separación gas - aceite

8/10/2019 Separacin Gas - Aceite

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Manejo y Tratamiento del PetrleoCrudo en Superficie
http://images.google.com.mx/imgres?imgurl=http://www.profesorenlinea.cl/imagengeografia/Petroleo2.jpg&imgrefurl=http://www.profesorenlinea.cl/geografiagral/Paisajegeografico.htm&usg=__YT9F29JL8APvOzz4yCZ-HE9LmVI=&h=534&w=420&sz=31&hl=es&start=4&tbnid=FakwS-k_fCCx_M:&tbnh=132&tbnw=104&prev=/images?q=geologia+del+petroleo&gbv=2&hl=es


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OBJETIVOS

CONCEPTOS BSICOS DE INSTALACIONES SUPERFICIALES

SEPARACIN GASLQUIDO

ESTABILIZACIN DEL PETRLEO CRUDO

DESHIDRATACIN DEL PETRLEO CRUDO

BOMBEO DE PETRLEO CRUDO

CONTENIDO DEL CURSO


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Proporcionar al participante los conocimientos generales que lepermitan:

Entender los conceptos, fundamentos tcnicos y aspectosgenerales relacionados con el manejo de la produccin ensuperficie.

Conocer los sistemas y procesos que se llevan a cabo ensuperficie para el manejo, tratamiento y acondicionamientodel petrleo crudo.

Conocer todos los equipos asociados en la operacin de lasinstalaciones superficiales de produccin para el manejo depetrleo crudo.

Conocer los fundamentos y principios bsicos para el diseo deequipos para el manejo y tratamiento de aceite.

OBJETIVOS


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EL SISTEMA DEPRODUCCION

El sistema de produccinesta formado por elyacimiento, el pozo y lasinstalaciones superficiales

de produccin.

CONCEPTOS BASICOS DE INSTALACIONES SUPERFICIALES


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PROCESO DE PRODUCCION

El proceso de produccin comprende el recorrido de losfluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimientohasta el separador de produccin en la estacin de flujo.

Existe una presin de partida de los fluidos en dichoproceso que es la presin esttica del yacimiento y unapresin final o de entrega que es lapresin del separador en la Baterade separacin estacin derecoleccin.

CONCEPTOS BASICOS DE INSTALACIONESSUPERFICIALES


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Fase

Se define como cualquier porcin homognea de

materia, tanto en su composicin como en suestructura, fsicamente diferenciable y separadaspor superficies bien definidas de otras fases

Conforman un sistema de tres fases: slido, lquidoy gas.



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QU ES TERMODINAMICA?

Es la ciencia que estudia los Estados y cambios de Estadosde un Sistema fsico las interacciones entre los sistemasque acompaan estos cambios de Estados

Clsica : Se relaciona con Estados en Equilibrio.

Procesos Irreversibles: Se relaciona con Estadosesencialmente de NO-Equilibrio.



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Hidrocarburos lquidos y

condensados

FLUIDOS DE PRODUCCIN

Gas

Agua

Slidos


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CLASIFICACIN DE LOS CRUDOSSegn su Gravedad API

TIPO DE CRUDO GRAVEDAD API

Condensado

Crudos livianosCrudos medianos

Pesados

Expresados

Mayor a 40

32 a 4022 a 32

10 a 22

Menor de 10 y viscosidad mayor de

10,000 centipoises bajo condiciones

de yacimiento

Segn su contenido de azufreDulces: Contenido de azufre es inferior a 1.5% mol.Amargos:Contenido de azufre es superior a 1.5% mol.


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CLASIFICACIN DE LOS CRUDOS

Segn Composicin

Crudos de Base Parafnica: Contienen parafina y muy poco o ningn

material asfltico. Son aptos para obtener gasolina de bajo octanaje.

De ellos se producen cera parafnica y aceites lubricantes de altacalidad.

Crudos de Base Naftnica: Contiene poca o ninguna parafina, pero s

contienen material asfltico en grandes proporciones. Producen aceites

lubricantes.

Crudos de Base, Mixta o Intermedia: Contienen material asfltico y

parafnico. En su composicin entran hidrocarburos parafnicos y

naftnicos, junto con cierta proporcin de hidrocarburos aromticos.


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CRUDOS DE BASE PARAFINICA

Parafinas:

La solubilidad de las n-parafinas disminuye en los crudos cuandoincrementa peso molecular.

Slido blanco a marrn.

Molculas formadas enteramente de carbonos e hidrgenos.

Su estructura es esencialmente lineal con pequeasramificaciones.

Las parafinas comienzan a partir de C18y pueden llegar a C60.



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18

Elevado peso molecular.Estructuras moleculares policclicas (en forma de red).

Asociacin de redes en forma paralela para formar miscelas.

Apariencia fina (polvo) y color negro.

Son compuestos que generan problemas:Deshidratacion (Formacin de emulsiones).

Yacimientos (Taponamientos de rocas).

Produccin (Precipitacin y Taponamientos de lneas de produccin),Factores de origen:

Refinacin (Alteracin de catalizadores).

CRUDOS DE BASE NAFTENICA (ASFALTENOS):

Factores Termodinamicos: Temperatura y presin.

Factores Qumicos:

1. Temperatura.2. Presin.

1. Inyeccion de gases ricos y cidos en procesos delevantamiento artificial.

2. Estimulacin pozos con cidos, solventes, surfactantes.

3. Mezcla de crudos con origen distitos.Material no biodegradable .



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DISTRIBUCION DE LOS CRUDOS SEGN SU COMPOSICION QUIMICA



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GAS

Los hidrocarburos gaseosos se producen asociados al crudo en dos formas:

Libre: Es aquel que se encuentra separado de la fase lquida,

bajo las condiciones presin y temperatura en los equipos de superficie.

Disuelto: Se encuentra en solucin en el crudo, pero por sus

caractersticas y bajo las condiciones de presin y temperatura de los

equipos de superficie puede lograrse la separacin gaslquido. La

liberacin de este gas se acelera con la reduccin de la presin del

sistema.


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Cambios de Estados en la Tubera de Produccin


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Grfico donde se representa la Presin contra la Temperatura,

mostrando las condiciones bajo las cuales varias fases de una

sustancia pura pueden estar presentes

Diagrama Presin - Temperatura



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SEPARACIN FLASH (INSTANTNEA).

El proceso de liberacin instantnea simula lascondiciones de vaporizacin que existen en losyacimientos o en los sistemas de produccin, cuando elgas liberado permanece en contacto con su lquidoasociado original. El gas se forma del lquido, al

reducirse la presin mantenindose constante lacomposicin total del sistema.


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Dos fases (agua) y (aceite + gas). El agua sale por debajo, elaceite y el gas por arriba del separador.

Dos fases (agua + aceite) y (gas). Todo el lquido sale porabajo y el gas por arriba.

Tres fases (gas), (aceite) y (agua). El gas sale por arriba, elaceite por en medio y el agua por abajo.

ESTA SEPARACIN SE PUEDE DAR EN:

SEPARACIN GAS - LQUIDO


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Procesos en Superficie para el Manejo, Tratamiento y Acondicionamiento deFluidos

Cabezal deLlegada dePozos

Tratamientode Aceite

Tratamiento

de Agua

Endulzamientode Gas

Compresin

A.P.

P.I.

B.P.

Deshidratacinde Gas

Petroqumica

Almacenamiento bombeo

Deshidratacin Estabilizacin

Desecho

Inyeccin

Control delPunto de Roco

A.P.

Refinacin

GAS

ACEITE

AGUA

Comercializacin

Separacin

Rectificacin

SERVICIOS AUXILIARES:

- SISTEMAS DE MEDICIN (ACEITE, GAS Y AGUA)- SISTEMA DE DRENES (ACEITE, GAS Y AGUA)- SISTEMAS DE AGUA CONTRA INCENDIO (ACEITE,GAS Y AGUA)- SISTEMA DE DESFOGUE (ACEITE Y G AS)QUEMADOR (ELEVADO O DE FOSA) (ACEITE YGAS)- PRESA API (ACEITE)- AIRE DE INSTRUMENTOS (ACEITE, GAS Y AGUA)- GAS COMBUSTIBLE (ACEITE, GAS Y AGUA)- ENERGA ELCTRICA (ACEITE, GAS Y AGUA)- AGUA DE SERVICIO (ACEITE, GAS Y AGUA)


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COMPLEJO SAMARIA IIAREA BATERIA Y DESHIDRATADORA

CABEZAL DE POZOS RECTIFICACIONPRIMARIA

S.H.E.B.P.

TV

GAS B.P. A COMPRESORASSAMARIA II

AREA DE CONDENSADOS

SEPARADORTRIFASICO

SEPARADOR

BALANCE

CABEZAL DECONDENSADOS

QUEMADOR

A CPGCACTUS

DESNATADOR

REACTIVOS

FILTROS

A POZOS INYECTORES

VAPORESA COMPRESORAS U-23 SAM II

DE SAMARIA III

CRUDO ACCC PALOMAS

PATIN DEMEDICION

DESHIDRATACION Y

DESALADO

ELECTROSTTICO)

T. B.

COMP.SAM.II

CUNDUACAN

P = 6.0 kg/cm2

P = 5.0 kg/cm2

Pd = 7.0 kg/cm2

55,000 BLS CAP

(2)

SAMARIA 280SAMARIA 290SAMARIA 300SAMARIA 310SAMARIA 110

31.9 APIINHIBIDOR DE CORROSION (9 LT/DIA)BACTERICIDA (3 LT/DIA)INHIBIDOR DE INCRUSTACION (2 LT/DIA)SECUESTRANTE DE OXIGENO (7 LT/DIA)SURFACTANTE (8 LT/DIA)

SH3F (2)

Agua a T.Desnatador

500 BLS CAP(2)

DESH. 1, 2 Y 3

DESAL. 4, 5 Y 6

CAPACIDAD180,000 BPD

P

T 55.0

5.5P

T 46.0

0.8

P

T 46.0

0.8

P

T 50.0

5.3

P

T 33

20

P

T 30

12

P

T 46.5

6.0

P

T 46.0

22P

T 46.0

6.5

P

T 46.0

6.5

CUNDUACAN

P

T 59.0

6.0

P

T 38.6

7.0

PT 36.0

7.0

P

T 46.0

2.6

P

T 35

50

P

T C

Kg/cm2 g

NOTA:

PT 34

21



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Manejar las corrientes de fluidos obtenidas de los pozos

productores.

Separar el gas y el agua del aceite.

Separar el agua emulsionada en el aceite cuando es necesario y

tratar el agua producida.

Tratar el gas para remover el agua y contaminantes quecontiene (CO2y H2S).

Comprimir el gas producido para enviarlo a plantas de

procesamiento.

PRINCIPALES FUNCIONES DE LAS INSTALACIONES DEPRODUCCIN


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Separar el H2S del aceite, la cantidad de gas disuelto y el

contenido de agua para almacenarlo, bombearlo y enviarlo a venta

plantas de refinacin.

Tratar el agua producida para su reinyeccin a pozos de

captacin pozos para recuperacin secundaria.

Controlar y medir la produccin.

Proveer gas lift para sistemas de BN.

Proveer equipo especializado para sistemas de recuperacin

mejorada.

Cont. PRINCIPALES FUNCIONES DE LAS INSTALACIONESDE PRODUCCIN


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Desde el cabezal de cada pozo es tendida una tubera de produccin que llega a unadeterminada estacin recolectora, diseada para la produccin de un numerodeterminado de pozos. El dimetro de las tuberas depende de la viscosidad, elvolumen de produccin y la presin de flujo en el cabezal de pozo.

Las producciones provenientes de cada pozo convergen en un mltiple de producciny de prueba, donde los pozos pueden ser colocados individualmente en produccin y/oprueba.

Las estrangulaciones a nivel de pozo son realizadas para lograr la reduccin de lapresin, las cuales pueden ser fijas o ajustables para lograr un flujo optimo del sistema.

El mltiple de produccin es alineado al separador de produccin y el mltiple dePrueba al separador de prueba (medicin).

La produccin general es enviada a los sistemas de deshidratacin, estabilizaciny/o tanques de almacenamiento, segn el caso.

Proceso de Recoleccin de la Produccin



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Conocimiento General de las Instalaciones Superficiales aPartir de los Pozos Productores de Aceite y Gas

La composicin de la mezcla y las condiciones de presin ytemperatura a las que se encuentran los hidrocarburos en elyacimiento, son los elementos requeridos para establecer si un ya-cimiento es de aceite negro, de aceite voltil, de gas y condensado ode gas seco. De acuerdo con el tipo de yacimiento es la configuracin ylas condiciones de operacin del sistema para el manejo superficial de

los hidrocarburos producidos.



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Las mezclas de liquido y gas, se presentan en los campos petrolerosprincipalmente por las siguientes causas:

a) Por lo general los pozos producen lquidos y gas en un solo flujo.

b) Hay lneas en las que aparentemente se maneja solo lquido gas; perodebido a los cambios de presin y temperatura que se producen atravs de la lnea hay vaporizacin de liquido y condensacin de gas,

dando lugar al flujo de dos fases.c) En ocasiones el flujo de gas arrastra lquidos a los compresoras y

equipos de procesamiento, en cantidades apreciables.


Fundamentos de la Separacin GasLquido


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Fundamentos de la Separacin GasLquido

Las razones principales por la que es importante efectuar una separacin adecuadade lquido y gas son:

a) En campos da gas y aceite, donde no se cuenta con el equipo de separacinadecuado y adems el gas se quema, una cantidad considerable de aceite ligeroque es arrastrado por el flujo del gas tambin es quemado, ocasionando grandes

perdidas si se considera que el aceite ligero es el de mas alto valor comercial.

b) Aunque el gas se transporte a una cierta distancia para tratarlo, es convenienteeliminarle la mayor cantidad de lquido, ya que este ocasiona problemas talescomo: corrosin y abrasin del equipo de transporte aumento en las cadas depresin y disminucin en la capacidad de transporte de las lneas.

c) Como se menciono el flujo de gas frecuentemente arrastra lquidos de procesolos cuales se deben recuperar ya que tienen un valor considerable.

d) El gas y el aceite obtenidos en superficie deben de cumplir con ciertasespecificaciones de calidad y operacin para ser entregados para su posteriorprocesamiento en plantas petroqumicas y refineras respectivamente para su

almacenamiento y distribucin.



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Condiciones de Separacin

Para establecer las condiciones de separacin ms apro-piadas, de acuerdo con las caractersticas de los fluidos pro-

ducidos, el Ingeniero de Produccin tiene que considerar lassiguientes variables de control:

a) El tipo, tamao y dispositivos internos del separadorb) El tiempo de residencia del aceite

c) Las etapas de separacind) Las presiones y temperaturas de operacine) El lugar de instalacin de los separadores.



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La combinacin de dichas variables permite obtener la separacinrequerida a un costo mnimo. La seleccin de las condiciones deseparacin depende, fundamentalmente de los objetivos deproduccin establecidos. Generalmente estos objetivos estn

orientados a la obtencin de:

1. -Alta eficiencia en la separacin del aceite y el gas.2. -Mayores ritmos de produccin.3. -Mayores recuperaciones de hidrocarburos lquidos.4. -Menores costos por compresin.

5. -Aceite y gas estabilizados.

El diseo de un sistema de separacin de gas-aceite depende enforma primordial de la presin de vapor mxima que se fije en lasbases de diseo, as como de la composicin de los fluidosproducidos y su temperatura al llegar a la central de recoleccin.

Cont. Condiciones de Separacin



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En la industria petrolera, entre dos equipos de separacin aplicados con mayor frecuencia,estn los siguientes:

Separadores

Son equipos utilizados para separar corrientes de aceite y gas que provienen directamente

de los pozos. Las relaciones gas-aceite de estas corrientes disminuyen en ocasiones,debido a los baches de lquido que repentinamente se presentan, siendo estas masfrecuentes cuando los pozos producen artificialmente.

Separadores a baja temperatur a

Estos dispositivos se utilizan para la separacin de gas y condensados a baja temperatura,mediante

El iminadores

Estos dispositivos se utilizan para eliminar los lquidos (hidrocarburos y agua) de unacorriente de gas a alta presin. Se utilizan generalmente en los sistemas de separacin abaja temperatura. Algunos eliminadores separan el agua de la corriente de gas.


Tipos de Separadores


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Depuradores

Son dispositivos que se utilizan para manejar corrientes con muy altasrelaciones gas-lquido.

Se aplican tambin para separar gotas muy pequeitas de lquido suspendidasen corrientes de gas, y que no son eliminadas generalmente por un separador

ordinario.

Dentro de este tipo especfico de separadores estn los depuradores de polvo ylos filtros, que eliminan adems de las gotas pequeas de liquido, el polvoarrastrado en la corriente de gas.

Es muy recomendable instalar depuradores antes de las compresoras con el finde protegerlas de los daos que puedan causar las impurezas y las gotas delquido o neblina arrastradas por el gas.

Su diseo se fundamenta en la primera seccin de separacin dondepredominan elementos de impacto para remover partculas lquidas.



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Separadores Tipo Fi l tro

Usan el principio de aglomeracin de gotitas de lquido en un medio filtranteseguido de un medio eliminador de neblina.

El aglomerado ms comn y eficiente esta compuesto de un filtro tubular defibra de vidrio el cual es capaz de retener las partculas de lquidos hastatamaos de submicrones.


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MECANISMOS DE SEPARACIN

La separacin de mezclas de gas y lquido, se logra mediante una combinacinapropiada de los siguientes factores:momentum,gravedad, fuerza centrifugay choque.

Momentum (Cantidad de Movimiento).

Fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una corrientede dos fases cambia bruscamente de direccin, el fuerte momentum o la granvelocidad adquirida por las fases, no permiten que la partculas de la fase pesadase muevan tan rpidamente como las de la fase liviana, este fenmeno provocala separacin.

Separacin por gravedad.

Es el mecanismo de separacin que ms se utiliza, debido a que el equiporequerido es muy simple. Cualquier seccin ampliada en una Lnea de flujo,acta como asentador por gravedad, de las gotas de lquido suspendidas en una

corriente de gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo.



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Si el flujo es vertical hacia arriba, como en loseparadores verticales, las partculas liquidoque se van a separan caen a contraflujo delgas. Estas partculas de liquido quedescienden por la accin de la gravedad se

aceleran, hasta que la fuerza de arrastre sebalancea con la fuerza gravitacional.

Despus de este momento, los partculascontinan cayendo a un velocidadconstante,conocida como velocidad de asentamiento o

velocidad terminal.

La velocidad de asentamiento calculadapara una gota de liquido de cierto dimetro,indica la velocidad mxima que debe tenerel gas , para permitir que partculas de este

dimetro a mayor se separen.

Cont. Separacin por Gravedad



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Las gotas de lquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerzagravitacional que acta sobre las gotas de lquido es mayor que la fuerza dearrastre del fluido de gas sobre la gota. Estas fuerzas definen la velocidadterminal, la cual matemticamente se presenta usando la ecuacin siguiente:

C3

d4

Vg

glgg

t

donde:

Enunidades

SI

EnunidadesInglesas

Vt= Velocidad terminal de la gota

de Lquido

m/s pies/s

g = Aceleracin de la gravedad 9.807 m/s2 32.174pie/s2

dg=Dimetro de la gota m pies

g= Densidad del gas kg/m3 lb/pie3

l= Densidad del lquido kg/m3 lb/pie3

C= Coeficiente de arrastre que

depende del Nmero de Reynolds

Adimensional

VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO

FUERZA

DE

GRAVEDAD

FUERZA

DE FRICCION

FUERZA

DE EMPUJE

CORRIENTE DE GAS

FUERZAS QUE ACTUAN SOBRE UNA GOTA DE LIQUIDO QUE CAE CONTRA

UNA CORRIENTE DE GAS



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18

gdFV

LP

2

g1

t

Para caso de decantacin de una fase pesada lquida discontinua en una faseliviana lquida continua, aplica la ley de Stokes.

donde:

unidadesSI

unidadesInglesas

Vt= Velocidad terminal dedecantacin

m/s pies/s

dg=Dimetro de la gota m pies

F1= Factor cuyo valor depende de lasunidades usadas 1000 1

g = Aceleracin de la gravedad 9.807 m/s2 32.174pie/s2

p= Densidad de fase pesada kg/m3 lb/pie3

L= Densidad de fase liviana kg/m3 lb/pie3

= Viscosidad de la fase continua mPas lb/pie/s

LEY DE STOKES



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La fuerza centrifuga que se induce a las partculas delquido suspendidas en una corriente de gas, puede servarios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedadque acta sobre la misma partcula. Este principiomecnico de separacin se emplea en un separador, tantoen la seccin de separacin primaria como en algunostipos de extractores de niebla, por ejemplo en el extractor

tipo ciclnico.

Las partculas de liquido colectadas en las paredes de unextractor de niebla tipo ciclnico, difcilmente sonarrastradas por la corriente de gas. Sin embargo lavelocidad del gas a la entrada del tubo ciclnico, no debe

ser mayor 45 pies/seg.

SEPARACIN POR FUERZA CENTRFUGA

La Ley de Stokes se puede aplicar al proceso deseparacin centrifuga, sustituyendo g por la aceleracindebida a la fuerza centrifuga (a), entonces:

18

2

1 LPg

t

adF

V


S C G S Q O


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SEPARACIN POR CHOQUE

Este mecanismo de separacin es talvez el que ms se emplea en laeliminacin de las partculas pequeasde lquido suspendidas en una corrientede gas. Las partculas de lquido queviajan en el flujo de gas, chocan conobstrucciones donde quedan adheridas.

La separacin por choque se emplea

principalmente en los extractores deniebla tipo veleta y en los de malla dealambre entretejido.


SEPARACIN GAS LQUIDO


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Cont. Separacin por choque

Se conoce como distancia de paro, a la distancia que una partcula de ciertodametro, viaja a travs de una lnea de corriente de gas. Esta distancia sepuede obtener modificando la ley de Stokes de la siguiente forma:

Como se observa de la ecuacin, la distancia de paro es proporcional al

cuadrado del dametro de la partcula de lquido. Esto significa que para laspartculas mas pequeas su distancia de paro es ms corta y, por lo tonto,tienen mayor tendencia a desviarse alrededor de la obstruccin.




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PRINCIPALES FACTORES QUE AFECTAN LA EFICIENCIA DESEPARACIN DE GAS Y LQUIDO

Tamao de las partculas de lquido.

Distribucin del tamao de la partcula de lquido y volumen de

lquido que entra al separador.

Velocidad del gas.

Presin de separacin.

Temperatura de separacin.

Densidad del lquido y del gas.

Viscosidad del gas.




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El tamao de las particular suspendidas en el flujo de gas, es un factorimportante en la de terminacin de la velocidad de asentamiento en laseparacin por gravedad y en la separacin por fuerza centrifuga.Tambin es importante en la determinacin de la distancia de paro,cuando la separacin es por choque.

La velocidad promedio del gas en la seccin de separacin secundaria,corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de liquido decierto dimetro, que se puede considerar como el dimetro base.Tericamente todas las gotas con dimetro mayor que el base deben sereliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partculas mas

pequeas que el dimetro base, mientras que algunas mas grandes endimetro no se separan.

Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que algunas de laspartculas de liquido tienen una velocidad promedio del flujo de gas.

Tamao de las partculas de liquido




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PORCIENTOD

EPA

RTCULAS

DELIQUID

OE

LIMINADAS

RELACIN DEL TAMAO DE PARTCULAS DE LIQUIDO

0

20

40

60

80

100

0.5 1.0 2.0 3.0 5.0 7.0 10.00.70.3

En la Fig. se muestra el efecto del tamao de las partculas en la eficiencia de la separacin, cuandoel extractor de niebla es del tipo choque o ciclnico. En esta figura se relaciona el tamao de lapartcula con el porciento de partculas eliminadas. Se observa que en un proceso de separacin se

separa, por ejemplo, un 50% de un tamao X de partculas, y que solo se elimina un 22% de laspartculas de tamao X/2, mientras que se elimina un 90% de partculas de tamao 3X.



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El tamao de las partculas de liquido que se forman en el flujo deliquido y gas, cuando no hay agitaciones violentas, es losuficientemente grande para lograr una buena eficiencia en losseparadores.

Generalmente se especifica en los equipos de separacin, que elarrastre no es mayor que 0.1 gal/MMpie3. Una partcula de 10 micrastiene tan poco volumen, que puede haber 720,000 partculas de

liquido de este tamao por cada pie cbico de gas, sin que seexceda la especificacin aludida.

Cont. Tamao de las partculas de liquido




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La distribucin del tamao de las partculas de liquido y el

volumen de lquidos que entra al separadorEstos aspectos estn ntimamente ligados en la eficiencia de la separacin. Parailustrarlo se pueden analizar las siguientes situaciones:

Considrese que un separador se instala, para separar un volumen de liquido de2,000 galones por cada milln de pie cbico de gas. De este volumen de liquido, 0.5

galones estn formados por partculas menores de 10 micras.

Si el separador tiene una eficiencia de 80% para separar partculas menores de 10micras, entonces su eficiencia total ser de casi 100%.

Sin embargo, si este mismo separador se utiliza en una corriente de gas, donde elcontenido de liquido es de 20 galones por milln de pies cbicos de gas, todo

formado por partculas menores de 10 micras, la eficiencia total de separacin serde 80% y habr un arrastre de liquido en el flujo de gas de 4 galones por milln depie cbico de gas. As aunque el separador funcionara bien, no seria el adecuado.

De lo anterior se concluye que, en la seleccin de separacin para un determinadoproblema, se debe considerar como aspecto importante, la distribucin de tamaode las partculas y el volumen de liquido que se va a separar.




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Velocidad del gasGeneralmente los separadores se disean de tal forma que laspartculas de lquidos mayores de 100 micras, se deben separardel flujo de gas en la seccin de separacin secundaria, mientras

que las partculas ms pequeas en la seccin de extraccin deniebla.

Cuando se aumenta la velocidad del gas a travs del separador,sobre un cierto valor establecido en su diseo, aunque se

incrementa el volumen de gas manejando no se separantotalmente las partculas de liquido mayores de 100 micras en laseccin de separacin secundaria. Con esto se ocasiona que seinunde el extractor de niebla y, como consecuencia que, hayaarrastre repentino de baches de liquido en el flujo de gas que saledel separador.




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Presin de separacin

Es una de los factores mas importantes en la separacin, desde elpunto de vista de la recuperacin de lquidos. Siempre existe unapresin ptima de separacin para cada situacin en particular.

En ocasiones al disminuir la presin de separacin, principalmenteen la separacin de gas y condensado, la recuperacin de lquidosaumenta, sin embargo, es necesario considerar el valor econmicodel incremento de volumen de lquidos, contra la compresin extraque puede necesitarse para trasportar el gas.

La capacidad de los separadores tambin es afectada por lapresin de separacin, al aumentar la presin, aumenta lacapacidad de separacin de gas y viceversa.




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Temperatura de separacin

En cuanto a la recuperacin de lquidos, la temperatura deseparacin interviene de la siguiente forma: a medida quedisminuye la temperatura de separacin, se incrementa larecuperacin de lquidos en el separador.




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Densidades del liquido y del gas

Las densidades del liquido y el gas, afectan la

capacidad de manejo de gas de los separadores. Lacapacidad de manejo de gas de un separador, esdirectamente proporcional a la diferencia dedensidades del liquido y del gas e inversamenteproporcional a la densidad del gas.




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Viscosidad del gas

El efecto de la viscosidad del gas en la separacin, se puedeobservar de las formulas para determinar la velocidad deasentamiento de las partculas de liquido.

La viscosidad del gas se utiliza en el parmetro NRe, con el cualse determina el valor del coeficiente de arrastre.

De la Ley de Stokes, utilizada para determinar la velocidad de

asentamiento de partculas de cierto dimetro, se deduce que amedida que aumenta la velocidad del gas, disminuye lavelocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad demanejo de gas del separador.




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PRINCIPIOS DE SEPARACIN DE MEZCLAS DE

HIDROCARBUROS

Los separadores son construidos de tal forma que el fluidoentre produciendo un movimiento rotacional, impartiendoal fluido un movimiento centrfugo que ocasiona que el

lquido choque con las paredes del recipiente y caiga porgravedad.

A medida que el lquido cae, choca con los deflectores yplatos, producindose por agitacin la separacin de fases.

El gas sale por la parte superior y el lquido por el fondo.

El nivel de lquido del separador es controlado por unavlvula flotante y una vlvula tipo back pressure a lasalida del separador que controla la presin de salida delmismo.




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BATERA DE SEPARADORES

Las mezclas gas- aceite o gas-condensados agua, se recolecta y se

separa en las bateras de separadores.

La separacin puede darse en una solao en varias etapas, dependiendo de lascondiciones de operacin, pasando de

una vasija de mayor presin a otra demenor presin.




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Es un conjunto de vlvulas y tuberasdenominadas mltiples de distribucion,que permiten distribuir a voluntad el flujode varias pozos (corriente o produccin

general), o aislar la correspondiente a unoen particular (corriente de medicin),donde se conecta por varias horas el pozoque se desea medir.

CABEZAL DE ENTRADA

Tambin tiene instalada una descarga haciauna presa de captacin para desviar laproduccin en caso de una fallo de losseparadores cualquier otra falla deoperacin o accidente.




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SECCIN DE SEPARADORES

Es un conjunto de vasijas verticales,horizontales, o esfricas, que tienen en suinterior una serie de mamparasdeflectores y aditamentos como

extractores de niebla, filtros, agitadores yflotadores, que permiten la separacinmecnica de la mezcla producida.

La funcin fundamental de un separador,

es la de separar los componentesdeseados del fluido (crudo, gas, agua,contaminantes) lo mas completamenteposible del conjunto de componentes quealimentan al separador.




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Los separadores tambin se agrupan para el manejo de la

produccin general y se deja uno para recibir al pozo que sedesea medir.




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Debido a que las variaciones de flujo en la descarga delseparador y a la presencia de algunos slidos en suspensinafectan a los medidores convencionales y no se tendranlecturas confiables si se instalaran en la salida del aceite; lamedicin del volumen de aceite se realiza en el tanque

mediante una cinta mtrica o medidores elctricos operadoscon un flotador, o con medidores instalados en la descargas deltanque.

Para medir el gasto del gas, los separadores tienen instalados

dispositivos del tipo placa de orificio o integradoreselectrnicos en la descarga del gas; el agua se mideporcentualmente en las muestras que se tomanperidicamente.

S C G S QU O



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Los separadores deben tener capacidad para soportar lasvariaciones de flujo provenientes de los pozos y estn

diseados para mantener una presin constante y un nivelde lquido adecuado, mediante valvulas de contra presincalibradas para abrir al incrementarse la presin y cerrar alreducir la misma a ciertos valores predeterminados.

Q



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SECCIONES DE UN SEPARADOR

Seccin de Separacin Primaria(Fuerza centrfuga)

Seccin de SeparacinSecundaria (Gravitacional)

Extraccin de Niebla (Choque y/oFuerza Centrfuga)

Acumulacin de Lquidos


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(a) Seccin de separacin primaria

SEPARADOR VERTICAL SEPARADOR VERTICAL

ELEMENTOS Y SECCIONES DE UN SEPARADOR

Eliminadorde niebla

Desviadorde flujo

Entrada deproduccin

Nivel de

liquido

Burbujasde Gas

Vlvula deControl

de Nivel

Controlde Nivel

Gotasde liquido

c

a

b

d

Vlvula deControl de

PresinManmetro

Termmetro

Vlvulade Alivio

Disco deruptura

Vlvula deControl de Presin

ba

c

d

Vlvula deControl

de Nivel

Eliminadorde niebla

Gotas

de liquido

Controlde Nivel

Burbujas

de Gas

Nivel deliquido

Desviadorde flujo

Entradade

prod.

Termmetro

Vlvulade Alivio

Disco deruptura

Manmetro

(b) Seccin de separacin por gravedad

(c) Seccin de acumulacin de liquido

(d) Seccin de coalescencia



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TIPOS DE

INTERNOS

EMPLEADOS

Desviadores de flujo

Rompedor de olas

Placas rompedoras de espumaExtractores de niebla

Elementos centrfugos

Rompedor de vortice



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En esta seccin se separa la mayor cantidad de lquido de lacorriente de gas, y se reduce la turbulencia del Fluido. Laseparacin del lquido en esta seccin se realiza mediante uncambio de direccin del Flujo. El cambio de direccin se puedeefectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o

bien, instalando adecuadamente uno placa desviadora a la entrada.Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrfugaal flujo, con lo que se separan grandes volmenes de lquido.

SECCIN DE SEPARACIN PRIMARIA



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SECCIN DE SEPARACIN SECUNDARIA

En esta seccin se separa la mxima cantidadde gotas de lquido de la corriente de gas, sereduce considerablemente la turbulencia delflujo, as como la velocidad del gas y las gotasdel lquido que contiene el gas son separadasal mximo.

ste proceso se realiza mediante el principiode asentamiento por gravedad, en algunosdiseos se utilizan veletas o aspas alineadaspara reducir aun mas la turbulencia sirviendo

al mismo tiempo como superficies colectorasde gotas de liquido.

La eficiencia de separacin en esta seccindepende principalmente de las propiedadesfsicas del gas y del liquido suspendidas en el

flujo de gas y del grado de turbulencia.



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SECCIN DE EXTRACCIN DE NIEBLA

En esta seccin se separan del flujo de gas las gotas pequeos delquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria ysecundaria del separador.

En esta parte del separador se utilizan el efecto de choque y/o lafuerza centrifuga como mecanismos de separacin Mediante estosmecanismos se logra que las pequeas gotas de lquido, secolecten sobre una superficie en donde se acumulan y forman

gotas ms grandes, que se drenan a travs de un conducto a laseccin de acumulacin de lquidos o bien caen contra la corrientede gas a la seccin primaria.



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Cont. SECCIN DE EXTRACCIN DE NIEBLA

En esta seccin se separan del flujo de gas las gotas pequeos delquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria ysecundaria del separador.



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Existen varios tipos de eliminadores de niebla entre los cuales

tenemos:

Tipos de Aletas

Tipos de Malla de Alambre

Tipo Centrfugo

Las mas utilizadas son las de tipo de malla de alambre, ya que estaconsiderada como poseedor de una eficacia de remocin de altaeficiencia.



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ACUMULACIN DE LQUIDOS

En esta seccin se almacena y descarga el lquido separado de lacorriente de gas y que fue separado en las secciones anteriores, porlo cual se requiere un tiempo mnimo de retencin que permita llevara cabo el proceso de separacin.

Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente paramanejar los posibles baches de lquido que se pueden presentar enuna operacin normal, adems debe tener la instrumentacinadecuada para controlar el nivel de lquido en el separador.

SECCIN ACUMULACINDE LQUIDOS



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Cont. ACUMULACIN DE LQUIDOS

Esta instrumentacin esta formadapor un controlador y un indicadorde nivel, un flotador y una vlvulade descarga.

La seccin de almacenamiento delquidos debe estar situada en elseparador, de tal forma que ellquido acumulado no sea

arrastrado por la corriente de gasque fluye a travs del separador.



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INTERNOS AUXILIARES

ROMPEOLAS.

Este elemento se localizo en los separadores horizontales para amortiguar laformacin de olas, evitando el mayor arrastre de lquido en el gas;normalmente son dos placas localizadas en forma transversal a 1/3 y 2/3 de lalongitud del equipo.

ROMPEDOR DE VORTICE.

La funcin del rompedor de vrtices es evitar problemas en las bombas quese localizan a la salida de lquido en el equipo de separacin evitar lacontaminacin del producto y las vibraciones.



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Son los separadores ms usados en la industriapetrolera y comprenden cuatro seccionesfundamentales :

Seccin de separacin:donde el fluido entra ycomienza la separacin gas liquido.

Seccin de Fuerzas Gravitacionales: Dondeestas fuerzas tienen una influencia fundamentalen la separacin gas lquido.

Seccin de Extraccin de Neblina: donde seseparan las minsculas partculas de lquido que

aun contiene el gas.

Seccin de Acumulacin de Liquido: dondelos lquidos separados del gas se acumulan enla parte inferior del separador para luego sertransferido a los tanques de almacenamientotemporal.

SEPARADORES BIFSICOS



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1 PLACA DESVIADORA DE .ENTRADA

2 EXTRACTOR DE NIEBLA

3 VALVULA DE DESCARGA DE LIQUIDOS

4 FLOTADORSALIDA DEL GAS

SECCIN DESEPARACINPRIMARIA

ENTRADA

DE LAMEZCLA

SECCIN DEALMACENAMIENTO DELLIQUIDO

SALIDA DELIQUIDO

DRENEDEFONDO

SELECCIN DEEXTRACCIN DENIEBLA

SECCIN DESEPARACINSECUNDARIA



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SEPARADORES TRIFSICOS

Son similares a los separadores de dos fases, en este caso debeagregarse la fase de separacin lquido lquido, as como losmedios para remover el agua libre, estos separadores reducen lacarga en el equipo de tratamiento de crudo, aumentan la

capacidad de transporte en las tuberas y tambin ayudan amejorar la precisin de las mediciones de flujo.



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Estos separadores, adems de separar las fases liquida y gaseosa,separan el liquido en aceite y agua no emulsionada en el aceite. Laseparacin del lquido en aceite y agua no emulsionada, tiene lugar pordiferencia de densidades. Para esto se proporciona al lquido suficientetiempo de residencia y se deposita en un espacio donde no hayturbulencia.

Adems de las secciones y dispositivos con que cuentan los separadoresbifsicos, el separador trifsico tiene las siguientes caractersticas yaccesorios especiales:

Una capacidad de lquidos suficiente para proporcionar el tiempo deretencin necesario para que se separe el aceite y el agua.

Un sistema de control para la interfase agua -aceite.

Dispositivos de descarga independientes para el aceite y para el agua.

Separadores Trifsicos



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PROBLEMAS OPERACIONALES MAS COMUNES EN

SEPARADORESCrudos espumosos:

Como resultado de la incorporacin mecnica de gas dentrode una fase liquida, es la formacin de burbujas en las cualesla pelcula del liquido rodea un volumen de gas que tiende aascender.

Ocasiona en el separador:

Dificultad para poder controlar el nivel del fluido Probabilidad que el fluido que salga del separador vaya

mezclado con espuma Problemas en la deshidratacin del fluido



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Problemas operacionales mas comunes

Presencia de arena en el crudo

Los problemas ms comunes que puede causar son:

Taponamiento de los dispositivos de control Erosin y corte de vlvulas y lneasAcumulacin en el fondo del separador, disminuyendo la

capacidad del mismo Transferencia de esta arena a los PDT, causando graves

daos a las instalaciones de superficie.



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Parafinas

Puede obstruir el eliminador de neblina ocasionando que elgas se vaya en el fluido y disminuya la eficiencia deseparacin.

Escape de Liquido o Gas

El escape de liquido o gas puede ocurrir por:

Formacin de espuma Problemas con la instrumentacin de nivel Malla eliminadora de neblina obstruida Obstruccin de la vlvula a la salida del separador



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Durante el manejo de los hidrocarburos en la superficie yespecialmente en le proceso de separacin la velocidad de gasarrastra gotas de liquido y el liquido acarrea burbujas de gas. La

separacin fsica de estas fases es una de las operacionesbsicas en el proceso de produccin, procesamiento ytratamiento de gas y el aceite.

El diseo de separadores gas-aceite se lleva a cabo para quemecnicamente se separen las fases de la corriente dehidrocarburos a una temperatura y presin especifica. Elapropiado diseo del separadores muy importante ya que de ellodepende en gran medida la capacidad y eficiencia del proceso deseparacin y el manejo adecuado de los hidrocarburos.

FUNDAMENTOS PARA EL DISEO DE

SEPARADORES



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El dimetro y la longitud del separador.El diseo y arreglo de las partes internas del separador.Las caractersticas fsicas y qumicas del aceite y el gas

que se van a separar.

La presin y la temperatura de operacin del separador.El nmero de etapas de separacin.El nivel del lquido en el separador.El tiempo de residencia del lquidoLa tendencia del aceite a formar espuma.

La cantidad de material slido arrastrada por los fluidosque se van a separar.Las condiciones del separador y de sus componentes.Grado de eficiencia del separador (depende del tamao

mnimo de partcula que se desee separar mayor a 10micras).

FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA CAPACIDAD

DE SEPARACIN:



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FUNDAMENTOS DE LA SEPARACIN GASLQUIDO

La separacin de mezclas gas - lquido, se logra mediante unacombinacin apropiada de los siguientes factores mecnicos.



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La distribucin del tamao de las gotas de lquido depende deldiseo de los internos, de las caractersticas de los fluidos y delequipo instalado corriente arriba del proceso.

DISTRIBUCION DEI TAMAO DE PARTICULA EN UNSEPARADOR



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ASENTAMIENTO:

En la seccin de asentamiento, las gotas de liquido caern a una ciertavelocidad determinada por una ecuacin que relaciona la fuerza degravedad en la gota y el coeficiente de arrastre provocado por el flujo degas (fase continua).

Fuerza de arrastreFuerza de Flotacin

2g

VtACF

2

DD

Re

24CD

dS.G.101.78Vt

2

m

6

2g

V

4

D

Dv

g

24

2g

V

4

D

Re

24

2g

VACF

2

g

2

g

2

g

22

gDD

6

DF

3

1B g



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Cuando fuerza de arrastre es igual a la fuerza de flotacin, laaceleracin de las gotas es cero as que se mueven a una

velocidad constante conocida como la velocidad terminal.

La velocidad de asentamiento indica lavelocidad mxima que debe tener el gaspara permitir que gotas de lquidos de

cierto dimetro se separen

Ley de Stokes

BD FF

6

VD33

1D

g

18

DV

2

1

t

g

5

26

t10088.218

10281.3..4.62V

mdGS

26

t

..1078.1V m

dGS



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En el diseo de equipo de separacin la Ley de Stokes no gobierna elcomportamiento de la velocidad de asentamiento por el nmero de Reynolds quese tiene, as que esta velocidad debe ser determinada en base al coeficiente de

descarga CD:

Entones la velocidad terminal de asentamiento,considerando el balance de fuerzas estar dada por:

Ec.5



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Las ecuaciones 4 y 5 pueden ser resueltas por una solucin iterativa, con lossiguientes pasos:

1. Iniciando con

2. Calcular Num. Reynolds

3. Con el Num. Reynolds, calcular CD.

4. Recalculando Vt usando el nuevo valor de CD

5. Ir al paso 2 e iterar hasta que los valores de Vt, Re y CDsean iguales


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TIEMPO DE RESIDENCIA

Este se define como el tiempo de residencia o el tiempo promedio en que unamolcula de lquido es retenida en el separador. El tiempo de residencia esentonces el volumen ocupado por el lquido en el separador dividido entre elgasto de lquido. La capacidad de manejo de aceite de un separador es unafuncin del tiempo de residencia y del rea de interfase gas-aceite.

Se ha encontrado que el rango de tiempo de residencia para un separador tienevalores de 1 a 4 minutos, dependiendo de las condiciones de operacin ypropiedades de los fluidos. En casos donde se tiene crudo espumoso los tiemposde residencia se incrementan hasta en 4 veces los valores anteriores.

API 12J



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FORMACIN DE ESPUMA

Los aceites espumosos ofrecen un especial problema en el dimensionamiento delseparador. La espuma es una mezcla de gas disperso en el lquido que tiene unasdensidad menor a la del lquido pero ms grande que la del gas, en estos casosse necesita tener una rea de interfase y un tiempo de residencia ms grande quelo normal para separar el gas del aceite. En estos casos puede ser necesario untiempo de residencia tan grande como 15 minutos dependiendo de la estabilidad

de la espuma.

RE-ENTRAINMENT (re-entrada de lquido a la corriente de gas)

El re-entrainment es un fenmeno causado por tener velocidades altas de gas enla interfase gas-lquido del separador. Esto ocasiono que en un momento el gas letransfiera cierta inestabilidad al lquido y propicie la formacin de olas yondulaciones y las gotas se rompan y se separen de la fase lquida, siendoacarreadas por la corriente de gas. Este fenmeno debe ser particularmenteconsiderado para el dimensionamiento de separadores horizontales de altapresin dentro de la determinacin de la capacidad para manejo de gas, en donde

la interfase gas-aceite es mucho mayor.



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VELOCIDAD DEL GAS

La velocidad superficial mxima permitida del gas a las condicionesde operacin normalmente se determina mediante a siguienteecuacin:

La velocidad mxima permisible esta considerado para separadoresque normalmente tienen un extractor de niebla del tipo malla dealambre. Este flujo o velocidad puede permitir que partculas delquido mayores de 10 micras se asienten y no sean arrastradas por

la corriente de gas.



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Cont. Velocidad del gas

Este flujo o velocidad puede permitir que partculas de lquidomayores de 10 micras se asienten y no sean arrastradas por lacorriente de gas. La eficiencia de los extractores de niebla depende

de la velocidad del flujo de gas, cuando la velocidad es baja, lasgotas de lquido tienden a aglomerarse entre los alambres.

A velocidades altas el extractor tiende a inundarse, debido a que ellquido no puede fluir hacia abajo, contra el flujo del gas. En ambos

casos los espacios libres del extractor se pueden llenar de lquidoy, entonces, una porcin del lquido es arrastrada por la corrientede gas.



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Cont. Velocidad del gas

En la figura se muestra una grafica de eficiencia contra velocidades del

flujo de gas para un extractor del tipo malla de alambre entretejido.

300 5 10 15 20 25

100

95

90

85

80

VELOCIDAD DEL GAS (PIES/ SEG.)

PORCIENTOD

ELLIQUIDOS

USPENDID

OE

LIMINADO



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VELOCIDAD EN EL PROCESO DE SEPARACIN

La velocidad es un factor muy importante debido o que de esto de pendenlas dimensiones y la eficiencia de separacin en los internos y en elseparador.

La velocidad de alimentacin se requiere para el dimensionamiento de laboquilla correspondiente y deber cuidarse que no sea mayor que lavelocidad de erosin.

Por otra parte, cuando se tiene un interno tipo centrfugo. Se recomiendo

que la velocidad de flujo de alimentacin se encuentre entre en un rangode 50 o 100 ft/seg. paro obtener una buena eficiencia de separacin.



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PRESION DE DISEO

La presin de diseo ser equivalente a la mxima presin de operacin en elrecipiente, ms un 10% o 2 Kg/cm de sobrediseo, emplendose el valor queresulte mayor. En el caso de que la presin del vapor del lquidocorrespondiente a la temperatura mxima que pudiera alcanzar dicho lquido,

fuera superior a los valores anteriores, se considerar una presin de diseoequivalente a la presin de vapor a dicha temperatura ms 2 Kg/cm o 10% desobrediseo emplendose el valor que resulte mayor.

TEMPERATURA DE DISEO (DE -29 A 340C.)

La temperatura de diseo ser equivalente a la mxima temperatura quepueda presentarse en el recipiente por condiciones de proceso, incrementadapor un sobrediseo de 15C.



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CRITERIOS DE DISEO PARA LOS INTERNOS DESEPARADORES

TIPO VOLUTA

Cuando se disea o rehabilitan recipientes horizontales condimetro pequeo, se recomienda colocar una voluta. Esta tipo de

internos es recomendable cuando se tienen problemas porformacin de espuma. La determinacin de los espacios esinteractivo ya que depende de la capacidad de operacin y de larelacin gas-liquido (RGA).



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TIPO VANE (Segunda Etapa)

Este interno como se indico, tiene como funcin eliminar lasgotas grandes de liquido y la eliminacin de turbulencia del gas.Ocupa toda el rea disponible de vapor (Adv) del separador yse localizo ala mitad del recipiente.



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TIPO VANE (Tercera Etapa)

Las dimensiones de este interno, se determinan en funcin deuna velocidad recomendada para el gas.

Vg= 4.5

(v)0.5

Donde: no= Velocidad superficial del gas.rv = Densidad del vapor o gas a condiciones de operacin.

El rea requerida de vapor (ARV) esta dado por:

ARV = Qv

Vg



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ROMPEDOR DE OLAS.

Los rompedores de olas son placas localizadas transversalmenteal recipiente.

Estas placas estn localizadas a 1/3 del separador Normalmentese localizan 2 de este tipo de interno.



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ROMPEDOR DE REMOLINAS.

Este interno tiene como funcin principal romper el remolino quese forma al fondo del recipiente o a la salido del lquido, evitandode sta manera la gasificacin en el equipo de bombeo.



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En lo que respecta a los internos de los separadores se concluye

lo siguiente:

los internos tipo centrfugo son los ms recomendados comoprimera etapa de separacin y pueden utilizarse en separadoresy/o rectificadores (horizontal y vertical) dependiendo del tipo de

servicio del equipo.

El interno tipo voluta como primera etapa de separacin serecomienda cuando el dimetro del separador horizontal seapequeo y cuando se manejen fluidos con tendencia a espuma.

En la segunda etapa de separacin se recomienda paraseparadores horizontales los internos tipo zig-zag (vane) paraseparar pequeas partculas de lquido arrastrado por el gas,obtener un flujo laminar, y para la eliminacin de espuma.



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Eliminadores de niebla:

los elementos tipo malla son eficientes para equipos deseparacin, pero nicamente cuando no se tiene partculas slidas

en la corriente de gas, ya que estos provocan taponamiento endichos internos.

Los elementos tipo vane (zigzag)son mas recomendados por elservicio requerido en la industria petrolera, sobre todo en las

plantas de produccin-compresin, ya que la operacin de estetipo de plantas es continua y no es recomendable diferir laproduccin.



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Internos en Separadores Verticales.

Ya que el gas separado no hace contacto en su recorrido por elequipo con el liquido, nicamente se recomienda el uso de dos

etapas de separacin.

Primera etapa. En esta seccin es recomendable localizar unelemento centrifugopara eliminar la mayor cantidad de liquido.

Segunda y ultima etapa.En esta etapa es recomendable el usode un interno tipo vane o eliminador de niebla, con estosinternos se han obtenido buenos resultados en la eficiencia deseparacin.



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Separadores Verticales.

Ventajas:

Es mas fcil mantenerlos limpios por lo que se recomienda para manejar flujosde pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material slido.

El control del nivel de liquido no es critico puesto que se recomienda empleary flotador vertical, logrando que el control de nivel sea mas sensible a loscambios.

Debido a que el nivel de liquido se puede mover en forma moderada, son muyrecomendables para flujos de pozos que se producen por bombeo neumticocon el fin de manejar baches imprevistos del liquido que entre al separador.

Hay menor tendencia de revaporizacin de lquidos.

Desventajas:

Son ms costosos que los horizontales.

Son mas difciles de instalar que los horizontales.

Se necesita de un dimetro mayor que el del horizontal para manejar la misma

cantidad de gas.



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Separadores Horizontales

Ventajas:

Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales.

Son mas econmicos que los verticales.

Son mas fciles de instalar que los verticales.

Son muy adecuados para manejar aceites con alto contenido de espuma, paraesto, donde queda la interfase gas liquido se instalan rompedoras deespuma.

Desventajas: No son adecuados para manejar flujos de pozos que contiene materiales

slidos como arena o lodo pues es difcil limpiar este tipo de separadores.

El control de nivel de liquido es mas critico que en los verticales.



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Separadores Esfricos

Ventajas:

Mas baratos que los horizontales o los verticales.

Mas compactos que los horizontales o los verticales por lo que se usan enplataformas costa afuera.

Son mas fciles de limpiar que los separadores verticales.

Los diferentes tamaos disponibles los hacen el tipo ms econmico parainstalaciones individuales de pozos de alta presin.

Desventajas:

Tienen un espacio de separacin muy limitado.


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CONCEPTO HORIZONTAL VERTICAL ESFRICO

EFICIENCIA DE SEPARACIN. 1 2 3

ESTABILIZACIN DE FLUIDOS SEPARADOS. 1 2 3

ADAPTABILIDAD A VARIACIN DE CONDICIONES(CABECEO).

1 2 3

FLEXIBILIDAD DE OPERACIN (AJUSTE DE NIVELDE LQUIDOS).

2 1 3

CAPACIDAD (MISMO DIMETRO). 1 2 3

COSTO POR CAPACIDAD DE UNIDAD. 1 2 3

MANEJO DE MATERIALES EXTRAOS. 3 1 2

MANEJO DE ACEITE EMULSIONADO. 1 2 3

USO PORTTIL. 1 3 2

INSTALACIN:PLANO VERTICAL.PLANO HORIZONTAL.

13

31

22

FACILIDAD DE INSPECCIN. 2 3 1

INSPECCIN Y MANTENIMIENTO. 1 3 2

1. Ms favorable. 2. Intermedio. 3. Menos favorable.

Anlisis Comparativo Ventajas y Desventajas de Separadores



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METODOLOGA PARA EL

DISEO DE SEPARADORES



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Manejo de Gas

Las ecuaciones para determinar la Capacidad de Manejo deGas (Qg max.) estn basadas en remover partculas de

lquido de 100 micras para obtener resultadosconservadores.

La Qg max. depende de:

Las condiciones de operacin (P y T)Propiedades de los fluidos

Dimensiones del separador

CAPACIDADES DE SEPARACIN



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Manejo de Lquido

Para determinar las Capacidades de Manejo de Lquido enSeparadores Verticales y Horizontales se tomaron en cuenta lossiguientes criterios:

En separadores horizontales el nivel mximo recomendado es la

mitad del dimetro interior del separador, en caso de que lainstrumentacin instalada este por debajo de este nivel la alturadel nivel del lquido en el separador estar definida por la alturamxima del controlador de nivel (Flotador).

En separadores verticales el nivel mximo de lquido estar enfuncin de la ubicacin del indicador de nivel (nivel ptico) elcual se considera el 70% del indicador del nivel ptico 2 piespor debajo de la distancia de la altura de la carga y la altura de ladescarga.



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SEPARADORES HORIZONTALES

Capacidad de manejo de gas:

Di * Leff * P

Qg max. = 42 (K) (T) (Z)

Di = De 2 * e

Leff = Lss - Di

K se obtiene la siguiente relacin:

rg * P

T

Con este valor y la Gravedad API del aceite, mediante Grfica se obtiene K.



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Para determinar Z y en base a la correlacin de

Benedict Webb-Rubin , primero se determinan lascondiciones Pseudocrticas de presin ytemperatura mediante las siguientesecuaciones:

Tpc = 167 + 316.67 (rg)

Ppc = 702.5 - 50 (rg)

Posteriormente se calculan las condicionesPseudoreducidas mediante las cuales por grfica por correlacin se determina:

T + 460

Tpr =

Tpc

P

Ppr = Ppc


L ef


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Capacidad de manejo de lquido:

Vl

Ql max. = tr

Di = De 2 * e

Leff = (Lss)

La altura mxima recomendada del nivel de lquido en el separador ser:

Di

hnl = 2

* Di2

Vl = ( ( ) - Af gas) Leff

4

Di2 ang cos ( 1 - 2hnl/Di)Af gas = ( 1 - ) + (Di - hnl2) 0.5 (Di/2 - hnl)

4 180

C ontr ola dord enivel

Vl vula dec ontro l

d enivel

h pn

h nl

lpn

hd

De scarga deg as

Desc arg ad el q uid o

De

L ef

Lss

e h cl

flo tad or

API TEMP. (F) MINUTOS

> 35 3 - 5

< 35 > 100 5 - 10

< 35 80100 10 - 20

< 35 60 - 80 20 - 30

Tr recomendado por el API 12J



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SEPARADORES VERTICALES

Capacidad de manejo de gas:

Di2 * P

Qg max. =

504 (K) (T) (Z)

Di = De 2 * e

Para determina K se obtiene la siguiente relacin:

rg * P

T

Con este valor y la Gravedad API del aceite, se obtiene

el valor de K mediante grfica.



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Para determinar Z y en base a la correlacin de Benedict

Webb-Rubin , primero se determinan las condicionesPseudocrticas de presin y temperatura mediante lassiguientes ecuaciones:

Tpc = 167 + 316.67 (rg)

Ppc = 702.5 - 50 (rg)

Posteriormente se calculan las condiciones Pseudoreducidaspara entrar a la grfica que nos determina el factor decompresibilidad Z:

T + 460

Tpr =

Tpc

P

Ppr = Ppc



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Capacidad de manejo de lquido:

VlQl max. =

tr

Di = De 2 * e

Vl = A * hnl

* Di2A = ( )

4

La altura mxima aprovechable del nivel de lquido

en el separador en base a la instrumentacin instaladaesta dada por:

hnl max. = (hpn - hd - e)

La altura mxima recomendada del nivel de lquido

en el separador estar dada por:

hnl = hc hd2

h c

D escarga de gas

Dren

2 p ie s

Ls s

hp n

h nl

0.3 (lp n)

lp n

h d

Con trol ador de nive l

Vlvula de cont rol denive l

D escarga de l qui do

e

C arg aal separador



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Separadores Verticales

En separadores verticales se debe seleccionar el dimetro

mnimo que satisfaga los requerimientos de capacidad delequipo para el manejo de gas.

Se puede tener una combinacin de dimetro y Longitudesdel separador para diferentes tiempos de residencia.

Cualquier dimetro mayor al requerido puede serseleccionado.

DIMENSIONAMIENTO DE SEPARADORES



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Dimetro del Separador por Capacidad de Manejo de Gas

kp

TZQd

g

5042

Para las gotas que caen, la velocidad del gas debe ser menor que lavelocidad terminal de la gota.

2

1

10119.0

D

m

g

g

tC

dV

Determinar la Velocidad del Gas

260

Pd

TZQV

g

g

gt VV

Entonces si:



125/163

m

g

D

m

g

g

d

TZQ

C

d

p

pp 60

0119.0

2

1

1

Entonces:

2

1

1

2

5040

m

d

g

gg

d

C

pp

p

p

TZQ

d

Finalmente, para gotas de lquido de 100 micras el dimetro del separador secalcula con la siguiente ecuacin:

kp

TZQd

g

5042



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Dimetro del Separador por Capacidad de Manejo de Lquido

12.0

2 Qlt

hd r

donde h = Altura del volumen de lquido

Ql

Voltr

Luego entonces

12.0

2 Qlthd r

Ql

hdtr

2

00.7

La longitud soldadura soldadura y relacin Lss/d se determinan de lageometra del separador una vez que el dimetro y altura del nivel de lquidoson conocidos, se pueden usar las siguientes ecuaciones:

12

76 h

Lss12

40

dhLss



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Ejemplo para el Dimensionamiento de un Separador Vertical

Datos:

Qg: 10 mmpcd, rg: 0.6, Z: 0.84, Qo: 2,000 bpd de 40 API, Pop.: 1,000 psia,Top.: 60 oF

Solucin:

1. Calcular K

De Grafica

2. Dimensiones por Capacidad de Gas

3.0

1538.1

60460

000,16.0

KT

SP

ind

d

Z

KP

TZQ

d

g

7.25

3.0000,1

1084.0520504

84.0

504

2

2


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Entre ms pequeo sea el dimetro nominal seleccionado conrespecto al calculado, el peso y el costo del recipiente ser menor.

Cuando se selecciona un dimetro menor se incrementa la velocidad

del flujo de gas y esto incrementa la posibilidad de tener una mayorformacin de olas, ondulaciones y re- entrada de lquido en la interfasegas-lquido.

La experiencia ha mostrado que si la capacidad de gas gobierna eldiseo del separador, la relacin L/D puede ser hasta de 4 a 5 cuando

se tiene problemas de re- entrada de lquidos por las altas velocidadesdel gas en la interfase.

La mayora de los separadores son diseados para una relacin L/D de3 a 4.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PARA

CONSIDERACIONES GENERALES DE DISEO



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En separadores horizontales al tener una relacin L/D mayor disminuyeel costo del separador debido a que se tendr una mayor longitud y unmenor dimetro del recipiente .

En separadores verticales en donde el volumen de lquido gobierna eldimensionamiento del separador, es comn escoger relaciones de L/Dno mayores de 4 para mantener la altura del lquido en la seccin derecoleccin a un nivel razonable.

Es importante conocer las caractersticas fsicas, la tendencia a la

formacin de espuma y el contenido de parafinas, agua y arena entreotros aspectos para establecer adecuadamente el tipo de internos ytiempos de residencia requeridos para el manejo de los fluidos.

Continuacin



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Esta metodologa solamente es aplicable para el diseo de separadoresque tienen extractores de niebla del tipo malla de alambre y ladeterminaci6n de la variable del coeficiente de arrastre puededeterminarse para cualquier dimetro de partcula de lquido.

Cuando se emplean otro tipo de internos como placas vane, elementoscentrfugos, filtros o tubos ciclnicos las consideraciones y criterios dediseo son diferentes.

La eficiencia de estos extractores, depende de la velocidad del flujo degas. Cuando la velocidad es baja las gotas de lquido tienden aaglomerarse entre los alambres, a velocidades altas el extractor tiendea inundarse, debido a que el lquido puede fluir haca abajo, contra elflujo del gas.

Continuacin.



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CRITERIOS PARA SELECCIONAR LASCONDICIONES DE SEPARACIN DE

ACEITE Y GAS



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CONDICIONES DE SEPARACIN

Para establecer las condiciones de separacin msapropiadas, de acuerdo con las caractersticas de los fluidosproducidos, el ingeniero de produccin tiene que considerarlas siguientes variables de control:

a) El tipo, el tamao y los dispositivos internos del separadorb) El tiempo de residencia del aceitec) Las etapas de separacind) Las presiones y temperatura de operacine) El lugar de instalacin de los separadores.

Es evidente que existir una combinacin de estas variablesque permitir obtener la separacin requerida a un costomnimo. Lo seleccin de las condiciones de separacindependen, fundamentalmente, de las objetivos de produccinestablecidos.


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Lo mayora de los yacimientos del cretcico de la Zona Sur producen aceitevoltil o gas y condensado. Cuando se obtienen estos hidrocarburos, deformaciones con alta productividad, es necesario prestar especial atencin a lascondiciones de separacin de aceite y el gas. Este tema, por diversas rozones,no ha sido suficientemente estudiado y divulgado en nuestro medio. Se han

publicado algunos artculos tcnicos sobre conceptos bsicos y procedimientospara dimensionar y seleccionar separadores, en funcin de los fluidos y gastosque se desean manejar.

Sin embargo los criterios para establecer las condiciones de separacin, deacuerdo con los objetivos de produccin fijados, no han sido explcitamentedefinidos. No siempre el objetivo fundamental es la separacin eficiente de las

fases liquida y gaseosa.

En algunas circunstancias puede ser ms importante: incrementar el ritmo deproduccin, reducir los costos por compresin, obtener aceite estabilizado,recuperar mayor cantidad de hidrocarburos lquidos, etc.

OBJETIVOS DE PRODUCCIN



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Alta eficiencia en la separacin de aceite y el gas.

La eficiencia de un separador depende fundamentalmente de su diseo. Lascaractersticas de los fluidos y los gastos determinan el tipo y las dimensionesdel separador para cada caso particular.

Mayores ritmos de produccin.

Cuando las condiciones de explotacin de un yacimiento son favorables, elritmo de produccin de sus pozos puede aumentarse reduciendo sucontrapresin en la superficie. La menor contrapresin, y por consiguiente el

mayor gasto, se obtiene colocando el separador junto al pozo y,simultneamente, ajustando su presin de operacin al valor mnimo que lascondiciones de produccin lo permiten.



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Mayor recuperacin de hidrocarburos lquidos.Como los hidrocarburos producidos de mayor valor comercial son los lquidos,frecuentemente la eficiencia del proceso de separacin se relaciona con lacantidad de hidrocarburos licuables que contiene la fase gaseosa que abandonalos separadores.

Para reducir al mnimo esta cantidad de lquidos es necesario generalmenterealizar el proceso de separacin en varias etapas; es decir que el lquidodesalojado del primer separador pase por otros que operan a presionesreducidas secuencialmente, hasta llegar al tanque de almacenamiento, donde enforma natural se efecta la ltima etapa de separacin a la temperatura ypresin del medio ambiente.

En esta forma tambin se obtiene un alto grado de estatizacin del aceite y elgas separado. La cantidad de lquido recuperable en el gas, expresada engalones por millar de pies cbicos producidos (GPM), puede obtenersesimulando el proceso de separacin en el laboratorio.



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Menores costos por compresin.

En la determinacin de las presiones de separacin de un sistema en etapas sepuede establecer como meta esencial, la minimizacin de los costos por el equipode compresin que se requiere para transportar el gas producido. En general loscostos por este concepto resultan bastante significativos, debido esencialmente alos siguientes factores:

a) Los volmenes de gas que se separan en las bateras de separacin son confrecuencia elevados, siendo esto especialmente vlido para bateras donde semanejan fluidos producidos de yacimientos con aceite voltil, que secaracterizan por tener relaciones gas-aceite mayores de 1200 pies3/bl.

b) La presin a la que debe llegar el gas a las Plantas Petroqumicas es del orden

de las 1000 lb/pg2

. Esto es por especificaciones de diseo de las propiasplantas.

c) Por lo general la distancia entre las bateras de separacin y las PlantasPetroqumicas es considerable. Esto ocasiona que sea necesaria cierta energaadicional para enviar el gas a la planta.



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Aceite y gas estabilizados

A fin de que el aceite no experimente perdidas substanciales por evaporacindurante su almacenamiento, al ser manejado a condiciones superficiales en lasrefineras, o al cargar los buques para su exportacin es necesarioestabilizarlo previamente.

El aceite se estabiliza ajustando su presin de vapor, de modo que sta seamenor que la atmosfrica a la temperatura mxima esperada. El grado deestabilizacin de un lquido se acostumbra expresar mediante su presin devapor REID (PVR).

Esta presin no es la presin de vapor verdadera (PVV), que es la que ejercesobre un lquido su vapor, en condiciones de equilibrio, a una temperaturadada.



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Cont. aceite y gas estabilizados

El aceite que sale de un separador que opera a 3.0 kg/cm2man. y 40C tiene unaPVV de 3.0 kg/cm2 man. A 40C. La PVR se obtiene mediante un procedimientoestndar, utilizando una botella metlica especial y se determina bajocondiciones controladas a 100 F. Debido a las caractersticas de la botellametlica que se emplea para determinar la PVR de un aceite de 100F, sta es

siempre ligeramente menor que su PVV.

Para algunos aceites negros, pero sobre todo para aceites voltiles ycondensados, es recomendable el uso de equipos especiales en el campo (torresestabilizadoras o calentadores), para conseguir la PVR requerida obteniendootras ventajas adicionales.

En algunos casos la estabilizacin de aceite, adems de reducir las prdidas porevaporacin permite incrementar la recuperacin de hidrocarburos lquidos,remover el H2S; y reducir los costos por compresin.



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Un gas estabilizado no formar condensados al quedar sometido a loscambios de presin y temperatura que experimentar durante sutransporte por tuberas superficiales. Los condensados se forman aldisminuir la temperatura de un gas y, generalmente, a incrementarsesu presin.

Por lo tanto el gas se estabiliza eliminando los componentes quepudieran llegar a condensarse al ser manejado posteriormente. Enesta forma se ajusta su temperatura de roci a la presin mxima deoperacin del gasoducto que lo transportara.

Si el gas no es estabilizado, el agua y los hidrocarburos condensadospueden ocasionar problemas de corrosin, baja eficiencia de flujo,represionamientos y condiciones inseguras de operacin entre otrosaspectos.

Cont. aceite y gas estabilizados



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Optimizacin por Recuperacin de Hidrocarburos Lquidos a Condiciones

de Almacenamiento

Al operar un sistema de separacin gas-aceite en etapas bajo condiciones queproporcionen la mxima recuperacin de hidrocarburos lquidos, se tienenincrementos notables en la calidad y el volumen del aceite recuperado. Tambin elgas separado tiene un mayor grado de estabilizacin; lo que es importante ya que

s el gas se transporta, se reducen los problemas de operacin por condensadosen las lneas, y en caso de que sea necesario quemarlo, las prdidas econmicassern menores al disminuir la cantidad de condensados arrastrados por lacorriente de gas hacia el quemador.

En una etapa de separacin, la corriente de hidrocarburos que se alimenta alseparador gas aceite, es llevada fsicamente a las condiciones de equilibrio de

fases a la presin y temperatura del mismo, por lo que los volmenes de gas ylquido separados se pueden determinar mediante clculos de Balance demateria.



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Mtodo para Optimizar la Recuperacin de Hidrocarburos Lquidos

El mtodo para optimizar las presiones de operacin en un sistema deseparacin por recuperacin de hidrocarburos lquidos cosiste en que,conociendo la composicin del fluido que se alimenta al sistema de separacin

y las presiones de operacin en la primera y la ltima etapa, se asignanpresiones a las etapas intermedias con el fin de realizar un Balance de MateriaVapor-Lquido que determine en c/u de las etapas propuestas: la relacin gas-aceite total (RGAT) , la densidad del aceite a las condiciones estndar y el factorde volumen del aceite a condiciones de saturacin (Bob)

Este mtodo es iterativo y el proceso se repite hasta determinar las presiones

que proporcionen los valores mnimos de las tres variables mencionadas.



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-Los valores mnimos de la relacin gas aceite total y la densidad del aceite alas condiciones de almacenamiento, indican que los hidrocarburosintermedios (C3a C6), permanecen en la fase lquida, evitndose as, la prdidade los mismos en el gas separado.

-El factor de volumen del aceite a la presin de saturacin, vara ligeramenteen funcin de las condiciones de separacin que se tengan en la superficie. Elvalor mnimo de esta variable indica, que se requiere un volumen menor deaceite a las condiciones de saturacin en el yacimiento, para obtener unaunidad de volumen de aceite a las condiciones de almacenamiento.

- En cada etapa del sistema, los valores mnimos de estas variables deben

coincidir en una misma presin de separacin, que ser la correspondiente ala presin optima de operacin en dicha etapa. En la Fig. 111.21, se muestracomo quedan graficadas las variables respecto a las presiones de separacinde la segunda etapa, en un sistema de tres etapas.





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PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA PRESION OPTIMA DE

SEPARACIN EN UN SISTEMA DE TRES ETAPAS.

La presin ptima de separacin en cada etapa de un sistema deseparacin en etapas, es aquella a la cual se encuentra el mximovolumen de liquido a condiciones estndar por volumen de flujo

producidos del yacimiento.

Para el calculo de la presiones optimas de separacin se requierendatos de una separacin instantnea para diferentes presiones.

A continuacin se describe un mtodo sencillo para la determinacin dela presin optima de separacin en la segunda etapa, en un sistema detres etapas.


En un sistema de separacin de 3 etapas como el que se muestra en la figura


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En un sistema de separacin de 3 etapas, como el que se muestra en la figura,la presin en la primera etapa (P1) queda fija generalmente por los

requerimientos de presin para transportar el gas a la planta de tratamiento.La presin en la tercera etapa (Ps), es la presin atmosfrica. Entonces lapresin que se puede optimizar, es la de la segunda etapa (P2).

ESQUEMA DE UN SISTEMA DE SEPARACIN EN TRES ETAPAS



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La determinacin de la presin ptima de la segunda etapa, se basa en

una correlacin que consta de 2 ecuaciones, que son:

a) Para mezclas que entran al sistema de separacin con densidadrelativa mayor que 1 respecto al aire:

1

686.0

12 CPAP ..(1)

0233.0

057.01

A

C ..(2)

Donde:


b) Para mezclas que entran al sistema de separacin con densidad


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b) Para mezclas que entran al sistema de separacin con densidadrelativa menor que 1 respecto al aire:

2

765.0

12 CPAP ..(3)

Donde:

012.0

028.02

AC ..(4)

En la ecuaciones (1) a (4), A, C1, C2, son funciones de la composicin delos fluidos que estn al sistema; y P1y P2son presiones absolutas en

lb/pulg2.

La constante A se determina mediante figura utilizando la densidadrelativa de la mezcla que entra al sistema de separacin y el porcientomolar de metano, etano y propano en mezcla.

Esta correlacin da resultados con un error medio de 5%.



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Ej l d A li i


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Ejemplo de Aplicacin:

Determinar la presin ptima de separacin en la segunda etapa en unsistema de 3 etapas.

Datos: Presin de separacin en la primera etapa, P1=800 lb/pulg2abs.

Fraccin Molar

0.40

0.10

0.15

0.150.10

0.05

0.05

1.00

6.404

3.007

6.613

8.7187.215

4.309

6.550

42.816

Fraccin Molar X PesoMolecular

16.01

30.07

44.09

58.1272.15

86.17

131.00

C1C2C3

C4C5C6C7

ComponentePeso Molecular (tablas)

Composicin de la Mezcla


Donde:


153/163

Densidad relativa de la mezcla 4779.1

97.28

816.42816.42

PMa

%65151040321

CCC

76.210233.0

057.045.01

C

Como la

separación gas - aceite

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