República Bolivariana de Venezuela

Ministerio del Poder Popular Para la Educación Superior

Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt”

Programa: Ingeniería y Tecnología

Proyecto: Ingeniería de Gas

Cátedra: Equipos I

Integrantes:

Maryeling Machado C.I.20331753

Neudimar Guerra C.I.22085096

Eliney Pérez C.I. 24810558

José Chirinos C.I.23.859.544

Anais Herrera C.I.24.621.261

Los Puertos de Altagracia, Agosto de 2014

ÍNDICE

-INTRODUCCION

1) Definición de separadores

2) Características de los separadores

3) Funciones que cumplen los separadores

4) Clasificación

5) Principio de operación

6) Tamaño de la partícula liquida en separadores

7) Separación por gravedad

8) Comparación entre separadores de crudo y depuradores de gas

9) Control en separadores

10) Diseño de recipiente de procesos

11) Asentamiento por gravedad

12) Coalescencia

13) Dimensiones y boquillas de un separador.

-CONCLUSION

-BIBLIOGRAFIA

INTRODUCCIÓN

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

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

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

del gas natural.

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

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

desde el yacimiento hasta las instalaciones superficiales, se reducen la

presión y la temperatura de estos fluidos, haciendo posible la separación del

gas de los hidrocarburos en estado líquido. Los regímenes varían desde uno

monofásico líquido hasta varios tipos multifásicos y, en algunos casos,

completamente gaseosos.

Para diseñar separadores es necesario tomar en cuenta los diferentes

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

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

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

fin de optimar el procesamiento y comercialización de algunos de ellos

(crudo, gas).

El separador representa la primera instalación del procesamiento. Un

diseño incorrecto de un recipiente puede traer como consecuencia una

reducción en la capacidad de operación de la totalidad de las instalaciones

asociadas con la unidad.

SEPARADOR

1.-CONCEPTO

Un separador es un recipiente de forma cilíndrica o esférica, de acero,

colocado en posición horizontal o vertical, que por lo general se utiliza para

disgregar la mezcla de hidrocarburo en sus componentes básicos, petróleo y

gas, provenientes del múltiple de producción. Adicionalmente el recipiente

permite aislar los hidrocarburos de otros componentes indeseables como la

arena, agua y en algunos casos espuma.

2.-CARACTERISTICAS DE UN SEPARADOR

-Disminuir la velocidad de flujo de la mezcla para permitir la separación

por gravedad de los diferentes componentes de la misma.

-Estar equipado con una salida superior para gas o vapores, una salida

inferior para líquidos y un orificio de limpieza en el fondo.

-Contar con un control de nivel que opere la válvula para la salida de

líquido, una válvula de seguridad en la parte superior, al igual que un

manómetro indicador de presión.

3.- FUNCIONES DE LOS SEPARADORES

•La energía del fluido al entrar al recipiente debe ser controlada

•Las tasas de flujo de las fases liquida y gaseosa deben estar

comprendidas dentro de ciertos límites, que serán definidos a medida que se

analice el diseño. Esto hace posible que la separación inicial se efectúe

gracias a las fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos.

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

serminimizada.

•Las fases líquidas y gaseosas; luego de ser separadas, no pueden

volverse aponer en contacto

•Las salidas de líquido deben estar provistas de controles de presión y

nivel

•Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben

en lo posible tener las provisiones para la remoción de los mismos

•El separador requiere de válvulas de alivio para evitar presiones

excesivas

•El separador debe poseer manómetros, termómetros y controles de

nivel

•Es conveniente que cada recipiente posea boquillas para inspección;

para ciertas dimensiones la ASME exige bocas de visita (manholes)

4.- CLASIFICACIÓN

Los separadores se pueden clasificar de varias maneras, dependiendo

de las fases que separan, de la forma, de la posición, de la utilización o

condiciones de trabajo, entre otros.

En cuanto a las fases que separan pueden ser bifásicos o trifásicos;

serán bifásicos si solamente separan gas y líquido, y trifásicos si separan

gas, petróleo yagua. Los bifásicos son más comunes y los trifásicos se usan

generalmente donde hay crudos livianos y no se presentan emulsiones.

En cuanto a la forma pueden ser cilíndricos o esféricos. Los cilíndricos

son los más comunes pero los esféricos son bastante usados en campos de

gas y cuando deben trabajar a presiones altas.

En cuanto a posición, esto se refiere a los separadores cilíndricos,

pueden ser verticales y horizontales; estos últimos pueden ser de un solo

cilindro o dos. Los verticales se usan cuando hay una RGL más bien baja y

en pozos que puedan tener producción de arena; los horizontales de un solo

tubo se usan cuando se tienen RGL altas pero una tasa líquida estable, y los

de dos tubos pueden manejar más fácil producciones altas, dan más tiempo

de reposo al líquido para extraerle el gas y pueden manejar más fácil

relaciones gas-líquido altas.

De acuerdo a su utilización, en una batería hay separadores de prueba,

y generales y separadores de alta y baja presión; estos dos últimos existen

cuando a una batería llegan pozos con presiones bastante altas y se

requieren dos o más etapas de separación, cada una a una presión menor

que la anterior.

Por configuración

Verticales

Horizontales

Esféricos

Por el número de fases

Bifásicos (gas-líquido o gas-crudo)

Trifásicos (gas-aceite-agua)

Tetrafásicos(gas, espuma, aceite, agua)

Por la presión de trabajo

Baja presión (10 hasta 225 psig)

Media presión (230 hasta 700 psig)

Alta presión (750 hasta 1500 psig)

Por la función

Separador de prueba

Separador de producción general

Separador de baja temperatura

Separador de medición

Separador de espuma

Verticales (Generalmente usado para bajo GOR) Control de nivel de

líquidos no crítico. Maneja grandes cantidades de arena y lodo. Fácil

limpieza. Gran capacidad para manejo de Líquidos. Menor tendencia a la re-

evaporación. Requiere un área menor para su instalación. Más costoso.

Mayor dificultad para transportar, Ensamblar y erigir en sitio. Requiere

grandes diámetros Para una capacidad dada de gas.

Horizontales (Generalmente usado para alto GOR) Mas barato que el

vertical. Fácil, para transportar, ensamblar y Erigir en sitio. Para una

capacidad de gas dada, Requiere un diámetro más Pequeño. Generalmente

reduce la turbulencia. Grandes superficies líquidas están Disponibles para

espuma | Requiere un área grande para su Instalación. El nivel de control de

líquidos es Crítico. Dificulta la limpieza de lodos, Arena y parafinas.

Esféricos (Generalmente usado para GOR intermedios) Más baratos

que los separadores Verticales y horizontales. Compacto. | Tiene limitada

capacidad para el Manejo de líquidos. El control de nivel de líquidos es

Crítico.

5.- PRINCIPIO DE OPERACIÓN

En el caso de mezclas gas-líquido, 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 así

una separación de las fases. Seguidamente, en la sección de decantación

(espacio libre) del separador, actúa la fuerza de gravedad sobre el fluido

permitiendo que el líquido abandone la fase vapor y caiga hacia el fondo del

separador (sección de acumulación de líquido). Esta sección provee del

tiempo de retención suficiente para que los equipos aguas abajo pueden

operar satisfactoriamente y, si se ha tomado la previsión correspondiente,

liberar el líquido de las burbujas de gas atrapadas.

Etapas de separación

· Sección Primaria

· Sección Secundaria

· Sección de Extracción de Neblina

· Segregación Final

Sección Primaria: la corriente de fluidos que entra al separador

proviene a alta velocidad, lo que ocasiona una turbulencia entre la fase

gaseosa y la fase líquida. 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 técnica la cual induzca una fuerza centrífuga al flujo con la cual

se separen volúmenes de líquido del gas.

Sección Secundaria el principio más importante de la separación en

esta sección es la decantación del líquido por gravedad desde la corriente de

gas, una vez reducida su velocidad. La eficiencia en esta sección depende

de las propiedades del gas y del líquido, del tamaño de las partículas y del

grado de turbulencia del gas. El grado de turbulencia debe ser reducido al

mínimo, éste se mide por medio del número de Reynolds, algunos diseños

incluyen desviadores internos para reducir la turbulencia y disipar la espuma.

Los desviadores pueden actuar también como colectores de gotas.

Sección de Extracción de Neblina: aquí se separan las minúsculas

partículas del líquido que aún contiene el gas, la mayoría de los separadores

utilizan, como mecanismo principal de extracción de neblina, la fuerza

centrífuga o el principio de choque. En ambos métodos, las pequeñas gotas

de líquido se separan de la corriente de gas en forma de grandes gotas

(coalescencia), que luego caen a la zona de recepción de líquido.

Segregación Final :en esta etapa se procede a descargar los

diferentes fluidos, gas libre de líquido y líquido libre de gas, a las condiciones

de operación establecidas evitando la reagrupación de las partículas de las

distintas fases y la formación de espuma. Para que esto ocurra es necesario

un tiempo mínimo de retención de líquido y un volumen mínimo de

alimentación. Puede colocarse un rompe vórtices sobre la(s) boquilla(s) de

salida del líquido para prevenir el arrastre de gas o petróleo por el líquido

residual.

6.-TAMAÑO DE LA PARTÍCULA LIQUIDA EN SEPARADORES

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

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

gravedad y en la separación por fuerza centrífuga, cuando la separación es

por choque.

La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria,

corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto

diámetro, que se puede considerar como el diámetro base. Teóricamente

todas las gotas con diámetro mayor que el base deben ser eliminadas. En

realidad lo que sucede es que se separan partículas más pequeñas que el

diámetro base, mientras que algunas más grandes en diámetro no se

separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo y a que algunas de

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

promedio del flujo de gas. La separación en flujo horizontal también está

sujeta a los mismos efectos.

7.-SEPARACIÓN POR GRAVEDAD

Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza

gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de

arrastre del fluido de gas sobre la gota.

8.-COMPARACIÓN ENTRE SEPARADORES DE CRUDO Y

DEPURADORES DE GAS

El término “separador de petróleo y gas” en la terminología del argot

petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para

separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas

en componentes líquidos y gaseosos.   Un recipiente de separación puede

ser llamado de las siguientes formas:

1. Separador de petróleo y gas.

2. Separador.

3. Separador por etapas.

4. Trampa.

5. Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor de agua, retenedor de líquido.

6. Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de separación flash.

7. Separador por expansión o recipiente de expansión8. Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo.

9. Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo.

10. Filtro-Separador.

Depurador

Un “depurador” puede referirse a un recipiente utilizado aguas arriba de

cualquier recipiente o unidad que procese gas para proteger la unidad o

recipiente aguas   abajo, de líquido hidrocarburo y/o agua.

Un depurador de gas puede ser similar a un separador de petróleo y gas.  

Normalmente este maneja fluidos que contienen menos líquido que el

producido de pozos de petróleo y gas.   Los depuradores de gas son usados

normalmente en recolección de gas, ventas, y líneas de distribución donde

no se requiere manejar tapones o baches de líquidos, como es a menudo el

caso con separadores de petróleo y gas.   El depurador de gas tipo seco

utiliza extractores de neblina y otros internos similares a los

de separadores de petróleo y gas.   El depurador de gas tipo húmedo pasa la

corriente de gas a través de un baño de petróleo u otro liquido que limpie

polvo y otras impurezas del gas.   El gas es pasado a través de

un extractor de neblina donde todo el líquido removible es separado de este.

9.-CONTROL EN SEPARADORES

Control de Presión: El método más común de controlar la presión es

con un controlador de presión que usa una válvula de control para reaccionar

automáticamente a cualquier variación en la presión del separador. Cuando

la presión cae, el controlador cierra la válvula y cuando la presión aumenta,

el controlador abre la válvula. Una vez que la presión de operación del

separador se ha seteado manualmente a la presión del controlador

depresión, La presión en la vasija es mantenida cerca del valor seleccionado.

Control de Nivel de Aceite: El nivel de líquido-gas dentro del

separador debe ser mantenido constante para mantener unas condiciones

estables de separación. Una variación en este nivel cambia el volumen de

gas y líquido en el separador, lo cual a su vez afecta la velocidad y el tiempo

de retención de los dos fluidos. El punto de seteo inicial para el nivel líquido-

gas depende de la relación Gas-aceite del fluido del pozo.

Si el GOR es alto, debe reservarse más volumen en el separador para

el gas, así como un bajo nivel de aceite.

Si el GOR es bajo, se necesita reservar más volumen para el aceite, y

a la vez se necesita un alto nivel de aceite. Para cubrir diferentes GOR, a

partir del controlador de nivel de aceite, dicho nivel puede ajustarse entre dos

valores: +/- 6 in de la línea central del separador. Como una guía, el nivel

inicialmente se fija a la línea central y luego se hacen ajustes basados en el

GOR.

Por cuestiones de seguridad, las válvulas de control en la salida de

aceite están normalmente abiertas. Si por alguna razón el suministro de aire

a presión a esas válvulas se detiene, este problema podría detectarse lo

suficientemente rápido para prevenir que el crudo regresara al separador. El

ascenso de aceite en el separador puede hacer que el crudo salga por la

línea de gas donde eventualmente alcanzaría la tea y se quemaría al

ambiente. Así mismo, si las válvulas de control en las salidas de aceite

estuvieran abiertas, el crudo podría almacenarse en el tanque, causando

problemas similar

10.- DISEÑO DE RECIPIENTE DE PROCESOS

11.-ASENTAMIENTO POR GRAVEDAD

El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo, en los

separadores el asentamiento por gravedad tiene lugar principalmente en la

sección secundaria, que se conoce también como sección de asentamiento

por gravedad. Si el flujo es vertical hacia arriba como en los separadores

verticales, las partículas de líquido que se van a separar caen a contraflujo

del gas. Estas partículas de líquido que descienden por la acción de la

gravedad se aceleran, hasta que la fuerza de arrastre se balancea con la

fuerza gravitacional. Después de este momento, las partículas continúan

cayendo a una velocidad constante, conocida como velocidad de

asentamiento o velocidad final.

La velocidad de asentamiento calculada para una gota de líquido de

cierto diámetro indica la velocidad máxima que debe tener el gas para

permitir que gotas de este diámetro o mayor se separen.

12.-COALESCENCIA

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

eliminación de las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una

corriente. Las partículas de líquido que viajan en el flujo de gas chocan con

obstrucciones donde quedan depositadas. La separación por choque se

emplea principalmente en los extractores de niebla tipo veleta y en los de

malla de alambre entretejido, se conoce como distancia de paro, a la

distancia que una partícula de cierto diámetro, viaja a través de una línea de

corriente de gas.

13.-DIMENSIONES Y BOQUILLAS DE UN SEPARADOR

Consideraciones generales para estimar las dimensiones en

separadores Horizontales

El máximo nivel de líquido debe dejar una altura mínima de 15

pulgadas para el espacio de vapor, pero nunca este nivel deberá estar

por encima de la línea media del separador.

El volumen de los cabezales no se toma en cuenta en los cálculos de

las dimensiones del separador.

Las boquillas de entrada y salida deberán ubicarse tan cerca, como

sea práctico, de las líneas tangentes del separador.

Las salidas de líquido llevarán accesorios antivórtices.

Se especifican valores de L/D entre 2.5 hasta 6 pero ciertas empresas

fabricantes utilizan 3,4 y 5 como valores económicos de esta relación.

Volumen de operación, o sea el volumen comprendido entre el nivel

máximo (NAL) y el nivel mínimo (NBL)

Bajo nivel de líquido 1.31pie.

La distancia entre la parte baja de la malla y el NAAL debería ser de

12 pulgadas.

Consideraciones generales para estimar las dimensiones en

separadores Verticales

La altura del nivel de líquido en un separador vertical depende

esencialmente del tiempo de retención, el cual a su vez se fija sobre la

base de consideraciones del proceso.

La máxima velocidad permisible del vapor en un separador será igual

a la velocidad límite y el diámetro calculado en base a ésta será

redondeado en 6 pulgadas, Sin embargo, en caso de no instalar dicho

eliminador, Vp no será mayor que el 80% de la velocidad límite.

El espacio para el desprendimiento y sedimentación de las gotas, es

decir, la distancia entre la parte superior del tubo de entrada y la parte

inferior del eliminador de neblina, deberá ser igual al diámetro del

separador. Sin embargo, cuando el diámetro del separador es menor

a 3 pie, el espacio de sedimentación será como mínimo 3 pie.

La distancia entre la boquilla de entrada y el máximo nivel de líquido

será igual a la mitad del diámetro o por lo menos 2 pie.

La distancia entre la línea tangente superior del separador y el fondo

del eliminador de neblina será por lo menos de 3 pie.

Los diámetros de los recipientes de 3 pie y mayores deberán

especificarse en incrementos de 6 pulgadas. En los separadores cuya

carcaza se fabrique con plancha, se especificarán sus diámetros

internos, sus longitudes serán especificadas en incrementos de 3

pulgadas.

Los separadores de 30 pulgadas de diámetro y menores deberán

fabricarse con tubería, se especificarán sus diámetros externos; los

cabezales superiores serán bridas del mismo diámetro que el tubo,

provistas con tapas o bridas ciegas; el fondo podrá fabricarse con

cabezales estándar o casquetes de tuberías.

Las entradas deberán tener un accesorio interno para desviar el flujo

hacia el fondo del separador, los recipientes de 3 pie de diámetro y

mayores tendrán como accesorio de entrada una caja abierta por el

fondo, soldada a la boca de entrada, por la parte interior del equipo,

para los recipientes hechos con tubo, el accesorio se fabricará con un

codo de 90°.

Las salidas deberán tener dispositivos antivórtices.

Los eliminadores de neblina tipo malla, deberán tener 4 pulgadas de

espesor, 9lb/pie3 de densidad y ser hechos de acero inoxidable. No

deben aceptarse las mallas fabricadas con alambre de acero

inoxidable en espiral.

En la figura que se encuentra de bajo se indica todos los parámetros

de diseño, incluyendo las alturas para los espacios de líquidos y

vapor.

Los criterios para estimar las alturas se resumen en la tabla de abajo.

Calculo el diámetro de la boquilla de entrada

Se debe llevar la Qg a condiciones de operación por medio de la siguiente

formula.

Donde:

Se debe tener una densidad ponderada de la mezcla proveniente del

pozo por medio de la siguiente ecuación:

Donde:

Velocidad de la boquilla

Donde:

La máxima permitida es de 30 pie/seg, si es mayor se trabaja con 30 pie/seg.

Diámetro de la boquilla

Calculo el diámetro de la boquilla de salida de gas

Velocidad de la boquilla de gas

Donde:

Calculo el diámetro de la boquilla de salida de líquido

Calcular el diámetro de la boquilla de salida de líquido

La velocidad para la salida de petróleo debe estar entre 1 y 3 pie/seg,

Donde:

Tasa de petróleo, (pie3/seg)

Diámetro de la boquilla de salida de petróleo, (pie)

Las boquillas se colocan tan prácticas como sea posible de las líneas

tangentes del separador.

Calculo de los diámetros de las diferentes boquillas

Las siguientes boquillas:

· Boquilla de entrada.

· Boquilla de salida de gas.

· Boquilla de salida de líquido.

Se calculan con las formulas descritas para los separadores

horizontales bifásicos respectivamente, es decir, el dimensionamiento de las

boquillas es igual tanto para separadores horizontales bifásicos como para

separadores verticales bifásicos.

CONCLUSION

Los separadores son quipos que se utilizan para separar un fluido que

se encuentra formado por dos o más fases, con diferentes densidades, para

realizar la separación de fases no mezcladas o fases inmiscibles, que

pueden ser: –Partículas liquidas en corrientes de vapor o gas (gas y crudo) –

Partículas liquidas en líquidos inmiscibles (agua y crudo) –Partículas sólidas

en corrientes de gas y líquidos (filtros) –Partículas sólidas de otros sólidos.

Dentro de los factores que influyen en la separación podemos

mencionar la presión de la operación del separador la cual depende de la

presión de flujo y de las cantidades relativas de crudo y gas natural. Un

cambio en la presión de la separación produce un cambio en la densidad del

líquido y gas, en la velocidad permisible y en el volumen real del flujo. El

efecto neto de un aumento de presión es un aumento en la capacidad del

gas del separador, expresada en pies cúbicos estándar (SCF).

La temperatura afecta la capacidad del separador a medida que afecta

los volúmenes reales de flujo y las densidades del gas y del líquido. El efecto

neto de un aumento de la temperatura de separación produce una

disminución de la capacidad del separador. La eficiencia de separación

depende las densidades del gas y del líquido. Un separador que opera a

temperatura, presión y composición de flujo constante, tiene una capacidad

de gas proporcional a la raíz cuadrada de la diferencia de densidades de

líquido y gas dividido por la densidad de gas. Las capacidades volumétricas

de los separadores suponen separación por gravedad de gotas mayores de

doscientas micras en la sección de separación secundaria, gotas más

pequeñas se remueven en el extractor de niebla. La máxima velocidad del

gas para la separación de las partículas líquidas de ciertos diámetros se

basa en las propiedades físicas del líquido y el gas. Una partícula que cae

por acción de la gravedad se acelera hasta que la fricción o roce sobre la

partícula, debido a choques con el gas, iguala al peso de la partícula.

BIBLIOGRAFIA

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Consultores S.R.L

 Manual de Diseño de Proceso Separación Física tambores Separadoresmdp

Principios Básicos PDVSA

Apuntes Manejo de la Producción en Superficie ,Universidad Nacional

Autónoma de México Facultad de Ingeniería División en Ingeniería en

Ciencias de la Tierra

Instrumentación en Separadores de Ensayo

María Laura Germani Eremilce Vilaboa

 Diseñando Sistemas de Producción de Petróleo Y Gas Como Escoger el

Tamaño y Seleccionar Separadores en dos Fases Ken Arnold, Oil

production.Com

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