trabajo especial de grado
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REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD RAFAEL URDANETA
FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE INGENIERÍA QUÍMICA
DISEÑO DE TANQUES SEPARADORES GAS-LIQUIDO EN EL SISTEMA DE ALIMENTACION DE GAS DE LOS TURBOSGENERADORES DE LA PLANTA ELECTRICA DEL COMPLEJO PETROQUIMICO ANA MARIA
CAMPOS.
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
Realizado por la Bachiller: Gladys Gineth Gómez Urdaneta
C.I.: 17 .634.642
Tutor académico: Ing. Carla López
Tutor industrial: Ing. Neyla Nieves
Maracaibo, Abril de 2009
DERECHOS RESERVADOS
DEDICATORIA
Este trabajo de investigación lo dedico especialmente a mis padres, quienes
con su amor siempre han estado allí para ayudarme a salir adelante, a pesar de los
obstáculos y de las dificultades, siempre han estado abiertos a la lucha. Los amo
con el alma.
A mis “tesoros” mi hermana Gina a quien siempre he visto como un modelo a
seguir y que junto a mi amado esposo Néstor me han brindado su apoyo
incondicional y siempre me han llenado de ánimo para levantarme en los momentos
difíciles,
Así mismo lo dedico a todas aquellas personas que de una u otra forma me
ayudaron durante mi carrera profesional. DERECHOS RESERVADOS
AGRADECIMIENTO
Agradezco a Dios, luz que mantiene encendido mi corazón. “Sin ti Señor no
encuentro reposo, tu eres la luz eterna que le da sentido a mi vida, para seguir
adelante sin mirar atrás y alcanzar todas mis metas”.
A mi hermana Gina Gabriela, a quien le agradezco el haberme brindado todo
su apoyo desde el inicio de mi carrera y no solo a nivel profesional sino en mi vida
diaria. “Me haz dedicado mucho tiempo, tiempo que tal vez le hayas quitado a tus
hijos al llegar del trabajo…Por todo Gracias. Te Amo.”
A mis padres, por su apoyo y compresión, han sido inspiración para que yo
quiera ser mejor persona día a día.
A mi amado Esposo, le doy gracias por hacerme sentir siempre su presencia
y apoyo a pesar de la distancia. Tu amor siempre me anima a continuar y a no
desfallecer, te amo mi negrito.
DERECHOS RESERVADOS
Gómez G., “DISEÑO DE TANQUES SEPARADORES GAS-LIQUIDO EN EL SISTEMA DE ALIMENTACIÓN DE GAS DE LOS TURBOGENERADORES DE LA PLANTA ELÉCTRICA DEL COMPLEJO PETROQUIMICO ANA MARÍA CAMPOS”.Universidad Rafael Urdaneta. Facultad de Ingeniería, Escuela de Ing. Química. Trabajo Especial de Grado para optar al Título de Ingeniero Químico. Maracaibo, Mayo 2008.
RESUMEN
Se realizó un estudio de diseño de campo y documental, donde el tipo de investigación es de proyecto factible, sobre el diseño de dos separadores gas-líquido en el sistema de alimentación de gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica del complejo petroquímico Ana María Campos. Para esto se identificaron los elementos y criterios que deben ser utilizados para el diseño de un tanque separador, luego se procedió a determinar cada una de las formulas y procedimientos numéricos para la obtención de las dimensiones de los tanques separadores. Se utilizó un simulador Aspen Plus; para determinar las corrientes de salidas del equipo, posteriormente se llevo a cabo la evaluación de diagramas de flujos e isométricos existentes y observación directa del área, con la finalidad de realizar un diagrama de flujo actualizado que incluya los nuevos tanques diseñados, al mismo tiempo se pudo inspeccionar el área, lo que permitió decidir la ubicación de la instalación de los tanques separadores. Los resultados obtenidos arrojaron que el Diámetro Interno (DI) del separador existente para los turbo generadores TG5 y TG6 es menor al diámetro propuesto, donde este ultimo señala que el tanque separador debe medir 3 pies de ancho, es decir, 1pies por encima del actual, Situación similar en el caso del tanque separador del turbo generador TG10 el cual mide 2pies de Diámetro Interno, mientras que el propuesto mide 2,5pies. Se concluyo que las medidas de los separadores actuales son insuficientes. Lo anterior unido a la ausencia de un sistema automatizado aumenta el riesgo de derrame en la planta eléctrica; por lo que ésta investigación propone el remplazo de dichos tanques separadores junto con la automatización del proceso de separación gas – líquido y entre otras recomendaciones. Palabras claves: Diseñar- Tanques separador gas/ líquido, Diagrama de flujo, Gas, Simulación.
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Gomez Gladys. “SPLITTERS TANKS DESIGN GAS - LIQUID IN THE SYSTEM OF THE FEEDING OF THE TURBO GENERATORS OF THE ELECTRICAL PLANT (FLOOR) OF THE PETROCHEMICAL COMPLEX ANA MARIA CAMPOS.” Undergraduate thesis. Rafael Urdaneta University. Faculty of Engineering. School of Chemical Engineering.
ABSTRACT
It realized a study of field design and documentary where the type of investigation is of feasible project about the design of two splitters gas / liquid in the feeding system of gas of the turbo generators TG5, TG6, TG10 of the electrical plant of the petrochemical complex Ana Maria Campos. For this, the elements were identified and criteria that must be used to calculate the design of a splitter tank, then it proceeded to determining each of the formulas and numerical procedures for obtaining of the dimensions needed in the elaboration of the new design of the splitters tanks, for this it was used a simulation program aspen plus, and this way to continue with the accomplishment of the numerical calculations corresponding to the dimensions of the new tanks, then it carry out the evaluation of flow diagrams and isometric existing and direct observation of the area, with the purpose of realizing a new flow diagram that includes the new tanks designed, at the same time, the area could inspect what permitted to decide the location of the installation of the splitters tanks. The obtained results threw that the internal diameter of the existing splitter for the turbo generators TG5 and TG6 is minor to the proposed diameter where the last one indicates that the splitter tank must measure 3 ft of width, that is to say, 1ft over the current one which measures 2 ft of width. Similar situation for the splitter tank of the turbo generator TG 10 which measures 2ft of internal diameter whereas the proposed one measures 2.5 ft. It concluded that the measures of the current splitters are insufficient. This joined the absence of an automated system that increases the irrigation of spillage in the electrical plant, for what this investigation propose the replacement of the above mentioned splitters tanks and the automation of the process of separation liquid gas and among other recommendations.
Key Words: Design, Splitter Tank Gas/Liquid, Flow Diagram, Gas, Simulation
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INDICE GENERAL
DEDICATORIA
AGRADECIMIENTO
RESUMEN
ABSTRACT
INDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN………………………………………………………………..1
CAPÍTULO I. EL PROBLEMA 1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA…………………………………….3
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA……………………………………….4
1.3 OBJETIVOS………………………………………………………………….4
1.3.1 OBJETIVO GENERAL………………………………………………….4
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍOFICOS…………………………………………4
1.4 JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA………………………………………5
1.5 DELIMITACIÓN……………………………………………………………...6
1.5.1 ESPACIAL………………………………………………………………..6
1.5.2 TEMPORAL………………………………………………………………6 CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO 2.1 DESCRIPCIÓN DE LA EMPRESA………………………………………..7
2.2 ANTECEDENTES…………………………………………………………...9
2.3 BASES TEÓRICAS…………………………………………………………13
2.3.1 FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR…………....14
2.3.2 REQUISITOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO…………………..14
2.3.3 FACTORES QUE DEBEN CONSIDERARSE……………………….15
2.3.4 DISEÑO DE LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN…………………19
2.3.5 PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES……….33
2.3.6 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DE
SEPARADORES…………………………………………………………………39
2.3.7 SIMULACIÓN DE PROCESO………………………………………….42
2.3.8 ECUACIÓN DE ESTADO……………………………………………….44
2.4 MAPA DE VARIABLES……………………………………………………....45
2.5 TÉRMINOS BÁSICOS…………………………………………………….....47
CAPÍTULO III. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACION 3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN…………………………………………………55
DERECHOS RESERVADOS
3.2 DISEÑO DE INVESTIGACIÓN……………………………………………..56
3.3 TÉCNICA DE RECOLECCIÓN DE INFORMACIÓN………………….….57
3.4 FASES DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………...…59
CAPÍTULO IV. ANALISIS DE LOS RESULTADOS 4.1 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS………………………………………...72
CONCLUSIONES…………………………………………………………………79
RECOMENDACIONES…………………………………………………………...80
ANEXOS
BIBLIOGRÁFIA…………………………………………………………………….81
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1
INTRODUCCION.
En los últimos años el gas natural se ha convertido en uno de los
hidrocarburos de mayor consumo en el ámbito internacional; esto debido a su gran
potencial energético, razón por la cual, se pudiera afirmar que éste recurso natural
continuará experimentando las mayores tasas de expansión de su consumo, siendo
America Latina el espacio que promueva esta meta, gracias a la conformación de
los denominados anillos energéticos, entre los países de America del Sur.
En Venezuela, la utilización del gas natural representa actualmente un gran
reto para el desarrollo de la industria petrolera, puesto que el mismo, contiene una
gran cantidad de componentes ricos como lo son: propano, butano, pentano y
compuestos más pesados, componentes que en su forma líquida, constituyen los
líquidos del gas natural conocido como LGN. Estos componentes, junto con el gas
rico en etano (GRE), vienen presentando un crecimiento rápido en el consumo
mundial y por razones mayoritariamente ambientales, se ha disminuido el uso de
combustible como el carbón y el combustóleo favoreciéndose así, el consumo de
combustibles mucho más limpios, como LGN y GRE.
En el Complejo Petroquímico Ana María Campos se encuentra ubicada una
de las mas importantes plantas de gas licuado natural (LGN), la cual se encargada
de enviar el gas seco a la planta eléctrica, donde se procesa el gas para
transformarlo en la energía requerida por todo el complejo petroquímico,
garantizando así el funcionamiento del complejo.
No obstante se debe mencionar que en ocasiones el gas es enviado en
condiciones húmedas, lo que ha traído fallas en el funcionamiento de los tanques
separadores. En este sentido esta investigación centra su objetivo en el diseño de
los tanques separadores gas liquido en el sistema de alimentación de gas de los
turbo generadores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica del Complejo Ana María
Campos.
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El presente trabajo de investigación se encuentra estructurado en IV capítulos
con la finalidad de facilitar la compresión del mismo. El Capitulo I comprende
planteamiento y formulación del problema, objetivos de la investigación, justificación
e importancia de la misma, así como también la delimitación de la investigación. El Capítulo II corresponde a los fundamentos teóricos en donde se detallan los
antecedentes de la investigación y se recopila la información fundamental necesaria
para la compresión del estudio, incluyendo aquí la formulación de las variables. El Capitulo III tiene que ver con la metodología de la investigación, donde explica el
tipo y diseño de investigación y las fases que comprende la misma. El Capitulo IV
engloba la representación de los resultados de la investigación y el análisis de los
mismos. Finalmente se presentan las Conclusiones y Recomendaciones pertinentes, a las que se llegaron durante la realización del estudio y la Bibliografía consultada.
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1.1 Planteamiento del Problema:
La planta de Licuado de Gas Natural (LGN) envía al complejo petroquímico
dos tipos de gas. Un gas seco o procesado y en su defecto un gas húmedo llamado
también gas rico a (sin procesar); éste último es enviado directamente al complejo
cuando la cantidad de gas seco es insuficiente para el proceso (menor de 90
MMPCDE ) o en paradas de planta.
El gas húmedo que contiene metano, etano, propano +, H2S, CO2, aceite de
lubricación de los compresores y otros viaja hasta la estación de gas de planta
eléctrica, donde pasa a través del separador de gas D-3107 donde los líquidos que
pueda contener dicho gas quedan depositados en el fondo del mismo. Este equipo
tiene asociado un sistema automático de drenaje de líquido que consta de un
indicador controlador de nivel (LIC) le envía una señal a una válvula de control
actualmente fuera de operación; generando una condición insegura debido al
posible derrame de combustible, por lo que el drenaje se realiza en forma manual,
regido por un medidor magnético que emite una alarma en HMI (Interfase Máquina
Hombre) en la sala de control.
Cuando alcanza 6” de altura de nivel del líquido, el fluido es recogido en
tambores con una capacidad de 220 litros; en el separador se encuentra un
magnetrol que envía una señal de disparo al sistema de protección TG5 y TG6
(Turbo generadores 5 y 6) cuando se han alcanzado 12” del nivel de líquido en el
separador. Por su parte el separador del TG10 (turbo generador 10) se encuentra
en las mismas condiciones que ya se han señalado.
Toda esta situación ha originado el disparo de los turbo generadores y cabe
destacar que esto ha ocurrido debido a la descalibración del punto de ajuste del
magnetrol de señal por alto nivel 12” al HMI de la sala de control y a las altas
temperaturas en los gases de escape consecuencia del alto nivel de liquido en el
separador que fue arrastrado hacia los quemadores, sin olvidar la falta de
mantenimiento periódico por la cual no se dio la alarma y señal del separador al
momento de generarse estos incidentes.
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Pudiera agregarse que el disparo de los turbo generadores es sinónimo de
perdida económica para el complejo, puesto que al estar fuera de servicio los turbo
generadores se hace necesaria la compra de la energía requerida para el buen
funcionamiento de todas las áreas del complejo. Debido a esto se desarrollará un
estudio descriptivo que permita diseñar un tanque separador de gas-liquido para los
turbo generadores TG5, TG6 y otro para el TG10 de la planta eléctrica del complejo
petroquímico Ana María Campo, tomando en cuenta la automatización de estos
tanques para eliminar las operaciones manuales y así colocar operativo el sistema
de drenaje automático.
1.2 Formulación del problema Por lo anteriormente expuesto, se formula la siguiente pregunta de
investigación:
¿Como diseñar y dimensionar tanques separadores gas-liquido en el
sistema de alimentación de gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la
planta eléctrica del complejo petroquímico Ana María Campos?
1.3 Objetivos: 1.3.1 Objetivo general:
Diseñar tanques separadores gas-líquido en el sistema de alimentación de
gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica del complejo
Ana María Campos.
1.3.2 Objetivos específicos:
1. Definir bases y criterios para el cálculo del diseño del tanque separador
gas/liquido.
2. Elaborar el diagrama de flujo de proceso de la instalación de los separadores
gas-líquido en la entrada de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la
planta eléctrica.
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3. Dimensionar tanques separadores gas-líquido en el sistema de alimentación
de gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica.
4. Definir lugar de instalación.
1.4 Justificación e importancia:
Dicho estudio permite elaborar un nuevo diseño de tanques separadores
gas/líquido que permita un mejor funcionamiento del sistema de gas evitando así
que se disparen los turbo generadores. También se eliminaría la condición insegura
que existe por posible derrame de combustible, puesto que no existe un drenaje
automático sino en forma manual regido por un magnetrol el cual se encuentra
descalibrado por falta de mantenimiento.
Al mismo tiempo este estudio permite establecer una serie de ventajas tanto
a nivel operativo y productivo como a nivel económico sin olvidar el rango de
seguridad que nos proporcionaría el mantener los equipos en óptimas condiciones,
además de la sistematización que garantizaría el drenaje automático del líquido.
Todo esto se traduce en productividad, economía y seguridad para el complejo
petroquímico.
Gracias a éste estudio se podrá resaltar ciertos fundamentos teóricos
relacionados con el diseño y dimensionamiento de equipos para el proceso de
separación gas/liquido, ayudando a planta eléctrica a efectuar de manera más eficaz
y segura dicho proceso ya que el resultado será de un diseño de tanques
separadores que se adecuen no solo al espacio físico sino a las necesidades
requeridas por éste proceso de separación gas/liquido.
De la misma forma ésta investigación ofrece un conjunto de datos
metodológicos que contribuyen a reforzar los conocimientos teóricos versus la
ejecución práctica en el logro de los objetivos planteados. Esta metodología
quedará planteada para el diseño de éste tipo de equipos a futuro.
1.5 Delimitación:
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1.5.1 Espacial: Esta investigación se realizó en la Planta Eléctrica del Complejo Petroquímico
Ana María Campo ubicado en el municipio Miranda del estado Zulia.
1.5.2 Temporal: Se realizó en un periodo de seis (6) meses comprendido entre Mayo 2008 y
julio 2008.
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2.1 Descripción de la empresa
El complejo Petroquímico Ana María Campos El TABLAZO, ubicado en la
costa oriental del lago de Maracaibo del Estado Zulia, este complejo tiene una
capacidad instalada de 3.5 MMTMA de olefinas, resinas plásticas, vinilos y
fertilizantes nitrogenados. Su construcción en 1976 aumento significativamente la
expansión de las actividades petroquímicas venezolanas e impulso el
aprovechamiento del gas natural como fuente básica de insumos para estas
operaciones.
La estructura organizacional que se ha venido diseñando e implementando en
Pequiven S.A., obedece al establecimiento de políticas comerciales con las cuales
busca que cada complejo sea responsable de la producción y comercialización de
los mercados de los productos que le son asignados.
La producción de Pequiven cubre más de 40 renglones, entre materias primas
básicas, productos intermedios y productos destinados al consumidor final. La
capacidad de producción total de la empresa en sus plantas propias, sumada a la de
las empresas mixtas en las cuales presenta participación, es de 7 millones 800 mil
toneladas al año. Entre los principales productos y organización (Capacidad de
producción e instalaciones de de la empresa), tenemos:
Tabla nº 1 Capacidad de producción según las instalaciones de la
empresa.
Instalaciones de Pequiven
Producto Capacidad MTMA
LGN I
ETANO
PROPANO
169
163
LGN II
ETANO
PROPANO
264
214
Olefinas I
ETILENO
PROPILENO
250
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8
Etano (PPE) ETANO
270
Amoniaco
AMONIACO 300
Urea
UREA 360
Cloro soda
CLORO 130
EDC-MVC II
MVC 130
Policloruró de vinilo II
PVC 120
Fuente: Archivos administrativos de PEQUIVEN.
Tabla nº2 Capacidad de producción según las empresas mixta.
Empresas mixtas Productos Capacidad MTMA
Polinter Polietileno de alta
Polietileno de baja
Polietileno lineal de Alta y
polietileno de alta densidad
120
85
210
Propilvén Propileno 84
Pralca OE
EG
16
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Indesca Investigación y desarrollo
tecnológico en el area de
plásticos.
Fuente: Archivos administrativos de PEQUIVEN.
Su organización incluye además cuatro empresas filiales: Internacional
Petrochemical Holding Ltd (IPHL) constituida en el exterior, Unidad Nacional olefinas
y Plásticos, Servifertil y Servicios Industriales José; participa en 16 empresas mixtas
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del sector con socios nacionales e internacionales, 15 en Venezuela y una en
Barranquilla, Colombia.
En resume la organización de PEQUIVEN se relaciona con la finalidad de dar
cumplimiento a la orientación estratégica de la corporación plasmada en su Visión y
misión, que responden a las líneas de desarrollo económico y social del Gobierno
Bolivariano de Venezuela. Dentro de estas líneas de acción del Estado se inscribe el
plan Nacional Petroquímico en el cual PEQUIVEN tiene un rol importante en el
desarrollo de la propia empresa y en el impulso que debe brindar PEQUIVEN al
sector transformador de las materias primas generadas por ella. Esta
responsabilidad que, como empresa les ha sido encomendada, les obliga a ajustar y
ordenar constantemente el funcionamiento interno de PEQUIVEN, las relaciones
formales del trabajo, la conducta de los empleados, así como la definición de lo que
hacen en función de su Visión y misión, el cual estas consisten en:
• La Visión: Ser la corporación capaz de transformar a Venezuela en una
potencia petroquímica mundial para impulsar al desarrollo.
• La Misión: Producir y comercializar con eficiencia y calidad productos
químicos y petroquímicos, en armonía con el ambiente y su entorno,
garantizado la atención prioritaria a la demanda nacional, con el fin de
impulsar el desarrollo económico y social de Venezuela.
PEQUIVEN también tiene la responsabilidad de contribuir con la erradicación
de la pobreza, aumentar el empleo y mejorar la calidad de vida de los venezolanos,
impulsando el desarrollo de los sectores transformadores de los insumos básicos o
materias primas que genera la petroquímica, a través de los mecanismos definidos
por el estado venezolano y la nueva corporación petroquímica.
2.2 Antecedentes
1.-Brito Santamaria, Maryourie Jhoana (año 2006) desarrollaron el trabajo de
investigación de pregrado titulado: Ingeniería conceptual para optimizar un proceso
de separación gas- crudo. Edo Zulia. (Venezuela).
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El objetivo principal se basa en desarrollar la Ingeniería conceptual para
mejorar el proceso de separación líquido-gas de la Sub- Estación de flujo Borburata
ubicada en el estado Barinas.
Como autores para respaldar el marco teórico utilizaron Villafañe, M. (2003)
para documentarse sobre los conceptos básicos de ingeniería así como la
identificación y numeración de tuberías en el proceso de separación gas –crudo,
también utilizaron a Marcias J, M. (2002) en el diseño conceptual de separadores y a
González Lemus entre otros (2002) para comparar los procesos en las estaciones
de flujo Borburata y Silvan, todo esto con la finalidad de mejorar la ingeniería
conceptual y por ende la optimización del proceso de separación gas líquido.
Este tipo de investigación descriptiva realizo una revisión detallada de la
situación existente en aquel entonces del proceso encontrándose ciertos problemas
operacionales, los cuales fueron estudiados con la finalidad de evaluar
oportunidades de mejoras al mismo. Para ello proponen un proceso de separación
bifásico estimado como más eficiente y seguro que el existente. Esta investigación
presento un diagrama de flujo del proceso, un diagrama de tubería e
instrumentación, un plano de distribución de equipos en planta así como algunos
planos isométricos del proceso propuesto. Se desarrolló la filosofía de operación,
control e instrumentación el cual garantiza una operación segura y eficiente de la
planta. Por medio de la evaluación realizada por el programa GAS NET, se
comprobó que todos los separadores existentes estaban en capacidad física y
dimensional de manejar los nuevos caudales a los cuales iban hacer sometidos.
Se puede decir que esta investigación hizo varios aportes a la realización de
ésta tesis entre ellos la obtención de una teoría conceptual que permitió conocer
las formas óptimas de separación gas – crudo. además ayudó a realizar
comparaciones de los procesos de separación existentes en la subestación de flujo
Borburata y el Complejo petroquímico Ana María Campos donde se pudo observar
que las fallas en ambas locaciones a pesar de que no son las mismas traen consigo
iguales consecuencias entre las que se pudieran enumerar gastos innecesarios la
deficiente separación del líquido del gas, el cual, al final del proceso se obtiene con
un alto contenido de crudo lo que ocasiona el disparo de los turbogeneradores y que
la empresa como se mencionó anteriormente tenga que comprar energía eléctrica,
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ésto sin mencionar los riesgos que corre el personal que elabora dentro de estas
área.
2.-Fang Yip, Yenny y Gonzalez Rangulan, Vigni (año 2004) desarrollaron el
trabajo de investigación de pregrado titulado: Optimización del sistema de extracción
de los líquidos del gas natural y del gas rico en etano en una planta compresora.
Zulia (Venezuela).
El objetivo general de esta investigación fue optimizar el sistema de extracción
de los líquidos del gas natural y del gas rico en etano en dicha planta.
Como autores para sustentar el marco teórico utilizaron a J. George Hayden y
Jhon P. O´Connell del año 1978 para hablar sobre la recirculación del gas como
causante de la disminución del contenido de sus riquezas, también esta
investigación hace referencia del manual de Perry, R. del año 1999 como auxiliar en
la documentación acerca de la extracción de los líquidos.
Esta investigación de tipo descriptiva se centró en optimizar y validar el
funcionamiento del sistema de extracción de LGN y del GRE, por medio de la
simulación de los mismos y la evaluación de diferentes escenarios con la finalidad
de conocer si las condiciones del gas de proceso utilizado y las especificaciones de
los equipos involucrados en el sistema se adecuaban para arrojar la calidad y la
producción necesaria para satisfacer las grandes demandas y necesidades de las
industrias. Arrojó como resultado la deducción de que la planta obtenía mejores
recobros de LGN y GRE cuando se opera con el sistema de absorción de LGN con
gasolina, ya que con su funcionamiento se obtendría una recuperación del 84,24%
de LGN y 55,47% de GRE; Esto a su vez les hizo llegar a la conclusión que la planta
arrojaría mejores resultados de recuperación de sus productos cuando se operará el
sistema con la sección de absorción, favoreciéndose ésta cuando se opera a la
máxima capacidad de la planta.
Por medio de ésta tesis de investigación se pudo constatar que el proceso de
simulación es una herramienta eficaz a la hora de predeterminar cual sería el
resultado después de la realización de los cálculos respectivos para el sistema de
extracción o separación de los líquidos del gas natural y residual.
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3.-Leidenz A; Delay L. (año 2000), desarrollaron el trabajo de investigación de
pregrado titulado: Evaluación del consumo y distribución del gas residual en el
complejo Zulia El Tablazo. (Venezuela).
El objetivo general de esta investigación fue Evaluar el consumo y distribución
del gas residual de dicho complejo, y utilizando para fundamentar la investigación
autores como J. Prausnitz, J. Polling y R. Reyd en el año 1999 para hablar sobre las
propiedades de los gases y líquidos, y a Campbell, J.M. del año 1976 para
documentarse sobre las condiciones optimas del gas durante el proceso de
separación.
En esta investigación se evalúo el suministro de gas de tres plantas las
cuales fueron: LGN I, LGN II y la planta procesadora de etano para así poder llevar
acabo una investigación de tipo descriptiva la cual se basó en el estudio del sistema
de distribución del gas residual existente para aquel entonces y el consumo de cada
una de las plantas y los balances de masa. Además se revisaron y se actualizaron
los planos isométricos y los P&ID`s; así como la plataforma de simulación de la red
residual de gas. Se evaluaron diferentes escenarios de cantidad entregada de gas
residual y consumo por parte de las plantas. Se enfocó el estudio en las plantas de
mayor cantidad de gas residual que consume.
Se obtuvo como resultado la reproducción de las condiciones reales de la red
de gas residual a través del proceso de simulación pudiéndose así determinar la
operación de la planta de fertilizante en función de la cantidad de gas residual
disponible en el complejo y la mejor forma de aprovechar el gas residual en otras
áreas del mismo.
Todo esto los llevó a la conclusión de que la implantación de un control
automatizado integral disminuirá las variaciones de la red de gas residual,
lográndose además tener un control óptimo de la distribución del mismo para cada
situación de entrega y consumo, entre otras conclusiones.
A través de esta i investigación pudimos tomar consciencia sobre el proceso
de separación llegando a la conclusión que este proceso no solo depende del óptimo
funcionamiento de los separadores y/o de los turbos generadores ya que es también
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el proceso de distribución el que determinará el éxito en el proceso de separación ya
que si LGN no envía el suficiente gas residual los turbos generadores no obtendrán
la energía necesaria para el buen funcionamiento del complejo petroquímico en su
totalidad, y por ende el mismo tendrá que comprar la energía adicional a ENELCO
situación que se quiere evitar.
2.3 Bases Teóricas
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. (Marcias J. Martinez, 2002)
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 gaseoso.
(Lobdel W.R.y Ayers L.M. ,2003)
Para diseñar separadores y depuradores 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, 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.
(Marcias J.M., 2002)
En esta sección se estudian los principales requisitos para lograr una
separación adecuada y se analiza la influencia de algunas fuerzas físicas en la
obtención de un buen diseño.
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2.3.1 FUNCIONES QUE DEBE CUMPLIR UN SEPARADOR.
Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre y de los
diferentes líquidos. Por ende, el objetivo es cumplir con las siguientes funciones:
• Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente
líquidos y gaseosos.
• Refinar aún más el proceso, mediante la recolección de partículas líquidas
atrapadas en la fase gaseosa.
• Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.
• Descargar, por separado, las fases líquida y gaseosa, para evitar que se
puedan volver a mezclar, parcial o totalmente. (Granadillo, Faustino y
Gutierrez Adrianyela, 2002)
2.3.2 REQUISITOS NECESARIOS PARA EL DISEÑO DE UN SEPARADOR.
Para satisfacer las funciones que debe cumplir un separador, es necesario
tomar en cuenta los puntos siguientes:
• La energía que posee el fluido al entrar al recipiente debe ser controlada.
• Las tasas de flujo de las fases líquida y gaseosa deben estar comprendidas
dentro de ciertos límites, que serán definidos a medida que se analice el
diseño.
Esto hace posible que inicialmente la separación se efectúe gracias a las
fuerzas gravitacionales, las cuales actúan sobre esos fluidos, y que se establezca un
equilibrio ente las fases líquido – vapor.
• La turbulencia que ocurre en la sección ocupada por el gas debe ser
minimizada.
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• La acumulación de espuma y partículas contaminantes ha de ser controlada.
• Las fases líquida y gaseosa no se deben poner en contacto una vez
separadas.
• Las salidas de los fluidos necesitan estar provistas de controles de presión y/o
nivel.
• Las regiones del separador donde se pueden acumular sólidos deben, en lo
posible, tener las provisiones para la remoción de esos sólidos.
• El separador requiere válvulas de alivio, con el fin de evitar presiones
excesivas, debido a diferentes causas, por ejemplo: líneas obstaculizadas.
• El separador debe estar dotado de manómetros, termómetros, controles de
nivel, visibles; para hacer, en lo posible, revisiones visuales.
• Es conveniente que todo recipiente tenga una boca de visitas, para facilitar la
inspección y mantenimiento.(Manual de diseño de procesos separadores
liquido-gas, PDVSA)
El cumplimiento de de los puntos antes mencionados es fundamental para
obtener la eficiencia requerida. Por consiguiente, la separación depende, con
preferencia, del diseño del equipo usado en el procesamiento y de las condiciones
tanto corriente arriba como corriente abajo.
2.3.3 FACTORES QUE DEBEN CONSIDERAR DURANTE EL DISEÑO.
A los efectos del diseño de un separador se deben considerar los parámetros
que afectan el comportamiento del sistema. Se analizarán las propiedades de los
fluidos, las cuales derivan del comportamiento de las fases que se separan cuando
la mezcla de los hidrocarburos entra al recipiente. Las características del gas y del
líquido dentro de la unidad intervienen de manera directa en el dimensionamiento.
Se estudiarán, luego, las diferentes secciones del separador, lo cual conduce a
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determinar, con el soporte de dos puntos anteriormente estudiados, el tipo de
recipiente que se ha de utilizar. (Perry, R. H.,2000)
a) PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS.
Cuando se diseña un separador, es necesario tomar en cuenta ciertos
factores y propiedades asociados con los fluidos que van a ser procesados. Entre
ellos están los siguientes:
• Las tasas de flujo mínima y máxima del líquido y del gas y su respectivo
promedio.
• La temperatura y la presión de operación del separador.
• Las propiedades de los fluidos, tales como: densidad, viscosidad y
corrosividad,
• La presión del diseño del separador.
• El número de fases que debe manejar la unidad por ejemplo: líquido – gas
(separador bifásico) o crudo – agua – gas (separador trifásico).
• Las impurezas que pueden estar presentes en los fluidos, como arena,
parafina y otras.
• La tendencia de los fluidos a formar espuma y su impacto en la corriente
aguas abajo.
• El efecto de la velocidad de erosión.
• Las variaciones transitorias de la tasa de alimentación del separador.
• La información sobre todos los elementos mencionados es necesaria para
determinar el diseño mecánico adecuado. (Marcias J.M.,2002)
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b) CONDICIONES MECÁNICAS DE LOS SEPARADORES.
Los separadores, para poder cumplir con las funciones y requisitos señalados
anteriormente, deben poseer cuatro secciones principales. Éstas son las siguientes:
• Primera sección de separación:
Comprende la entrada de los fluidos al separador. Esta sección permite
absorber la cantidad de los movimientos de los fluidos de la alimentación. En
ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, lo que produce una
separación inicial.
Generalmente, la fuerza centrífuga originada por su entrada tangencial en el
envase renueve volúmenes apreciables de líquidos y reorienta la distribución
de los fluidos.
• Sección de las fuerzas gravitacionales:
En esta parte, las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental.
Las gotas del líquido que contiene el gas son separadas al máximo. Este
proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad. En
este caso, la velocidad del gas se reduce apreciablemente. En consecuencia,
la corriente de gas sube a una velocidad reducida. En algunas ocasiones, en
esta sección se usan tabiques y otros tipos de extractores de niebla, con el fin
de controlar la formación de espuma y la turbulencia.
• Sección de extracción de neblina:
Aquí se separan las minúsculas partículas del líquido que aún contiene el gas,
después de haber pasado por las dos secciones anteriores.
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 del líquido se separan de la corriente de gas en
forma de grandes gotas, que luego caen a la zona de recepción de líquidos.
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• Sección de acumulación de líquido:
Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte
inferior del separador, por lo tanto, se requiere de un tiempo mínimo de
retención que permita llevar a cabo el proceso de separación. También se
necesita un volumen mínimo de alimentación, en especial cuando el flujo es
intermitente. Esta parte posee controles de nivel para manejar los volúmenes
de líquidos obtenidos durante la operación. (Manual de diseño de procesos
separadores liquido-gas,PDVSA)
c) CLASE DE SEPARADORES.
Los separadores se clasifican en tres tipos:
• Verticales.
• Horizontales.
• Esféricos.
En cada uno de los modelos se hallan las cuatro secciones descritas
anteriormente. De ordinario, la selección del tipo de separador se fundamenta en la
aspiración de alcanzar los resultados deseados al menor costo.
• La posibilidad de obtener mayor capacidad para los líquidos es menos
costosa en un separador horizontal. Para aumentar el volumen del fluido que
se puede almacenar, solo se necesita agregar cilindros huecos del mismo
diámetro del separador original. Esto resulta más económico que las otras
posibles soluciones. No obstante, es bueno recordar que muy pocas veces el
separador se modifica después que ha sido construido y puesto en uso. El
mantenimiento, por lo general se limita a mejorar los componentes internos
del separador.
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• El manejo de partículas sólidas es menos complejo en un separador
horizontal, porque se pueden agregar mecanismos internos para limpiar la
arena y dejar en el diseño bocas de visita apropiadas.
• El trabajo con crudos espumosos se hace con menor dificultad en un
separador horizontal. Al dejar una fase libre para la espuma, el diseño es
mucho mejor, aunque el recipiente resulta más costoso.
En síntesis, las principales desventajas de los separadores horizontales son
esencialmente las ventajas de un separador vertical.
Los separadores horizontales resultan deseables cuando existen problemas,
como grandes volúmenes de líquido, crudos espumosos y presencia de emulsiones.
Sin embargo, es hacer notar que todos estos factores se deben tomar en cuenta
durante el proceso de selección del separador, antes de adquirir la unidad. Así, por
ejemplo, es posible tener una relación gas – petróleo alta, emulsiones y espuma, y
escoger un separador vertical porque es capaz de manejar una presencia moderada
de areniscas en los crudos.(Kouba y Col,1998)
2.3.4 DISEÑO DE LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN.
El diseño de los procesos cubre las dimensiones requeridas del separador y
las del equipo interno. Vistos desde el exterior, la diferencia entre un separador y un
tambor es mínima. No obstante, cuando se contabiliza el costo de los equipos
internos, la variación es apreciable.
El fluido, al entrar en el separador, debe reducir su velocidad de manera
abrupta.
Esto permite el inicio del proceso de separación de un modo efectivo. Luego,
las fuerzas de gravedad hacen que continúe este proceso. Las gotas de los líquidos
bajan y los gases suben.
a) SEPARADORES DE DOS FASES.
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En esta parte se discute en detalle el proceso de separación de los fluidos.
Éste consta de cuatro secciones:
• Sección de separación inicial.
La corriente de entrada a un separador gas – líquido posee una velocidad
apreciable, por lo tanto, la cantidad de movimiento en la entrada del
separador es alta.
Por este motivo, se hace necesario usar dispositivos para producir cambios
en la cantidad de movimiento, en la dirección de los fluidos y su aceleración.
Los dispositivos antes mencionados pueden clasificarse en dos grupos: los
deflectores y los de tipo ciclón. Los primeros trabajan por agitación mecánica
y se diseñan en forma de placa, ángulo, cono o semiesfera. El objetivo de los
deflectores es lograr un cambio rápido en la dirección y en la velocidad de la
corriente de entrada, siendo ésta la razón predominante para que se
produzca la separación de gas – líquido en la primera sección.
El diseño de los deflectores se basa fundamentalmente en que deben resistir
la carga que origina el impacto de los fluidos a la entrada del separador. Los
conos y las semiesferas son los dispositivos mas ventajosos, ya que con ellos
se produce una menor cantidad de perturbaciones y, en consecuencia, se
reducen los problemas de emulsiones, los cuales se generan por la
recombinación de los fluidos. (Marcias J.M.,2002)
El segundo grupo lo integran los de tipo ciclón. Estos funcionan mediante
fuerzas centrífugas, en lugar de la agitación mecánica que caracteriza a los
del primer grupo. La entrada de los fluidos al separador con esta clase de
mecanismo se hace mediante una chimenea ciclónica. Algunas veces, en el
caso de los separadores verticales, se introduce el líquido forzando el líquido
a dirigirse tangencialmente hacia las paredes internas del separador. Esta
práctica puede generar la formación de un vórtice Si tal cosa ocurriera, la
unidad quedaría desactivada y el gas natural se iría con el petróleo por la
parte inferior del recipiente.
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Los ciclónicos se caracterizan por una velocidad de entrada de alrededor de
20 pies por segundo, en una chimenea cuyo diámetro es cercano a 2/3 del
diámetro del separador. La caída de la presión en ellos está comprendida en
el rango de 1 a 5 libras por pulgada cuadrada (1pc).
Los dispositivos más usados son los ciclónicos de chimenea o tangenciales.
(Kouba y Col, 1998)
• Sección de fuerzas gravitacionales:
Las fuerzas de gravedad dominan el proceso de separación. Las gotas del
líquido están sometidas a la influencia de varias fuerzas, siendo las
principales la de gravedad y las originadas por el movimiento del gas. Las
fuerzas de flotación son pequeñas, si la turbulencia es controlada.
Existe una velocidad crítica del gas. Cuando se trabaja por debajo de ella, las
fuerzas de gravedad controlan el movimiento del gas. Por consiguiente, al
diseñar ésta sección es necesario tratar de obtener una velocidad menor que
la crítica, con el fin de lograr que las fuerzas de gravedad hagan caer las
gotas del líquido y que éstas no sean arrastradas por el gas. Esto indica que
para mantener las dimensiones de esta sección, es fundamental poder
calcular lo mejor posible ese parámetro.(Campbell J.M.,1999)
Una vez determinada la velocidad crítica, se puede conocer la sección
transversal mínima del separador, lo cual se logra dividiendo el flujo
volumétrico del gas, en condiciones de operación, entre la velocidad.
La velocidad crítica se puede predecir mediante las relaciones que se derivan
de la ley de caída de Newton, lo cual se expresa de la forma siguiente:
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Donde: K: Constante de Souders y Brown.
P1: Densidad del líquido en condiciones de operación, 1bs/p3.
Pg: Densidad del gas en condiciones de operación, 1bs/p3.
El comportamiento de una gota de líquido en un separador vertical es
diferente de su comportamiento en un separador horizontal. En el separador
vertical, las resultantes de la sumatoria de las fuerzas poseen una dirección
vertical; mientras que en el horizontal las resultantes siguen una dirección
inclinada. Esta diferencia hace posible que la velocidad del gas en un
separador horizontal pueda alcanzar valores mayores que los que se obtienen
en uno vertical.
• Importancia del valor de K.
El valor de la constante K, en la ecuación de Souders y Brown, es uno de los
parámetros que mayor relevancia tiene en el momento de predecir el
comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. En cierto modo, es el
valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema.
Como se podrá observar más adelante, cada fabricante tiene sus propias
consideraciones al respecto.
A pesar de, al comienzo, el valor de K atendía a la deducción matemática de
la fórmula, es la experiencia de campo y las mejoras tecnológicas que se les
introducen a los diseños lo que ha venido adaptando este parámetro al
comportamiento real de los recipientes. En la práctica, lo que suelen hacer los
fabricantes es diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el valor
corriente para predecir los resultados reales.
Por esa razón, se suelen encontrar unidades pequeñas garantizadas para
manejar cantidades de gas mayores de lo esperado. Al utilizar velocidades
críticas más altas que las resultantes del uso directo de la fórmula, los
separadores serán de diámetros más pequeños.
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Para todos los fines, se manejan en dos consideraciones principales:
La primera de ellas es la que utiliza la Asociación de Productores y
Procesadores de Gas de los E.U.A. Siguiendo este criterio, el valor de
K es igual a 0.35 (a 100 1pcm) y disminuye una centésima (0,01) para
cada 100 1pc.(GPSA, 2000)
El segundo criterio procede de la norma británica y ha sido asimilado
por PDVSA e incluido en su propia normativa. En este caso se
comparan las tasas másicas del líquido y del gas en el separador
(W1/Wg) para escoger el valor correspondiente de K.(Manual de diseño
de proceso de separacion liquido-gas, PDVSA)
Cuando se diseñan separadores verticales, si la razón de las tasas másicas
es menor de 2,10, el valor de K será igual a 0,35. Entre 0,10 y 1,0, se toma
para valores mayores de 1,0 el valor de K = 0,20.
Es indudable que la selección de uno u otro criterio tendrá un impacto
determinante en la velocidad crítica del gas dentro del separador y, por lo
tanto, en la selección del diámetro.
Cuando se trabaja con separadores horizontales, la GPSA recomienda el uso
de valores de K que varían entre 0,40 y 0,50, mientras que la normativa de
PDVSA selecciona con base en la relación longitud/diámetro (L/D).
El criterio que se sigue para seleccionar el valor de K se expresa de la
siguiente manera:
Donde:
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L : Longitud del separador (mínimo 7,5 pies)
D : Diámetro del separador
L base : Ver la ecuación No. 6 y las siguientes.
En consecuencia, el factor K, en la mayoría de los casos, es mayor en un
separador horizontal que en uno vertical. Además, en los separadores
horizontales se introduce un factor de corrección por longitud que incrementa
el valor de K. La normativa de PDVSA explica con amplitud la manera de
seleccionar el valor de esta constante. Los diseñadores terminan
construyendo el extractor de niebla y despejan de la ecuación el valor de K
que mejor aplica al diseño, utilizando condiciones reales.
El valor de la constante K para separadores varía de acuerdo con los
diferentes diseñadores o fabricantes. Así, por ejemplo, para los separadores
verticales se dan los siguientes valores de Vc:
NATCO; PERLES:
EPRCO:
En la ecuación de EPRCO, K varía entre 0,125 y 0,267.
EXXON:
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Para los separadores horizontales, por otro lado, se proporcionan los
siguientes valores de Vc:
NATCO:
EPRCO:
EXXON:
Un incremento en el valor de K puede ocasionar un aumento en el arrastre del
líquido en la fase gaseosa. La calidad del gas que se desea obtener, ya sea
rico o pobre en componentes pesados, dependen en parte de la velocidad
permitida.
Generalmente, el flujo volumétrico del gas se conoce en condiciones
normales. Por lo tanto, para convertir este flujo en condiciones operacionales,
se usa la ecuación siguiente:
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La densidad del gas se puede calcular con la ecuación (9):
Para determinar la velocidad del gas, es necesario tomar en cuenta su
tendencia a la formación de espuma. En esta circunstancia, se puede usar
cualquiera de las siguientes alternativas:
• Cuando se trata de crudos espumosos, algunos diseñadores
acostumbran a dividir por diez la velocidad del gas calculada para los
crudos convencionales.
• Se puede instalar tabiques enderezadores o placas de la sección
central de la unidad. De esta manera, se logra reducir la turbulencia y
se obtiene un asentamiento con menor cantidad de espuma
.
• Permitir que el tiempo de retención sea lo suficientemente grande
como para garantizar la separación y reducir de modo apreciable la
formación de espuma. En esta figura se observa que, para este caso,
se necesita un tiempo de retención de 40 seg. Por consiguiente, para
alcanzarlo, la longitud del separador debe ser la adecuada y su
sección transversal, la mínima requerida.
Siempre que se diseña un separador horizontal, es factible dejar un
espacio libre para la espuma. Por lo general, esto se hace con
separadores horizontales trifásicos. La normativa de PDVSA exige que,
para cada frase, se deje como mínimo una altura de 12´´.(Marcias J.M.,
2002)
• Sección de extracción de neblina o coalescencia:
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Una vez que el gas sale de la sección dominada por las fuerzas de gravedad,
entra al extractor de niebla, en el cual se remueven las gotas del líquido que
quedan en el gas. Estos dispositivos son convenientes cuando se necesita
que el gas que sale del separador sea lo más seco posible. En algunas
ocasiones, estos elementos no son necesarios. El gas fluye a través de éstos
y hacen que las gotas golpeen las paredes del deflector y cambien de
dirección. Posteriormente se asientan. (GPSA,2000)
• Sección de recepción de líquidos.
Esta parte se diseña sobre la base del lapso que un pequeño volumen de
líquido permanece en el separador el cual se denomina tiempo de retención y
debe ser tal que permita la salida del gas atrapado en el fluido. Para un
separador de tres fases, el tiempo de retención debe ser suficiente para hacer
posible la separación del crudo en el agua y viceversa. Cuando la emulsión se
mueve a lo largo del separador, el agua debe quedar libre de petróleo y el
crudo, libre de gotitas de agua. El diseño obliga a que el tiempo de
permanencia del crudo en el recipiente sea mayor que el lapso requerido para
que cada una de las fases quede completamente limpia.
El tamaño de las partículas de agua en el petróleo o de petróleo en el agua
incide modo impactante en el tamaño requerido del separador.
Para determinar el tiempo de retención se puede emplear pruebas de campo,
con un equipo dado o mediante una prueba piloto. Si no se dispone de datos
de campo, se puede usar la ecuación de Stokes, que se incluye a
continuación:
Cuando se usa esta ecuación es necesario conocer el diámetro de las
partículas.
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Las densidades y viscosidades se pueden estimar o calcular a partir de las
propiedades físicas de los fluidos. Los trabajos de laboratorio, realizados por
la EXXON, demuestran que la variación en el tamaño de las partículas está
en el rango de 100 a 300 micrones.
Si no se conoce el diámetro de las partículas el tamaño más adecuado por
usar en la ecuación es 100 micrones (3,937x10 -3 pulgadas), teniendo en
cuanta que un micrón = 10-4 cms = 3,937x10-5 Pulgs. No obstante, si se
dispone del simulador para calcular los separadores trifásicos, es aconsejable
que se verifique como se altera el tamaño del recipiente al cambiar el
diámetro de la partícula. Eso ayudará a comprender el impacto sobre el
diseño de ese parámetro.
La EXXON recomienda usar los siguientes tamaños:
Para crudos de 35º API o más livianos: 0,0049 ´´ (125 micrones).
Para crudos más pesados que 35º API: 0,0035 ´´ (90 micrones).
Además, indica una velocidad máxima de asentamiento del líquido de 10
pulgadas/minutos (0,254 mts./min.), parta fines del diseño.
Si se calculan las velocidades de asentamiento y se conoce el nivel del
líquido, se puede estimar el tiempo de retención, el cual se obtiene dividiendo
la distancia máxima que las partículas de líquidos deben recorrer entre la
velocidad de asentamiento. El tiempo de retención multiplicado por el flujo
volumétrico es igual al volumen del líquido retenido en la sección inferior del
separador. (Marcias J.M.,2002)
Para c rudos livianos y medianos, el tiempo de retención es alrededor de 3
minutos. Sin embargo, cuando existen problemas de emulsiones, los tiempos
de retención deben ser mayores. Las normas de PDVSA para el cálculo de
separadores tienen advertencias específicas sobre esta materia.
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Para los separadores verticales aplica lo siguiente:
Un minuto y medio para los destilados y petróleo crudo con gravedad de
40º API o mayor.
Tres minutos para petróleos crudos que sean catalogados como
espumosos, en condiciones operacionales y gravedades API entre 25 y
40º.
Cinco minutos para petróleos crudos que sean considerados espumosos
y/o gravedades API por debajo de 25º. La norma es taxativa al no
aconsejar el uso de separadores verticales cuando existe una formación
severa de espuma
Para el caso específico de los separadores trifásicos, se recomienda utilizar
un tiempo de retención mínimo de cinco minutos para la separación de las
dos fases líquidas (agua y petróleo); no obstante, siempre que el espacio lo
permita se deben emplear separadores horizontales.
Para los diseños de los separadores horizontales la norma PDVSA es
amplia. La mejor recomendación que se puede dar es ir de manera directa
a sus análisis y aplicación. En cualquier recipiente es factible que, al
descargar los fluidos por la parte inferior, se forme un vórtice, el cual es un
remolino originado en el separador por efectos de la rotación de los
fluidos. Puede aparecer espontáneamente, cuando se abre la válvula
para descargar líquido o como consecuencia de una rotación inducida. Al
producir el remolino el fluido tomará la apariencia de un embudo que
descarga el gas por la parte inferior y el recipiente ya no actuará como
separador. Es lógico que deban colocarse mecanismos capaces de evitar
la formación de los remolinos. .(Manual de diseño de procesos
separadores liquido-gas, PDVSA)
b) DIMENSIONES DEL SEPARADOR.
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De ordinario se puede decir que en un separador horizontal el volumen
asignado para la zona gaseosa está comprendida entre la mitad y las 2/3 partes del
volumen total del separador. De cualquier forma, el diseñador podrá escoger la
sección que específicamente se necesiten para el gas. Al estudiar el cálculo y
dimensionamiento de la unidad, se podrá entender mejor la manera de distribuir el
área de la sección transversal del cilindro para cada una de las fases. Las relaciones
óptimas de la razón de longitud/diámetro están comprendidas entre 4 y 6, aunque en
unidades horizontales pudieran ser mayores de 6. Es importante señalar que resulta
más económico aumentar su longitud antes que el diámetro. Utilizando los
simuladores preparados para tal fin, el lector podrá ir variando cada uno de los
parámetros para estudiar su impacto económico. A continuación se presentan los
principales factores que intervienen en el diseño del equipo y los parámetros básicos
de los cuales depende el diseño.(Scheiman A.D.,1999)
DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES VERTICALES
Cada fabricante tiene la tendencia a justificar las dimensiones de cada una de
las partes del equipo. El ingeniero de diseño podrá optar por hacer propias las
experiencias de los constructores de equipo o apegarse a las normas existentes. A
pesar de ello, es importante que estén informados a cabalidad de las diferentes
alternativas disponibles, para que pueda seleccionar el recipiente ajustado a sus
necesidades específicas.
En un separador vertical se distinguen cuatro secciones, que se pueden
dimensionar de manera independiente, las cuales se describen a continuación:
Distancia de la salida del vapor a la malla metálica (o dispositivo
equivalente).
La distancia entre la salida del vapor y la malla metálica está
perfectamente definida y se puede calcular ajustándose a las normas.
Distancia de la malla metálica al orificio de entrada.(MarciasJ.M.,2002)
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La distancia de la malla al orificio de entrada debe ser mayor de 18
pulgadas. PDVSA utiliza tres pies y la GPSA recomienda un mínimo de
dos pies
Distancia del orificio de entrada al nivel más alta del liquido.
La distancia comprendida entre el fondo del orificio de entrada y el nivel
más lato del líquido ha de ser por lo menos, igual al diámetro del orificio
de entrada. Sin embargo, se prefiere usar una distancia mínima de dos
pies, para evitar que el líquido sea atrapado de nuevo por la corriente
gaseosa. Este aspecto es especialmente importante cuando se trata de
crudos espumosos. Al diseñar siguiendo la norma de PDVSA, esta
distancia debe ser igual a 0,3 veces el diámetro interno del separador si
resultara mayor de 24 pulgadas.
Espacio asignado al líquido.
La sección inferior del separador se dimensiona tomando en cuenta el
tiempo de retención del líquido. Se utiliza un mínimo de dos pies por
encima de la línea tangente inferior. El nivel más alto del líquido debe
estar, por lo menos, a un pie por encima del nivel normal. La mayoría de
los separadores verticales posee una relación L/D (altura/diámetro) entre
3 y 4, aunque la norma británica acepta valores más altos (L/D = 6.0).
Cuando los separadores son de diámetros apreciables, los cálculos
pueden conducir a una razón altura/diámetro inferior a 3. En estos
casos, se debe mejorar el diseño agregando un volumen adicional para
el almacenamiento de líquido. (Marcias J. M.2002)
La GPSA recomienda una relación longitud/diámetro entre 2 y 4; la norma de
PDVSA acepta un valor de L/D entre 2,5 y 6,0.
c) OTROS TIPOS DE SEPARADORES Y EQUIPOS.
• SEPARADORES TRIFÁSICOS
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Son recipientes capaces de separar el gas y las dos fases de los líquidos
inmiscibles. Por lo general, resultan muy grandes porque se diseñan para garantizar
que ambas fases (agua y petróleo) salgan completamente libres una de la otra (agua
sin petróleo y petróleo sin agua). Estos separadores se emplean para separar el
agua que pueda estar presente en el crudo, con lo cual se reduce la carga en el
equipo de tratamiento del petróleo y se aumenta la capacidad del transporte en las
tuberías. También ayuda a mejorar la precisión de las mediciones de flujo.
Los aspectos básicos del diseño de separadores trifásicos son similares a los
anteriormente descritos. A pesar de eso, deben agregarse los cálculos de las tasas
de asentamiento líquido – líquido, así como los medios para remover el agua.
Como se estableció antes, el tiempo de retención en este tipo de separador
debe ser lo suficientemente grande para hacer posible la separación del crudo del
agua y viceversa.
• SEPARADORES DE TABIQUES. En los depuradores es frecuente en la instalación de dispositivos que
garanticen la producción de gas libre de partículas de líquido o con la pureza
deseada. Uno de estos mecanismos internos es el tabique. En muchas operaciones,
el fluido que entra al recipiente está mojado o es un gas que contiene partículas
líquidas en suspensión. Esto puede suceder cuando se succiona un compresor o a
la salida de un absorbedor de glicol. Dada esta situación, lo que se necesita es
pasar el gas por sistema que opere con el principio de impacto, para que se
depositen las partículas líquidas que transporta.
Con frecuencia se utiliza un modelo de tabiques. Estos depuradores pueden
remover cerca del 100% de las partículas líquidas de 10 micrones o mayores y cerca
del 50% de las comprendidas entre 1 y 10 micrones. No obstante, la experiencia
recomienda tener mucho cuidado con estas expresiones. Es normal que en el
mercado se pongan extractores o filtros capaces de eliminar partículas de cinco
micrones, pero no dicen que porcentaje de las partículas de ese tamaño puede ser
eliminado.
DERECHOS RESERVADOS
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En los tabiques, el gas se separa del líquido, al pasar por el laberinto, se
recoge y se conduce por un bajante hasta la zona líquida. Ésa es la principal
diferencia con los extractores de malla de alambre.
Se dice que los separadores equipados con tabiques logran la misma
eficiencia que con mallas de alambre, con la ventaja de que no se tapan y se pueden
usar en recipientes pequeños. Cuando la velocidad del gas es excesiva, el impacto
que se desarrolla sobre los tabiques puede producir el desprendimiento del
extractor.
• SEPARADOR TIPO FILTRO. Un separador tipo filtro es una unidad que, por lo general, tiene dos
compartimientos. El primero de ellos contiene un filtro coalescente para la
separación primaria del líquido que viene con el gas. A medida que el gas fluye a
través de los elementos del filtro, las partículas pequeñas se van agrupando para
formar gotas más grandes, las cuales son fácilmente empujadas por la presión del
gas hacia el núcleo del filtro. De esta manera, el fluido pasa al segundo
compartimiento del separador en el cual se encuentra el extractor de niebla, que se
encarga de remover el líquido remanente. La remoción puede ser de
aproximadamente el 100% para las partículas mayores de dos micrones y cerca del
98% para las partículas entre 0,5 y 2 micrones.
En ocasiones, este recipiente contiene un barril o una bota en la parte inferior
para almacenar los líquidos. Es muy utilizado para drenar partículas líquidas antes
que el gas sea succionado por los compresores.
• SEPARADORES ESFÉRICOS. Son unidades compactas de separación, de forma esférica, utilizadas para
gas de alta presión y con volúmenes pequeños de líquidos. Son poco empleados en
la industria del petróleo. (Marcas J. M.,2002)
2.3.5 PROBLEMAS DE OPERACIÓN DE LOS SEPARADORES:
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Los principales problemas que se presentan en la operación de un
separador son: crudos espumosos, arena, parafina, emulsiones y escape de líquido
o de gas y desgaste por la erosión producida por el fluido, en especial cuando tiene
arena. A continuación se discuten cada uno de ellos.
a) CRUDOS ESPUMOSOS:
Con frecuencia, el espumaje es causado por las impurezas y el agua
presentes en el crudo, que no se hayan podido remover antes de que la corriente
llegue al separador.
Muchos productos químicos, como los inhibidores y anticorrosivos agregados
directamente a las tuberías, son formadores de espuma, la cual impide el buen
funcionamiento del separador. Otras de las causas de este problema puede ser el
incremento del volumen del gas por encima de los niveles que el separador esta en
capacidad de manejar, lo cual aumenta la velocidad en el sistema. Empero, la
presencia de espuma no siempre se convierte en un obstáculo. Cuando la tasa de
generación es menor o igual a la tasa de rompimiento, la espuma como tal, no
representa un obstáculo operacional en el caso de los separadores. No ocurre así
cuando se trata de torres de absorción para deshidratar o eliminar los componentes
ácidos del gas.
Los problemas principales que causa la espuma son:
• Dificultad para controlar el nivel del líquido.
• Inconvenientes para obtener las condiciones optimas, a fin de separar el gas
del liquido, debido al volumen que ella ocupa.
• Probabilidad de que tanto el gas como el líquido puedan salir del separador
mezclado con espuma, lo cual no satisface las condiciones que se requieren.
Por estas razones, es necesario utilizar un comparador de espumas, cuya
función es contrastar un crudo conocido con otro desconocido. Este procedimiento
ayuda a tomar las medidas apropiadas para el diseño del separador.
DERECHOS RESERVADOS
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Es importante señalar que el espumaje depende, entre otros parámetros, de
la presión de trabajo y de las características del líquido en las condiciones de
separación.
Así mismo, es recomendable tener presente que, al bajar la presión de la
unidad, aumenta el volumen del gas en la misma proporción. Además, conviene
recordar que las pruebas de campo se realizan en condiciones atmosféricas y que
no se considera en ellas el efecto de la presión y la temperatura en la formación de
la espuma.
La capacidad del separador puede aumentarse mediante el empleo de los
inhibidores de espuma, no obstante, cuando se diseña un separador no debe
tomarse en cuenta el efecto del inhibidor, ya que su acción está en función de las
características del crudo, las cuales cambian a lo largo de la vida del yacimiento.
Adicionalmente, el costo de los inhibidores puede, en muchos casos, hacer
prohibitivo su uso.
Una medida muy sana y recomendable es hacer el diseño considerando la
presencia de espuma, de tal manera que al dejar el espacio necesario para manejar
esta fase, no se necesite el empleo de los inhibidores.
Para un operador es muy importante haber determinado las causas probables
de la generación de espumas. Por esta razón, se suelen clasificar las espumas
según su origen, en:
• Espumas de tipo mecánico: Aquellas que se producen como consecuencia de
los volúmenes o velocidades del fluido demasiado altos dentro del separador.
• Espumas de tipo químico: Formadas por el uso indebido de productos
químicos, que se convierten en generadores de espuma.
Para determinar el origen probable de la espuma, se recomienda tomar dos
muestras del fluido en recipientes limpios y batirlas el mismo número de veces. Si al
dejar descansar el recipiente, ella desaparece en forma rápida, esto indica que es de
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tipo mecánico. Lo contrario invita a indagar sobre cuales son los productos químicos
responsables del espumaje.
b) ARENAS: La presencia de arena es frecuente en el crudo de los campos venezolanos.
Los principales problemas ocasionados por la arena son:
• El taponamiento de los dispositivos internos del separador.
• La erosión y corte de válvulas y líneas.
• La acumulación en el fondo del separador.
La obstrucción de los dispositivos internos no debe perderse de vista en el
diseño y hay que evitar ubicarlos en las zonas donde la arena pueda acumularse.
Como se indicó antes, es posible incluir en el diseño los dispositivos que
trabajen con fluidos a presión mediante toberas de inyección, que hagan posible la
remoción parcial de la arena acumulada. Cuando los fluidos son arenosos, es
conveniente instalar válvulas y elementos resistentes al efecto abrasivo de la arena.
c) VELOCIDAD DE EROSIÓN:
Este parámetro se define como la máxima velocidad hasta donde se puede
permitir que se produzca una erosión aceptable o aquella por encima de la cual el
desgaste del material es exagerado.
Es muy común que se diseñen tuberías, boquillas de separadores y
recipientes, sin tomar en cuenta la acción erosiva del gas dentro de las tuberías y
subsiguiente desgaste que puede generar. Para evitar la destrucción acelerada del
material, es conveniente mantener presentes las velocidades límites con las cuales
debe trabajar la unidad.
DERECHOS RESERVADOS
37
La fórmula API, frecuentemente utilizada para medir la velocidad de erosión,
es la siguiente:
Ve=
P
Donde:
Ve: Velocidad límite, P/seg.
C: Constante que normalmente se aplica igual a 100 para servicio continuo y 125
para servicio intermitente. Cuando existe arena en le gas la constante puede
ser menor de 100.
P: Densidad del fluido en condiciones de operación, Lbs./P3
Las observaciones relativas a la máxima velocidad permisible en una tubería,
para evitar la erosión, ayudan al operador a seleccionar el caudal de producción y al
ingeniero de diseño a escoger el mejor material para las tuberías.
Al estudiar la fórmula, se aprecia que la velocidad aumenta cuando disminuye
la velocidad fluido. Pero esto no se correlaciona con los trabajos experimentales
realizados en tuberías donde hay arena. En estos casos, los gases de baja densidad
producen mayor erosión que los líquidos, cuya densidad es alta. Estas afirmaciones
advierten que la ecuación, a pesar de ser muy amplia y universal, no trabaja con la
misma seguridad cuando existe arena en el fluido.
Salama y Venkatesh, han desarrollado la forma de predecir la velocidad de
penetración en un codo, con la siguiente fórmula:
h= 93.000 . W. V
T. D2
Donde:
h: Tasa de penetración, en milésimas de pulgada por año (mpy).
C
2 L
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W: Tasa de producción de arena bls/mes.
VL: Velocidad de impacto de la partícula, p/seg.
T: Dureza del material, lpc.
D: Diámetro de la tubería, pulgs.
Asignándole T= 1.55 x 105 Ipc y suponiendo una tasa de penetración de 10
mpy, Salama y Venkatesh obtuvieron la siguiente expresión de la velocidad:
Ve=
W
Los autores mencionados sugieren que se utilice esta ecuación únicamente
con gases e indican que la velocidad de impacto de la partícula (con baja densidad y
viscosidad) es cercana a la velocidad del flujo de gas. La ecuación no es válida para
flujos de líquidos.
d) PARAFINAS: El funcionamiento de un separador se puede afectar con la acumulación de
parafina. Por ejemplo, las mallas de alambre metálico, en muchas ocasiones, no
operan adecuadamente debido a la acumulación de parafina. Cuando esto ocurre,
se debe usar otro dispositivo o crear sistemas de inyección de vapor que permitan la
limpieza de las regiones propensas a taponamiento.
Sin embargo, no siempre es posible tomar en cuenta la influencia de las
parafinas en la inclusión de estos dispositivos al diseñar un separador, ya que esto
depende de las características del crudo, las cuales cambian a lo largo de la vida del
yacimiento.
e) EMULSIONES: Las emulsiones suelen constituir un problema en los separadores de tres
fases.
4D
DERECHOS RESERVADOS
39
Cuando existe esta tendencia el tiempo de asentamiento requerido para
obtener la separación entre el agua y el crudo puede ser apreciable. Este tiempo,
muchas veces, suele ser varias veces mayor que el necesario para la separación
gas – líquido. En estas circunstancias, resulta más conveniente remover el agua y el
crudo mezclados y, después, procesarlos en un sistema de deshidratación
convencional. Esto establece la diferencia entre un separador trifásico y uno bifásico;
este último considerablemente más económico. El tiempo de asentamiento también
se puede reducir más allá de los valores utilizados en el diseño, mediante el uso de
calor en la sección líquida o en la alimentación del separador.
Es factible que, en ocasiones, se detecte la presencia de gas en el petróleo
que sale por la parte inferior del recipiente esto indica que la unidad no funciona de
manera apropiada. Las razones que pudieran producir esas fallas son las siguientes:
bajo nivel de líquido, efecto de vórtice y fallas en los controles de nivel.
En resumen, la determinación del tamaño y tipo de un separador se debe
hacer individualmente. Todas sus funciones y requisitos se han de considerar en la
etapa del diseño. Los señalamientos hechos aquí son solo una guía preliminar. La
experiencia que vaya acumulando será la mejor orientación para modificar algunas
de éstas indicaciones.
Se recomienda hacer evaluaciones de cada uno de los separadores usados
en el campo de trabajo. Esto permite determinar las reglas establecidas por el
proveedor que deban ser aceptadas, modificadas o descartadas.(Manual de diseño
de procesos separadores liquido-gas, PDVSA)
2.3.6 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DE SEPARADORES:
Al iniciar el diseño de un separador, solo la experiencia anuncia la posibilidad
de que se trate de un recipiente vertical u horizontal. La secuencia del cálculo y el
costo comparativo de los recipientes son los que van a señalar la factibilidad de
usar un determinado recipiente.
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Los principales parámetros que entran en un juego para hacer la decisión son
los siguientes:
a) COMPOSICIÓN DEL FLUIDO QUE SE VA A SEPARAR: Es cierto que la mayoría de los ingenieros no analizan con antelación la
composición de la alimentación, sino que parten de un determinado volumen y tipo
de fluido supuestamente conocido al hacer la selección. Pese a esto, es conveniente
que el diseñador esté familiarizado con el concepto de equilibrio de fases y
separación instantánea, con el fin de predecir cual será la cantidad y calidad del gas
y del líquido que se formarían en el separador, en las condiciones de presión y
temperatura del diseño.
b) CAUDAL DEL GAS EN CONDICIONES NORMALES: Para diseñar un separador es preciso conocer los volúmenes de gas y de
líquido que se van a manejar durante la vida útil del proyecto. La variación de estas
cantidades en el tiempo y el impacto de los cambios estacionarios obligan a verificar
el comportamiento del separador en las condiciones más desfavorables.
c) PRESIÓN Y TEMPERATURA DE OPERACIÓN: El estudio previo de las variaciones de la presión y temperatura en el sitio
donde se instalará la unidad afectará, de manera determinante, la selección del
equipo. La mayoría de los operadores no se detienen a pensar en como se afectan
las condiciones de operación al bajar la presión. Existe la seguridad de que al elevar
la presión podría fallar el material; pero no se analiza el incremento de la velocidad
dentro del sistema al bajarla; un descenso abrupto, manteniendo constante el
caudal, eleva la velocidad interna del equipo, produce espuma, arrastre de los
fluidos y puede volar el extractor de niebla. Esta operación, realizada en un
separador instalado delante de una torre de deshidratación o de endulzamiento,
facilita la entrada del petróleo al sistema y saca el fluido de especificaciones.
d) FACTOR DE COMPRENSIBILIDAD DEL GAS EN CONDICIONES DE TRABAJO:
DERECHOS RESERVADOS
41
El valor de Z determina el volumen del gas en las condiciones de operación.
El diseñador deberá seleccionar el modelo más conveniente para que los
resultados coincidan con los valores del campo.
e) DENSIDAD DE LOS FLUIDOS EN LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN:
La densidad de los fluidos dentro del separador intervienen de modo directo.
Es fácil calcular la densidad del gas en las condiciones de operación. En el
caso de los líquidos, muchas personas trabajan en condiciones normales, bajo el
supuesto de que el efecto de los cambios de presión y temperatura afectan muy
poco los resultados finales.
f) VELOCIDAD CRÍTICA DEL GAS DENTRO DE LA UNIDAD. El cálculo de la velocidad dentro del separador es uno de los factores que con
mayor énfasis influye en la respuesta. La elección del valor de la constante K y la
determinación de la velocidad dentro del recipiente son las decisiones más
importantes al hacer la selección. Todo está en íntima conexión con el diseño interno
del separador y debe corresponderse con la máxima velocidad garantizada para que
la separación se produzca con eficiencia.
Muchos fabricantes compiten favorablemente bajando el tamaño del
separador al incrementar la velocidad del gas. Esto, por lógica, afecta el volumen
disponible para almacenar los líquidos en la parte inferior del separador.
g) TIEMPO DE RETENCIÓN ASIGNADO AL LÍQUIDO:
La normativa de PDVSA rec0omienda la selección del tiempo de residencia
del petróleo, con base en la gravedad API del fluido. Así, un petróleo mayor de 40º
API, deberá tener un tiempo de residencia de 1.5 minutos. Para fluidos de 25º API y
40º API, se recomienda reservar entre 3,0 y 5,0 minutos para petróleos pesados y/o
espumosos. Es obvio que esa costumbre de los vendedores de equipos de
DERECHOS RESERVADOS
42
especificar la cantidad de petróleo que puede manejar un separador, sin tomar en
cuenta las características del fluido, implica una falla fundamental.
h) DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR: Al completar los cálculos que sirven de soporte para seleccionar la unidad, el
diseñador tiene la obligación de indicar las dimensiones mínimas del recipiente que
desea comprar. La factibilidad de someterse a una u otra normativa o de aceptar la
forma como el fabricante construye sus equipos debe ser analizada
conscientemente.
En la normativa de PDVSA para el dimensionamiento de un separador, se
comparan los modelos de PDVSA y el de la GPSA. Donde se observará las
ventajas y limitaciones de cada una de las normas. Si tiene al alcance el simulador
respectivo, podrá haciendo los cálculos sucesivos verificar el comportamiento de
cada uno de los modelos y, adicionalmente, verificar el precio comparativo de las
unidades que resulten. (Marcias J.M.,2002)
2.3.7 SIMULACIÓN DE PROCESOS
Según el manual de Aspen Plus 11.1 user guide, 2001, la simulación de
procesos, permite experimentar por medio de una replica exacta un proceso real,
mediante el uso de simuladores. Corriendo el modelo en un computador, se podrán
obtener los resultados que permitan ayudar a la empresa en el proceso de toma de
decisiones. La simulación de procesos enseña a los ingenieros, como opera el
proceso y como éste responderá a los cambios. Las alternativas e ideas pueden ser
probadas fácil y rápidamente en una simulación, para luego conocer su efecto en el
desempeño del proceso real.
La simulación permite ingresar dentro de la dinámica compleja del proceso, ya
que incorpora la interdependencia entre elementos y la variabilidad, elementos que
no existan en las técnicas analíticas tradicionales. La simulación les entrega a los
ingenieros una gran libertad para probar diferentes ideas en el mejoramiento
continuo de los procesos, completamente libre de riesgo, virtualmente sin costo, sin
perdida de tiempo y sin interrumpir el funcionamiento normal del proceso.
DERECHOS RESERVADOS
43
La simulación de procesos promueve la experimentación sin riesgo, de
cientos de alternativas y estimula la constante innovación, permite pensar desde
afuera del sistema para luego entrar en él y experimentar en un modelo para
encontrar la mejor solución, permite reducir por completo la incertidumbre frente a
cual idea funcionará mejor y a que costo, deja afuera las emociones en el proceso
de toma de decisiones a través de la entrega de evidencia objetiva y difícil de refutar.
La simulación de procesos ofrece algunas de las siguientes ventajas:
• Reduce el tiempo de diseño de una planta.
• Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de planta.
Ayuda a mejorar procesos actuales.
• Responde a las interrogantes en el proceso.
• Determina condiciones óptimas del proceso dentro de las restricciones dadas.
• Asiste en localizar las partes que restringen un proceso.
a) SIMULADOR DE PROCESOS ASPEN PLUS
Este software ha sido comercializado en 1980 por la fundación de una
compañía denominada AspenTech. AspenTech es ahora una compañía comercial
pública que utiliza 1800 personas en todo el mundo y ofrece una solución integral
completa para industrias de procesos químicos.
Este paquete de software sofisticado puede ser usado en casi todos los
aspectos de ingeniería de proceso desde la etapa del diseño hasta el análisis de
costos y rentabilidad. Tiene una biblioteca modelo incorporada para columnas de
destilación, separadores, cambiadores de calor, reactores, etc. Los modelos de
comportamiento o propiedades pueden extenderse dentro de su biblioteca de
modelos. Estos modelos del usuario son creados con subrutinas Fortran u hojas de
trabajo Excel y se suman a su biblioteca modelo. Usando Visual Basic Visual para
añadir formas de entrada para el modelo del usuario lo hacen indistinguible de las
DERECHOS RESERVADOS
44
incorporadas. Tiene un banco de datos de propiedades incorporado para los
parámetros termodinámicos y físicos. Durante el cálculo del diagrama de fabricación
cualquier parámetro faltante puede ser estimado automáticamente por diversos
métodos de contribución de grupos. (Polymers plus user`s Manual, 2001).
2.3.8 ECUACIÓN DE ESTADO
En física y química, una ecuación de estado es una ecuación constitutiva
para sistemas hidrostáticos que describe el estado de agregación de la materia
como una relación funcional entre la temperatura, la presión, el volumen, la
densidad, la energía interna y posiblemente otras funciones de estado asociadas
con la materia.
Las ecuaciones de estado son útiles para describir las propiedades de los
fluidos, mezclas, sólidos o incluso del interior de las estrellas. Cada substancia o
sistema hidrostático tiene una ecuación de estado característica dependiente de los
niveles de energía moleculares y sus energías relativas, tal como se deduce de la
mecánica estadística.
El uso más importante de una ecuación de estado es para predecir el estado
de gases y líquidos. Una de las ecuaciones de estado más simples para este
propósito es la ecuación de estado del gas ideal, que es aproximable al
comportamiento de los gases a bajas presiones y temperaturas mayores a la
temperatura crítica. Sin embargo, esta ecuación pierde mucha exactitud a altas
presiones y bajas temperaturas, y no es capaz de predecir la condensación de gas
en líquido. Por ello, existe una serie de ecuaciones de estado más precisas para
gases y líquidos. Entre las ecuaciones de estado más empleadas sobresalen las
ecuaciones cúbicas de estado. De ellas, las más conocidas y utilizadas son la
ecuación de Peng-Robinson (PR) y la ecuación de Redlich-Kwong-Soave (RKS).
Hasta ahora no se ha encontrado ninguna ecuación de estado que prediga
correctamente el comportamiento de todas las sustancias en todas las condiciones.
Además de predecir el comportamiento de gases y líquidos, también hay
ecuaciones de estado que predicen el volumen de los sólidos, incluyendo la
transición de los sólidos entre los diferentes estados cristalinos. Hay ecuaciones que
DERECHOS RESERVADOS
45
modelan el interior de las estrellas, incluyendo las estrellas de neutrones. Un
concepto relacionado es la ecuación de estado del fluido perfecto, usada en
Cosmología.
2.4 Mapa de Variable
Objetivo General:
Diseñar tanques separadores gas/liquido en el sistema de alimentación de
gas de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica del complejo
Ana María Campos.
Variable de Estudio: Tanques separadores de gas/liquido.
Definición Conceptual:
Es un recipiente que se utiliza para separar el líquido del gas en el proceso de
depuración o separación Gas-crudo. (Marcias J.M., 2002)
Definición Operacional:
Un separador líquido gas tiene dos secciones básicas. En la sección superior
el gas sube hacia arriba o a través del recipiente y las gotitas de líquido caen a
través del mismo hacia la fase del líquido; por su parte la sección inferior permite
que las burbujas de gas en el líquido emerjan y pasen a la fase de gas. Un recipiente
de tamaño satisfactorio proveerá el espacio apropiado en cada sección para permitir
que estas funciones se lleven acabo con alguna eficiencia arbitraria. Siempre habrá
algún arrastre de cada fase en la otra. Es conveniente mantener el arrastre dentro
del límite razonable. Dicho esto se debe aclarar que el tamaño del recipiente debe
ser adecuado para que así cada sección cumpla sus funciones a cabalidad y
satisfactoriamente.
DERECHOS RESERVADOS
46
Tabla nº3. Mapa de variables.
Objetivos Variable Subvariable o
Dimension
Indicadores
1. Definir criterios
para el cálculo del
diseño del tanque
separador
gas/liquido.
Criterios
para el
cálculo del
diseño del
tanque
separador
gas/liquido.
Velocidad del
gas,
Presión del
tanque,
Temperatura
del gas.
2. Dimensionar
tanques
separadores
gas/liquido
en el
sistema de
alimentación
de gas de
los
turbogene-
radores
TG5, TG6 y
TG10 de la
planta
eléctrica.
Tanques
separadores de
gas líquido.
Tanques
separadores
gas/liquido
en el
sistema de
alimentación
de gas de
los
turbogerado-
res TG5,
TG6 y TG10
de la planta
eléctrica.
Altura y
diámetro del
tanque.
3. Elaborar
diagramas
de flujo de
proceso de
la
instalación
Diagramas
de flujo de
proceso de
la instalación
Esquema
Isométrico.
DERECHOS RESERVADOS
47
de los
separadores
de gas en la
entrada de
los
turbogene-
radores
TG5,TG6 y
TG10 de la
planta
eléctrica.
de los
separadores
de gas en la
entrada de
los
turgogenra-
dores TG5,
TG6 y TG10
de la planta
eléctrica.
4. Definir lugar
de
instalación
Lugar de
instalación.
Evaluación de
acuerdo al
espacio.
Autor: Gómez Gladys, 2008
2.5 Términos Básicos
• Arena: impureza presente en los fluidos. Elemento de frecuente aparición en
los crudos, de efecto abrasivo. Su impacto es evidente cuando se trabaja con
velocidades altas o en los orificios de descarga de los líquidos demasiado
pequeños.(Martínez, Aníbal R. 1997)
• Asociación de Productores y Procesadores de Gas de los E.U.A. (G.P.S.A): organización que reúne a los industriales de la industria del gas en
los Estados Unidos de América. Se encarga de la publicación del libro de
datos más importante de la industria del gas (GPSA. - DATA BOOK, 2000).
DERECHOS RESERVADOS
48
• Balance de materiales: cálculo comparativo para apreciar la cantidad de
materia que entra o contiene un sistema, la cantidad extraída y la remanente
en el mismo.(Perry, R. H., 2000)
• Boca de visita (manhole): agujero que suele colocárseles a los recipientes
para facilitar la inspección y el mantenimiento.( Marcias J. M. , (2002)
• Boquilla: agujero para la entrada y salida de fluidos del recipiente,
normalmente provisto de bridas para la conexión a las tuberías.( Marcias J.
M. , (2002)
• Caudal: volumen por unidad de tiempo. ( Scheiman, A. D. , 1999)
• Coalescedor: mecanismo o elemento instalado dentro de un separador que
permite el paso del gas por un enjambre o medio poroso para separar gotas
muy pequeñas del líquido. ( Marcias J. M. , 2002)
• Coalescencia: la conversión de pequeñas gotas o partículas para formar
gotas grandes que decantan dándoles origen a las aClU11ulaciones de
líquido. (Marcias J. M. , (2002)
• Condensados: líquidos fom1ados por condensación de los vapores del gas.
Específicamente se refieren a los hidrocarburos líquidos que se condensan
del gas natural, como consecuencia de los can1bios de presión y
temperatura, cuando el gas del yacimiento se lleva a condiciones de
superficie. También podría tratarse de condensados de calderas o del agua
en estado líquido que se desprende del vapor de agua.(Martínez, Aníbal R. ,
1997)
• Constante K: en la ecuación de Souders y Brown, es uno de los parámetros
que mayor relevancia tiene al predecir el comportamiento de los fluidos
dentro de un recipiente y el cálculo del diámetro mínimo del separador. Es el
valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del
sistema.( Marcías J. M. 2002)
DERECHOS RESERVADOS
49
• Control de nivel: dispositivo para manejar los volúmenes de líquido
obtenidos durante el proceso de separación.( Marcias J. M. , 2002).
• Crudo espumoso: petróleo que f0l111a espuma por acciones mecánicas o
químicas. (Martínez, Aníbal R. 1997)
• Crudo liviano: aquel cuya gravedad es mayor que 30 °API. (Martínez, Aníbal
R. 1997)
• Crudo mediano: aquel cuya gravedad a 15,6°C (600P) varia entre 22 y 29,9 °
API. (Martínez, Aníbal R. 1997)
• Deflector: dispositivo que trabaja por agitación mecánica para inducir un
cambio rápido en la dirección de la contiene de entrada, para que se
produzca la separación gas - líquido del separador. Se diseñan en forma de
placa, ángulo, cono o semiesfera.(Marcias J. M. , 2002)
• Densidad: Es una propiedad física que se obtiene dividiendo la masa de un
material u objeto por su volumen, es decir, la masa por unidad de volumen,
(Al calcular la densidad del gas se debe tomar muy en cuenta las condiciones
de presión y temperatura del fluido). (Ralph H.Petrucci, 2002)
• Depurador (scrubber): es un separador cuya función básica es remover
pequeñas cantidades del líquido de una mezcla con predominio gaseoso.
(Perry, R. H. , 2002)
• Destilado: producto obtenido por proceso de destilación, cuyos cortes están
comprendidos entre la nafta y el residuo final. Se aplica también a los líquidos
que se recuperan' del gas natural.( Ralph H. Petrucci, 2002)
• Dimensionamiento del separador: determinación de las proporciones que
ocupan los diferentes componentes dentro del recipiente o división del
espacio que se debe prever para que se realice el trabajo deseado. Por
ejemplo: cálculo del diámetro necesario para que el gas se separe del
DERECHOS RESERVADOS
50
petróleo y la correspondiente altura para retener el líquido dentro de la
unidad. ( Marcias J. M. , 2002)
• Dispositivo tipo ciclón: parte del separador que funciona mediante fuerzas
centrífugas, en lugar de la agitación mecánica. La entrada de los fluidos a
este dispositivo se hace mediante una chimenea ciclónica. Hay dos tipos: de
chimenea y tangenciales.( Kouba y Col 1998)
• Eliminador de niebla: dispositivo para aglutinar las partículas del líquido que
están presentes en una corriente de vapor, mejorar la separación y disminuir
el arrastre. (Marcias J. M. , 2002)
• Emulsión: mezcla de petróleo yagua. (Martínez An
• Espuma: elemento perturbador producido por las impurezas y el agua
presente en el crudo, que impide el buen funcionamiento de un separador.
Hay espumas de dos tipos: mecánicas y químicas. Las primeras, formadas
por excesiva velocidad o caudal dentro del recipiente y las segundas, por
efecto de productos químicos.(Marcías J. M. , 2002)
• Extractor de malla de alambre: Depurador o filtro capaz de eliminar
partículas en la operación de separación, construido con una malla de
alambre tejido.(Marcías J. M. , 2002)
• Extractor de niebla: elemento de choque que se utiliza para retirarle al gas
las partículas de líquido que transporta.( Marcías J. M. , 2002)+
• Factor de compresibilidad del gas: generalmente se identifica con Z.
Expresa la relación entre el comportamiento real de un gas con respecto del
ideal en determinadas condiciones de presión, volumen y temperatura.(
Perry, R. H. , 2000)
• Factor de energía cinética: parámetro que se utiliza para medir la eficiencia
de las mallas utilizadas como extractores de niebla.(Perry, R. H. , 2000)
• Fase gaseosa: región formada únicamente por el gas. (Martínez, Aníbal R
1997)
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51
• Fase líquida: región formada únicamente por el líquido. (Martínez, Aníbal R
1997)
• Fluido: sustancia cuyas moléculas tienen entre sí poca o ninguna
coherencia, capaz de desplazarse bajo mínima presión.( Scheiman, A. D. ,
1999)
• Fluido bifásico: aquel formado por dos fases.(Scheiman, A. D. , 1999)
• Fuerza gravitacional: aquella que domina el proceso de separación. Cuando
se trabaja por debajo de la velocidad crítica del gas. las fuerzas de gravedad
controlan el movimiento del gas en el separador.( Marcías J. M. , 2002)
• Gas natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que se han formado y
acumulado en el interior de la tierra. Es el producto de la descomposición de
la materia orgánica de animales y vegetales sepultados durante millones de
año. Se utiliza como combustible y materia prima de la industria petroquímica.
( Omar Belandria , 2001)
• Gas pobre: gas natural con poco contenido de compuestos pesados.
También se le llama gas seco. ( Martínez, Aníbal R. , 1997)
• Gas rico: aquel que contiene una buena cantidad de productos
condensables. Por lo general, alimenta una planta de procesamiento para la
extracción de productos condensables. ( Martínez, Anibal R. , 1997)
• Glicol: deshidratante del gas natural obtenido por la conversión del gas en
alcohol y, posteriormente, en glicol. ( Mc Graw-Hill 1989)
• Inhibidor: aditivo usado para retardar una reacción química indeseable en
productos como gas, gasolina, aceites lubricantes, en ambientes corrosivos u
oxidantes, en fluidos de perforación, deshidratación de crudos, entre otros.(
Marcias J. M. 2002)
• Inhibidor de espuma: aditivo usado para retardar el proceso de formación
de la espuma. ( Marcias J. M. 2002)
DERECHOS RESERVADOS
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• Niebla o neblina: pequeñas partículas de líquido dispersas en una corriente
de gas, que fluyen con él, a la misma velocidad. Mientras más pequeñas las
partículas, más se asemejan sus características a las del gas que las
transporta. ( Marcías J. M., 2002)
• Norma británica: corriente tecnológica, versión técnica de los especialistas
ingleses en materia de gas natural. ( Marcías J. M., 2002)
• Malla: extractar de niebla construido con alambre tejido. ( Marcías J. M.,
2002)
• Parafina: componente presente en los hidrocarburos en estado gaseoso, que
se condensa y se solidifica por efectos de la rugosidad o por los cambios de
temperatura. ( Martínez, Aníbal R 1997)
• P.D.V.S.A.: Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima. Empresa encargada
del control del negocio petrolero en Venezuela. ( Marcías J. M., 2002)
• Presión: es una fuerza por unidad de área. En el caso de los gases se
comprende mejor su significado pensando en la altura de una columna de
líquido que puede ser mantenida por el gas.(Ralph H. Petrucci 2002)
• Presión de vapor: es aquella que ejerce el vapor que está en equilibrio con
su líquido, en determinadas condiciones de presión y temperatura. (Ralph H.
Petrucci 2002)
• Remolino: movimiento circular de una masa de fluidos, cuya acción se
emplea en algunos recolectores de petróleo o en filtros de aire. ( Marcías J.
M., 2002)
• Rompevórtice: mecanismo capaz de evitar la formación de los remolinos.
Dispositivo que se coloca en el separador para impedir la formación del
torbellino. ( Marcías J. M., 2002)
DERECHOS RESERVADOS
53
• Sección transversal mínima del separador: aquella que se logra dividiendo
el flujo volumétrico del gas en condiciones de operación entre la velocidad
crítica. ( Marcías J. M., 2002)
• Separación: proceso que permite aislar los diversos componentes (crudo,
agua y gas), con el fin de optimar el procesamiento y comercialización de
algunos de ellos (crudo y gas). ( Marcías J. M., 2002)
• Separador: un dispositivo mecánico que se emplea en la separación de
líquidos (agua, hidrocarburos, glicol, aminas, etc.) de los gases. ( Marcías J.
M., 2002)
• Tabique: extractar de niebla que se usa para controlar la formación de
espuma y la turbulencia. Es un dispositivo que garantiza la producción de gas
libre de las partículas de líquido o con la pureza deseada. ( Marcías J. M.,
2002)
• Tasa de alimentación: cantidad de fluido que alimenta un separador u otro
recipiente en la unidad de tiempo. ( Marcías J. M., 2002)
• Tasa de flujo: unidad másica por unidad de tiempo. ( Marcías J. M., 2002)
• Tasa de generación de calor: cantidad de calor que se produce por unidad
de tiempo. ( Marcías J. M., 2002)
• Tiempo de retención (o de residencia): período que durante un proceso
permanece una sustancia en determinada parte del equipo utilizado. Esa
sustancia puede ser derivada del gas o del petróleo crudo o, también, un
catalizador. En los separadores se refiere al tiempo que pertenece el fluido
dentro del recipiente para garantizar la separación de cada una de las fases. (
Marcías J. M., 2002)
• Velocidad crítica del gas: aquella que se predice mediante las relaciones
que se derivan de la ley de caída de Newton. Es la velocidad máxima para la
cual se puede diseñar un separador. ( Marcías J. M., 2002)
DERECHOS RESERVADOS
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• Viscosidad: es una propiedad relacionada con la resistencia de un líquido a
fluir. Su magnitud de pende de las fuerzas intermoleculares atractivas y, en
algunos casos, de las formas y tamaño de las moléculas. (Ralph H. Petrucci
2002)
• Vorticismo: estudio de los fenómenos atmosféricos tales como tomados y
huracanes. ( Marcías J. M., 2002)
DERECHOS RESERVADOS
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3.1.- Tipo de investigación
Al respecto la Universidad Experimental Libertador (1998) manifiesta que:
El proyecto factible consiste en la elaboración de una propuesta de un modelo
operativo viable, o una solución posible a un problema de tipo practico para
satisfacer necesidades de una institución o grupo social. La propuesta debe tener
apoyo, bien sea en una investigación de tipo documental y debe referirse a la
formulación de políticas, programas, métodos y procesos. El proyecto debe tener
apoyo en una investigación de tipo documental, de campo o un diseño que incluya
ambos modalidades.
La investigación de tipo Proyecto Factible se puede explicar de la siguiente
manera: consiste en la recolección de los datos necesarios para así poder estar
conciente de cual es el problema en cuestión y de cómo esta investigación puede
ayudar a solucionarlo o en su defecto minorizar su gravedad.
Como anteriormente se mencionó las investigaciones de tipo Proyecto Factible
deben de tener un apoyo ya sea de tipo documental, de campo o una modalidad que
los incluya a ambos.
Dicho esto, se considera que esta investigación se corresponde con el tipo de
proyecto factible, puesto que cumple con todos los parámetros que este modelo de
investigación requiere; ya que durante la misma se le dio solución al problema que
presentaba La planta eléctrica del complejo petroquímico Ana María Campos, el cual
se refería a que la válvula de control del separador gas/liquido que debe recibir la
señal del indicador controlador de nivel (LIC) no se encontraba operativa razón por la
cual se originó una condición insegura debido al posible derrame de combustible.
Esta investigación propuso una solución práctica y viable como es el diseño de
un tanque separador de gas líquido y al mismo tiempo propuso la automatización de
este sistema de separación de esta manera se evitarían los derrames y con ellos la
condición insegura y los gastos económicos innecesarios.
DERECHOS RESERVADOS
56
3.2.- Diseño de Investigación
Para la UPEL (1998), la investigación de campo está definida de la
siguiente forma:
La investigación de campo es el análisis sistemático de problemas
en la realidad, con el propósito bien sea de describirlos, interpretarlos,
entender su naturaleza y factores constituyentes, explicar sus causas y
efectos o predecir su ocurrencia, haciendo uso de métodos
característicos de cualquiera de los paradigmas o enfoques de
investigación conocidos o en desarrollo. La fuente principal de datos es
el sitio donde se presenta el problema, los datos de interés son
recogidos en forma directa de la realidad, en este sentido se trata de
investigaciones a partir de datos originarios o primarios.
Por su parte Fidias G. Arias (2006), en su libro; El proyecto de la investigación
(Introducción a la metodología científica) nos dice que:
La investigación de campo es aquella que consiste en la recolección de datos
directamente de los sujetos investigados, o de la realidad donde ocurren los hechos
(datos primarios), sin manipular o controlar variable alguna, es decir, el investigador
obtiene la información pero no altera las condiciones existentes.
De allí su carácter de investigación no experimental.
Sin embargo en una investigación de campo también se emplean datos
secundarios, sobre todo los provenientes de fuentes bibliográficas, a partir de las
cuales se elabora el marco teórico.
La investigación de campo, como al igual que la documental, se puede
realizar a nivel explorativo, descriptivo y explicativo.
Este Proyecto apoyará su investigación en un diseño de campo. Ya que los
datos para su realización fueron obtenidos directamente del lugar donde se realizó la
investigación. Fue en el campo donde se recogieron datos como el diámetro y altura
DERECHOS RESERVADOS
57
de los separadores así como también se pudieron observar las condiciones
operativas de los mismos, entre éstas: el estado de la válvula de control de nivel, el
funcionamiento y calibración del magnetrol; también durante el recorrido de la planta
se observó la orientación de las líneas de tubería que van dirigidas a la misma con
la finalidad de realizar el levantamiento de los planos Isométricos.
Para la UPEL (1998), la investigación documental está definida de la
siguiente forma:
“La investigación documental; el estudio de un problema con el
propósito de ampliar y profundizar el conocimiento de su naturaleza
principal, en trabajos previos, así como información y datos divulgables por
medios impresos.”
Por su parte Fidias G. Arias (2006), en su libro; El proyecto de la investigación
(Introducción a la metodología científica) nos dice que:
“La investigación documental es un proceso basado en la búsqueda,
recuperación, análisis, críticas e interpretaciones de datos secundarios, es decir, los
obtenidos y registrados por otros investigadores en fuentes documentales: impresas,
audiovisuales o electrónicas. Como en toda investigación, el propósito de este
diseño es el aporte de nuevos conocimientos.”
Esta investigación basó su diseño en la investigación puesto que fueron
basados de fuentes impresas entre estas; publicaciones no periódicas dentro de las
cuales se pueden mencionar, libros de autores reconocidos como por ejemplo
Marcías J. Martínez entre otros, informes de investigación, trabajos de ascensos
realizados por los Ingenieros que laboran en la planta; de igual forma se consultaron
documentos gráficos como fueron los planos isométricos y PID.
3.3.- Técnica de recolección de información
Según Fidias G. Arias (2006), en su libro; El proyecto de la investigación
(Introducción a la metodología científica) dice que:
DERECHOS RESERVADOS
58
Una vez efectuada la operacionalización de las variables y definidos los
indicadores, es hora de seleccionar las técnicas e instrumentos de recolección de
datos pertinentes para verificar las hipótesis o responder las interrogantes
formuladas. Todo en correspondencia con el problema, los objetivos y el diseño de
investigación.
Este autor plantea que en un diseño de investigación documental se llevan
acabo dos técnicas, las cuales son: el análisis documental y el análisis de contenido.
Por otro lado el diseño de investigación de campo utilizará como técnicas: la
encuesta bien sea oral o escrita, la observación y la entrevista las cuales pueden
ser de forma estructura o no estructurada.
Ahora bien ésta investigación utilizó las siguientes técnicas:
Análisis documental: técnica que según Cerda, Hugo, consiste en el
basamento de fichas bibliográficas que tienen como propósito analizar
material impreso. Se usa en la elaboración del marco teórico del estudio. Este
autor sugiere que para una investigación de calidad se debe utilizar
simultáneamente dos o más técnicas de recolección de información, con el
propósito de contrastar y complementar los datos.
En éste trabajo de investigación hubo que indagar haciendo revisión
de documentos escritos, los cuales, pudieron encontrarse dentro de la misma
empresa como por ejemplo: las normas de PDVSA para el diseño de un
tanque separador gas/líquido, algunos trabajos de ascensos, trabajos
bibliográficos, el GPSA entre otras. Todo esto deja en evidencia que el
análisis documental fue una de las técnicas empleadas durante la
investigación.
Observación: Según Fidias G. Arias (2006), es una técnica que
consiste en visualizar o captar mediante la vista, en forma sistemática,
cualquier hecho, fenómeno o situación que se produzca en la naturaleza o en
la sociedad, en función de unos objetivos de investigación preestablecidos.
DERECHOS RESERVADOS
59
Cerda Hugo, por su parte opina que la observación directa cada día
cobra mayor credibilidad y su uso tiende a generalizar , debido a que permite
obtener información directa y confiable, siempre y cuando se haga mediante
un procedimiento sistematizado y muy controlado, para lo cual hoy están
utilizándose medio audio visuales muy completos.
Puede decirse que durante ésta investigación la técnica de observación
fue llevada acabo mediante la inspección y estudio del problema presentado
para ese entonces, se visualizaron los hechos o fenómenos en el tiempo que
ocurrieron, sin embargo fueron tomados en cuenta acontecimientos pasados
como antecedentes de la realidad actual.
3.4.- Fases de la investigación
Para esto se tomaron en cuenta los objetivos planteados:
Fase 1: Definir bases y criterios para el cálculo del diseño del tanque separador gas-líquido.
En esta fase se revisó los documentos bibliográficos relacionados con
los principios y criterios que se deben tomar en cuenta al momento de diseñar un
tanque separador gas-líquido, adicionalmente se tomó los principios básicos para
el cálculo de diseño de separadores encontrados en el manual de Diseño
Conceptual de separadores de Marcías J. Martínez y el manual de ingeniería de
diseño de PDVSA, entre otros, todo ésto con la finalidad de establecer los
criterios específicos para un diseño adecuado. Entre las bases tomadas en
cuenta se tiene: la composición del fluido que se va a separar, el caudal del gas
en condiciones normales, la presión y temperatura de operación, el factor de
compresibilidad del gas en condiciones de trabajos, la densidad de los fluidos en
las condiciones de operación, la velocidad crítica del gas dentro de la unidad, el
tiempo de retención asignado al líquido y el dimensionamiento del separador.
Entre las bases revisadas tenemos, las composiciones del gas a utilizar en
el proceso de simulación, estos datos fueron extraídos de los archivos
administrativos de Pequiven, y a partir de ello se realizó la siguiente tabla:
DERECHOS RESERVADOS
60
Tabla nº4. Composiciones molares fraccionadas y normalizadas para el diseño.
Compuestos Yi N con H2O
H2O 0,02
CO2 0,028797863
METANO 0,242115366
ETANO 0,154461264
PROPANO 0,176956565
i-BUTANO 0,051196201
n-BUTANO 0,115579301
i-PENTANO 0,060892451
n-PENTANO 0,069134263
n-HEXANO 0,079897101
Nitrógeno 0,000969625
Total 1
Fuente: Archivo administrativo de PEQUIVEN.
Las composiciones molares de la corriente de alimentación a los
separadores llamadas composiciones molares de diseño, están realizada a base
seca. Esto no se corresponde con la realidad, puesto que en varias ocasiones el
gas enviado llega con humedad, por lo tanto para el diseño se considero en la
entrada de los separadores, la posible existencia de un condensado saturado con
agua; ya que en el contrato suscrito entre PEQUIVEN y MARAVEN se establece
como máximo contenido molar de agua 2% de la mezcla.
Las condiciones operacionales para el proceso de simulación, fueron
otros de los datos básicos extraídos de los archivos de Pequiven. A continuación
se expresan dichos datos mediante la siguiente tabla:
DERECHOS RESERVADOS
61
Tabla nº 5. Condiciones operacionales para el proceso de simulación.
Presión 264,7 psia
Temperatura 32ºC
Densidad del gas 1.060lb/ft3
Densidad del liquido 39,33lb/ft3
Consumo máximo de gas por
diseño.(TG5 y TG6)
9,482320 ft3/seg
Consumo máximo de gas por
diseño.(TG10)
6,734602 ft3/seg
Fuente: Archivo administrativo de PEQUIVEN.
Una vez establecidos las bases y criterios se procedió a realizar el proceso
de simulación, dando paso a la segunda fase de la investigación.
Fase 2: Elaborar el diagrama de flujo de proceso de la instalación de los
separadores de gas-líquido en la entrada de los turbogeneradores TG5, TG6 y TG10 de la planta eléctrica.
En ésta fase como el nombre lo indica en el trabajo consistió en realizar un
diagrama de flujo que permitiera al investigador orientarse a la hora de ir al área
operativa para observar las tuberías y los equipos que intervienen en el proceso de
separación. Este diagrama de flujo no pretendió cambiar el diseño ya establecido en
el sistema de tubería porque solo se tomó en cuenta un nuevo tanque con
dimensiones más apropiadas y el uso de una válvula de control automatizada que
permitiera evitar el derrame del líquido mediante una alarma y el seguido drenaje
automático del líquido excedente. Para la elaboración de éste diagrama se revisó
los diagramas de flujos e isométricos ya existentes así como también la observación
directa en el área operativa.
Luego de obtener la composición de la mezcla se procedió a realizar el
proceso de simulación con el simulador Aspen Plus, ya que éste simulador tiene un
DERECHOS RESERVADOS
62
método de saturación para las distintas corrientes a condiciones operacionales;
además utiliza la ecuación de estado Redlich Kwong, la cual resuelve sistemas de
una fase, bifásicos y trifásicos con alta eficiencia y en un amplio rango de
condiciones. La ecuación de RKS puede ser aplicada en el cálculo de equilibrio de
fases para sistemas operando a bajas temperaturas criogénicas (> -456 °F) como
altas temperaturas y altas presiones (<15.000 lpca); lo que se corresponde con el
tipo de sistema diseñado.
Fase 3: Dimensionar tanques separadores gas-líquido en el sistema
de alimentación de gas en los turbogeneradores (TG5 ,TG6) y TG10 de la planta eléctrica.
A partir de los balances de masas obtenidos durante el proceso de
simulación, se llevo acabo el dimensionamiento del tanque separador.
Pasos para dimensionar el recipiente:
Paso 1: Para Calcular la velocidad del diseño del gas se de terminó la
siguiente formula;
g
glKVGρ
ρρ _= ; Donde
VG: Velocidad crítica de diseño del gas. ( ft/seg)
ρl : Densidad del líquido.(lb/ft3)
ρg : Densidad del gas.(lb/ft3)
Es necesario conocer el valor de la constante de Souders y Brown( K )¸ para
así calcular la velocidad de diseño, utilizando la norma de PDVSA tenemos
que;
35,01,0 =⇒≤ KWgWl
DERECHOS RESERVADOS
63
25,011,0 =⇒ KWgWl
fp Donde;
20,01 =⇒=≥ KWgWl
Wl: tasa másica del líquido. (lb/seg)
Wg: tasa másica del gas. (lb/seg)
Flujo másico del gas;
gFVgFmg ρ×= ; Donde:
Fmg: Flujo másico del gas o tasa másica del gas. (lb/seg)
FVg: Flujo volumétrico del gas. (ft3/seg)
ρg: Densidad del gas.(lb/ft3)
Flujo másico del líquido;
lFVlFml ρ×=
Fml: Flujo másico del líquido o tasa másica del líquido. (lb/seg)
FVl: Flujo volumétrico del líquido. (ft3/seg)
ρl: Densidad del líquido.(lb/ft3)
• Al haber obtenido los flujos másicos, se realizó la siguiente relación según
el criterio de la norma de PDVSA, para calcular la tasa másica a través de la
siguiente relación y así obtener el valor de K;
DERECHOS RESERVADOS
64
FmgFml
• Luego se tuvo que evaluar el flujo volumétrico del gas en condiciones
operacionales utilizando la siguiente ecuación;
2.2
2.2
1.1
1.1
ZTVP
ZTVP
=
• Despejando la ecuación;
( )21
2
2
112 )( Z
TT
PPVV ⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛= = FVg ; Donde:
V2: FVg :Flujo volumétrico del gas en condiciones operacionales. (Ft3/seg)
V1: FVg: Flujo volumétrico del gas e condiciones normales. ( NMC/hr)
P1: Presión en condiciones normales. (psia)
P2: Presión de operación. ( psia)
T1: Temperatura en condiciones normales. (oR)
T2: Temperatura de operación. (oR)
Z1: factor de comprensibilidad para condiciones normales.
Z2: factor de comprensibilidad para condiciones de operación.
Paso 2: Para calcular el área de la sección transversal del recipiente
se determinó la siguiente formula;
DERECHOS RESERVADOS
65
VG
FVgA = ; Donde.
A: Área de la sección transversal del recipiente. (ft2)
FVg: Flujo volumétrico del gas. (ft3/seg)
VG: Velocidad critica de diseño del gas. (ft/seg)
Paso 3: Para calcular el diámetro interno del recipiente se determinó
la siguiente formula;
π
ADI .4= ; Donde:
DI: Diámetro interno del recipiente. (ft)
A: Área de la sección transversal del recipiente. (ft2)
Π: 3,1416
Paso 4: Para calcular el volumen de retención del liquido en el
recipiente la siguiente formula ;
THFVllV ××= 600 ; Donde:
TH: Tiempo de retención del líquido. ( min)
Vol: Volumen de retención del líquido. (ft3)
FVl: Flujo volumétrico del líquido. (ft3/seg)
Paso 5: Para calcular la altura requerida del líquido en el recipiente
se determino la siguiente formula;
DERECHOS RESERVADOS
66
A
lVhl 0= ; Donde:
hl: Altura requerida del líquido en el recipiente.(pulg)
Vol: Volumen de retencion del líquido. (ft3)
A: Área de la sección transversal del recipiente. (ft2)
Paso 6: Para calcular la densidad de la mezcla se determinó la
siguiente formula;
FvgFvlFmgFml
m ++
=ρ ; Donde:
ρm: Densidad de la mezcla.(lb/ft3)
Fml: Flujo másico del líquido. (lb/seg)
Fmg: Flujo másico del gas. (lb/seg)
Fvl: Flujo volumétrico del líquido. (ft3/seg)
Fvg: Flujo volumétrico del gas. (ft3/seg)
Paso 7: Para calcular la velocidad en la boquilla de la mezcla se
determinó la siguiente formula;
m
Vmρ
80= ; Donde:
Vm: Velocidad en la boquilla de la mezcla. (ft/seg)
ρm: Densidad de la mezcla.(lb/ft3)
DERECHOS RESERVADOS
67
Nota: según norma PDVSA la velocidad de la mezcla no debe ser mayor
de 30 ft/seg, por lo tanto la Vm se considera como el valor requerido por
la norma.
Paso 8: Para calcular el diámetro de la boquilla de la mezcla se
determinó la siguiente formula;
( )2.
.4Vm
FvgFvlDmπ
+= ; Donde
Dm: Diámetro de la boquilla de la mezcla. (pulg)
FVl: Flujo volumétrico del líquido. ( ft3/seg)
FVg: Flujo Volumétrico del gas. ( ft3/seg)
Vm: Velocidad en la boquilla de la mezcla. (ft/seg)
π : 3,1416
Se Aplico el método de Shell, para calcular las velocidades y diámetros de las
boquillas del separador y así poder comparar los valores con los pasos 7 y 8;
Calcular la boquilla de la mezcla;
Formula:
( ) ⇒=× 2.2 0,1007
segftlb
m Vmρ Despejando;
m
Vmρ
0,1007= Donde;
Vm: Velocidad en la boquilla de la mezcla. (ft/seg)
ρm: Densidad de la mezcla calculada. (lb/ft3)
Formula:
DERECHOS RESERVADOS
68
( )Vm
FvgFvlDm.
4π
+= Donde;
Dm: Diámetro de la boquilla de la mezcla. (pulg)
FVl: Flujo volumétrico del líquido. ( ft3/seg)
FVg: Flujo Volumétrico del gas. ( ft3/seg)
Vm: Velocidad en la boquilla de la mezcla. (ft/seg)
π : 3,1416
Calcular la boquilla de la salida del gas;
Formula:
( ) ⇒=× 2.2 7,2517
segftlb
g Vgρ Despejando;
g
Vgρ
7,2517= Donde;
Vg: Velocidad en la boquilla del gas. (ft/seg)
ρg: Densidad del gas . (lb/ft3)
Formula:
VgFvgAg = Donde;
Ag: Área de la boquilla del gas. (ft2)
Fvg: Flujo volumétrico del gas. (Ft3/seg)
Vg: Velocidad en la boquilla del gas.(ft/seg)
Formula:
DERECHOS RESERVADOS
69
πAgDg .4
=
Dg: Diámetro de la boquilla del gas. (pulg.)
Ag: Area de la boquilla del gas. (ft2)
π : 3,1416
Calcular la boquilla de salida del líquido;
Formula:
( ) ⇒=× 2.2 7,2517
segftlb
l Vlρ Despejando;
lVl
ρ7,2517
= Donde;
Vl Velocidad en la boquilla del líquido. (ft/seg)
ρg: Densidad del liquido . (lb/ft3)
Formula:
VlFvlAl = Donde;
Al: Área de la boquilla del liquido. (ft2)
Fvl: Flujo volumétrico del liquido. (Ft3/seg)
Vl: Velocidad en la boquilla del liquido.(ft/seg)
Formula:
πAlDl .4
= Donde;
Dl: Diámetro de la boquilla del liquido. (Pulg.)
DERECHOS RESERVADOS
70
Ag: Área de la boquilla del liquido. (ft2)
π : 3,1416
Todo esto constituye datos de gran relevancia durante el proceso de
investigación puesto que serian utilizados en el diagrama de flujo tan necesario para
la orientación en el campo a la hora de observar el comportamiento de los
fenómenos que ocurren en el área operacional pasando así a nuestra tercera fase
en el proceso investigativo.
Fase 4: Definir el lugar de instalación. En esta fase se tomó en cuenta las condiciones ambientales de la planta, ya
que por razones de espacio los nuevos tanques no pueden ser ubicados en un mejor
sitio, puesto que el área de la planta se ha visto reducida por la presencia de otros
equipos. Por ésta razón se decide diseñar tanques verticales a pesar del costo en
relación a un horizontal, ubicándolos en el mismo lugar de los tanques anteriores.
Tabla nº 6. Fases de la investigación.
Fases Objetivos Procedimiento
Fase 1
Definir criterios para
el cálculo del diseño
del tanque separador
gas/liquido.
Identificación de los
elementos y criterios
que deben ser utilizados
para calcular el diseño
del tanque separador.
Fase 2
Elaborar el diagrama de
flujo de proceso de la
instalación de los
separadores de gas-
líquido en la entrada de
los turbogeneradores
Evaluación de
diagramas de flujos e
isométricos existentes y
observación directa del
área con la finalidad de
realizar un nuevo
DERECHOS RESERVADOS
71
TG5, TG6 y TG10 de la
planta eléctrica.
diagrama de flujo que
incluya el nuevo tanque
diseñado.
Fase 3
Dimensionar
tanques separadores
gas-líquido en el
sistema de
alimentación de gas
de los
turbogeneradores
TG5, TG6 Y TG10 de
la planta eléctrica.
Se determinó cada una
las formulas y
procedimientos
numéricos para la
obtención de las
dimensiones requeridas
para la elaboración de
un nuevo tanque
separador
Fase 4
Definir lugar de
instalación.
Inspección del área que
permitió decidir la
ubicación de la
instalación de los
tanques separadores.
Autor: Gómez Gladys, 2008.
DERECHOS RESERVADOS
72
4.1 Análisis de los resultados:
Antes de mencionar los resultados obtenidos en esta investigación, se hace
necesario mostrar los datos adquiridos mediante el proceso de simulación (Aspen
Plus) el cual, se expresa a continuación:
Tabla nº 7. Valores de la corriente de alimentación del separador y de las salidas de gas y liquido. (TG5 y TG6)
ALIMENTA LIQUIDO VAPOR
Temperature C 32 32 32
Pressure psi 264,7 264,7 264,7
Vapor Frac 0,80 0 1
Mole Flow lbmol/hr 1792,763 349,791 1442,972
Mass Flow lb/sec 15,74 5,172 10,568
Volume Flow cuft/sec 9,482 0,143 8,113
Enthalpy MMkcal/hr -20,377 -6,19 -14,897
Mass Flow lb/sec
NITRO-01 0,016 0 0,016
CARBO-01 0,453 0,022 0,431
METHA-01 3,81 0,082 3,728
ETHAN-01 2,432 0,245 2,187
PROPA-01 2,786 0,702 2,084
ISOBU-01 0,806 0,354 0,452
N-BUT-01 1,819 0,937 0,882
2-MET-01 0,958 0,674 0,285
N-PEN-01 1,088 0,811 0,276
WATER 0,315 0,207 0,108
N-HEX-01 1,257 1,137 0,121
Mass Frac
NITRO-01 0,001 0 0,001
CARBO-01 0,029 0,004 0,041
METHA-01 0,242 0,016 0,353
DERECHOS RESERVADOS
73
ETHAN-01 0,154 0,047 0,207
PROPA-01 0,177 0,136 0,197
ISOBU-01 0,051 0,068 0,043
N-BUT-01 0,116 0,181 0,083
2-MET-01 0,061 0,13 0,027
N-PEN-01 0,069 0,157 0,026
WATER 0,02 0,04 0,01
N-HEX-01 0,08 0,22 0,011
Mole Flow lbmol/hr
NITRO-01 2,023 0,015 2,008
CARBO-01 37,077 1,81 35,267
METHA-01 855,02 18,459 836,561
ETHAN-01 291,112 29,335 261,778
PROPA-01 227,42 57,287 170,133
ISOBU-01 49,909 21,93 27,979
N-BUT-01 112,685 58,063 54,622
2-MET-01 47,823 33,628 14,195
N-PEN-01 54,263 40,49 13,772
WATER 62,9 41,28 21,62
N-HEX-01 52,531 47,494 5,037
Mole Frac
NITRO-01 0,001 0 0,001
CARBO-01 0,021 0,005 0,024
METHA-01 0,477 0,053 0,58
ETHAN-01 0,162 0,084 0,181
PROPA-01 0,127 0,164 0,118
ISOBU-01 0,028 0,063 0,019
N-BUT-01 0,063 0,166 0,038
2-MET-01 0,027 0,096 0,01
N-PEN-01 0,03 0,116 0,01
WATER 0,035 0,118 0,015
N-HEX-01 0,029 0,136 0,003
Fuente: Simulador Aspen Plus.
DERECHOS RESERVADOS
74
Tabla nº 8. Valores de la corriente de alimentación del separador y de las
salidas de gas y liquido. (TG10)
ALIMENTA LIQUIDO VAPOR
Temperature C 32 32 32
Pressure psi 264,7 264,7 264,7
Vapor Frac 0,80 0 1
Mole Flow lbmol/hr 1273,269 248,434 1024,834
Mass Flow lb/sec 11,179 3,673 7,506
Volume Flow
cuft/sec 6,735 0,101 5,762
Enthalpy
MMkcal/hr -14,472 -4,396 -10,58
Mass Flow lb/sec
NITRO-01 0,011 0 0,011
CARBO-01 0,322 0,016 0,306
METHA-01 2,706 0,058 2,648
ETHAN-01 1,727 0,174 1,553
PROPA-01 1,978 0,498 1,48
ISOBU-01 0,572 0,251 0,321
N-BUT-01 1,292 0,666 0,626
2-MET-01 0,681 0,479 0,202
N-PEN-01 0,772 0,576 0,196
WATER 0,224 0,147 0,077
N-HEX-01 0,893 0,807 0,086
Mass Frac
NITRO-01 0,001 0 0,001
CARBO-01 0,029 0,004 0,041
METHA-01 0,242 0,016 0,353
ETHAN-01 0,154 0,047 0,207
PROPA-01 0,177 0,136 0,197
DERECHOS RESERVADOS
75
ISOBU-01 0,051 0,068 0,043
N-BUT-01 0,116 0,181 0,083
2-MET-01 0,061 0,13 0,027
N-PEN-01 0,069 0,157 0,026
WATER 0,02 0,04 0,01
N-HEX-01 0,08 0,22 0,011
Mole Flow lbmol/hr
NITRO-01 1,436 0,01 1,426
CARBO-01 26,333 1,286 25,047
METHA-01 607,258 13,111 594,147
ETHAN-01 206,756 20,836 185,92
PROPA-01 161,52 40,688 120,832
ISOBU-01 35,447 15,576 19,871
N-BUT-01 80,032 41,239 38,794
2-MET-01 33,965 23,884 10,082
N-PEN-01 38,539 28,757 9,781
WATER 44,673 29,317 15,356
N-HEX-01 37,309 33,731 3,578
Mole Frac
NITRO-01 0,001 0 0,001
CARBO-01 0,021 0,005 0,024
METHA-01 0,477 0,053 0,58
ETHAN-01 0,162 0,084 0,181
PROPA-01 0,127 0,164 0,118
ISOBU-01 0,028 0,063 0,019
N-BUT-01 0,063 0,166 0,038
2-MET-01 0,027 0,096 0,01
N-PEN-01 0,03 0,116 0,01
WATER 0,035 0,118 0,015
N-HEX-01 0,029 0,136 0,003
Fuente: Simulador Aspen Plus.
DERECHOS RESERVADOS
76
A partir de estos resultados se pudo realizar los cálculos respectivos al
diseño de los tanques separadores, siendo el flujo másico del gas y del líquido los
valores utilizados. Los que se expresan de la siguiente manera:
Tabla nº 9. Valores utilizados en el cálculo de diseño.
Separador (TG5 y TG6) Separador TG10
Fml 5,172 3,673
Fmg 10,568 7,506
Fuente: Simulador Aspen Plus.
Tabla nº 10. Datos de dimensionamiento del separador propuesto vs existente (TG5 y TG6).
Separador
Propuesto
Separador
existente
Unidades
VG 1,5054 - Ft/seg
A 6,2988 - Ft2
DI 3 2 Ft
VoL 11,8440 - ft3
hl 24 - Pulg
Dm 8 6 Pulg
Dg 6 6 Pulg
Dl 2 1 Pulg
ht 122 98,43 Pulg
Autor: Gladys Gómez, 2008.
En esta tabla se puede observar que el Diámetro Interno (DI) del separador
existente es menor al diámetro propuesto, donde este ultimo señala que el tanque
separador debe medir 3 pies de ancho, es decir, 1pies por encima del actual.
También se puede observar que en las celdas del tanque actual no aparecen
algunos valores como por ejemplo la velocidad critica del gas de diseño (VG), la
altura requerida del liquido (hl) y el volumen del liquido (VoL), debido a que no existe
DERECHOS RESERVADOS
77
una documentación señalando la cantidad de estos valores. Así mismo en esta tabla
se visualiza que la altura total (ht) es de 98,43 pulgadas para el tanque separador
existente, mientras que para el tanque propuesto la altura es de 122 pulgadas, el
cual es mayor al actual, situación repetida en el resto de los valores. Todo esto
permite inferir que el tanque separador existente presenta medidas insuficientes
para el buen funcionamiento en el proceso de separación gas líquido.
Tabla nº 11. Datos de dimensionamiento del separador propuesto vs existente (TG10).
Separador
Propuesto
Separador
existente
Unidades
VG 1,5021 - Ft/seg
A 4,4852 - Ft2
DI 2,5 2 Ft
VoL 8,4123 - ft3
hl 2 - Ft
Dm 8 8 Pulg
Dg 6 8 Pulg
Dl 2 1 Pulg
ht 117 110 Pulg
Autor: Gladys Gómez, 2008.
En esta tabla puede observarse la carencia de algunos valores debido a la
inexistencia de un registro de los mismos. Además, se puede notar en este caso que
las diferencias entre un tanque y otro con respecto a la altura total (ht) son mínimas,
donde el propuesto es mayor 7 pulgadas en relación al existente; lo mismo ocurre
con el diámetro interno el cual, en el tanque propuesto es de 2,5 pies mientras que
en el actual es 2 pies. Ahora bien, con respecto al diámetro de la boquilla de la
mezcla, en el tanque propuesto es menor que en el existente, lo mismo ocurre para
el diámetro de la boquilla del gas que mide 2 pulgadas por debajo de la boquilla del
tanque actual.
DERECHOS RESERVADOS
78
Cabe destacar que las medidas de los tanques actuales fueron tomadas
mediante la observación directa en el trabajo de campo y las medidas propuestas
fueran calculadas según el manual de PDVSA para el diseño de procesos
separadores líquido- gas.
DERECHOS RESERVADOS
79
CONCLUSIONES
Las medidas de los tanques actuales están por debajo de las requeridas para
el buen funcionamiento del proceso de separación gas líquido.
No existen registros ni documentación alguna donde estén reflejados los
datos de dimensionamiento de los tanques actuales, lo que se traduce en la
ineficiencia en cuanto al control de la cantidad de líquido que puede acumularse en
el tanque y por ende los derrames existentes.
El proceso de separación gas líquido actual carece de un sistema
automatizado, lo que dificulta el drenaje del líquido contenido en el tanque.
DERECHOS RESERVADOS
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RECOMENDACIONES
Solicitar a LGN el aviso inmediato a planta eléctrica cuando se envíe gas rico
con la finalidad de tomar las previsiones del caso.
Incluir planes de mantenimiento preventivo no solo en el sistema de alarma y
disparo del separador de líquido sino al sistema completo de separación gas líquido.
Se recomienda el remplazo de los tanques separadores por tanques nuevo de
mayor tamaño y la correspondiente automatización del drenaje. De no ser
cambiados los tanques recomendamos que la automatización sea adaptada acorde
al tamaño de los tanques actuales para así evitar los derrames.
Solicitar a PDVSA la limpieza de la tubería o línea de alimentación de gas
desde LGN a planta eléctrica, para minimizar la formación de sustancias corrosivas
en los líquidos generados por el transporte del gas de alimentación.
DERECHOS RESERVADOS
81
BIBLIOGRAFIA
MARTÍNEZ, M. “Diseño Conceptual de separadores. Ingeniería de gas, principios y
aplicaciones”. Ingenieros Consultores, S.R.L. Maracaibo, 2002.
Lobdel, W.R. & Ayers, L.M, “Separators Cut Weight, Coast for Gas – Production
Equipment”, Oil gas J., p.p. 56 – 59, march 10, 2003.
Granadillo, Faustino; Gutierrez, Adrianyela. “Evaluación de los sistemas de
separación y depuración de gas”, 2002.
Perry, R.H. & Chilton, C.H., “Chemical Engineers HandBook”, Fifth Edition, Mc.Graw
– Hill, p.p. 5 – 61 ff, 200.
Manual de diseño de procesos Separadores Líquido- gas, PDVSA.
Kouba, y col. “Diseño y funcionamiento de los separadores Cilíndricos Ciclónicos
Gas- Líquido (GLCC)”. Universidad de TULSA, 1998.
Campbell, J.M., “Gas Conditioning and Processing”, 1999.
Natural Gas Processors Suppliers Associations (NGPSA), Engineering Data Book,
2000.
Scheiman, A.D., “Horizontal Vapor – Liquid separators”. Hydro. Proc. 43 (5), p.p. 155
– 60, May,1999.
Fidias G. Arias. “Introducción a la metodología científica”.Quinta Edición, Editorial
Episteme,2006.
DERECHOS RESERVADOS
Simulación del separador que se encuentra antes de la entrada de los turbogeneradores TG5 y TG6:
Resultados arrojadas por el proceso de simulación:
DERECHOS RESERVADOS
Simulación del separador que se encuentra antes de la entrada del turbogenerador TG10:
DERECHOS RESERVADOS
Resultados arrojadas por el proceso de simulación:
DERECHOS RESERVADOS
Diagramas de separadores TG5 y TG6
PT
6"
6"
6"
1"
2"
2"
L I C
1"
LSL2"
SWICHTDE
ALARMADE NIVEL
6"
SITUACION ACTUAL DELSEPARADOR DEL TG5 Y TG6
L L V
PI
RV
DERECHOS RESERVADOS
6"
8"
PT
6"
6"
6"
2"
2"
2"
L I CLSL
2"SWICHT
DEALARMADE NIVEL
6"
PROPUESTA DELSEPARADOR DE LAS TG5 Y TG6
LCV
PI
PI
DERECHOS RESERVADOS
Diagrama del separador del TG10
RV
L I C
PICPT
SP
PI
SITUACION ACTUAL DELSEPARADOR DEL TG10
Ø 8Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 2Ø 1
Ø 1Ø 1
Ø 1Ø 1
Ø 8
TT
SALIDA AL TG10
GAS DE BAJA
(ELEC)PT
(NEU)PT
PCV
PCV
LCV
GAS DE ALTA
DERECHOS RESERVADOS
Ø 2
PI
L I C
PICPT
SP
PROPUESTA DELSEPARADOR PARA EL TG10
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 6
Ø 2Ø 2
Ø 2Ø 2
Ø 2Ø 2
Ø 8
TT
SALIDA AL TG10
GAS DE BAJA
(ELEC)PT
(NEU)PT
PCV
PCV
LCV
GAS DE ALTA
Ø 7
DERECHOS RESERVADOS