PARA DIISEÑAR SEPARADORES BIFASICOS:

1. Calcular los valores del diámetro y longitud efectiva, que satisfaga la capacidad del gas de acuerdo a la

restricción de la ecuación 1.

2. Calcular los valores del diámetro y longitud efectiva que proporcionen la capacidad del líquido y el tiempo

de residencia necesario, usando la ecuación 3.

3. Asumir un diámetro para el diseño final del separador, que no sea menor que 16 y mayor que 26.


ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL BIFASICO:


ESQUEMA DE UN SEPARADOR VERTICAL BIFASICO:


SELECCIÓN DE UN SEPARADOR VERTICAL U HORIZONTAL:

Los separadores horizontales son más eficientes en el manejo de grandes volúmenes de gas que los separadores

verticales. En la sección de separación gravitacional las gotas de líquido descienden perpendicularmente respecto

al flujo de gas, permitiendo que sean separadas más fácilmente da la fase continua de gas, además el área de

interface por obvias razones es mucho más grande que el separador horizontal, siendo más fácil que las burbujas

de gas que se desprenden del líquido cuando este se acerca al equilibrio, lleguen al espacio de vapor.

Por lo tanto los separadores horizontales serán preferidos para cuando se trate de un proceso de separación gas- líquido, sin embargo también tienen limitaciones y desventajas que pueden hacer conveniente escoger un separador vertical y son:

Los separadores verticales tienen un mejor manejo de sólidos, ya que la sección de descarga de líquidos puede ubicarse en el centro de la tapa del fondo para evitar que estos se acumulen y continúen hacia el siguiente separador o recipiente. Una opción válida es colocar un desagüe en dicho punto para paulatinamente eliminar los sólidos, mientras los líquidos son evacuados a un nivel ligeramente más alto. En un separador horizontal es necesario ubicar varios desagües a lo largo de la longitud del equipo y a una distancia cercana uno del otro, aun así los resultados han sido poco satisfactorios en operaciones de campo.

Los separados horizontales requieren de una mayor área plana para realizar la misma separación que los separadores verticales, esto puede ser una situación intrascendente en tierra, pero costa afuera tiene mucha importancia.

Los separados horizontales requieren de una mayor área plana para realizar la misma separación que los separadores verticales, esto puede ser una situación intrascendente en tierra, pero costa afuera tiene mucha importancia.


Pero adicionalmente la geometría horizontal del separador ocasiona que el dispositivo de cierre para nivel alto, este ubicado casi al mismo nivel que el de una operación normal, por lo cual una oleada interna puede causar que se active el dispositivo de nivel alto. En cambio un separador vertical puede ubicar el elemento de cierre mucho más arriba del nivel de operación normal y con esto permite que tengan un mayor tiempo de reacción ante una oleada del líquido. Se debe mencionar que los separadores verticales también tienen desventajas que se deben considerar al momento de la selección. Estas son: La válvula de alivio y algunos de los controles pueden tener dificultades al momento del mantenimiento sin

escaleras o equipos especiales. Podría haber la necesidad de remover el separador para transportarlo debido a las restricciones de altura.

Por lo general los separadores horizontales son más económicos y eficientes en cuanto a la separación normal de petróleo y gas, y particularmente donde existe la posibilidad de tener problemas con emulsiones, espuma o altas relaciones gas-petróleo GOR. Al contrario de los separadores verticales que funcionan mejor en aplicaciones de bajos GOR. DETERMINACION DE K EN FUNCION LA GE DEL GAS:

Donde: GE = gravedad especifoca del gas P= presión de operación. T = temperatura de operación.


SEPARADORES TRIFASICOS: PETROLEO, GAS Y AGUA: Los conceptos para el diseño de separadores que se han tratado en el caso de los separadores bifásicos, también se pueden aplicar a este tipo de separadores de tres fases, a la depuración y a la limpieza de gas. Comúnmente estos tres procesos son usados en el campo y particularmente se explicará la separación trifásica. Cuando el petróleo y el agua se unen con alguna intensidad y luego esta unión se la deja en reposo, al fondo del recipiente aparecerá una capa de agua libre relativamente limpia, la misma que ira variando en su altura de acuerdo con el tiempo, después de que transcurra este periodo de tiempo de reposo que varía entre tres y veinte minutos, los cambios en la altura del agua serán despreciables y la capa de agua se estabilizara. La fracción de agua que se obtiene de la separación gravitacional se denomina agua libre. Normalmente es conveniente separar el agua libre primero antes de empezar con el tratamiento de las demás fases. VARIACION DE LA ALTURA DE AGUA CON EL TIEMPO EN LA SEPARACION GRAVITACIONAL


SEPARADORES HORIZONTALES TRIFASICOS

Los separadores trifásicos son diseñados como recipientes presurizados, tanto en configuración horizontal como vertical. Un separador horizontal trifásico tipo free water knock out es mostrado en la figura 1. El fluido ingresa al separador y choca contra el desviador de flujo de entrada, este cambio brusco en la dirección y la velocidad de la corriente de fluido causa la separación inicial del gas y líquido. Generalmente el desviador o invertidor de flujo de entrada contiene un tubo de descenso que dirige al flujo de líquido por debajo de la zona de la interfase gas-petróleo y lo ubica cerca del nivel petróleo-agua. La sección de recolección del líquido del recipiente, proporciona el tiempo suficiente para permitir que el petróleo y la emulsión formen una almohadilla sobre el nivel de agua libre, la misma que se asienta al fondo del separador. En el separador horizontal típico se tiene un vertedero y controlador de interfase; el vertedero controla el nivel del petróleo y el regulador de interfase mantiene el nivel del agua. El petróleo se desnata por encima del vertedero; el nivel de petróleo después de pasar por el vertedero se controla mediante el regulador de nivel que opera la válvula de descarga de petróleo. El agua producida fluye a través de una boquilla ubicada antes del vertedero de petróleo. Un controlador de nivel de interfase, detecta la altura de la interfase agua-petróleo, este envía una señal a la válvula de descarga de agua, para que esta deje salir la cantidad correcta de agua del separador, y de esta forma se logra mantener la altura de diseño de la interfase agua-petróleo. La corriente de gas fluye horizontalmente y sale a través de un extractor de neblina, y hacia una válvula de control de presión que regula y mantiene constante la presión dentro del separador. El nivel de la interfase agua-petróleo puede variar desde la mitad hasta un 75% del diámetro, dependiendo de la importancia relativa de la separación gas-líquido, generalmente la configuración usada es de la mitad del diámetro y este criterio se usa para las ecuaciones de diseño de esta sección.


FIGURA 1 SEPARADOR HORIZONTAL DE TRES FASES


Si se quiere obtener la altura deseada de la capa de petróleo, el vertedero de agua debería instalarse a una distancia debajo del vertedero de petróleo, calculada al igualar las presiones hidrostáticas en el punto A obtenidas a la izquierda y a la derecha del compartimiento de petróleo:

Dónde: ho = altura de la capa de petróleo. hw = altura de la capa de agua. h´w = altura del vertedero de agua.


Entonces podemos realizar los calculas para determinar la diferencia de altura entre los vertederos de agua y petróleo. Así tenemos lo siguiente:

Que son fórmulas para la determinación de la altura del vertedero de agua y petróleo. Donde: ∆h= distancia entre el vertedero de petróleo y el vertedero de agua, pg ρo= densidad del petróleo en libras/pie3 ρw=densidad del agua en libras/pie3


CALCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN SEPARADORES TRIFASICOS

Dónde: d= diámetro interno del separador, medido en pulgadas. Leff = longitud efectiva del separador (donde ocurre la separación), medido en pies. T= temperatura de operación, medido en °R Qg = tasa de flujo de gas, MMPCD. P = presión de operación, medido en psia. Z= factor de supercomprescibilidad del gas K= constante

DETERMINACION DEL DIAMETRO Y LA LONGITUD EN FUNCION DEL TIEMPO DE RESIDENCIA

Dónde: Q w = tasa de flujo del agua, BPD. (t r )w = tiempo de residencia del agua, en minutos Q o = tasa de flujo del petróleo BPD (tr o) = tiempo de residencia del petróleo, en minutos


CALCULO DEL ESPESOR DE LA CAPA DE PETROLEO

Dónde: ho= espesor de la capa de petróleo en pulgadas ∆γ= diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo µ= viscosidad absoluta en cP Este espesor de la capa de petróleo es el máximo que puede permitirse y es una restricción para permitir que las gotas de agua todavía se puedan separar en el tiempo de residencia del petróleo. Para dm= 500 micras.

CALCULO DEL ESPESOR MAXIMO PARA UNA CAPA DE PETROLEO DE 500 MICRAS

CALCULO DE LA FRACCION DEL AREA DE LA SECCION TRANSVERSAL OCUPADA POR LA FASE DE AGUA


Dónde: Aw= área de la sección transversal ocupada por el agua A= área total del cilindro. Q w = tasa de flujo del agua, Bls Qo= tasa de flujo del petróleo, Bls t r w y t r o= tiempo de residencia del agua y tiempo de residencia del petróleo, minutos CALCULO DEL DIAMETRO MAXIMO


PROCEDIMIENTOS PARA DIMENSIONAR SEPARADORES DE TRES FASES 1. Seleccionar un tiempo de residencia para el petróleo (t ro) y para el agua (t rw). 2. Calcular (ho)max. Usar como dato valido que le diámetro de la gota de agua es de 500 micras en caso de que no exista otra información.

3. Obtener el valor de Aw/A. 4. Calcular ho/d. 5. Determinar dmax. 6. Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros menores al diámetro máximo, que puedan satisfacer las restricciones de la capacidad del gas. Usando un tamaño de gota de 100 micrones si ninguna información adicional está disponible. 7. Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros menores a dmax. Que cumpla con las restricciones de tiempos de retención del petróleo y del agua. 8. Escoger dimensiones aceptables. El diámetro debe estar entre 60 y 120 pulgadas.

formulas y restricciones para el diseño de separadores bifasicos y trifasicos

Documents