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
Diseño Conceptual De Separadores , Marcias J. Martinez Ingenieros
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
Http://Mmelgarejo.Com/Separadorweb1/Simulador/Manual.Htm
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