UNIVERSIDAD NACIONAL AUTÓNOMA DEMÉXICO FACULTAD DE QUÍMICA “DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (G/L Y L/L) Y TRIFÁSICOS (G/L/L) PARA PROCESAMIENTO DE GAS Y CRUDO” TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO QUÍMICO PRESENTA RAÚL HINOJOSA FRANCO MÉXICO, D.F. 2011 JURADO ASIGNADO: PRESIDENTE: M.I. ALEJANDRO ANAYA DURAND VOCAL: DR. JESÚS TORRES MERINO SECRETARIO: M.I. JOSÉ ANTONIO ORTIZ RAMÍREZ 1er. SUPLENTE: I.Q. JOSÉ AGUSTÍN TEXTA MENA 2° SUPLENTE: I.Q. HUMBERTO RANGEL DÁVALOS SITIO DONDE SE DESARROLLÓ EL TEMA: CUBÍCULO 7, QUINTO PISO, TORRE DE INGENIERÍA, ANEXO DE INGENIERÍA, FACULTAD DE INGENIERÍA, CIUDAD UNIVERSITARIA, UNAM. ASESOR DEL TEMA: M.I. JOSÉ ANTONIO ORTIZ RAMÍREZ SUSTENTANTE: RAÚL HINOJOSA FRANCO 2 Agradecimientos “Un viaje de mil millas comienza con un solo paso” - Antiguo Proverbio Chino “Si en la lucha el destino te derriba, si todo en tu camino es cuesta arriba, si tu sonrisa es ansia satisfecha, si hay faena excesiva y vil cosecha, si a tu caudal se contraponen diques, date una tregua, ¡pero no claudiques!” Rudyard Kipling 3 Agradecimientos A mi abuela María Ocampo Reyes (Q.E.P.D), donde quiera que te encuentres, gracias por haber estado conmigo y apoyarme hasta el final de esta fase tan importante de mi vida. En un momento tan importante es necesario agradecer a todos aquellos que han confiado en mí para lograr una de las metas más importantes de mi trayectoria profesional. En primer lugar, a mis padres y a mi hermana Rosa Elena, por tener confianza en mí incluso en los momentos más difíciles y por ayudarme a alcanzar la mayoría de mis objetivos. A mis tíos Guillermo, René, Rosa María y muy especialmente a mi tía Lilia por apoyarme económicamente durante el transcurso de la carrera. A mi Equipo “Ollín”: Rocío, Gaby, Omar, Oswaldo, por ser una gran compañía durante más de dos años y por qué de ustedes he aprendido más que lo que yo solo hubiera cosechado de esta hermosa carrera, jamás los olvidaré. A “Azul Cobalto”: Sergio, Emmanuel y Luis Antonio por permitirme compartir con ustedes la experiencia en PEMEX Refinación, la cual ha sido pieza fundamental en mi carrera profesional. Al Ing. José Jorge Núñez Alba, maestro, colega y amigo, y a quien debo las oportunidades para obtener experiencia y aplicar mis conocimientos. Al Ing. José Luis Aguirre Constantino, jefazo, maestro y amigo, agradezco todos los consejos, las lecciones recibidas y el apoyo durante el servicio social, las prácticas profesionales y la Estancia. Al Ing. Héctor Pedroza Miranda, por la asesoría y el apoyo brindado para acceder a las instalaciones de Petróleos Mexicanos, poder prestar el Servicio Social y elaborar las prácticas profesionales. Al Grupo Profesional Planeación y Proyectos S.A. de C.V., al Ing. José Torres Lugo y al Ing. Jorge Sobrevilla Calvo por confiar en mí, darme la primera oportunidad en el mundo real de medir mi capacidad y aplicar mis conocimientos en el área de Ingeniería de Procesos. A mi asesor, M.I. José Antonio Ortíz Ramírez, por el apoyo brindado para la realización de esta tesis. A todos mis amigos de la Facultad de Química de la UNAM, por hacerme tan agradable el paso por la carrera y que en una sola página no podría agradecerles a todos. Y obviamente…. A la Universidad Nacional Autónoma de México, por darme las herramientas para atender a las necesidades de mi país, permitirme ser uno más de sus egresados y abrirme las puertas a una gran cantidad de oportunidades. 4 Índice ÍNDICE Índice…………………………………………………………………………………………………………………… 5 Lista de tablas……………………………………………………………………………………………………… 10 Lista de figuras…………………………………….……………………………………………………………… 12 Nomenclatura, unidades y glosario…..………………………………………………………………… 14 Resumen……………………………………………………………………………………………………………… 16 Introducción………………………………………………………………………………………………………… 17 1. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburosagua…………………………………………………………………………………………………………………… 21 1.1. Equilibrio de fases gas-líquido…………………………………………………………... 22 1.2. Patrón de flujo……………………………………………………………………………………… 29 1.3. Separación mecánica de fases fluidas………………………………………………… 35 1.3.1. Asentamiento por gravedad………………………………………………… 35 1.3.2. Cantidad de movimiento o inercia………………………………………… 37 1.3.3. Coalescencia…………………………………………………………………………… 38 1.3.4. Impacto…………………………………………………………………………………… 39 1.3.4.1. Intercepción directa……………………………………………… 40 1.3.4.2. Difusión browniana………………………………………………… 41 2. Descripción del equipo de separación……………………………………………………………… 42 2.1. Secciones funcionales del equipo de separación……………………………… 44 2.2. Componentes del equipo de separación…………………………………………… 46 2.2.1. 2.2.2. Configuraciones básicas del equipo de separación……………… 46 2.2.1.1. Separadores horizontales……………………………………… 46 2.2.1.2. Separadores verticales…………………………………………… 47 2.2.1.3. Separadores esféricos…………………………………………… 50 Configuraciones más complejas del equipo de separación………………………………………………………………………………. 51 2.2.2.1. Slug catcher…………………………………………………………… 51 2.2.2.2. Separadores con bota para alojar líquidos…………………………………………………………………… 52 5 Índice 2.2.3. 2.2.2.3. Separadores de doble barril…………………………………… 53 2.2.2.4. Separadores centrífugos y venturi……………………… 54 Internos disponibles para equipo de separación………………… 56 2.2.3.1. Internos de la sección de separación primaria………………………….……………………………………… 56 2.2.3.2. Filtros……………………………………………………………………… 57 2.2.3.3. Eliminadores de niebla…………………………………………… 59 2.2.3.3.1. Elementos tipo vane…………………………… 59 2.2.3.3.2. Redes de malla y micro-fibra…………… 60 2.2.3.3.3. Internos de tipo ciclónico…………………… 62 2.2.3.3.4. Sistemas combinados para eliminación de nieblas……………………… 63 2.2.3.4. Internos auxiliares………………………………………………… 64 2.2.3.4.1. Rompedor de vórtice………………………… 64 2.2.3.4.2. Rompedor de olas……………………………… 65 2.2.3.4.3. Placas coalescedoras………………………… 66 2.3. Problemas de operación……………………………………………………………………… 67 2.3.1. Reincorporación de líquido a la fase gaseosa……………………… 67 2.3.2. Formación de espumas………………………………………………………… 68 2.3.3. Formación de emulsiones…………………………………………………… 69 2.3.4. Acumulación de sedimentos………………………………………………… 70 2.3.5. Llegada inesperada de acumulaciones de líquidos (slugs)…………………………………………………………………………………… 3. Consideraciones en el diseño y selección del equipo 71 de separación………………………………………………………………………………………………………… 73 3.1. Información necesaria para dimensionamiento del equipo……………… 73 3.2. Consideraciones generales en la selección del separador……………… 74 3.2.1. Eficiencia requerida de separación……………………………………… 75 3.2.2. Márgenes de diseño……………………………………………………………… 75 3.2.3. Factor de dispersión……………………………………………………………… 77 3.3. Consideraciones para el dimensionamiento del equipo de separación 78 3.3.1. Tiempo de residencia para la fase líquida.…………………………… 78 3.3.2. Velocidad en el proceso de separación………………………………… 80 3.3.2.1. Velocidad de erosión…………….………………………………… 80 6 Índice 3.3.2.2. Velocidad terminal…………………………………………………… 3.3.2.2.1. Cálculo del coeficiente de arrastre………………………………………………… 3.3.2.2.2. crítica en eliminadores 87 de niebla………………………………………………………………………… 3.3.3. 83 Tamaño de las partículas a considerar en la separación…………………………………… 3.3.2.3. Velocidad 81 Caída de presión de los gases separados…………………………… 90 92 4. Dimensionamiento del equipo de separación……………………………………………………… 94 4.1. Dimensionamiento de separadores horizontales.............................. 94 4.1.1. Dimensionamiento tomando en cuenta la separación gaslíquido…………………………………………………………………………………… 4.1.2. Dimensionamiento tomando en cuenta el tiempo de residencia de los líquidos en el separador…………………………… 4.1.3. 94 98 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación de dos fases líquidas………………………………………………………………………… 99 4.1.3.1. Determinación del espesor de cada una de las fases a separar……………………………………………………… 4.1.3.2. Determinación del diámetro del equipo de separación……………………………………………………………… 4.1.4. Longitud entre tangentes…………………………………………………… 103 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación gas líquido…………………………………………………………………………………… 4.2.2. Dimensionamiento tomando en cuenta el tiempo 4.2.4. 104 de residencia de los líquidos en el separador………………………… 4.2.3. 101 102 4.2. Dimensionamiento de separadores verticales………………………………… 4.2.1. 99 104 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación de dos fases líquidas………………………………………………………………………… 105 Longitud entre tangentes……………………………………………………… 106 4.3. Incorporación de bota, mampara y colector para separación de líquidos……………………………………………….………………………………………………… 108 4.4. Niveles de líquido en el equipo de separación…………………………………… 110 4.5. Tamaños estándar de recipientes a presión……………………………………… 111 4.6. Incorporación de eliminadores de niebla…….…………………………………… 114 7 Índice 4.7. Metodología de diseño………………………………………………………………………… 117 5. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación………………………………… 118 5.1. Condiciones de diseño………………………………………………………………………… 118 5.1.1. Presión de diseño…………………………………………………………………… 118 5.1.2. Temperatura de diseño………………………………………………………… 119 5.2. Selección de materiales……………………………………………………………………… 120 5.3. Determinación del espesor del recipiente………………………………………… 121 5.3.1. Esfuerzos máximos permisibles…………………………………………… 121 5.3.2. Tolerancia a la corrosión……………………………………………………… 122 5.3.3. Cálculo del espesor……………………………………………………………… 125 5.4. Boquillas……………………………………………………………………………………………… 127 5.5. Dispositivos de relevo…………………………………………………………………………… 128 5.6. Relación L /D óptima……………………………………………………………………………… 128 6. Caso de aplicación……………………………………………………………………………………………….. 133 6.1. Descripción del proceso………………………………………………………………………… 133 6.2. Diseño de los equipos de separación……………………………………………………. 136 6.2.1. Consideraciones generales de diseño……………………………………. 136 6.2.2. Información requerida para dimensionamiento………………...... 136 6.2.3. Dimensionamiento de los equipos de separación……………..... 139 6.2.3.1. Internos…………………………………………………………………… 139 6.2.3.1.1. Eliminadores de niebla…………………………. 139 6.2.3.1.2. Internos de la sección de separación primaria…………………………………………………. 139 6.2.3.1.3. Internos auxiliares………………………………… 140 6.2.3.1.4. Sistema combinado de internos para separadores de succión a compresores. 140 6.2.3.2. Dimensionamiento de los recipientes……………………. 141 6.2.3.2.1. Dimensionamiento de los separadores horizontales con 50% de volumen ocupado por los líquidos………………………. 146 6.2.3.2.2. Ajuste de niveles de líquido y reducción del diámetro de separadores horizontales……………………………………….…. 149 8 Índice 6.2.3.2.3. Dimensionamiento de separadores verticales……………………………………………… 152 6.2.3.3. Determinación del diámetro de las boquillas………… 153 6.2.3.4. Cálculo de espesores……………………………………………… 159 7. Conclusiones y Recomendaciones………………………………………………………………………. 166 Bibliografía…………………………………………………………………………………………………………… 169 Tesis Universitarias…………………………………………………………………………………………….. 172 Apéndices……………………………………………………………………………………………………………. 173 A.1 Factor de Compresibilidad A.2 Densidades y gravedades específicas A.3 Viscosidad A.4 Caracterización de las fracciones C6+ y C7+ A.5 Separación Flash A.6 Costo del equipo de separación Anexos (Información complementaria del caso de aplicación)………………………… 192 A. Balance de materia del proceso B. Dimensionamiento de bota para separador trifásico D-401 9 Lista de tablas LISTA DE TABLAS Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Tabla Descripción Página 1.1 Composición de muestras de pozos de gas (Fracción mol) 23 Efecto de la presión y la temperatura sobre las diferentes 1.2 25 muestras de la tabla 1.1 1.3 Características de los patrones de flujo horizontal 29 1.4 Características de los patrones de flujo vertical 31 Tabla 2.1 2.2 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Descripción Secciones funcionales del equipo de separación Comparativa de orientaciones de separadores Página 45 49 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Tabla Descripción Página Datos requeridos de la corriente de alimentación para el 3.1 73 dimensionamiento del equipo de separación Márgenes de diseño para la capacidad del separador en 3.2 76 instalaciones costa afuera Márgenes de diseño para la capacidad del separador en 3.3 76 instalaciones costa adentro 3.4 Factor de dispersión de fases 77 3.5 Tiempos de residencia utilizados en el diseño de separadores 79 3.6 Valores recomendados para K (Souders-Brown) 91 3.7 Ajustes para la constante K (Souders-Brown) 92 Tabla 4.1 4.2 Tabla 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Descripción Tamaños estándar separadores verticales Tamaños estándar separadores horizontales Página 112 113 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación Descripción Página Diferencia entre presión de diseño y operación 119 Tabla de referencia para selección de materiales 120 Esfuerzos máximos permisibles para metales de uso común 121 Cálculo de espesor para las diferentes partes del recipiente 123 Índice de corrosión anual para acero y aleaciones con alta 125 temperatura Eficiencia de uniones 126 10 Lista de tablas Tabla 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 6.10 6.11 6.12 6.13 6.14 6.15 6.16 6.17 6.18 6.19 Tabla A.1 A.2 A.3 A.4 A.5 Capítulo VI. Caso de aplicación Descripción Información básica para dimensionamiento de los equipos de separación bifásicos Información necesaria para dimensionamiento del equipo separador trifásico Eliminadores de nieblas utilizados en el caso Internos de sección de separación primaria Separador SVS Restricciones de dimensionamiento para caso de aplicación Restricciones de dimensionamiento para separadores horizontales Dimensiones de separadores horizontales con 50% de vol. con líquidos Ajuste de niveles para separadores horizontales Dimensiones de separadores horizontales con ajuste de nivel Dimensiones de separadores de succión a compresor Velocidad de erosión en separadores horizontales Boquillas de alimentación de separadores horizontales Boquillas de alimentación de separadores verticales Boquilla de salida de gas Boquilla de salida de líquidos para separadores horizontales Cálculo de espesores de recipientes Lista de equipo de separación definitiva Estimación del costo de compra de los separadores del caso de aplicación Apéndices Descripción Coeficientes para la ecuación A.19 Problemas típicos de equilibrio de fases Curvas de costos de las figuras A.6 y A.7 Factores de corrección a precios de compra de recipientes a presión Chemical Engineering Plant Cost Index 1992-2009 Página 137 138 139 139 140 141 145 147 149 150 152 154 155 156 157 158 160 162 163 Página 185 187 190 190 191 11 Lista de figuras LISTA DE FIGURAS Figura I.1 Introducción Descripción Cadena de proceso de los productos de la separación Página 18 Capítulo I. Principios básicos aplicados a los separadores gas-hidrocarburos-agua Figura Descripción Página Evolución de las corrientes provenientes de pozos de 1.1 21 producción de gas y crudo 1.2 Diagramas de fases P,T para las muestras de la tabla 1.1 24 Efecto de la presión y la temperatura en las corrientes de 1.3 26 gas de la tabla 1.1 1.4 Comportamientos retrógrados 27 Diagramas de fases para diferentes tipos de productos 1.5 28 petrolíferos 1.6 Patrones de flujo horizontal 34 1.7 Patrones de flujo vertical 34 1.8 Interacciones de una partícula inmersa en un fluido 36 1.9 Separación debida a la inercia de cada fase 38 1.10 Coalescencia de partículas 39 1.11 Intercepción directa 40 1.12 Difusión browniana 41 Figura 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15 2.16 2.17 2.18 2.19 2.20 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Descripción Secciones básicas del equipo de separación de fases Separador Horizontal Separador Vertical Separador Esférico Slug catcher Separador horizontal con bota Separador horizontal de doble barril Separador cilíndrico ciclónico Internos para la sección de separación primaria Separador con elementos filtrantes Interno tipo vane Tamaños relativos de alambre y filamentos en mallas y micro-fibras Eliminador de nieblas tipo malla Eliminador de niebla con micro-fibras Interno de tipo ciclónico Combinación de eliminadores de niebla Rompedores de vórtice típicos Rompedor de vórtice y rompeolas Placas coalescedoras Sistema de acumulación de arenas Página 44 47 48 49 51 52 53 55 57 58 60 61 61 62 63 64 65 66 67 71 12 Lista de figuras Capítulo III. Consideraciones para el diseño y selección del equipo de separación Figura Descripción Página 3.1 Velocidad de las partículas en el equipo de separación 83 Coeficiente de arrastre con respecto al número de 3.2 84 Reynolds y geometría de la partícula 3.3 Gráfica para la determinación del coeficiente de arrastre 85 Tamaño de partículas a remover y aplicaciones típicas de 3.4 88 proceso Figura 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.7 4.8 Tabla 6.1 6.2 6.3 Tabla A.1 A.2 A.3 A.4 A.5 A.6 A.7 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Descripción Relación geométrica para determinación de área de flujo de gas Constante de diseño a partir del nivel del líquido Longitud efectiva y distancia entre tangentes Distancia entre tangentes en separadores verticales Reducción de la eficiencia del eliminador de nieblas por flujo excesivo Perfil de velocidades disparejo Sugerencias de acomodo de eliminadores de niebla Capítulo VI. Caso de aplicación Descripción Diagrama de flujo de proceso para batería de separación Separador D-101 Separador D-104 Apéndice Descripción Factor de compresibilidad a partir de propiedades pseudoreducidas Gravedad específica a diferentes temperaturas Viscosidad de hidrocarburos en fase gas Viscosidad cinemática de hidrocarburos en fase líquida Esquema de separación de fases Costos de recipientes verticales Costos de recipientes horizontales Página 95 97 102 108 109 115 115 Página 135 164 165 Página 177 179 180 181 185 189 189 13 Nomenclatura, unidades y glosario NOMENCLATURA, UNIDADES Y GLOSARIO I. Simbología Básica Símbolo Significado Sección transversal/área Constante erosión API 14E Coeficiente de arrastre Diámetro K N Diámetro Fuerza Aceleración de la gravedad* Altura, espesor de fase Constante de proporcionalidad Longitud Nivel Presión Flujo Volumétrico Re SG ó S S t t V W Z Constante de los gases*** Número de Reynolds Densidad Específica Esfuerzo máximo permisible Tiempo Espesor (thickness) Temperatura Velocidad Volumen Flujo Másico Factor de compresibilidad Unidades ft2 [1] [1] inch (equipo), micras (partículas) Ft ft/s2 inch ** Ft inch psi ft3/s, BPD (líquidos), MMSCFD (gas) psia ft3 / lbmol R [1] [1] psi min, s inch °F, R ft/s ft3 lb/h [1] Notas: * ** *** 32.17 ft/s2 Se utilizo K y para constantes de diseño de los eliminadores de niebla 10.91 psia ft3 / lbmol R **** Se manejo el sistema ingles de unidades, debido a que es más común en la información de varios proveedores y las ecuaciones de las referencias bibliográficas. Para propósitos de este trabajo, se tomaron como condiciones estándar: P = 14.7 Psia, T = 520 R. 14 Nomenclatura, unidades y glosario II. Simbología Griega Símbolo σ Θ Significado Relación entre sección transversal ocupada por el líquido y la total Relación entre altura de liquido y diámetro del equipo Diferencia de densidades Viscosidad Constante pi = 3.1416 Densidad Tensión superficial Factor de dispersión Unidades [1] [1] lb/ft3, [1] cp [1] lb/ft3 N/m [1] III. Subíndices Símbolo d e fp g l p M o w t r ef op std ss Significado Asentamiento (Drop Settling) Erosión Tubería de alimentación (feed pipe) Fase gas Fase líquida Partícula dispersa Mezcla gas-líquido Fase hidrocarburos Fase acuosa Terminal Residencia (Tiempo) Efectiva Condiciones de operación Condiciones estándar Tangente – tangente IV. Glosario de acrónimos o API. American Petroleum Institute o ASME. American Society of Mechanical Engineers o GPSA. Gas Processors Suppliers Association 15 Resumen RESUMEN El presente trabajo de tesis se estructuró de la siguiente manera: En el capítulo 1 se abordaron los principios del funcionamiento del equipo de separación, una vez que se alcanza el equilibrio entre fases gas y líquida(s) a las condiciones de presión y temperatura de operación, se procede a separar las fases mediante los fundamentos de separación mecánica que se describen en este capítulo; también se hace una breve descripción de los diferentes patrones de flujo y la forma de predecirlos para considerarlos en el diseño del equipo de separación. Conocidos los principios básicos de operación del equipo de separación, en el capítulo 2 se realiza una descripción del equipo, se consideraron las características de los recipientes, los internos disponibles y de igual manera se mencionan algunas ventajas y desventajas de cada uno de ellos. En este capítulo se mencionan también los problemas de operación en los cuales puede verse involucrado el separador. Para lo que es el diseño del equipo, en el capítulo 3 se enumeran las diferentes consideraciones que se habrán de tener en cuenta como manejo de sólidos, espacio disponible, eficiencia de separación y criterios de dimensionamiento, en base a esto se procede a la aplicación de las ecuaciones de dimensionamiento mencionadas en el capítulo 4. Adicionalmente, se mencionan aspectos del diseño mecánico del equipo en el capítulo 5, condiciones de diseño, materiales de fabricación, boquillas, entre otros. A manera de integrar los conceptos y procedimientos de dimensionamiento mencionados anteriormente se desarrolló un caso de aplicación en el capítulo 6. Este caso de aplicación se basa en un proceso existente para llevar a cabo la separación de crudo, gas y agua, mediante 4 etapas de separación. 16 Introducción INTRODUCCIÓN La separación de fases gas y líquida (o de crudo y agua en el caso de separadores trifásicos) en una corriente de proceso proveniente de un pozo de recolección de gas o un pozo de extracción de crudo, es una de las operaciones más comunes en la industria de producción y procesamiento de hidrocarburos. Esto hace necesario contar con equipo de proceso que permita separar las diferentes fases que componen el producto obtenido de los pozos por los siguientes motivos: 1. Se debe separar el agua de los hidrocarburos tanto en fase líquida como vapor ya que esta produce diversos problemas de operación como corrosión, formación de condensados a la entrada de compresores, presencia de burbujas en la succión de bombas de hidrocarburos y bloqueo de válvulas e instrumentación por la formación de hidratos de carbono. 2. Para obtener materias primas (gas y crudo) que al ser procesadas se convierten en productos de mayor valor agregado. La cadena de proceso para los productos obtenidos de los pozos de recolección de crudo y gas se muestra en la figura I.1. 3. Para facilitar la operación de procesos subsecuentes, es más sencillo y económico procesar las corrientes gas, crudo y agua por separado. 4. En tuberías de líquidos, los flujos a dos fases tienden a incrementar la caída de presión, lo cual incrementa los costos de bombeo. 17 Introducción Fig. I.1 Cadena de proceso de los productos de separación El equipo de separación debe ser diseñado para trabajar en condiciones que pueden cambiar significativamente conforme pasa el tiempo, no obstante, la separación deberá cumplir con las especificaciones de los productos, ya que estas no cambian o incluso pueden volverse más exigentes. El diseño del equipo de separación comprende: El dimensionamiento del recipiente y su espesor. La selección de los internos ya sea: Para incrementar la eficiencia de separación. Evitar problemas de operación. Facilitar la separación. Reducir el espacio físico utilizado por el equipo. 18 Introducción La elección de los materiales. El dimensionamiento de boquillas de alimentación y efluentes del equipo de separación, entre otros aspectos. Un mal diseño puede traer como consecuencia reducciones en la producción, producir un “cuello de botella” o la necesidad de realizar paros y modificaciones costosas al equipo, mientras que un sobre-diseño excesivo o flexibilidad innecesaria suelen encarecer los separadores. Se han presentado trabajos de tesis con respecto a equipo separación de fases previamente. El primero fue presentado en la Facultad de Química en 1963, por González y Vega, véase la referencia [h], en el se hace una descripción del equipo y los fundamentos básicos para la separación de gaslíquido, así como una lista de los aspectos que intervienen en el costo del equipo. Posteriormente, es en la Facultad de Ingeniería donde los ingenieros petroleros retoman el tema hasta 1981, Campos Espinoza [g] e Hinojosa Puebla [f] dan una explicación sobre el proceso de separación de crudo y gas, las condiciones de operación que se manejan en plataformas petroleras y el equipo requerido, de igual modo, se desarrollan los modelos de dimensionamiento de separadores convencionales sin internos y mediante un procedimiento empírico, Hinojosa Puebla expone como seleccionar el número de etapas de separación con el objetivo de incrementar la recuperación de condensados y reducir el costo de compresión del gas. Tomando esto como base, Mendoza May [e], en 1984, utiliza los conceptos abordados por Hinojosa Puebla para llevar a cabo la descripción física y del funcionamiento de la batería de separación utilizada en las plataformas del activo Cantarell. 19 Introducción Es hasta 2000 cuando de nuevo se aborda el tema, Martínez Dávila [d] proporciona una metodología para obtener el espesor de eliminadores de niebla de tipo malla como los que se mencionan en el capítulo 2 de este trabajo y Román Moreno [c], realiza la optimización de una batería de separación, analizando todas las variables de proceso involucradas mediante un método matricial. En 2008, Redonda Godoy [b] hace una breve descripción de los separadores y los procedimientos de dimensionamiento de separadores convencionales como paso previo al proceso de estabilización de crudo, mientras que el más reciente de estos trabajos, elaborado por Jurado Gallardo [a] en 2009 realiza la descripción de la batería de separación en plataformas petroleras, pero a diferencia de Mendoza May [e], la descripción incorpora los lazos de control y dispositivos de seguridad. El objetivo general de este trabajo es exponer los aspectos principales que se consideran en el diseño del equipo de separación utilizado en la industria de procesamiento de gas y crudo, los conceptos que aquí se abordaron aplican para los separadores de tipo gas-líquido, líquido-líquido y gas-crudoagua. Como objetivos particulares se tienen: Mostrar los principios básicos del funcionamiento, así como la descripción del equipo y los internos disponibles para llevar a cabo la separación de fases. Mencionar las consideraciones e información necesaria que se habrán de tomar en cuenta para llevar a cabo el diseño del equipo. Proporcionar una metodología para llevar a cabo el diseño del equipo de separación. Integrar los conceptos abordados en este trabajo en un caso de aplicación. 20 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua CAPÍTULO I. PRINCIPIOS BÁSICOS DEL FUNCIONAMIENTO DE SEPARADORES GAS-HIDROCARBUROS-AGUA Los fluidos obtenidos de los pozos de producción de gas y crudo, son mezclas heterogéneas con múltiples componentes, entre ellos hidrocarburos, agua y partículas sólidas, cada uno de ellos con diferente densidad, presiones de vapor y características físicas propias. Conforme asciende la corriente a procesar desde el fondo del pozo (figura 1.1), donde se tienen condiciones de alta presión y temperatura, se experimentan reducciones de presión y temperatura considerables, lo cual produce cambios en las características de la corriente. De igual manera, durante este trayecto, las inclinaciones en la tubería, cambios de dirección, el paso a través de accesorios o válvulas producen un mezclado de las fases que componen la corriente de proceso, la fase líquida suele contener burbujas de gas inmersas en ella así como la fase gaseosa suele acarrear partículas de líquido. Fig. 1.1 corrientes Evolución de las provenientes de pozos de producción de gas y crudo (Referencia [22]) 21 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua 1.1 Equilibrio de fases gas-líquido Comprender el equilibrio de las fases gaseosa y líquida es fundamental en el diseño del equipo de separación. Una fase es una porción de materia, compuesta por una o más sustancias, la cual tiene propiedades (color, densidad, viscosidad, textura, estado de agregación) uniformes en toda su extensión. En un equipo de separación como los que se describen en este trabajo, se tienen fases fluidas (gases/vapores y líquidos), poder predecir la presencia de estas fases y sus propiedades se hace necesario ya que de ello depende el grado de separación. La mejor forma de conocer el comportamiento de una mezcla a diferentes condiciones de presión y temperatura es mediante mediciones experimentales para cada mezcla gas/vapor-líquido con la que se habrá de trabajar, sin embargo esto lleva tiempo y tiene un costo significativo. Actualmente ya se cuenta con bastante información y modelos que permiten predecir el comportamiento de las fases y determinar las propiedades de cada una de las fases que componen las mezclas heterogéneas. En mezclas gas-líquido, se alcanza la condición de equilibrio cuando la velocidad de condensación de las partículas en la fase gaseosa es igual a la velocidad de vaporización de las partículas en la superficie del líquido. Una mezcla líquido-gas se puede separar cuando se ha alcanzado la condición de equilibrio a determinado valor de presión y temperatura. En la práctica alcanzar una combinación exacta de valores de estas variables para que la operación de un equipo de separación esté en un solo punto de equilibrio es imposible, no obstante una vez definidas las condiciones deseadas, se busca operar el equipo en las condiciones más cercanas a las de equilibrio deseado. 22 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua La forma más sencilla y práctica de analizar estos sistemas es mediante los diagramas de fases, obtenidos a partir de correlaciones de datos experimentales y de las variables típicas involucradas en el equilibrio de fases: Composición Presión Temperatura La composición de una corriente de proceso es la variable que determina las propiedades de cada una de las fases que se habrán de separar y la proporción de los componentes de la mezcla en cada una de ellas, generalmente esto se realiza mediante análisis por cromatografía, curvas de destilación o técnicas similares. En la siguiente tabla se muestran tres muestras típicas de gas en fracción mol: Tabla 1.1 Composición de muestras de pozos de gas (Fracción mol) Componente A B C C1 0.7144 0.7001 0.7354 C2 0.1509 0.1503 0.1503 C3 0.0480 0.0742 0.0120 i-C4 0.0104 0.0104 0.0087 C4 0.0344 0.0343 0.0273 i-C5 0.0096 0.0096 0.0036 C5 0.0114 0.0114 0.0045 C6 0.0092 0.0063 0.0104 C7+ 0.0115 0.0034 0.0478 Nota: Con fines demostrativos, para la fracción de C7+ se tomaron las propiedades de nheptano. 23 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua El diagrama de fases correspondiente a cada una de las muestras se encuentra en la figura 1.2, en el apéndice A.5 se muestra el procedimiento para obtener la envolvente de las mismas. Fig. 1.2 Diagramas de fases P, T para las muestras de la tabla 1.1 La zona que se encuentra por dentro de las envolventes, son las condiciones de presión y temperatura en las cuales se tendrá una mezcla líquido-gas. Se indican las líneas correspondientes a las temperaturas de burbuja, en la cual la primera burbuja de gas se desprende del líquido, a temperaturas inferiores la mezcla se encuentra completamente en fase líquida; del mismo modo se indican las líneas correspondientes a las temperaturas de rocío, a temperaturas mayores la mezcla se encuentra completamente en fase gas. Los puntos donde se juntan las líneas de punto de rocío y burbuja son los 24 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua puntos críticos y arriba de ellos las propiedades tanto de la fase gas como de la fase líquida son muy similares por lo que distinguir dos fases por separado suele ser muy complicado. La proporción de cada una de las fases en una mezcla gas-líquido depende de que tan cerca se esté del punto de rocío o de burbuja, se puede hacer un cálculo de separación flash para estimar esta proporción (apéndice A.5). Los efectos de la presión y la temperatura en la recuperación de condensados se pueden apreciar en la siguiente tabla y las gráficas de la figura 1.3, en ella se ven los barriles de líquido separado a las condiciones de operación por cada millón de pies cúbicos de gas proveniente del pozo. Tabla 1.2 Efecto de la presión y la temperatura sobre las diferentes muestras de la tabla 1.1 (Datos de simulación con HYSYS Ver. 3.2) A P[Psia] BP/MMSCF T[°F] P[Psia] BP/MMSCF 900 178.6 163.2 149.3 136.4 124.4 113.0 102.1 0 10 20 30 40 50 60 400 106.5 98.6 90.8 83.2 75.8 68.4 61.2 91.6 70 81.4 80 71.5 90 61.9 100 52.5 110 54.0 47.1 40.3 33.7 27.2 82.2 70 67.9 80 54.1 90 40.7 100 27.9 110 37.3 28.3 20.0 12.3 5.3 B P[Psia] BP/MMSCF T[°F] P[Psia] BP/MMSCF 900 195.9 177.0 159.5 143.0 127.1 111.8 96.8 0 10 20 30 40 50 60 400 107.3 97.0 86.7 76.8 66.5 56.5 46.8 C P[Psia] BP/MMSCF T[°F] P[Psia] BP/MMSCF 900 163.5 154.1 146.0 138.8 132.4 126.5 121.0 115.8 110.9 106.1 101.3 96.6 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 400 114.9 110.6 106.7 102.9 99.3 95.8 92.3 88.9 85.4 81.8 78.1 74.1 25 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.3 Efecto de la presión y la temperatura en las corrientes de gas de la tabla 1.1 Se puede ver claramente que incrementos de presión y disminuciones en la temperatura permiten incrementar la cantidad de condensados. En algunos casos se pueden tener comportamientos retrógrados, esto quiere decir que ante aumentos de temperatura y reducciones en la presión se obtiene mayor cantidad de condensados, es por ello que a la hora de definir las condiciones de operación del separador es muy importante conocer el diagrama de fases, ya que esto repercute directamente en las especificaciones de los productos del separador. 26 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.4 Comportamientos retrógrados (Referencia [2]) De acuerdo a la composición y al tipo de crudo o gas se pueden tener variaciones en el diagrama de fases debidas principalmente a la cantidad de hidrocarburos pesados, la figura 1.5, muestra los cambios que se pueden dar en la forma del diagrama de fases de acuerdo al tipo de producto petrolífero. La presencia de agua de igual manera produce variaciones y diferencias en las temperaturas de burbuja y de rocío de la mezcla gas-líquido. 27 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.5 Diagramas de fases para diferentes tipos de productos petrolíferos (Referencia [2]) Es importante saber las condiciones de presión y temperatura en que se está trabajando para tener una idea de la cantidad de líquido que se removerá, y en base a esto, poder determinar las propiedades de cada una de las fases de las mezclas gas-líquido las cuales serán utilizadas para el dimensionamiento del equipo de separación. En el apéndice se proporcionan nomogramas y aproximaciones para estimar la viscosidad y de la densidad de las fases líquida y gas. 28 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua 1.2 Patrón de flujo Cuando se tiene una corriente con una mezcla de fases líquida y gaseosa, la corriente de alimentación al equipo de separación puede presentarse en la forma de neblinas, flujo estratificado, flujos intermitentes, entre otros. Esto depende principalmente de la velocidad a la que se mueve cada una de las fases, las propiedades de cada una de ellas y las características de la tubería en la cual se transporta (longitud, diámetro, posición horizontal/vertical, inclinación). Existen diferentes tipos de patrón de flujo, cada uno con características en particular: Tabla 1.3 Características de los patrones de flujo horizontal (Referencia [22]) Estratificado Ondulatorio Flujo Horizontal Segregados (separados) A bajas velocidades de flujo de ambas fases, ocurre una completa separación marcada por una interfase definida entre la fase líquida y gas la cual es prácticamente uniforme. Cuando se incrementa la velocidad del gas se tiene la formación de olas en la interfase las cuales se desplazan en la misma dirección del flujo. La amplitud de las olas es notable, sin embargo, no cubren por completo el área transversal de la tubería, es común observar películas de líquido en las paredes de la tubería conforme pasan las olas. 29 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Anular Slug Plug Burbuja Disperso/Niebla Si la velocidad de la fase gas es mayor que la del líquido, este tiende a formar una película en el perímetro de la tubería con mayor espesor en el fondo que en la parte superior. En la interfase se presenta la formación de oleaje pequeño, si se aumenta el flujo del gas, se seca la parte superior de la tubería y cambia el patrón a flujo ondulatorio. Intermitentes En este patrón, el líquido forma olas las cuales alcanzan a cubrir casi por completo la sección transversal de la tubería, al mismo tiempo, se observa que burbujas de gas se internan dentro del líquido, favoreciendo el crecimiento del oleaje, este patrón de flujo es indeseable ya que produce inestabilidad y vibraciones. Cuando se tienen flujos elevados de gas, el líquido es barrido por burbujas alargadas de gas, lo que ocasiona que se mueva el líquido formando tapones de modo intermitente. Distribuidos Cuando se tiene la fase gaseosa en proporción menor y desplazándose a bajas velocidades, las burbujas tienden a acumularse en la parte superior del tubo dado que son de menor densidad. Al contrario del flujo con burbujas, cuando la fase líquida se presenta en menor proporción, el gas se mueve a altas velocidades arrastrando el líquido prácticamente en su totalidad y dividiéndolo en partículas de menor tamaño a su paso, lo cual forma neblinas. 30 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Tabla 1.4 Características de los patrones de flujo vertical (Referencia [22]) Anular Slug Plug (Churn) Flujo Vertical Segregado En flujo vertical, el gas fluye a una velocidad tal que el líquido se adhiere a las paredes del tubo, el arrastre del gas genera que se formen olas de alta frecuencia y corta amplitud sobre la interfase, al mismo tiempo, se alcanza a incorporar parte del líquido al gas en forma de niebla. Dada su estabilidad, es el patrón de flujo deseado en tuberías verticales. Intermitentes Dado que el líquido se ve influenciado a descender por su propio peso, las burbujas de gas que se encuentran inmersas tienden coalescer y forman burbujas de mayor tamaño y con una distribución de velocidad de tipo parabólico, estas burbujas son conocidas como burbujas de Taylor (en forma de bala), las cuales están separadas por acumulaciones de líquido. Este patrón de flujo puede considerarse como la transición del flujo de tipo Slug al anular, se forma debido a que el peso del fluido y el esfuerzo cortante actúan en diferentes direcciones, lo que produce inestabilidad en el flujo, este patrón de flujo no es deseable ya que se pueden provocar daños a los sistemas de tuberías. 31 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Tabla 1.4 Características de los patrones de flujo vertical (Continuación) (Referencia [22]) Distribuidos Burbuja y disperso En este caso se tienen burbujas dispersas en el interior del líquido las cuales son de un tamaño bastante más pequeño que el diámetro de la tubería. También se da el caso inverso, donde se tienen pequeñas partículas de líquido inmersas en el gas. Se han presentado diferentes correlaciones y mapas de flujo basados en evidencia empírica que permiten determinar el patrón de flujo predominante en una mezcla gas-líquido en movimiento. Cuando se dimensionan tuberías conviene manejar más de un mapa como aproximación al patrón de flujo que se está determinando, de tal manera que se puedan detectar patrones de flujo intermitentes, también se pueden generar mapas de patrones de flujo para casos particulares mediante mediciones experimentales. Estrictamente hablando, los mapas de patrones de flujo son solo aplicables a tuberías de una longitud considerable y con dos fases en equilibrio, sin embargo si la longitud de la tubería es más larga que el valor de diez veces su diámetro, ya se tiene una determinación aceptable del patrón de flujo. Para propósitos de este trabajo en los que se tienen que hacer consideraciones de diseño con respecto al flujo, sobre todo si se tienen patrones intermitentes, se manejarán los mapas que se muestran en las figuras 1.6 y 1.7, presentados en la referencia [27], las coordenadas 32 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua requieren conocer los siguientes parámetros adimensionales, la masa velocidad o las velocidades de ambas fases: (1.1) (1.2) Las propiedades de referencia para estas expresiones son las siguientes: La masa velocidad de cada una de las fases se determina de acuerdo a las siguientes expresiones: (1.3) (1.4) Calculadas las coordenadas, se procede a buscar en el mapa el patrón de flujo que corresponde a la corriente que se está analizando, conviene tomar en cuenta tanto la orientación en vertical como en horizontal. 33 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.6 Patrones de flujo horizontal (Referencia [27]) Fig. 1.7 Patrones de flujo vertical (Referencia [27]) 34 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua La transición entre patrones de flujo es gradual, por lo cual los límites que se muestran en las gráficas no deben indicar que el cambio de un patrón de flujo a otro es instantáneo si cambian las condiciones de flujo. La ventaja de los diferentes mapas es que no son tan sensibles ante cambios en las propiedades de los fluidos involucrados y la geometría de la tubería utilizada para transportar el fluido, lo cual permite utilizarlos en un amplio intervalo de condiciones de flujo, propiedades físicas y diámetros de tubería de alimentación a los equipos de separación. 1.3 Separación Mecánica de Fases Fluidas Cuando se tienen dos o más fases que coexisten en determinadas condiciones de presión y temperatura, se procede a llevar a cabo la separación mecánica de estas. La separación mecánica de fases se basa en los siguientes aspectos: Asentamiento por efecto de la fuerza de gravedad Coalescencia Cantidad de Movimiento o Inercia Impacto Para que se lleve a cabo la separación, se debe tomar en cuenta al menos el primero de los tres aspectos antes mencionados, de igual modo, las fases a separar deben ser inmiscibles entre sí y con diferente densidad. 1.3.1 Asentamiento por gravedad Considerando una partícula esférica suspendida en un fluido, se tienen presentes las interacciones indicadas en la siguiente figura: 35 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.8 Interacciones de una partícula inmersa en un fluido El balance de fuerzas para la partícula, tomando como referencia el eje vertical, es entonces: (1.5) (1.6) (1.7) De acuerdo al principio de Arquímedes, se puede expresar el peso de la partícula suspendida en un medio con densidad como: 36 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua (1.8) La fuerza ejercida por el gas sobre la partícula es directamente proporcional a la cantidad de movimiento del fluido en el que está inmerso multiplicada por un coeficiente de arrastre, el cual depende de la turbulencia del medio expresada por el número de Reynolds de la fase continua: (1.9) Una partícula de líquido suspendida en una fase fluida, asentará solo si la fuerza de gravedad que actúa sobre esta es mayor que el arrastre ejercido por la fase fluida. 1.3.2 Cantidad de movimiento o inercia Dos fases fluidas con diferente densidad tienen diferente cantidad de movimiento o inercia. Si una corriente a dos fases cambia de dirección rápidamente, la fase menos densa cambiara su dirección sin problema alguno, no obstante la fase más densa mantendrá la misma dirección, esto debido a la diferencia de densidades y por consecuencia de la inercia de cada fase, haciendo que se lleve a cabo la separación mediante el impacto de la fase más densa con una superficie (placa o alambre) dentro del equipo de separación como se muestran en las figuras 1.9 y 1.10. 37 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.9 Separación debida a la inercia de cada fase (Referencia [23]) 1.3.3 Coalescencia Las partículas más pequeñas, como las que forman neblinas, son difíciles de separar únicamente por efecto de la aceleración de la gravedad, esto debido a que el arrastre del gas es mayor que el peso de la partícula. Estas partículas pueden coalescer o unirse formando partículas de mayor tamaño y masa, en cuanto el peso de estas es mayor al arrastre del gas, es posible llevar a cabo la separación. 38 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua Fig. 1.10 Coalescencia de partículas (Referencia [23]) 1.3.4 Impacto Cuando las partículas son muy pequeñas, de apenas unas cuantas micras, es difícil que el asentamiento por gravedad sea suficiente para que se pueda dar la separación de fases. Los dispositivos conocidos como eliminadores de niebla aprovechan fuerzas adicionales al balance de fuerzas o proporcionan superficies sobre las cuales se lleva la separación mediante alguno de los siguientes mecanismos: Intercepción directa Difusión browniana 39 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua 1.3.4.1 Intercepción directa En el caso de partículas de diámetros aproximados de 0.3 a 1 micra, estas no contienen la suficiente inercia para que ante un cambio en la dirección del flujo se dé la separación, no obstante aunque se tenga arrastre de la partícula por el gas, algunas de las líneas de flujo están lo suficientemente cerca de la superficie del interno eliminador de niebla para que la partícula se adhiera a esta y sea capturada. Fig. 1.10 Intercepción directa (Referencia [23]) 40 Capítulo I. Principios básicos del funcionamiento de separadores gas-hidrocarburos-agua 1.3.4.2 Difusión browniana Las partículas de 0.3 micras y más pequeñas presentan movimientos aleatorios producidos por las colisiones con las moléculas del gas, conocidos como movimientos brownianos. Aunque no haya flujo de gas, estos movimientos permiten que las partículas de este tamaño sean capturadas por el eliminador de niebla. Las partículas se trasladan desde las líneas de flujo hacia la superficie del eliminador de niebla donde la concentración de partículas de líquido es prácticamente nula. La difusión browniana se ve favorecida por gradientes de concentración y bajas velocidades de flujo de gas. Fig. 1.11 Difusión browniana (Referencia [1]) 41 Capítulo II. Descripción del equipo de separación CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN Dado que se cuenta con gran variedad de equipos de separación G/L, L/L y G/L/L, los siguientes términos manejados por la especificación API-12J (referencia [6]) son aceptados generalmente para su descripción: Separador. Es el nombre asignado a los tanques utilizados en las instalaciones de procesamiento para separar agua, crudo y gas de las corrientes de proceso, algunos operadores acostumbran a llamar a estos equipos “Trampas de líquido” cuando la corriente a separar proviene directamente de pozos productores de gas. Un separador es Bifásico si permite separar una mezcla líquido-gas o líquido-líquido, mientras que un separador es Trifásico si permite realizar la separación gas-líquido y adicionalmente permite separar los hidrocarburos del agua que componen la fase líquida. Se acostumbra llamar al equipo Separador Convencional, si consta únicamente de un tanque que aloja la mezcla a procesar el tiempo necesario para efectuar la separación de fases, o Separador de Alta Eficiencia si cuenta con internos que permiten incrementar el grado de separación. Depurador (Scrubber). Es un separador más eficiente que los separadores convencionales utilizado para remover pequeñas partículas de líquido dispersas en una fase gaseosa. Utilizados comúnmente en la succión de compresores, en unidades de lavado de gases con glicol o amina y también corriente abajo de la salida de separadores convencionales donde se pudieran arrastrar o condensar líquidos. Este tipo de separadores manejan relaciones gas/líquido muy elevadas y partículas con diámetros muy pequeños. 42 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Deshidratador (Knock out). Es un separador el cual maneja dos categorías: Tanque TLKO (Total Liquid Knock out). Equipo bifásico que permite separar el gas a alta presión (cercana a 3000 psig) de las corrientes líquidas de hidrocarburos y agua. Tanque FWKO (Free Water Knock out). Equipo trifásico que permite separar la mezcla de gas e hidrocarburos líquidos del agua, fluidos provenientes del pozo de producción, el gas y los hidrocarburos son enviados a procesamiento, mientras que el agua es enviada a disposición de residuos. Adicionalmente en la referencia [12] maneja los siguientes términos para referirse a dos tipos de equipos de separación: Slug Catcher. Es un diseño específico de equipo capaz de separar grandes volúmenes de líquido presentes en corrientes gaseosas con intervalos irregulares. Utilizados comúnmente en los sistemas de recolección de gas, consisten principalmente en tanques con dimensiones amplias o arreglos con gran cantidad de tubos que permiten controlar patrones de flujo intermitente. Tanque Flash. Utilizado para separar las corrientes de gas generado tras la reducción de presión ocasionada por una válvula de expansión. 43 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.1 Secciones funcionales del equipo de separación Aunque los separadores son diferentes en forma y tamaño, se suelen apreciar cuatro secciones principales en común para todos ellos, estas secciones se ilustran en el siguiente diagrama: Fig. 2.1 Secciones básicas del equipo de separación de fases (Referencia [12]) 44 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Tabla 2.1 Secciones funcionales del equipo de separación Sección Sección de separación primaria Sección de recolección de líquidos Sección de asentamiento por gravedad Descripción En esta sección es donde se separa la mayor cantidad de líquido, compuesto por las partículas de mayor tamaño. La corriente de entrada al separador es una mezcla moviéndose con alta velocidad y flujo turbulento, por lo que la cantidad de movimiento o momentum de la mezcla que se alimenta al equipo es muy alta también. En la sección de separación primaria se absorbe gran parte del momentum de la fase líquida, ya sea cambiando la dirección del flujo de la mezcla líquido vapor mediante un codo o forzándola a chocar con una superficie, de este modo puede iniciar la separación de fases. Localizada en el fondo del recipiente, esta sección alberga los líquidos recolectados provenientes de la sección de separación primaria, así mismo, provee del tiempo de residencia necesario para que el gas que se pudiera encontrar inmerso en el líquido pueda desprenderse de esta fase y salir hacia la sección de asentamiento por gravedad, en el caso de separadores trifásicos, es en esta sección donde se lleva a cabo la separación de dos fases líquidas. Se puede tener más de un compartimento para líquidos si se manejan mamparas, si se incorpora una bota o un segundo barril como en las configuraciones que se verán más adelante. En esta sección, la velocidad del gas disminuye y las partículas más pequeñas de líquido que se encuentran dispersas en la corriente gaseosa y que no se pudieron eliminar en la sección de separación primaria, caen por efecto de la gravedad hacia la sección de recolección de líquidos, esta sección se debe dimensionar para remover partículas desde 100 hasta 140 micras, estas partículas son indeseables ya que podrían sobrecargar el eliminador de niebla a la salida del separador. 45 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Tabla 2.1 Secciones funcionales del equipo de separación (Cont.) Sección Sección de extracción de niebla Descripción Antes de abandonar el separador, la corriente de gas atraviesa una sección de coalescencia o de eliminación de nieblas, en esta sección se comúnmente utilizan elementos coalescedores, los cuales proveen de un área amplia para promover la coalescencia de las partículas más pequeñas de líquido, por lo general menores a 100 micras, las partículas de líquido al entrar en contacto con la superficie del elemento coalescedor y formar partículas de mayor masa, caen por efecto de la aceleración de la fuerza de gravedad hacia la sección de recolección de líquidos. 2.2 Componentes del equipo de separación 2.2.1 Configuraciones básicas del equipo de separación Los separadores son diseñados y construidos en forma horizontal, vertical, esférica y en algunas configuraciones más complejas, cada una de ellas con sus propias ventajas y limitaciones. 2.2.1.1 Separadores horizontales Los separadores horizontales generalmente se operan con la mitad del volumen ocupado por los líquidos separados, lo que permite mantener el tamaño de la superficie de interfase gas-líquido al máximo. 46 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.2 Separador Horizontal (Referencia [1]) 2.2.1.2 Separadores verticales Los separadores verticales suelen ser utilizados para corrientes con una relación gas/líquido alta (por ejemplo, gases prácticamente secos o con una mínima cantidad de líquidos en forma de niebla) y cuando se tiene la presencia de sólidos en la corriente a procesar, algunos diseños incluyen un cono para el manejo de arenas y lodos. 47 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.3 Separador Vertical (Referencia [1]) La tabla 2.1 presenta una comparativa de la aplicación, ventajas y desventajas de las configuraciones vertical y horizontal de los separadores. 48 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Tabla 2.2 Comparativa de orientaciones de separadores Configuración Horizontal Aplicación a) Se va a procesar una mezcla con una relación gas/líquido baja a moderada. b) Se tienen crudos que pueden formar espumas. c) Se manejan altos volúmenes de gas o de líquidos. d) Es la opción más recomendada para separadores trifásicos. Ventajas a) Es más fácil su instalación. b) Es más sencillo acomodar los internos. c) Presenta mayor volumen para reducir la turbulencia de los líquidos y reducir la formación de espumas. Desventajas a) La limpieza del equipo es más complicada. b) El control de nivel es más crítico. c) Se tiene una menor sección transversal disponible en la sección de asentamiento por gravedad para que el gas atraviese, lo que hace necesario un mayor diámetro para que el gas se desplace a una velocidad menor a la velocidad terminal de las partículas de líquido que se desean separar (como se verá en el capítulo 3). d) Es más fácil que se acumulen parafinas y arena. Vertical a) Se requiere un control de nivel más sencillo. b) Se sabe que se tendrá la presencia de sólidos como lodos, arenas, grasas o parafinas. c) Cuando se manejan flujos, de líquido y gas, bajos como carga al separador. d) Cuando se tiene un espacio reducido para colocar el separador. a) El control de nivel es más sencillo. b) Se cuenta con toda la sección transversal para el flujo de gases a través del separador. c) Requiere menor superficie física para su instalación. d) Tienen mayor capacidad de manejo de sólidos. a) Es más costoso que un separador horizontal en las mismas condiciones de operación. b) La instalación del separador e instrumentación son más complicadas. 49 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.1.3 Separadores Esféricos Originalmente, los separadores esféricos fueron planeados pensando en aprovechar las ventajas de los separadores horizontales y verticales, en especial su tamaño compacto, no obstante, su aplicación es poco común en las instalaciones de procesamiento de gas dado que son equipos de difícil operación, aunque presentan poca caída de presión y su tamaño es reducido, difícilmente contienen el oleaje, facilitan la reincorporación de líquidos a la corriente de gas separado y su manufactura es muy complicada. Fig. 2.4 Separador Esférico (Referencia [1]) 50 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.2 Configuraciones más complejas del equipo de separación 2.2.2.1 Slug Catcher El Slug Catcher es un tipo de separador utilizado en las tuberías de recolección de gas y está diseñado para manejar grandes volúmenes de gas y olas o picos de líquido (slugs) en intervalos regulares. Las líneas de recolección de gas están diseñadas para transportar gas únicamente y la presencia de líquidos suele provocar caídas de presión considerables, haciendo necesaria la limpieza de la tubería mediante diablos, los líquidos barridos por el diablo son manejados por el siguiente equipo corriente abajo, los separadores utilizados para este fin son conocidos como Slug Catchers. Fig. 2.5 Slug cátcher (Referencia [1]) 51 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.2.2 Separadores con bota para alojar líquidos Los separadores con bota: a) Si son separadores bifásicos agregan un volumen adicional utilizado como la sección de recolección de líquidos, esto incrementa el área de flujo de los gases o vapores y reduce la reincorporación de líquidos al gas. Estos separadores son utilizados con mezclas gas/líquido con relaciones gas/líquido muy altas. b) En separadores trifásicos, los líquidos fluyen hacia la bota que funciona como la sección de separación líquido-líquido, cuando la fase más densa tiene de 15 a 20% en peso de los líquidos totales se recomienda utilizar un separador con bota [24]. Fig. 2.6 Separador horizontal con bota (Referencia [1]) 52 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.2.3 Separadores de doble barril Los separadores de doble barril son utilizados cuando se tienen flujos de gas amplios y líquidos en una proporción muy baja. Con un segundo barril como acumulador de líquidos se tiene un mayor control de nivel de líquido y al igual que en el separador bifásico con bota se tiene una mayor sección transversal para el flujo de gas. A diferencia de los separadores de barril simple, los separadores de doble barril tienen mejor capacidad de manejo de oleaje y tolerancia a la incrustación de arenas y parafinas dado que la sección de separación por gravedad y la sección de recolección de líquidos se encuentran separadas. Se restringe su uso a algunas aplicaciones como protección de compresores, separador previo a absorbedores de glicol, entre otros, ya que su costo inicial es más alto. Fig. 2.7 Separador horizontal de doble barril (Referencia [1]) 53 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.2.4 Separadores centrífugos y venturi Los separadores cilíndricos centrífugos (CCS por sus siglas en ingles), funcionan bajo el principio de que la separación de las partículas líquidas inmersas en un gas se da mediante la imposición de una fuerza radial o centrífuga en ellas, la cual, varía desde 5 veces la fuerza de gravedad sobre las partículas de líquido a separar, en las unidades con mayor diámetro, hasta 2 500 veces la fuerza de gravedad en las unidades de diámetro más pequeño. Estos separadores constan principalmente de una boquilla que permite alimentar la mezcla de forma tangencial al cuerpo principal del separador, donde la mezcla adquiere un movimiento radial y las partículas de líquido impactan directamente con las paredes del separador. Este tipo de separadores presentan las siguientes ventajas: a) No tienen partes móviles. b) Requieren poco mantenimiento. c) Son muy compactos, requieren poco espacio. d) Prácticamente no presentan problemas debido al movimiento. e) Son más económicos que los separadores con tecnología convencional. Sin embargo, presentan las siguientes desventajas: a) Son muy sensibles a cambios en el flujo de alimentación, por lo cual su intervalo de operación es muy reducido. b) Presentan caídas de presión más elevadas que las configuraciones antes mencionadas. 54 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.8 Separador cilíndrico ciclónico (Referencia [1]) Al igual que los separadores centrífugos, los separadores Venturi permiten que las partículas de líquido se puedan coalescer agregando fuerzas adicionales a la mezcla líquido-gas. El separador Venturi promueve la aceleración lineal del gas a través de un trayecto determinado mediante un fluido motriz. Este tipo de separadores han tenido bastante aceptación en lo que se refiere a lavado de gases que contienen partículas sólidas, permiten remoción de partículas de un 98 % a 99.8 %, al mismo tiempo su tamaño igual que en el caso de los separadores cilíndricos es bastante compacto. Estos separadores, sin embargo, se vuelven imprácticos al necesitar de un fluido motriz y a que producen una caída de presión muy elevada en la corriente de proceso, lo cual impacta en los costos de operación si es necesario recomprimir el gas separado. 55 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.3 Internos disponibles para equipo de separación 2.2.3.1 Internos de la sección de separación primaria La función de las placas de choque (generalmente placas planas o discos cóncavos) y los codos en la alimentación al separador, utilizados en los separadores gas-líquido y separadores trifásicos, es proveer un cambio en la dirección de flujo de la mezcla gas-líquido a procesar y al mismo tiempo comenzar con la separación de ambas fases aprovechando el momentum de la fase líquida. Como se mencionó en el capítulo 1, dado que la cantidad de movimiento que trae cada una de las fases que componen la alimentación es diferente, la fase de menor densidad (fase gaseosa) cambia de dirección sin problema alguno, mientras que la fase más densa (fase líquida) no responde de igual forma al cambio en la dirección del flujo impactándose contra la superficie del recipiente a la salida del codo o directamente con la mampara de choque cayendo hacia la sección de recolección de líquidos. En el caso de separadores trifásicos, la placa de choque o el codo desvía el flujo de tal manera que la mezcla líquido-gas entre al separador por debajo de la interfase agua-hidrocarburo, mientras que en los separadores bifásicos se acostumbra alimentar la mezcla líquido gas por arriba de la interfase. El único limitante que presentan las placas es que tanto la misma placa como los soportes deben ser capaces de resistir el impacto de las partículas de líquido a altas velocidades, lo cual produce erosión. La ventaja que presenta manejar codos es que estos producen una menor turbulencia disminuyendo la posibilidad de que se reincorpore líquido a la fase gaseosa o que se formen emulsiones, sin embargo, estos accesorios corren el riesgo de bloquearse. 56 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Figura 2.9 Internos de la sección de separación primaria (Referencias [1], [12]) Algunos separadores en vez de manejar codos o placas desviadoras utilizan un interno tipo ciclónico, vane o diseños más robustos para la sección de separación primaria del separador, son diseños cuyos detalles de dimensionamiento, instalación y fabricación deben ser consultados con los proveedores. 2.2.3.2 Filtros La filtración consiste en hacer pasar una corriente de proceso a través de un medio poroso, estrictamente hablando, este término se aplica a la separación de partículas sólidas dispersas en un fluido, sin embargo, en la industria de procesamiento de gas la filtración hace referencia a la remoción de partículas tanto de sólidos como líquidos en un gas. Al igual que en las placas de choque, las partículas de líquido se impactan sobre la superficie del elemento filtrante, por coalescencia se forman partículas de mayor tamaño y estas se separan de la fase gaseosa, en el capítulo 1 se mencionan a detalle los principios de separación mecánica que aplican a estos separadores. 57 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Los filtros más comunes son los filtros de cartucho, conforme los poros del elemento filtrante se van bloqueando, la caída de presión aumenta indicando que es necesario limpiar o reemplazar el cartucho. En la práctica, se manejan filtros con capas de materiales porosos (como tierras diatomáceas) o los filtros con discos metálicos y sistemas de autolimpieza. Los equipos de separación con elementos filtrantes son muy eficientes, alcanzando una remoción de partículas desde 1 hasta ½ micra prácticamente al 100%, son ampliamente utilizados cuando la separación por coalescencia o por gravedad no garantiza la remoción deseada de partículas, cuando se tienen relaciones gas-líquido muy elevadas y cuando se requiere separación de partículas sólidas. Los separadores que manejan internos de este tipo operan en forma intermitente debido a que se requiere remplazar o darle mantenimiento periódico al elemento filtrante. Fig. 2.10 Separador con elementos filtrantes (Referencia [1]) 58 Capítulo II. Descripción del equipo de separación 2.2.3.3 Eliminadores de niebla Aparte de los filtros, hay diferentes tipos de internos utilizados para remover las partículas de líquido más pequeñas dispersas en un gas en la forma de niebla. Los eliminadores de niebla que funcionan por impacto inercial (capítulo 1) son el tipo más común de estos dispositivos dado que manejan un equilibrio entre eficiencia, intervalos de operación, caída de presión y costo de instalación. 2.2.3.3.1 Eliminadores tipo vane El interno tipo vane consiste en un laberinto formado por una serie de placas paralelas con colectores de líquido, en las cuales, el gas cambia de dirección varias veces, las gotas que pudieran estar inmersas en el gas se impactan contra las placas del interno y caen hacia el colector. Los colectores cuentan con un tubo el cual lleva el líquido hacia el fondo del separador. El espacio entre los internos y la cantidad de placas proporciona diferentes grados de separación, sin embargo, se debe tener cuidado ya que podría incrementarse la caída de presión, a diferencia de los eliminadores de malla y micro-fibras, pueden manejar sólidos dispersos, sin embargo debe evitarse esta situación dado que se pueden erosionar las paredes del interno. Este tipo de internos es utilizado en aplicación con posibilidad de bloquear eliminadores de niebla como ciclónicos, mallas o micro-fibras, sin embargo, no se recomienda si la presión de operación excede de 1000 libras ya que se reduce enormemente su eficiencia. 59 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Los internos de tipo vane se elaboran por lo general de acero inoxidable, lo que permite manejar servicios con agentes corrosivos. Fig. 2.11 Interno tipo vane (Referencia [12]) 2.2.3.3.2 Redes de malla y micro-fibras Este tipo de eliminadores de niebla permiten llevar a cabo la remoción de las partículas de líquido más pequeñas, algunas de ellas incluso menores a 10 micras, esto mediante los mecanismos indicados en el capítulo 1. Tanto las redes como las micro-fibras consisten en arreglos de alambres cruzados o con eslabones, estos proporcionan superficies amplias sobre las cuales se puede depositar el líquido que pudiera traer el gas previó a salir del equipo de separación. La diferencia entre la malla y la micro-fibra se encuentra en el diámetro de los alambres o filamentos que las componen, la figura 2.16 permite ver una relación del tamaño de estos filamentos y las partículas que se pueden separar, cabe destacar que el área superficial proporcionada por la microfibra es hasta 150 veces mayor, no obstante, este eliminador es de los más caros al mismo tiempo que es más susceptible a bloquearse. 60 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.12 Tamaños relativos de alambre y filamentos en mallas y micro-fibras (Referencia [23]) Fig. 2.13 Eliminador de niebla tipo malla (Referencia [23]) 61 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.14 Eliminador de niebla con micro-fibras (Referencia [23]) 2.2.3.3.3 Internos de tipo ciclónico Los internos de tipo ciclónico, utilizados como eliminadores de niebla o en la sección de separación primaria, hacen que la mezcla gas-liquido que se alimenta al equipo de separación se desplace en movimiento circular. La fuerza centrifuga que se origina tiende a llevar las gotas de líquido que pudieran estar inmersas en el gas hacia las paredes del ciclón. Generalmente se alimenta la mezcla en forma tangencial siguiendo un movimiento en espiral hacia abajo, debido a su menor densidad, el movimiento del gas es ascendente manteniendo su movimiento de rotación, el cual hace que las partículas de líquido choque con las paredes del interno. 62 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.15 Interno de tipo ciclónico Estos internos son fáciles de dimensionar, en algunos casos, por su reducido tamaño, el número de ciclones es directamente proporcional al flujo de gas, consecuencia del diámetro del equipo de separación, cuando se manejan ciclones de mayor dimensión, el diámetro del ciclón y su altura dependen del volumen de gas que se maneje y el número de vueltas que este dé al interno. 2.2.3.3.4 Sistemas combinados para eliminación de niebla Cuando se tienen aplicaciones en las cuales se requiere una alta eficiencia de separación, por ejemplo en tambores de succión a compresores, suele instalarse más de un eliminador de niebla a manera de aprovechar las ventajas de los diferentes tipos de internos (ciclónico, de malla o vane). Uno de los arreglos más comunes es el de tipo malla seguido de un interno de tipo vane, en el cual se aprovecha la alta eficiencia de separación de la malla, y dado que el interno de tipo vane puede manejar sólidos y partículas de mayor tamaño, se reduce la posibilidad de sobrecargar de líquidos y reducir la eficiencia de la malla. Un arreglo puede ser tan complejo como se 63 Capítulo II. Descripción del equipo de separación necesite, por ejemplo, hay arreglos en los cuales se manejan una malla, un interno de tipo ciclónico y terminando con una segunda red o incluso una red de microfibra, sin embargo, estos arreglos suelen encarecer el equipo e incrementan la caída de presión. Fig. 2.16 Combinación de eliminadores de niebla (Referencia [23]) 2.2.3.4 Internos Auxiliares 2.2.3.4.1 Rompedor de vórtice El líquido que sale del separador por la boquilla de salida tiende a formar vórtices o torbellinos, lo que puede provocar que salga gas a través de la salida de los líquidos. Los separadores horizontales generalmente están equipados con rompedores de vórtice, los cuales previenen que se forme el vórtice si la válvula de control de nivel se encuentra abierta. Existen diferentes tipos de placas rompe vórtices, algunas de ellas se ilustran en la siguiente figura: 64 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.17 Rompedores de vórtice típicos (Referencia [9]) 2.2.3.4.2 Rompeolas En separadores horizontales que se ubican sobre instalaciones flotantes, puede ser necesario instalar rompeolas. Las olas son resultado del movimiento producido por el líquido que ingresa al separador o por la oscilación de la instalación. Los rompeolas no son más que placas perforadas colocadas de manera perpendicular al flujo en la sección de recolección de líquidos, las placas o mamparas permiten abatir cualquier oleaje producido por el líquido que ingresa al separador. Las olas producidas en el separador, aparte de reincorporar líquido en el gas que se está procesando, afecta la medición de los controles de nivel, por lo cual no debe permitirse el oleaje en el interior del equipo separador. Las placas rompeolas suelen colocarse a uno y dos tercios del espacio entre tangentes. Pueden manejarse placas perforadas o placas planas con espacio para que fluyan los líquidos tanto por arriba como por debajo de ella. 65 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.18 Rompedor de vórtice y rompeolas 2.2.3.4.3 Placas coalescedoras En algunos diseños suelen manejarse placas de tal manera que se facilite la separación de dos fases líquidas, estas placas permiten incrementar el tamaño de las partículas de la fase dispersa reduciendo el tiempo necesario para que se lleve a cabo la separación, al mismo tiempo reducen la turbulencia del fluido evitando que se vuelvan a mezclar las fases y se complique la separación. Sin embargo, no se recomienda su uso a menos de que se requiera disminuir drásticamente el tiempo de residencia de la mezcla y los costos de operación, ya que son fácilmente afectadas en su desempeño por la acumulación de grasas, parafinas y arenas. 66 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Fig. 2.19 Placas coalescedoras (Referencia [1]) 2.3 Problemas de operación 2.3.1 Reincorporación de líquido a la fase gaseosa y burbujas en la salida de líquidos El acarreo de líquidos ocurre cuando hay líquido presente en la corriente de gas que sale del separador y puede indicar un nivel muy alto de líquido, daño de los internos, espuma, mal diseño, líquidos obstruyendo los internos o la boquilla de salida, un flujo de mezcla gas-líquido que excede la capacidad de diseño, entre otros problemas, es conveniente instalar un dispositivo de control en caso de alto nivel de líquido (10-15% sobre el nivel máximo permitido) en la corriente de alimentación al separador. La salida de líquidos con burbujas del separador es otro problema que puede estar relacionado con bajo nivel de líquido, vórtices o fallo en el control de nivel. Esto impone una situación de riesgo, si hay una falla en el control de nivel y está abierta la válvula de drene de líquidos, el siguiente equipo corriente abajo tendría que lidiar con gases, a menos que este equipo 67 Capítulo II. Descripción del equipo de separación prevenga esta situación, se tendría una sobrepresión en el mismo. Al igual que en el caso de alto nivel, se recomienda instalar un sensor por bajo nivel que detenga el flujo salida de líquidos del equipo cuando se tenga un nivel de líquido por debajo del nivel mínimo permitido (10-15%). 2.3.2 Formación de espumas La formación de espumas se da cuando el crudo contiene impurezas, a parte del agua congénita; una de las impurezas más comunes que promueven la formación de espuma es el CO2. La presencia de espuma no es un problema siempre y cuando el diseño del separador garantice el tiempo de residencia necesario para que esta se rompa, no obstante, la espuma puede traer los siguientes inconvenientes: a) Se dificulta el control de nivel, sobre todo si se tienen medidores de nivel mecánicos, ya que se tiene que lidiar con más de dos fases líquidas en el caso de separadores trifásicos o más de una interfase en el caso de separadores bifásicos. b) Dado que la espuma tiene una relación volumen-peso muy alta, la espuma suele ocupar mucho del espacio disponible para las secciones de recolección de líquidos y la sección de asentamiento por gravedad, lo cual hace necesario un mayor volumen del equipo. La tendencia a formar espumas suele medirse mediante diversas pruebas como la ASTM D-892, la cual debe ser realizada por compañías especializadas. Aunque no se puede determinar con exactitud la cantidad de espuma generada o la dificultad para romperla, se puede esperar la presencia de espuma si se tiene CO2 en pequeñas cantidades (1-2%). En 68 Capítulo II. Descripción del equipo de separación algunos casos suelen manejarse aditivos para romper las espumas, sin embargo, debe tenerse cuidado en la selección de estos cuando las características de la corriente de alimentación cambia constantemente. 2.3.3 Formación de emulsiones En el caso de separadores trifásicos, es común que la separación de dos fases líquidas se vea limitada debido a la formación de emulsiones. Una emulsión es una mezcla agua-crudo que no es posible separar por gravedad únicamente, cuando el crudo es una fase continua, se tienen partículas de agua dispersas en el crudo. Existen casos en los cuales el agua se comporta como fase continua con partículas de crudo dispersas. Aunque ambas fases son prácticamente inmiscibles entre sí, la agitación y la presencia de materiales orgánicos e inorgánicos, hacen que se forme una película entre las dos fases que impide la coalescencia de las partículas de la fase dispersa. Una emulsión puede romperse en cuestión de minutos si se le da el tratamiento adecuado, sin embargo, hay emulsiones que sin tratamiento pueden tardar desde semanas hasta meses en romperse. La estabilidad de una emulsión depende de diversos factores: El tamaño de las partículas de la fase dispersa Presencia de agentes emulsificantes La diferencia de las densidades de ambas fases que componen la emulsión La salinidad de la mezcla Viscosidad de ambas fases Tensión superficial Tiempo que tiene la emulsión de haberse formado 69 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Con el tiempo se puede tener acumulaciones de materiales emulsificados en la interfase entre crudo y agua, lo cual aparte de producir efectos negativos en el control de nivel, reduce el tiempo de residencia de las fases líquidas teniendo efecto en la eficiencia de separación de estas. La forma más común de atacar este problema de operación es mediante la adición de químicos desemulsificantes o calor. 2.3.4 Acumulación de sedimentos Los principales sedimentos que suelen acumularse en los equipos de separación son parafinas y arena. Los extractores de nieblas conformados por redes o mallas suelen taparse debido a la acumulación de parafina (ceras). Cuando se tiene la posibilidad de que se dé este problema, conviene pensar en manejar internos de tipo centrífugo o vane para la sección de extracción de niebla así como mantener los líquidos que se acumulen por arriba de la temperatura de precipitación de parafinas. En el caso de arenas, estas pueden acumularse en el fondo de los recipientes, tapar los internos del separador y las válvulas, lo que además de imponer una situación riesgosa, hace necesario que se tengan que utilizar válvulas con internos especiales. Este tipo de acumulaciones se pueden eliminar inyectando vapor o agua de tal manera de suspender los sedimentos cuando se realiza el drenado del equipo de separación. En el caso de separadores verticales, cuando se sabe que la presencia de arena es inevitable, se puede manejar un fondo en forma de cono a manera de evitar la acumulación de arenas. El cono generalmente se maneja en ángulos de 45° a 60°, ya sea como placas dentro del recipiente o como parte de la misma estructura del separador, de 70 Capítulo II. Descripción del equipo de separación ser en el interior del equipo, debe colocarse una columna igualadora de presión para evitar problemas por diferencias de presión en el recipiente. El bloqueo de los internos de equipos de separación es un problema que se debe considerar en el diseño, aunque se debe hacer lo posible por evitar la acumulación de sedimentos, se deberá procurar manejar el mínimo de trampas para sólidos. Fig. 2.20 Sistema de acumulación de arenas (Referencia [1]) 2.3.5 Llegada inesperada de acumulaciones de líquidos (slugs) Cuando se tiene flujo a dos fases en tuberías, es común tener pequeños puntos en los cuales se acumulen líquidos, si estas acumulaciones son lo suficientemente considerables como para tapar el flujo de gas, el gas tendera a empujar el líquido en forma de slug (véanse patrones de flujo intermitente en el capítulo 2). 71 Capítulo II. Descripción del equipo de separación Las situaciones en las cuales se tenga la posibilidad de tener presencia de este patrón de flujo, deben ser consideradas en el diseño del separador, proporcionando suficiente espacio entre los indicadores de alto y bajo nivel, así como espacio para acomodar el líquido que llegue de repente, de lo contrario, se activará constantemente el paro por alto nivel de líquido. Si se sabe que se tendrá este problema, se deberá tener en cuenta: a) Un volumen de diseño para la llegada de picos u olas, así el separador deberá se podrá tener mayor control del nivel normal de operación. b) Suficiente espacio para garantizar el flujo de gas, incluso teniendo el separador hasta el nivel máximo de líquido, ya que esto podría hacer que la sección de asentamiento por gravedad no operara a toda su capacidad ya que la velocidad del gas sería de mayor magnitud. En el caso de separadores verticales es más sencillo ajustar el volumen, si ya se tiene dimensionado el equipo, haciendo más alto el separador. Cuando el volumen de los picos u olas de líquido ya es de dimensiones considerables, conviene manejar un arreglo de tuberías aguas arriba del equipo de separación, diseñado para estar vació en condiciones normales de operación y para llenarse de líquido cuando lleguen las olas, es el diseño típico del slug catcher como el que se mostró en la sección 2.2.2.1. 72 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación CAPÍTULO III. CONSIDERACIONES EN EL DISEÑO Y SELECCIÓN DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN Diseñar un separador no es una ciencia exacta, no obstante, es una de las operaciones unitarias más comunes en la industria de procesamiento de gas y crudo, por ello, se requiere tomar en cuenta la mayor cantidad de consideraciones para obtener un separador que sea funcional y económico. La forma correcta de realizar el dimensionamiento de un separador es contar con suficiente información de campo y que esta sea lo más objetiva posible. 3.1 Información necesaria para dimensionamiento del equipo La tabla 3.1 presenta la información mínima requerida para el dimensionamiento del equipo de separación a la presión y temperatura definida para operación, en los apéndices se mencionan procedimientos simplificados para la estimación de estos datos a partir de las características de la corriente de alimentación: Tabla 3.1 Datos requeridos de la corriente de alimentación para el dimensionamiento del equipo de separación Fase Gaseosa Fase Líquida ρg = Densidad del gas ρl = Densidad del líquido µg = Viscosidad de gas µl Qg = Flujo volumétrico de gas Z = Viscosidad del líquido Ql = Flujo volumétrico de líquido = Factor de compresibilidad 73 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Además de los datos antes mencionados, conviene saber el patrón de flujo, tendencias a formar espumas o emulsiones y si se cuenta con sólidos dispersos o impurezas como parafinas, grasas o arenas. 3.2 Consideraciones generales en la selección del separador Previo a dimensionar el separador, conviene tomar en cuenta los siguientes factores: ¿Qué tan confiable es la información proporcionada en las bases de usuario? ¿Qué especificaciones deberán cumplir los productos entregados por el separador? ¿Cómo se manejarán materiales extraños (lodos, arena, productos de corrosión, etc.) y que tanta tolerancia a la incrustación se tendrá? ¿Cuánto espacio se tendrá proyectado para colocar el equipo de separación? ¿En el caso de separadores trifásicos, se cuenta con suficiente volumen en el equipo para realizar la separación de las fases líquidas? ¿Se requerirá instalación de removedores de sólidos o medios de calentamiento? ¿Qué espacio será necesario para eliminar gases disueltos en el líquido separado? En caso de tener slugs, ¿Cómo se manejaran los cambios repentinos en los niveles de líquido? ¿Se requiere gran volumen de residencia para los líquidos? ¿Cómo se instrumentará el separador, que tipo de controles se manejaran y que tan fácil será el acceso a estos? 74 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación 3.2.1 Eficiencia requerida de separación La eficiencia requerida de separación varía de acuerdo a la aplicación del separador y a la operación posterior a la que se someterán las corrientes separadas de gas y líquido (crudo y agua si se trata de un separador trifásico), por ejemplo, un separador corriente arriba de un compresor requiere una eficiencia de separación elevada dado que podría verse dañado este equipo con la presencia de líquidos, no obstante hay otras operaciones en las que un separador sin internos (como los utilizados en los quemadores), es más que suficiente. La eficiencia de separación se define en separadores gas-líquido como: (3.1) Para separadores líquido-líquido, o trifásicos se puede definir una eficiencia de separación de manera análoga para cada fase por separado. La eficiencia de separación es altamente dependiente la cantidad de líquido que entra al equipo de separación y de la distribución del tamaño de partículas que pueden estar contenidas dentro del gas, por lo que si la cantidad de líquido que se alimenta o el tamaño de partículas son muy pequeños, se pueden tener eficiencias de separación aparentemente bajas. 3.2.2 Márgenes de Diseño Para determinar la máxima alimentación a los equipos de separación, es necesario aplicar factores en base a los flujos normales observados y que serán procesados, generalmente se toma de referencia las instalaciones donde se utilizará el separador. 75 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Tabla 3.2 Márgenes de diseño para la capacidad del separador en instalaciones costa afuera Márgenes de Diseño Separadores que manejan producción por elevación natural En la misma plataforma 1.2 Proveniente de otras plataformas o pozos en 1.3 aguas poco profundas Provenientes de otras plataformas o pozos 1.4 en aguas profundas Separadores que manejan producción por elevación artificial En la misma plataforma 1.4 Proveniente de otra plataforma o pozo 1.5 Tabla 3.3 Márgenes de diseño para la capacidad del separador en instalaciones costa adentro Márgenes de Diseño Instalaciones Costa Adentro Separadores que manejan producción por elevación natural En valles y llanos 1.2 En países montañosos 1.3 Separadores que manejan producción por elevación artificial En valles y llanos 1.4 En países montañosos 1.5 En refinerías e instalaciones de la industria petroquímica los márgenes de diseño utilizados se encuentran en el intervalo de 1.15 a 1.25. Este margen de diseño permite incorporar un volumen adicional al equipo de separación, esto ya que, como se verá posteriormente, si se tuviera un incremento en el nivel de líquidos, se vería reducida el área de flujo para los gases, lo que produce un incremento en la velocidad de flujo de gases disminuyendo el asentamiento por gravedad. En caso de tener patrones de 76 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación flujo intermitentes, se proporciona espacio suficiente para acomodar y evitar cambios repentinos en el nivel de líquidos, a su vez, se tiene un tiempo para que los operadores puedan intervenir en forma manual para controlar los niveles de líquido en el equipo de separación de ser necesario. 3.2.3 Factor de dispersión A diferencia de mezclas gas-líquido, cuando se tienen dos fases líquidas, en ocasiones suele tenerse problema en definir quién es la fase dispersa o quien es la fase continua. Para ello conviene hacer un análisis del factor de dispersión definido de la siguiente manera: (3.2) En base a los valores del factor de dispersión se puede observar lo siguiente: Tabla 3.4 Factor de dispersión de fases (Referencia [10]) Factor de dispersión Dispersión de fases < 0.3 La fase ligera está dispersa 0.3 – 0.5 La fase ligera es más probable que este dispersa 0.5 – 2.0 No hay distinción de fase dispersa o continua, se diseña para el caso más problemático 2.0 – 3.3 La fase pesada es más probable que este dispersa > 3.3 La fase pesada está dispersa 77 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación 3.3 Consideraciones para el dimensionamiento del equipo de separación 3.3.1 Tiempo de Residencia para la fase líquida Alcanzar la condición de equilibrio entre líquido y vapor, así como la separación entre fases líquidas en el equipo de separación no es una acción instantánea, por lo cual es necesario que los líquidos permanezcan alojados dentro del equipo durante cierto tiempo. El tiempo de residencia se define como el tiempo promedio que una molécula se encuentra retenida dentro de un recipiente asumiendo flujo tapón (en ingles “plug flow”), y se calcula de la siguiente manera: (3.3) En las aplicaciones mencionadas en la literatura se puede encontrar que para separadores bifásicos, tiempos de residencia de 3 minutos son suficientes en diversas aplicaciones, en el caso de separadores trifásicos y separadores líquido-líquido, se acostumbra a manejar tiempos de residencia de 10 a 30 min para la fase acuosa; se deben considerar mayores tiempos de alojamiento de líquidos si se tienen casos con posibilidad de formación de emulsiones o espuma debido a la presencia de CO2 , la siguiente tabla puede ser utilizada como referencia: 78 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Tabla 3.5 Tiempos de residencia utilizados en el diseño de separadores (Referencia [12]) Líquidos Tiempo de residencia recomendado Condensados 2 a 5 min ligeros Crudo Ligero 5 a 7.5 min (30 – 40 °API) Crudo de Media 7.5 a 10 min (20-30°API) Tipo de Crudo Crudo Pesado (Menor a 20 Arriba de 10 min °API) Notas: 1) En caso de alta concentración de CO2, manejar un tiempo de residencia mínimo de 5 min. 2) En caso de tener presente una emulsión, incrementar los tiempos de residencia en un factor de 2 a 4. Mayor a 35° API Hidrocarburos/ Agua Menor a 35 ° API 3 a 5 min 100 °F 5 a 10 min 80 °F 10 a 20 min 60 °F 20 a 30 min Etilenglicol / Hidrocarburos 20 a 60 min Amina / Hidrocarburos 20 a 30 min Solución Cáustica / Propano 30 a 45 min Solución Cáustica / Gasolina Pesada 30 a 90 min 79 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación 3.3.2 Velocidad en el proceso de separación La velocidad a la cual se mueven los fluidos dentro del equipo de separación y sus internos es el factor más importante a considerar, ya que de esta dependen las dimensiones de los mismos. Tomando en cuenta el balance de fuerzas que actúan sobre las partículas de líquido inmersas en un gas o en otro líquido se pueden desarrollar ecuaciones que permitan calcular la velocidad de asentamiento y, conociendo el flujo de alimentación al equipo, determinar la sección transversal del separador, como se mostrará en el capítulo 4. 3.3.2.1 Velocidad de Erosión Las principales causas del desgaste de tuberías y equipo de proceso para el manejo de fluidos se pueden atribuir a erosión y corrosión. Una mezcla gaslíquido puede ocasionar vibraciones y erosión en la tubería, accesorios y equipo a través del cual se transporta. La siguiente expresión tomada de la práctica recomendada API 14E permite establecer una velocidad límite para la alimentación del fluido al equipo de separación, de esta manera se reduce el efecto del desgaste por erosión incrementando la vida útil de la tubería. (3.4) En esta expresión ve está expresada en ft/s y la densidad es calculada en lb/ft3, se recomienda utilizar la siguiente ecuación para el cálculo de la densidad: (3.5) 80 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Se debe tener precaución en el manejo de unidades, P en psia, T en R, S es la densidad específica de cada una de las fases de la mezcla gas-líquido (Sl = 1 que corresponde a la densidad específica del agua a 60 °F, si se tiene una mezcla líquida de hidrocarburos y agua, se deberá promediar ponderando en base a la proporción, Sg = 1 para aire a condiciones estándar). R es la relación gas-líquido expresada en ft3/barril a condiciones estándar. C es una constante empírica la cual tiene valores registrados, para fluidos que no contienen sólidos se considera C= 100 si el servicio es continuo y C= 125 para servicio intermitente; cuando no se tiene prevista la corrosión o esta es controlada utilizando una aleación o mediante el manejo de inhibidores de corrosión, el valor de C se maneja en el intervalo de 150 a 200 en servicio continuo, valores arriba de 250 se manejan de manera satisfactoria cuando se tiene servicio intermitente. Generalmente si se sabe de la presencia de contaminantes como CO2 o de cualquier medio que favorezca la erosión se deben manejar valores para C arriba de 100, sin embargo para casos en específicos se recomienda un estudio más específico a manera de que la vida útil de tubería, equipo y accesorios no se vea reducida considerablemente. 3.3.2.2 Velocidad terminal La velocidad con la que una partícula, ya sea sólida o líquida, se asentará en un fluido es obtenida a partir del balance de las fuerzas que actúan sobre la partícula. Como se mencionó en el capítulo 1, una partícula se asentara solamente si su peso es mayor que el arrastre del gas, sustituyendo los términos de (1.7), (1.8) y (1.9) en (1.5): 81 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación (3.6) A régimen permanente: (3.7) De ahí: (3.8) Por lo que la velocidad con la que se moverá la partícula en dirección vertical a régimen permanente, conocida como Velocidad Terminal se define como: (3.9) Con . Una partícula inmersa en una fase fluida, se asentará en el fondo del equipo de separación con una velocidad menor o igual a su velocidad terminal, esto quiere decir que la velocidad a la cual se debe mover la fase continua en el interior del separador deberá ser menor que la velocidad terminal o de asentamiento de las partículas inmersas en ella. 82 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Fig. 3.1 Velocidad de las partículas en el equipo de separación (Referencia [9]) En el caso de separadores líquido-líquido, se utilizan los mismos principios de diseño que se manejan para los separadores gas-líquido, no obstante son flujos con mucha menor velocidad y dado que la diferencia en densidades es considerablemente más pequeña, la separación es más complicada. 3.3.2.2.1 Cálculo del coeficiente de arrastre Un problema que se tiene en la ecuación (3.8) se encuentra en la determinación del valor del coeficiente de arrastre. Se puede llevar a cabo el cálculo a detalle, o como se verá en los siguientes párrafos, se pueden aprovechar condiciones límite para simplificarlo. De la ecuación (3.9) se ve que la velocidad con la que asentará la partícula es vt, como se mencionó en la sección anterior, se requiere información del coeficiente de arrastre, el cual es función del número de Reynolds. Para este caso se considerará que tenemos partículas de fluido esféricas, por lo que la definición del número de Reynolds que se manejará es: 83 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación (3.10) Se ha encontrado que el valor del coeficiente de arrastre para esferas en función del número de Reynolds presenta el siguiente comportamiento: Fig. 3.2 Coeficiente de arrastre con respecto al número de Reynolds y geometría de la partícula (Referencia [13]) Dado que el cálculo número de Reynolds y la Velocidad Terminal son simultáneos, se requiere con un algoritmo para una solución mediante iteraciones. En la referencia [12] se propone la siguiente correlación para evitar la necesidad de un método numérico para encontrar el valor del coeficiente de arrastre. Sea la abscisa de la figura 3.3: 84 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación (3.11) El coeficiente de arrastre entonces se puede leer directamente en la figura 3.3. Fig. 3.3 Gráfica para la determinación del coeficiente de arrastre (Referencia [9]) En ambas gráficas se puede ver que el coeficiente de arrastre adquiere un comportamiento prácticamente lineal a bajos números de Reynolds, mientras que conforme se incrementa el valor del número de Reynolds se encuentra una asíntota, este comportamiento permite definir condiciones límite, las cuales permiten simplificar los cálculos, no obstante no sustituyen al cálculo detallado mediante iteraciones. Como se puede apreciar en la figura 3.2: 85 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación A bajos números de Reynolds el coeficiente de arrastre adquiere un valor de: (3.12) Con altos números de Reynolds (a partir de Re= 500) el coeficiente de arrastre tiende a un valor de: (3.13) Sustituyendo (3.10) y (3.12) en (3.9) se obtiene la llamada ley de newton, la cual se utiliza para describir el movimiento de partículas de tamaños relativamente amplios (mayores a 1000 micras): (3.14) De igual modo, sustituyendo la ecuación (3.10) y (3.13) en (3.9), se obtiene el comportamiento descrito por la ley de Stokes, esto ya que a números de Reynolds bajos (Re< 2) hay una relación lineal entre el coeficiente de arrastre y el inverso del número de Reynolds que corresponde a un comportamiento de flujo laminar: 86 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación (3.15) Hay una zona, en la gráfica de la figura 3.2 en la cual no aplican la ley de Newton ni la de Stokes, buena parte de las aplicaciones de separación gaslíquido en instalaciones de producción se encuentran en este margen, se puede calcular el coeficiente de arrastre ya sea con la gráfica de la figura 3.3 o mediante la ecuación (3.16) para calcular la velocidad de asentamiento mediante la ecuación (3.8): (3.16) 3.3.2.2.2 Tamaño de las partículas a considerar en la separación El tamaño de las partículas depende en gran medida de la fuente de origen o de la aplicación que genera las partículas líquidas dispersas en una fase fluida ya sea líquida o gas. Cuando se diseña un equipo separador, se recomienda tener información sobre la distribución de las partículas a remover o seleccionar un diámetro adecuado de acuerdo a las necesidades del proceso. La figura 3.5 muestra diferentes tamaños de partículas, el tipo de internos utilizados en la separación de estas y los procesos típicos en los que se les puede encontrar. 87 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Fig. 3.4 Tamaño de partículas a remover y aplicaciones típicas de proceso (Referencia [16]) Un cabello humano, a manera de hacer una comparación, tiene un tamaño aproximado de 50 a 200 micras, las partículas que el ojo humano a simple vista puede alcanzar a distinguir oscilan en un tamaño de 10 a 40 micras. En lo que respecta al equipo de separación gas-líquido, en la sección de separación primaria, la mampara deflectora, codo o interno por lo general remueve partículas mayores a 150 micras, variando de acuerdo a la relación gas-líquido y al patrón de flujo. 88 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación La siguiente sección del separador, la de asentamiento por gravedad, suele dimensionarse para remover partículas en el intervalo de 100 a 140 micras y mayores. En el caso de tanques Knock-Out para tiro de venteo y quemadores se busca remover partículas de 300 – 500 micras formadas por hidrocarburos, las cuales de llegar al quemador, podrían producir una lluvia de partículas encendidas capaces de llegar hasta la base del quemador. Estos separadores no manejan eliminadores de nieblas, ya que de bloquearse podrían representar un riesgo de seguridad, no obstante, conviene saber que si un separador se dimensiona para remover partículas de 500 micras o menos habrá suficiente espacio para colocar un eliminador de nieblas. Los eliminadores de niebla, por su parte, garantizan la remoción de partículas de diferentes tamaños con eficiencias cercanas al 100%, las cuales dependen del proveedor. Los tamaños de partícula de acuerdo al mecanismo mediante el que remueven las partículas, mencionados en el capítulo 1, van de 1 a 10 micras por impacto inercial, de 0.3 - 1 micra por intercepción directa y las menores a 0.3 micras por difusión browniana. En la separación de dos fases líquidas, se debe tener en cuenta una de dos posibilidades: remoción de agua en dispersa en hidrocarburos o remoción de hidrocarburos en agua. La velocidad terminal de la separación de dos fases líquidas se analiza mediante la ley de Stokes (ecuación 3.15), se puede ver que dadas las diferencias entre viscosidades, aproximadamente la viscosidad del petróleo es de 5 a 20 veces la del agua, es más fácil remover hidrocarburos dispersos en agua que agua dispersa en hidrocarburos, en esta situación, se toma en cuenta el caso más crítico que es la remoción de agua. 89 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación El tamaño de partículas a considerar para la remoción de agua en aceite es de 500 micras, no obstante con crudos pesados donde la viscosidad es mayor, se acostumbra a diseñar tomando en cuenta la remoción de partículas de 1,000 micras y mayores. Aunque no es común, si se requiere remover hidrocarburos dispersos en agua, el tamaño de partículas a considerar es de 200 micras. 3.3.2.3 Velocidad crítica en eliminadores de niebla Los separadores en los cuales se requiere limitar la cantidad de internos y que se diseñan para llevar a cabo la separación mediante asentamiento por gravedad son dimensionados tomando en cuenta las consideraciones de la sección 3.3.2.2. Dos de las ecuaciones utilizadas en el dimensionamiento de los eliminadores de niebla son la ecuación de velocidad crítica o correlación de Souders – Brown, y la misma ecuación pero en términos de la masa velocidad del gas. (3.17) (3.18) El factor K, conocido también como factor de carga de vapores, se puede considerar como una velocidad efectiva de funcionamiento del interno, generalmente los valores de K son tomados de un sistema agua-aire y corregidos mediante las densidades de los fluidos. La ecuación (3.18) es 90 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación obtenida al multiplicar ambos lados de la igualdad por la densidad del gas y haciendo C = 3600 K. Para separadores horizontales con una longitud mayor a 10 pies se recomienda manejar el ajuste siguiente de las ecuaciones (3.17) y (3.18) ya que en este tipo de separadores el arrastre del gas no está directamente en contra de la fuerza de gravedad. (3.19) (3.20) Los valores de K dependen del interno eliminador de niebla que se vaya a manejar y del proveedor que lo proporcione. Existen bastantes fuentes de información sobre el valor de K, el GPSA engineering data book y algunos de los catálogos de proveedores manejan valores como los que se indican en la tabla. Tabla 3.6 Valores recomendados para K (Souders-Brown) Valores típicos para interno tipo Malla Flujo Horizontal 0.35 Flujo Vertical 0.42 Valores típicos para interno tipo Vane Flujo Horizontal 0.50 Flujo Vertical 0.65 De acuerdo a la aplicación y a la presión de operación, la GPSA se recomienda ajustar el valor de la constante K de diseño multiplicando por los valores indicados en la siguiente tabla: 91 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación Tabla 3.7 Ajustes para la constante K (Souders-Brown) Presión de operación (Psig) Atmosférica 100 150 90 300 85 600 80 1150 y mayor 75 Aplicación Soluciones de glicol o amina 60 - 80 Succión de compresores y turbinas 70 – 80 Separadores sin eliminadores de niebla 50 Para una estimación rápida, la ecuación de velocidad crítica puede utilizarse para dimensionar un equipo de separación sin internos tomando como referencia un valor de un medio de K en internos de tipo malla. En el caso de sistemas combinados, donde se tiene más de un tipo de interno, se pueden encontrar valores de K que cumplen con la eficiencia de separación requerida. 3.3.3 Caída de presión de los gases separados Dado que hay fricciones en el interior del equipo de separación, se debe considerar que habrá una reducción en la presión de salida de los gases recuperados. Las consideraciones que se habrán de tener son: Fricciones con los internos El cambio en los diámetros y por ende en la energía cinética de los fluidos 92 Capítulo III. Consideraciones en el diseño y selección del equipo de separación La caída de presión por el cambio en la velocidad de los gases se puede calcular con la siguiente expresión. (3.21) A esto deben sumarse las fricciones con los internos. La caída de presión depende del tipo de interno, material, en el caso de internos de tipo vane, el ángulo y espacio entre las placas y en internos de tipo malla el volumen vacío entre los filamentos. Aproximadamente, estos internos tienen caídas de presión que van desde 1 a 10 pulgadas en columna de agua, cada proveedor proporciona gráficas o ecuaciones para estimar la caída de presión en función del flujo de gases, la presión de operación del separador y las propiedades del gas. 93 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación CAPÍTULO IV. DIMENSIONAMIENTO DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN 4.1 Dimensionamiento de separadores horizontales En las siguientes secciones se presenta una referencia inicial para determinar el diámetro, longitud efectiva y distancia tangente a tangente de la sección de asentamiento por gravedad del separador, pueden complementarse de acuerdo al criterio del diseñador o en base a las recomendaciones y requerimientos de espacio tanto de los proveedores de los internos como de los instrumentos. El método que aquí se presenta es el de Ken Arnold (Referencia [1]). 4.1.1 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación gas-líquido El principio de asentamiento por gravedad de partículas líquidas inmersas en el gas puede ser utilizado para obtener una ecuación para dimensionar el separador, las ecuaciones igualan el tiempo de residencia del gas en el separador con el tiempo para una partícula de líquido dispersa en el gas llegue a la interfase gas-líquido. (4.1) El flujo de gas debe establecerse a las condiciones de operación del separador, generalmente las bases de usuario proporcionan esta información en condiciones estándar (en MMPCDS), lo que hace necesario: 94 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.2) En separadores horizontales, el volumen ocupado por el gas en el separador se acostumbra a manejar con el 50% de la capacidad total de recipiente, sin embargo, si se manejan diferentes niveles de líquidos se puede utilizar la siguiente relación geométrica para determinar el área de flujo de gas: Fig. 4.1 Relación geométrica para determinación de área de flujo de gas (Referencia [1]) De aquí el área disponible para el flujo de gas es: (4.3) 95 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.4) (4.5) (4.6) La ecuación (4.1) puede expresarse también de la siguiente manera (4.7) El tiempo necesario para que una partícula llegue desde el punto más alejado en el gas a la interfase es: (4.8) Igualando con el tiempo de residencia: (4.9) (4.10) 96 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.11) El término se conoce como constante de diseño y su valor se obtiene a partir de la figura 4.2 una vez que se conoce α o β. El cálculo de la velocidad terminal se realiza mediante las ecuaciones del capítulo 3. Fig. 4.2 Datos de constante de diseño a partir del nivel del líquido (Referencia [1]) 97 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación La ecuación 4.11, cuando α = 0.5, que indica que el separador se va a operar al 50% de su volumen ocupado por líquido se reduce a: (4.12) 4.1.2 Dimensionamiento tomando como referencia el tiempo de residencia de los líquidos en el separador Como se requiere que el líquido contenido en la corriente de proceso alcance el equilibrio con la fase gas, se debe dar un tiempo de residencia dentro del equipo de separación. í (4.13) El volumen ocupado por el líquido es entonces: (4.14) Generalmente el flujo de líquido se proporciona en BPD por lo que habrá que acomodar unidades: (4.15) 98 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.16) í (4.17) Al igual que con la ecuación 4.11, cuando α = 0.5 indicando que se opera el separador con la mitad de su volumen ocupado por el líquido, la ecuación 4.16 se reduce a: í (4.18) 4.1.3 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación de dos fases líquidas 4.1.3.1 Determinación del espesor de cada una de las fases a separar La velocidad a la que se da el asentamiento de las partículas de agua dispersas en hidrocarburos puede calcularse mediante la expresión de la ley de Stokes y se utiliza para calcular el espesor de la fase formada por los hidrocarburos a separar. La ecuación 3.15 puede expresarse de la siguiente manera para hacer concordar unidades: (4.19) El tiempo requerido para que las partículas de agua asienten desde el punto más alto de la fase de hidrocarburos hasta la interfase es: 99 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.20) Tomando en cuenta que Δ(SG)= SGl - SGg, como el tiempo de residencia se proporciona en minutos: (4.21) (4.22) Despejando el espesor de la fase de hidrocarburos: (4.23) Considerando la remoción de partículas de 500 micras de agua: (4.24) En el caso de partículas de hidrocarburos que ascienden desde el fondo de la fase acuosa, el espesor de esta se obtiene con el mismo procedimiento que para partículas de agua. 100 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.25) Considerando partículas de 200 micras de hidrocarburos: (4.26) El espesor de las fases tanto en separadores horizontales como verticales, sirve de guía para verificar que el tiempo de residencia de los líquidos en el separador es adecuado para llevar a cabo la separación. 4.1.3.2 Determinación del diámetro del equipo de separación Conocidos los tiempos de residencia, flujos de líquido y espesores de las fases, se procede a calcular el diámetro del equipo de separación. La fracción del área de la sección transversal ocupada únicamente por la fase acuosa es: (4.26) Donde αl es la fracción del área ocupada por las dos fases líquidas. La fracción de la altura de la interfase agua-hidrocarburos está relacionada con αw mediante la siguiente expresión: 101 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.27) Con Siendo βl la fracción de la altura de ambas fases líquidas en el equipo de separación, el diámetro máximo para que se cumpla la separación de las fases líquidas es: (4.28) Al igual que en secciones anteriores, se pueden simplificar los cálculos cuando se maneja el 50 % del volumen del separador lleno de líquido. 4.1.4 Longitud entre tangentes Fig. 4.3 Longitud efectiva y distancia entre tangentes (Referencia [1]) 102 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación La longitud efectiva para efectuar la separación ya sea de dos o tres fases es calculada mediante los procedimientos indicados en las secciones anteriores; como se indica en la figura 4.4, una porción del equipo es destinado para la distribución del flujo de alimentación a través del equipo, estos deben complementarse con el espacio destinado al acomodo de los internos y al igual que con el margen de diseño, para proporcionar un volumen que permita tener control de los niveles de líquido. Cuando el separador está diseñado a partir del tiempo de residencia destinado a la separación gas-líquido: (4.30) Si se diseña en base al tiempo de residencia de las fases líquidas, la longitud entre tangentes no debe exceder la siguiente relación: (4.31) 4.2 Dimensionamiento de separadores verticales Las ecuaciones para obtener la relación entre las dimensiones del separador son más sencillas de deducir en comparación a las de los separadores horizontales, esto ya que se tiene disponible toda la sección transversal del equipo de separación para el flujo de gas, de igual modo, la longitud del separador se obtiene mediante recomendaciones empíricas y de proveedores. 103 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación 4.2.1 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación gas-líquido Al igual que en la sección 4.1.1, la velocidad del gas debe ser menor que la velocidad terminal de las partículas de líquido dispersas en el gas. La sección transversal está disponible al 100 % para ser recorrida por el gas, por lo que la velocidad del gas es, a partir de la ecuación 4.5 con α=0: (4.32) Si (4.33) (4.34) 4.2.2 Dimensionamiento del separador tomando como referencia el tiempo de residencia de los líquidos en el separador Las dimensiones del espacio destinado a albergar líquidos, conocido el flujo de líquido que ingresa al separador y el tiempo de residencia de este, se obtiene de la siguiente manera, si el volumen ocupado por los líquidos se define como: í (4.35) 104 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Ajustando las unidades de volumen como se menciona en 4.15 y expresando el tiempo de residencia de acuerdo a 4.13: (4.36) (4.37) En el caso de tener dos fases líquidas a separar: (4.38) 4.2.3 Dimensionamiento tomando en cuenta la separación de dos fases líquidas En la separación de dos fases líquidas se toma en cuenta la velocidad de cada una de las fases moviéndose a través del separador, la cual deberá ser menor a la velocidad terminal de las partículas dispersas. El separador deberá tener el diámetro suficiente para que las partículas de agua se acumulen en el fondo, mientras que las partículas de hidrocarburos asciendan hacia la interfase. Recordando la expresión de la velocidad terminal mediante la ley de Stockes, en la ecuación 4.19 e igualando a la velocidad a la que cada una de las fases recorre la sección transversal del separador: (4.39) Para hidrocarburos dispersos en agua: 105 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.40) Considerando partículas de 200 micras de crudo en agua: (4.41) Para la fase acuosa: (4.42) Considerando partículas de 500 micras de agua en crudo: (4.43) Al igual que en los separadores horizontales, son contados los casos en los que la dispersión de aceite en agua sea la que rija el dimensionamiento del separador. 4.2.4 Longitud entre tangentes La longitud entre tangentes toma en cuenta el espacio requerido para efectuar la separación y acomodar los internos. Para separadores bifásicos se utiliza la siguiente consideración: Para diámetros hasta 36”: 106 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación (4.44a) Para diámetros mayores de 36”: (4.44b) En separadores trifásicos, se dimensiona tomando en cuenta el espesor de las dos fases líquidas: Para diámetros hasta 36”: (4.45a) Para diámetros mayores de 36”: (4.45b) 107 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Fig. 4.4 Distancia entre tangentes en separadores verticales (Referencia [1]) 4.3 Incorporación de bota, mampara y colector para separación de líquidos En el caso de separadores trifásicos horizontales, en la sección de recolección de líquidos, después de la separación de las dos fases el siguiente problema es extraer los líquidos separados. Las siguientes son tres alternativas para acomodar los líquidos en el separador, que pueden utilizarse, en base a la proporción de cada una de las fases: 108 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Arreglo de mamparas Colector y mampara Bota En el caso de las mamparas, se debe tener cuidado al asignar los niveles de cada una de las fases para determinar la altura de cada mampara considerando las ecuaciones 4.23 a 4.26. Si se agrega un colector, este deberá incorporar un control de nivel para ambos fluidos estando al pendiente que haya suficiente columna para impulsar a la fase más pesada y que esta no llegue a introducirse al colector. Fig. 4.5 Altura de mampara y colector (Referencia [1]) La siguiente ecuación permite calcular la diferencia mínima recomendada para los niveles de líquido y se obtiene igualando las columnas de líquido en el punto A de la figura 4.5. (4.46) En el caso de la bota, prácticamente se está dimensionando un segundo separador, en este caso aplica la velocidad terminal calculada mediante la 109 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación expresión de la ley de Stokes mencionada anteriormente en la ecuación 4.19. Para dimensionar la bota, lo primero que se hace es calcular el diámetro con la ecuación 4.42, y con el tiempo de residencia y el flujo volumétrico se determinan las dimensiones mínimas. El espesor de la fase acuosa no debe exceder el calculado mediante 4.25. Se recomienda que la longitud mínima de la bota sea de 40 inch y el diámetro mínimo de la misma de 16 inch, de igual manera, el diámetro de la bota no es recomendable que exceda la mitad del diámetro de la coraza. La bota deberá ser posicionada en el extremo opuesto a la alimentación al separador, lo más cerca posible de la tangente. 4.4 Niveles de líquido en el equipo de separación El control de nivel en el equipo de separación se realiza monitoreando la altura de las interfases gas-líquido y líquido-liquido. Generalmente, los instrumentos utilizados para este fin son flotadores o dispositivos de desplazamiento, también se suelen ocupar vidrios de nivel o dispositivos electrónicos. Estos dispositivos están conectados a una válvula la cual abre si el nivel rebasa un límite máximo establecido previamente o se cierra si es que el nivel del líquido baja por debajo de un límite inferior. Las siguientes son recomendaciones generales para asignar los niveles en separadores horizontales: (4.47) 110 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Se suele incorporar alarmas por alto y bajo nivel de la siguiente manera: (4.48) (4.49) En el caso de separadores trifásicos se aplican las mismas ecuaciones incluyendo el espesor de cada una de las fases, además de esto deberá tomarse en cuenta las recomendaciones de los proveedores de instrumentación, en la referencia [24] se proporcionan más consideraciones para realizar el ajuste de los niveles de líquido en el separador, al mismo tiempo, de ser necesario deberá contarse con las dimensiones de los internos. Para separadores horizontales, el nivel máximo es el que hace que el gas se mueva por arriba de la velocidad crítica de los eliminadores de niebla o en el caso de tanques knock out, por arriba de la velocidad terminal de las partículas que se asientan por gravedad. 4.5 Tamaños estándar de recipientes a presión Cuando se diseñan separadores, conviene ocupar recipientes con diámetros estandarizados ya que es más económico. Las tablas 4.1 y 4.2 muestran las dimensiones estándar para separadores horizontales y verticales: 111 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Tabla 4.1 Tamaños estándar separadores verticales 112 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Tabla 4.2 Tamaños estándar separadores horizontales 113 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Los diámetros de los contenedores son igual a los diámetros nominales de tubería por debajo de 24”. A partir de 24” los diámetros de los recipientes se incrementan en de 6 en 6”. Las longitudes de los equipos varían de 2.5 en 2.5 ft, siendo las más comunes 5, 7.5, 10, 15 y 20 ft. Se recomienda manejar diámetros y longitudes entre tangentes respetando los valores de la tabla anterior, al igual que respetar las MAWP en el caso del cálculo de espesores. 4.6 Incorporación de eliminadores de niebla Ya que se tienen seleccionados los eliminadores de niebla, se procede a su incorporación tomando en cuenta los siguientes aspectos: Dimensionamiento a partir de las ecuaciones de Souders y Brown mencionados en la sección 3.2.2.3, el diámetro que cumple con la velocidad crítica es el mínimo requerido por el interno, se recomienda utilizar el diámetro nominal superior siguiente de acuerdo a como se menciona en la sección 4.5. Acomodo de los internos asignando el espacio adecuado para evitar el arrastre de líquidos o salpicaduras, ya que se vería reducida la eficiencia del separador. Al igual que en la sección 2.3.1 se mencionó que una velocidad excesiva en el separador favorece la reincorporación de líquidos y reduce la eficiencia de separación, los internos suelen verse afectados de no contar con el espacio para que fluyan los gases o hacer que estos se muevan a una velocidad cercana a la velocidad crítica de los internos, las figuras 4.6 y 4.7 muestran la saturación de eliminadores de niebla y consecuente disminución en la eficiencia de separación por efecto de la velocidad del gas. 114 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Con un perfil de velocidades disparejo, algunas zonas del eliminador de nieblas pueden quedar inutilizadas, mientras que otras quedan en extremo saturadas y reincorporan líquido al gas. Fig. 4.6 Reducción de la eficiencia del eliminador de nieblas por flujo excesivo (Referencia [23]) Fig. 4.7 Perfil de velocidades disparejo (Referencia [23]) 115 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación Pensando en estos detalles, los proveedores sugieren determinado espacio mínimo entre los internos, la interfase gas-líquido y las cabezas del recipiente, como se ilustra en la figura 4.8, por recomendación H siempre debe ser al menos 12”, si se maneja más de un eliminador de niebla, el espacio entre internos se considera de igual modo. Fig. 4.8 Sugerencias de acomodo de eliminadores de niebla (Referencia [23]) 116 Capítulo IV. Dimensionamiento del equipo de separación 4.7 Metodología de diseño En base a los principios de dimensionamiento que se presentaron anteriormente, el procedimiento de diseño que se acostumbra a seguir es el que aquí se describe: a) Recopilar información básica, se puede tomar de referencia lo indicado en el capítulo 3 y el apéndice. b) Aplicar margen de diseño, seleccionar materiales. c) Seleccionar la configuración, orientación e internos más adecuada para el separador. d) Aplicar las restricciones pertinentes para dimensionamiento de la sección de asentamiento por gravedad mencionadas en el capítulo 4, separación gas-líquido, tiempo de residencia de los líquidos y/o separación de dos fases líquidas. e) Seleccionar diámetro y longitud o altura que cumplan con las restricciones antes mencionadas y con la relación L/D que se discutirá en la siguiente sección. f) Incorporar internos al separador, preferentemente después de dimensionar la sección de asentamiento por gravedad para evitar que partículas de mayor tamaño saturen el eliminador de nieblas. En sistemas combinados este paso puede aplicarse directamente si se cuenta con el valor de K global que describe el funcionamiento del equipo. g) Incorporar internos auxiliares y asignar espacios instrumentación y dispositivos de relevo. h) Dimensionar boquillas, determinar el espesor del recipiente y los niveles de líquido. i) Verificar que se cumpla con los puntos anteriores y ajustar dimensiones en caso de ser necesario. 117 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación CAPÍTULO V. ASPECTOS DEL DISEÑO MECÁNICO DEL EQUIPO DE SEPARACIÓN El equipo de separación así como los diferentes recipientes a presión utilizados en diversas aplicaciones de la industria de crudo y gas son diseñados e inspeccionados en base a las recomendaciones indicadas en el código de recipientes a presión y hervidores de la sociedad americana de ingenieros mecánicos (ASME). La sección de mayor importancia en este trabajo es la sección VII del código ASME; en México, los aspectos del diseño mecánico a considerar en recipientes a presión para aplicaciones en instalaciones petroleras vienen indicados por la norma NRF-028-PEMEX2010. 5.1 Condiciones de diseño 5.1.1 Presión de diseño La presión de diseño o presión de operación máxima de un recipiente a presión (MAWP por sus siglas en ingles), es la presión en base a la cual se debe ajustar la válvula de relevo, toma en cuenta el segmento de mayor vulnerabilidad del equipo y siempre es mayor a la presión de operación a la que se lleva a cabo la separación. En el código ASME se manejan tres conceptos por separado para las presiones a las que se puede ver expuesto el equipo de acuerdo a las condiciones de operación del mismo: Presión de diseño (a las condiciones más severas a las que se verá expuesto el equipo, tomando como base las condiciones de operación del mismo) Presión máxima permisible (equipo frio y sin corroer {nuevo}) Presión máxima de trabajo permisible (equipo caliente y corroído) 118 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación A manera de que no se activen los dispositivos de relevo constantemente, conviene manejar un margen de diferencia entre la MAWP y la presión de operación. La siguiente tabla contiene una guía para determinar estas diferencias entre presión: Tabla 5.1 Diferencia entre presión de diseño y operación Presión de operación Diferencia mínima entre MAWP y Presión de operación Menor a 50 psig 10 psi 51 – 250 psig 25 psi 251 – 500 psig 10 % de la MAWP 501 – 1000 psig 50 psi Mayor a 1000 psig 5 % de la MAWP Aunque la tabla anterior tiene valores aceptados, cuando se tienen recipientes pequeños conviene manejar diferencias mayores, con el objetivo de asegurar que el recipiente está protegido. La MAWP del equipo no deberá exceder la MAWP de los accesorios y las boquillas. 5.1.2 Temperatura de diseño La temperatura de diseño permite saber cuales serán los valores máximos de esfuerzo a los cuales estará sometido el material del cual este construido el recipiente. La máxima temperatura de exposición del material deberá ser mayor a la esperada durante la condición más severa y la temperatura mínima deberá ser la que corresponde al servicio de enfriamiento más crítico. Se deberá tener en cuenta aquellos equipos corriente arriba del equipo de separación, ya que de haber intercambiadores de calor, en caso de falla o en caso de que salgan de operación, se podrían tener variaciones considerables en la temperatura de exposición del recipiente. 119 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación 5.2 Selección de materiales Los materiales utilizados para diferentes aplicaciones de recipientes a presión se listan en la tabla 5.2. Tabla 5.2 Tabla de referencia para selección de materiales (Referencia [5]) De la tabla 5.2, el acero al carbon (en específico el SA-516-Gr.70) es de los más utilizados en aplicaciones de recolección de gas y crudo. Ante la presencia de agentes corrosivos como H2S y CO2, se debe pensar en incluir un medio de protección ante corrosión como ya sean aditivos inhibidores de corrosión o recubrimientos poliméricos, de acuerdo con las recomendaciones del API 12J se debe considerar utilizar acero inoxidable ya sea en las placas del recipiente o recubrimiento (clad). 120 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación 5.3 Determinación de espesores 5.3.1 Esfuerzos máximos permisibles Los valores de esfuerzo máximo permisible utilizados en la determinación de los espesores, vienen en el código ASME para diversos materiales, estos valores dependen de la temperatura. La sección VIII del código ASME maneja dos divisiones, cada una de ellas maneja sus propios valores de esfuerzo máximo permisible de acuerdo a los procedimientos de inspección, factores de seguridad y detalles de diseño, de este modo la División 1 maneja reglas de diseño, mientras que la división 2 maneja diseño mediante análisis. Generalmente se maneja la división 2 debido a que los estándares son más precisos, en algunos casos se permite reducir el costo del equipo permitiendo aplicar los estándares de la división 1. En la práctica se aplican los estándares de la división 1 para recipientes de baja presión y los de la división 2 para recipientes de alta presión. La siguiente tabla proporciona información sobre los esfuerzos máximos permisibles para los metales más comunes: Tabla 5.3 Esfuerzos máximos permisibles para metales de uso común Esfuerzos máximos permisibles para metales de uso común División ASME Metal Temperatura inferior Temperatura superior SA-516 Hojas y placas de acero al carbón 1 SA-285 SA-36 -20 ° F 2 -20 ° F 650 ° F 100 ° F Grado 55 15,700 18,300 Grado 60 17,100 20,000 Grado 65 18,600 21,700 Grado 70 20,000 23,300 Grado A 12,900 15,000 Grado B 14,300 16,700 Grado C 15,700 18,300 16,600 16,900 121 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación Tabla 5.3 Esfuerzos máximos permisibles para metales de uso común (Cont.) (Referencia [5]) Grado 2, cl.1 15,700 18,300 Grado 12, cl.1 15,700 18,300 Grado 11, cl.1 17,100 20,000 Grado 22, cl.1 17,100 20,000 Grado 21, cl.1 17,100 20,000 Grado 5, cl.1 17,100 20,000 Grado 2, cl.2 20,000 23,300 Acero de baja Grado 12, cl.2 18,600 21,700 aleación Grado 11, cl.2 21,400 25,000 Grado 22, cl.2 21,400 25,000 Grado 21, cl.2 21,400 25,000 Grado 5, cl.2 21,400 25,000 Grado A 18,600 21,700 Grado B 20,000 23,300 Grado C 18,600 21,700 Grado D 20,000 23,300 Grado 304 20,000 20,000 Grado 304L 16,700 16,700 Grado 316 20,000 20,000 Grado 316L 16,700 16,700 SA-387 SA-203 Acero de alta aleación SA-240 5.3.2 Tolerancia a la corrosión Cada material tiene diferente resistencia a la corrosión, la cual depende principalmente de variables como temperatura y concentración del agente corrosivo, uno de los que más efecto tiene sobre el acero al carbón es el ácido sulfhídrico H2S, la siguiente tabla muestra el índice de corrosión con respecto a la temperatura para una concentración muy baja de H2S y alta temperatura (0.03 % mol en una mezcla con hidrógeno, condiciones como 122 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación las que se alcanzan en las plantas de hidrodesulfuración) en acero al carbón y acero inoxidable. Tabla 5.4 Indice de corrosión anual para acero y aleaciones con alta temperatura Indice de Agente corrosivo Material Temperatura (°F) Corrosión (milésimas pulg. /año) Acero al carbón H2S Acero inoxidable 650 10 710 20 780 30 800 40 560 1 610 2 750 5 830 10 Fuente: “High temperature sulfide corrosion of steels” Process Industries -Theory and practice. National Corrosion Engineers Asociation, Houston, 1986. Los índices de corrosión se determinan exponiendo el material al agente corrosivo y determinando el peso de la muestra antes y después de la exposición, la diferencia indica la velocidad o índice de corrosión del material. Cuando se tiene agua, sales, H2S o CO2, elementos que se encuentran presentes en las corrientes de proceso de las industrias de extracción de gas y crudo, aunque no con altas temperaturas pero si en mayor proporción o en presencia de sustancias que reaccionen con el ácido sulfúrico e incrementen la corrosión, es necesario proteger el equipo, las formas típicas de proteger por corrosión son agregando ánodos de sacrificio, utilizando recubrimientos 123 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación de materiales poliméricos, manejando una aleación diferente, incrementando el espesor del recipiente o manejando clad (recubrimiento de un metal diferente como acero inoxidable cuyo índice de corrosión en comparación con el acero al carbón a las mismas condiciones es mucho menor). El cálculo del espesor del recipiente del equipo de separación se muestra en la siguiente sección, a este valor del espesor suele agregarse un incremento adicional 1/8” (considerando un índice de corrosión de al menos 0.0125” por año y buscando que el equipo tenga una vida útil de al menos 10 años en caso que se tuviera la presencia de H2S, obviamente el tipo de aleación tendrá un índice de corrosión propio). En la práctica se acostumbra para servicio de corrientes con agentes corrosivos de manera ocasional 1/8” como tolerancia de corrosión y 1/4" si se manejan corrientes con presencia de agentes corrosivos. 124 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación 5.3.3 Cálculo del espesor Tabla 5.5 Cálculo de espesor para las diferentes partes del recipiente (Referencia [1]) Las ecuaciones de la tabla 5.5 se utilizan para determinar el espesor del cuerpo y de cada segmento que conforma el recipiente del equipo separador. En estas ecuaciones se manejan: S= Esfuerzo máximo permisible, psi t = Espesor sin margen por corrosión, inch P = MAWP, psig 125 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación r = Radio interno del recipiente sin margen por corrosión, inch d = Diámetro interior sin incorporar margen por corrosión, inch E = Eficiencia de uniones, ver tabla 5.6 = Mitad del ángulo de inclinación con respecto al centro (ápex) Tabla 5.6 Eficiencia de uniones (Referencia [5]) La eficiencia de unión se asigna de acuerdo al grado de radiografiado que en recipientes a presión debe ser completo (dado que esta proporciona mayor información sobre el acabado del recipiente y su soldadura) y al tipo de unión, para fines prácticos de este trabajo se considerara una eficiencia de junta de 1.0, los detalles precisos deberán consultarse en el código ASME. Una prueba que solicita el código ASME para verificar la resistencia del equipo y sus uniones es la prueba hidrostática, en esta se maneja una presión de 1.3 a 1.5 veces la MAWP, dato que aparece en las hojas de datos del equipo. 126 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación Por costumbre, las tapas que se eligen son las de tipo elipsoidal 2:1, estas se recomiendan en recipientes con diámetros de hasta 180” y presiones mayores a 100 psig, son el tipo más común y económico; si se prevé la llegada de sólidos, en algunas instalaciones de proceso se prefieren manejar tapas con sección cónica, mientras que para altas presiones y diámetros que exceden de 180 in. se prefieren las cabezas de tipo hemisférica. 5.4 Boquillas Al proporcionar el tamaño de la boquilla de alimentación, se aplica un criterio de momentum o inercia el cual considera una velocidad para la corriente de alimentación tal que no se dañen los internos desviadores de flujo de la sección de separación primaria del equipo de separación. Cuando se tienen placas desviadoras el criterio utilizado es: (5.1) Este criterio suele cambiar de acuerdo al tipo de interno que se maneje en la sección de separación primaria y al proveedor, si es una alimentación con líquidos únicamente, se procura evitar que la velocidad de la mezcla exceda 4 ft/s. En las boquillas de salida de gas, generalmente se suele manejar el mismo diámetro que la boquilla de alimentación, no obstante, se puede aplicar el siguiente criterio: (5.2) 127 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación En las boquillas de salida de líquido, se busca que la velocidad del líquido no sobrepase de 4 ft/s, teniendo como diámetro mínimo 2”, diámetro utilizado comúnmente para las boquillas usadas para drenar el equipo. No se recomiendan reducciones en tuberías de alimentación puesto que se puede alcanzar la velocidad de erosión del material, cambiar a un patrón de flujo no deseable como los que se mencionaron en el capítulo 2, y hacer que la mezcla se mueva a velocidades mayores a la velocidad terminal de las partículas en las fases continuas, reduciendo la eficiencia de la separación. 5.5 Dispositivos de relevo Todos los recipientes a presión deben estar equipados con una o más válvulas de relevo a manera de aliviar una sobrepresión, conforme lo indica el código ASME y la práctica API RP 14C. Uno de los aspectos a considerar, es que la válvula de seguridad nunca debe estar corriente abajo del eliminador de nieblas, si este se bloquea, la válvula de relevo queda aislada ante una sobrepresión o se corre el riesgo de dañar el eliminador de nieblas si se da la apertura de la válvula. Como apoyo a esta válvula, se acostumbra a instalar discos de ruptura, a diferencia de la válvula de seguridad, deben ser remplazados después de utilizarse. 5.6 Relación L / D óptima La relación L / D en las dimensiones del equipo de separación se propone de tal manera que se cumpla con el volumen requerido y el recipiente tenga el menor peso y consecuentemente la menor cantidad de material utilizado en su fabricación. Los recipientes esféricos en este caso son los que cumplen 128 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación esta condición, sin embargo son los de mayor costo en manufactura y económicamente no son la mejor opción. Las proporciones óptimas del recipiente a presión son aquellas que permiten minimizar el peso, por consecuencia, la cantidad de material y de igual modo el costo de fabricación, si el volumen de un recipiente con tapas elípticas del tipo 2:1 es: (5.3) Despejando la longitud se obtiene: (5.4) El costo de fabricar las tapas es aproximadamente un 50% mayor que el del material requerido en la fabricación de la sección cilíndrica, de ahí que para definir el costo de fabricación, de la sección cilíndrica: (5.5) Para cada tapa: (5.6) El costo total del recipiente es entonces: (5.7) 129 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación (5.8) Sabiendo que el espesor es: (5.9) (5.10) El costo del recipiente varía de acuerdo al espesor de las placas utilizadas en la fabricación, el espesor es función de la presión y el diámetro, definiendo (5.11) Para placas de hasta 2” el costo varía en función al diámetro de acuerdo a la siguiente relación: (5.12) (5.13) Para minimizar esta función: (5.13) (5.14) (5.15) (5.16) (5.17) 130 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación (5.18) (5.19) Para placas de 2” hasta 6”: (5.20) El costo del recipiente es entonces: (5.21) Minimizando el costo: (5.22) Desarrollando del mismo modo que con placas de hasta 2”: (5.23) Se puede ver que las proporciones de acuerdo al espesor de la placa se tienen relaciones L / D de 6 y 8, no obstante, manejando estas relaciones se obtienen recipientes cuya longitud es bastante considerable y suele complicar su transporte cuando se tienen diámetros considerables dado que la longitud excede las dimensiones del contenedor del barco, del carro de 131 Capítulo V. Aspectos del diseño mecánico del equipo de separación tren o tráiler utilizado para moverlo, agregando un costo adicional por exceso de dimensiones. Otra opción que se tiene es el ensamble del equipo en campo, al cual deberá agregarse tratamiento térmico para asegurar que la soldadura y el recipiente se comporten de manera uniforme, lo que incrementa los costos. Siempre es conveniente manejar láminas de tamaño estándar a manera de ahorrar en la fabricación de secciones especiales para un tipo de separador. Es por esta razón que se acostumbra a manejar relaciones L / D menores a las indicadas anteriormente, la forma correcta de encontrar la proporción óptima del equipo de separación es calcular los costos para las diferentes combinaciones de las dimensiones del equipo de separación y seleccionar la más económica. Un criterio manejado por la GPSA y la referencia [1] utilizado como la relación óptima L / D de los equipos de separación se maneja en el intervalo 2.5 ≤ L / D ≤ 6. En el caso de separadores bifásicos se prefieren relaciones L/D entre 3 y 4, mientras que en separadores trifásicos se manejan relaciones L/D entre 3 y 5. En la referencia [9], se presentan dos ecuaciones para obtener la relación L/D óptima, a partir del nivel del líquido (como porcentaje de la altura total/100), sin embargo no toman en cuenta la variación en el precio por el espesor de la lámina, en el caso de recipientes con tapas elípticas: (5.24) Si la restricción del tiempo de residencia de los líquidos controla el dimensionamiento del equipo de separación: (5.25) 132 Capítulo VI. Caso de aplicación CAPÍTULO VI. CASO DE APLICACIÓN El proceso aquí presentado se basa en un caso de estudio tomado de la referencia [9] y consiste en una batería para llevar a cabo la separación de crudo, gas y agua mediate cuatro etapas de separación, tres separadores bifásicos y uno trifásico, en el tren de producción y tres separadores para la succión a compresores; existen diferentes criterios para seleccionar el número de etapas, principalmente se busca reducir la potencia de compresión y recuperar la mayor cantidad de hidrocarburos. El crudo separado es enviado a almacenamiento mientras que el gas recuperado es recomprimido mediante un sistema de tres etapas y enviado a tratamiento, por su parte, el agua es almacenada para posterior inyección a pozos. Se diseñaran los separadores de la bateria. 6.1 Descripción del proceso Los fluidos provenientes de los pozos son alimentados al separador bifásico de 1ª etapa (D-101), el gas recuperado se mezcla con el efluente de la 4ª etapa de compresión, para ser enviado a tratamiento. Los líquidos del separador bifásico de 1ª etapa (D-101) son enviados al separador de 2ª etapa (D-201) previo paso por la válvula de control de nivel VLV-101, los gases recuperados son mezclados con el efluente de la 2ª etapa de compresión para posteriormente reducir su temperatura en el enfriador E-102 y ser alimentados al tambor de succión de la 3ª etapa de compresión (D-202). De igual manera, los líquidos del separador bifásico de 2ª etapa (D-201), previo paso por la válvula de control de nivel VLV-102, son enviados al 133 Capítulo VI. Caso de aplicación separador bifásico de 3ª etapa (D-301). Los gases recuperados son mezclados con el efluente de la 1ª etapa de compresión y enviados al enfriador E-103 para reducir su temperatura y el posterior ingreso al tambor de succión de la 2ª etapa de compresión (D-302). Los líquidos recuperados del separador bifásico de 3ª etapa (D-301), tras el paso por la válvula de control de nivel VLV-103 son enviados al enfriador E100, a manera de mantener la temperatura, en la práctica es de este modo como se controla la callidad del crudo, para su posterior ingreso al separador trifásico de 4ª etapa (D-401). El crudo recuperado en la 4ª etapa de separación es enviado a almacenamiento, el agua separada es enviada a tartamiento para posterior inyección a pozos y los gases son enviados al tambor de succión de la 1ª etapa de compresión (D-402). El balance de materia se presenta en el anexo A, la figura 6.1 muestra el diagrama de flujo del proceso anteriormente descrito, el cual fue cargado al simulador de procesos HYSYS ver. 3.2 para obtener información sobre las propiedades de las corrientes de proceso. El gas comprimido en la 3ª etapa de compresión se envía al enfriador E-101, tras reducir su temperatura, es enviado al tambor de succión de la 4ª etapa de compresión (D-102). 134 Capítulo VI. Caso de aplicación 135 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2 Diseño de los equipos de separación 6.2.1 Consideraciones generales de diseño Las siguientes consideraciones se aplicaron para el diseño de todos los separadores: 1. Margen de diseño: 1.2 (en bases a las tablas 3.2 y 3.3) 2. Por ahora, no se consideró la llegada de sólidos. 3. Las propiedades de la corriente de proceso se determinaron mediante la simulación del proceso descrito anteriormente. 4. La presencia de CO2 y H2S hace que se tenga una alimentación a los separadores que favorece la corrosión. 5. La fracción de C6+ utilizada para describir el comportamiento de fases del crudo y obtener sus propiedades mediante los procedimientos indicados en el apéndice A.5 presenta las siguientes características: Punto normal de ebullición: 417 ° F Gravedad específica: 0.811 6.2.2 Información requerida para dimensionamiento Las tablas 6.1 (separadores gas-líquido) y 6.2 (separador gas-crudo-agua) resumen servicio, corrientes involucradas e información necesaria de diseño tomada del balance de materia, el cual se muestra detalladamente en del anexo A, a esta información se incorporó el margen de diseño en los flujos de alimentación a los separadores. 136 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.1 Información básica para dimensionamiento de los equipos de separación bifásicos Equipo Servicio Presión (Psia) Temperatura (°F) Corriente de alimentación Densidad de la corriente de alimentación (lb/ft3) Corriente Flujo (MMSCFD) Densidad (lb/ft3) Fase gas Viscosidad (cP) Factor de compresibilidad Corriente Fase Flujo (BPD) líquida Densidad (lb/ft3) D-101 Separador bifásico 1a etapa 1314.70 130.00 100 D-201 Separador bifásico 2a etapa 424.70 128.85 102 D-301 Separador bifásico 3a etapa 107.70 126.14 104 23.06 24.09 201 72.98 4.52 0.0148 D-202 D-302 D-402 Separador de succión a compresor 421.70 90.00 308 104.70 90.00 304 17.00 90.00 204 16.73 1.94 0.55 0.10 202 16.94 1.42 0.0127 203 7.28 0.44 0.0117 309 27.81 1.93 0.0120 305 11.00 0.54 0.0107 301 3.96 0.10 0.0096 0.8506 0.9296 0.9688 0.8731 0.9514 0.9879 101 94116 48.78 103 87594 50.37 105 84614 51.07 403 23 56.13 402 35 60.63 401 -~ 60 137 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.2 Información necesaria para dimensionamiento del equipo separador trifásico Equipo Servicio Presión (Psia) Temperatura (°F) Corriente de alimentación Densidad de la corriente de alimentación (lb/ft3) Corriente Flujo (MMSCFD) Fase gas Densidad (lb/ft3) Viscosidad (cP) Factor de compresibilidad Corriente Flujo (BPD) Fase acuosa Densidad (lb/ft3) Viscosidad (cP) Corriente Flujo (BPD) Fase hidrocarburos Densidad (lb/ft3) Viscosidad (cP) D-401 Separador trifásico 4a etapa 17.00 90.00 107 6.47 204 3.96 0.10 0.0096 0.9879 503 11283 62.55 0.7606 501 75540 50.86 1.2868 138 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2.3 Dimensionamiento de los equipos de separación 6.2.3.1 Internos 6.2.3.1.1 Eliminadores de niebla Se consideraron los siguientes eliminadores de niebla: Tabla 6.3 Eliminadores de nieblas utilizados en el caso (Referencia [20]) Marca Tipo Sulzer Chemtec® Malla Modelo Knitmesh – 9008 Material Polipropileno Densidad Área superficial específica 2.75 lb/ft3 2 320 ft / ft 3 Sulzer Chemtec® Vane Mellachevron-Z profile with drainage hook Varios (Acero, plásticos) N/D Sulzer Chemtec® Ciclónico N/D N/D En combinación con otros internos, permite capturar partículas de líquido reincorporadas al gas. El número de ciclones es proporcional al diámetro del recipiente. Shell Swirltube Acero inoxidable N/D Aplicación Niebla con componentes ácidos Separadores con baja relación gaslíquido, no se recomienda con presiones arriba de 70 bar Remoción de partículas Alta en partículas de 2 micras y superiores. Alta para partículas de 25 – 30 micras y superiores. Alta para partículas de 10 micras y superiores. K (SoudersBrown) 0.26-0.35 0.98 0.82 (en sistemas SVS como se mostrará más adelante). 6.2.3.1.2 Internos de sección de separación primaria Tabla 6.4 Internos de sección de separación primaria Interno Características Media tubería y codo (Half open pipe/ elbow) Tubería con segmento abierto, fuerza a la mezcla de alimentación a impactarse en la superficie interior de la cabeza, más eficiente que las placas de choque. 1434 Shell Schoepentoeter® Interno con placas tipo vane de acero inoxidable, no se recomienda para presión arriba de 60 bar. 5345 139 Capítulo VI. Caso de aplicación En el caso de los separadores D-101, D-201, D-301 y D-402, debido al flujo a dos fases, se verificó que la velocidad de la alimentación no excediera la velocidad de erosión. 6.2.3.1.3 Internos auxiliares Debido a la longitud que tienen los separadores horizontales que se dimensionaron, será necesario incorporar rompeolas. En el caso del separador trifásico se incorporó una mampara para separar los compartimentos de los líquidos y placas perforadas para reducir la turbulencia de la corriente de alimentación. Todas las boquillas de salida de líquidos incluyen el rompevórtice. 6.2.3.1.4 Sistema combinado de internos para separadores de succión a compresor Para los separadores de la alimentación al compresor, se decidió emplear separadores de alta eficiencia con las siguientes características: Tabla 6.5 Separador SVS (Referencia [20]) Recomendado por Sulzer Chemtec® para separadores interetapas de compresión. Alta remoción de partículas de 10 micras y superiores. Internos: S– Schoepentoeter (Distribuidor de flujo de alimentación con placas Vane) V- Vane S- Swirldeck (Internos ciclónicos) K = 0.82 ft/s 140 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2.3.2 Dimensionamiento de los recipientes La siguiente tabla presenta las restricciones de dimensionamiento que habrán de tomarse en cuenta para el diseño de los separadores: Tabla 6.6 Restricciones de dimensionamiento para caso de aplicación Equipos Orientación Restricciones de dimensionamiento del recipiente Separadores bifásicos de 1ª a 3ª etapa de separación Horizontal Separación gaslíquido (Ecuaciones 4.11 y 4.12 y velocidad crítica en internos) Tiempo de residencia de los líquidos en el separador (Ecuaciones 4.17, 4.18 y tiempo de residencia en base a la tabla 3.5 para mezcla hidrocarburos/agua con densidad mayor a 35 ° API). Para la sección de 3 < L/D < 4 asentamiento Separadores de las etapas de compresión Vertical Tiempo de residencia de los líquidos en el separador (Ecuaciones 4.17, 4.18 y tiempo de residencia en base a la tabla 3.5 para mezcla hidrocarburos/ag ua con densidad mayor a 35 ° API). 3 < L/D < 4 por gravedad Separador trifásico de 4ª etapa de separación Horizontal / bota Separación gaslíquido (Ecuaciones 4.11 y 4.12 y velocidad crítica en internos) Tiempo de residencia de los líquidos en el separador (Ecuaciones 4.17, 4.18 y tiempo de residencia en base a la tabla 3.5 para hidrocarburos con densidad mayor a 35 ° API, se considera mismo tiempo de residencia para agua). Separación de dos fases líquidas (Ecuación 4.28) en los 3 < L/D < 5 separadores horizontales se calculó la velocidad terminal, el valor del coeficiente de 141 Capítulo VI. Caso de aplicación arrastre se obtuvo mediante procedimiento iterativo a partir de las ecuaciones 3.9 y 3.16, para incorporar los internos se corrigió el valor de K de acuerdo a la presión de operación conforme a lo indicado en la tabla 3.6. El cálculo se muestra a continuación para el separador D-101, las propiedades fueron tomadas de la tabla 6.1 y se maneja un margen de diseño de 1.2. Cada paso se enumeró con negrillas. 6.1. Para calcular la velocidad terminal y ajustando las unidades de la ecuación 3.9, se cálculo el coeficiente de arrastre mediante iteraciones, se propuso 0.34 como primer valor del coeficiente de arrastre, de ahí se calculó la velocidad terminal con la ecuación 3.9 y el número de Reynolds: Con este se valor del número de Reynolds, se calculó de nuevo el coeficiente de arrastre y ese valor se introdujo de nuevo en el cálculo de la velocidad terminal: Con 0.73 se repitió el cálculo de la velocidad terminal, el nuevo coeficiente de arrastre fue introducido nuevamente, y así de manera sucesiva, hasta que la diferencia entre el valor del coeficiente utilizado y calculado no cambiará, el valor que se encontró fue de 0.89: 142 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2. Alcanzada la convergencia y ya con el valor de la velocidad terminal se procedió a calcular la relación Lefd para dimensionar el recipiente del separador en base al volumen de la fase gas, con 50% de la capacidad del recipiente ocupada por los líquidos: La sección transversal mínima de flujo de gases para la sección de asentamiento por gravedad debe ser suficiente para que la velocidad de flujo de gas no supere la velocidad terminal, por tanto: 6.3. De igual manera, a partir del tiempo de residencia de los líquidos en el separador, se calculo la relación d2Lef: í 143 Capítulo VI. Caso de aplicación Para el separador trifásico se consideraron los tiempos de residencia y y la fracción que corresponde a los flujos de agua y crudo. 6.4. Con la información de los eliminadores de niebla se calcularon las velocidades críticas, con la corrección por presión: Y la sección transversal mínima de flujo de gas que habrá de proporcionar el separador es de: Dado que la sección transversal mínima del separador calculada en el paso 6.2 es mayor que la anterior, el diámetro del separador deberá cumplir con la relación dLef calculada en el paso 6.2, esto con el fin de que se pueda dar el asentamiento de partículas de 140 micras previo al paso del gas a través del eliminador de nieblas. 6.5. En el caso del separador trifásico se calculó el espesor máximo de las fases, el cual de ser muy pequeño, limita el diámetro del separador ya que no se garantiza la separación completa de ambas fases líquidas, para el crudo que se manejo en este caso de aplicación, no hubo complicación mayor dado que este tiene una viscosidad muy baja, pero cuando se tienen viscosidades más altas se requiere incrementar el tiempo de residencia de esta fase: 144 Capítulo VI. Caso de aplicación La tabla 6.7 muestra los resultados de los cálculos para las restricciones de dimensionamiento de los separadores horizontales: Tabla 6.7 Restricciones de dimensionamiento para separadores horizontales Separación gas-líquido {por gravedad} Tiempo de residencia de los líquidos en el separador Velocidad crítica a través de los internos Separación de dos fases líquidas Restricción D-101 D-201 D-301 D-401 Tamaño de partículas a remover (micras) 140 140 140 140 0.89 1.13 1.69 4.17 0.47 358 0.78 202 1.16 198 1.52 500 23.38 13.21 12.95 2.82 tr (min) 4 4 4 Relación d2Leff 645,367 600,646 580,210 7(ambas fases) 1,041,870 K (ft/s) {Corregida} 0.26 (malla) 0.83 (vane) 0.88 (vane) 0.35 (malla) 0.81 4.87 9.44 7.73 13.44 2.11 1.59 0.37 Coeficiente de arrastre Vel. Terminal (ft/s) Relación dLeff Área de flujo mínima de gas (ft2) Vel. Terminal (ft/s) Área de flujo mínima de gas (ft2) Espesor máximo de la fase de hidrocarburos (inch) Espesor máximo de la fase acuosa (inch) 322.07 N/A 87.12 145 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2.3.2.1 Dimensionamiento de los separadores horizontales con 50% de volumen ocupado por líquidos 6.6. Se propusieron diferentes diámetros, de tal manera que se cumplieran las restricciones de la tabla 6.4, la longitud de los separadores se calculo a partir de la relación d2Lef con la restricción del tiempo de residencia de los líquidos y dLef con la restricción de separación de fases, la longitud entre tangentes se determinó a partir de las ecuaciones 4.30 y 4.31. Poniendo de nuevo como ejemplo al separador D-101, se calculó la sección transversal disponible para el flujo de gases a partir de las relaciones geométricas de la figura 4.1: 6.8. Las longitudes efectivas se obtuvieron a partir de d2Lef y Lefd, los cuales se encuentran en la tabla 6.7, para los gases: Para los líquidos: 6.9. Y las longitudes entre tangentes se calcularon mediante: 146 Capítulo VI. Caso de aplicación para los gases y para los líquidos: Y la relación L/D para ambas fases: Los resultados del dimensionamiento de los separadores horizontales se muestran en la tabla 6.8, mostrando cinco diámetros considerando la relación L/D que cumpliese con las restricciones mencionadas en la tabla 6.6, lo primero que se puede observar es que en todos los separadores horizontales, el dimensionamiento estuvo regido por el tiempo de residencia de los líquidos. Tabla 6.8 Dimensiones de separadores horizontales con 50% de vol. con líquidos D-101 132 Sección transversal gas (ft2) 47.52 Gas Leff (ft) 9.13 138 51.93 144 Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 20.13 1.83 37.04 49.39 4.49 8.73 20.23 1.76 33.89 45.18 3.93 56.55 8.37 20.37 1.70 31.12 41.50 3.46 150 61.36 8.03 20.53 1.64 28.68 38.24 3.06 156 66.37 7.73 20.73 1.59 26.52 35.36 2.72 d(inch) 147 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.8 Dimensiones de separadores horizontales con 50% de vol. con líquidos (Cont.) D-201 126 132 Sección transversal gas (ft2) 43.30 47.52 Gas Leff (ft) 1.60 1.53 138 51.93 144 150 Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 12.10 12.53 1.15 1.14 37.83 34.47 50.44 45.96 4.80 4.18 1.46 12.96 1.13 31.54 42.05 3.66 56.55 1.40 13.40 1.12 28.97 38.62 3.22 61.36 1.35 13.85 1.11 26.70 35.59 2.85 126 Sección transversal gas (ft2) 43.30 Gas Leff (ft) 1.57 132 47.52 138 d(inch) D-301 Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 12.07 1.15 36.55 48.73 4.64 1.50 12.50 1.14 33.30 44.40 4.04 51.93 1.43 12.93 1.12 30.47 40.62 3.53 144 56.55 1.37 13.37 1.11 27.98 37.31 3.11 150 61.36 1.32 13.82 1.11 25.79 34.38 2.75 d(inch) D-401 Sección transversal gas (ft2) Gas Leff (ft) Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 138 51.93 3.62 15.12 1.31 54.71 72.94 144 56.55 3.47 15.47 1.29 50.24 150 61.36 3.33 15.83 1.27 156 66.37 3.20 16.20 162 71.57 3.08 16.58 d(inch) Espesor de las fases (inch) Hidrocarb Agua 6.34 45.80 23.20 66.99 5.58 47.79 24.21 46.31 61.74 4.94 49.78 25.22 1.25 42.81 57.08 4.39 51.77 26.23 1.23 39.70 52.93 3.92 53.76 27.24 En el caso del separador trifásico, se calcularon los espesores de las fases, este cálculo se explica posteriormente ya incorporando el ajuste de los niveles de líquido para reducir el diámetro del recipiente. 148 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2.3.2.2 Ajuste de niveles de líquido y reducción del diámetro de separadores horizontales 6.10. Dado que el flujo volumétrico estándar de gas en los separadores de 2ª a 4ª etapa es menor que en la primera etapa de separación, se propuso un ajuste en el nivel de los líquidos de la sección de recolección de líquidos para reducir el diámetro de los recipientes, esto ya que su dimensionamiento está regido por el tiempo de residencia de los líquidos. Para el ajuste, se propuso un valor de β distinto de 0.5 y se realizó el cálculo de la constante de diseño, leyendo el valor de alfa de la gráfica de la figura 4.2, y recalculando los valores de las relaciones dLeff y d2Lef. Tomando como ejemplo el separador D-201: í Tabla 6.9 Ajuste de niveles para separadores horizontales Equipo D-201 D-301 D-401 Alfa 0.70 0.70 0.70 Beta 0.65 0.65 0.65 Constante de diseño 1.17 1.17 1.17 Separación gas-líquido Relación dLef 235 231 560 Tiempo de residencia de los líquidos en el separador Relación d2Lef 429,033 414,436 757,084 149 Capítulo VI. Caso de aplicación El dimensionamiento de los separadores horizontales bifásicos sigue el mismo procedimiento de los pasos 6.6 a 6.9, una vez obtenidas las relaciones dLeff y d2Lef. Tabla 6.10 Dimensiones de los separadores horizontales con ajuste de nivel D-201 108 114 Sección transversal gas (ft2) 19.09 21.26 120 23.56 1.96 11.96 1.20 29.79 39.73 3.97 126 25.98 1.87 12.37 1.18 27.02 36.03 3.43 132 28.51 1.78 12.78 1.16 24.62 32.83 2.98 d(inch) Gas Leff (ft) Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 2.18 2.07 11.18 11.57 1.24 1.22 36.78 33.01 49.04 44.02 5.45 4.63 D-301 108 Sección transversal gas (ft2) 19.09 114 21.26 2.03 11.53 1.21 31.89 42.52 4.48 120 23.56 1.92 11.92 1.19 28.78 38.37 3.84 126 25.98 1.83 12.33 1.17 26.10 34.81 3.31 132 28.51 1.75 12.75 1.16 21.76 29.02 2.52 d(inch) Gas Leff (ft) Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 2.14 11.14 1.24 35.53 47.37 5.26 D-401 Sección transversal gas (ft2) Gas Leff (ft) Lss gas (ft) L/D gas Liq Leff (ft) Lss liq (ft) L/D liq 126 30.31 4.45 14.95 1.42 47.69 63.58 132 33.26 4.25 15.25 1.39 43.45 138 36.35 4.06 15.56 1.35 144 39.58 3.89 15.89 150 42.95 3.74 16.24 d(inch) Espesor de las fases (inch) Hidrocarb Agua 6.06 61.89 20.01 57.93 5.27 64.83 20.97 39.75 53.01 4.61 67.78 21.92 1.32 36.51 48.68 4.06 70.73 22.87 1.30 33.65 44.86 3.59 73.68 23.82 6.11. Con el separador trifásico, se calcularon los espesores de cada una de las fases para poder determinar aproximadamente la altura de las 150 Capítulo VI. Caso de aplicación mamparas de división de los compartimentos de líquidos, los espesores se calcularon usando las relaciones geométricas del capítulo 4. Resolviendo mediante un procedimiento iterativo se encuentra el valor de βw que hace que αw=0.1021. En este caso βw = 0.1588. Los espesores de las fases son entonces: La figura 6.3, al final de este capítulo muestra el arreglo de mamparas propuesto para este separador, en base a las densidades de las dos fases líquidas. Por seguridad se manejó poco menos del doble de este valor, dejando un Δh de 23”. Se prefirió por manejar un arreglo de mamparas ya que, debido a que ambos líquidos presentan una densidad muy similar, la separación se complica por la velocidad terminal tan baja de partículas de crudo en agua y al calcular el diámetro mínimo requerido para una bota, este es mayor a la mitad del diámetro de la coraza, por lo que no se consideró en el diseño del equipo, para más detalles véase el anexo B. 151 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2.3.2.3 Dimensionamiento de separadores verticales 6.12. El diámetro del separador se cálculo mediante la expresión de Souders-Brown, dado que se cuenta con el valor global de K, el cual se corrigió para su aplicación como tambores de succión a compresores, obteniéndose de manera directa el diámetro del separador, tomando como ejemplo al separador D-202: La relación d2h se determino mediante: Y la longitud entre tangentes para diámetros menores a 36” de acuerdo a la ecuación 4.44a: Tabla 6.11 Dimensiones de separadores de succión a compresor Velocidad crítica a través de los internos Tiempo de residencia de los líquidos en el separador Restricción K (ft/s) {Corregida} Vel. Terminal (ft/s) Área mínima de flujo de gas (ft2) Diámetro mínimo (inch) tr (min) Relación d2h h (inch) Lss (ft) D-202 D-302 D-402 0.6 0.6 0.6 3.18 6.33 14.68 3.90 3.42 3.42 26.74 25.04 25.04 4 767 1.28 6.44 4 1,167 1.47 6.46 4 N/D* N/D* 6.33 *No se obtuvieron líquidos en la simulación. 152 Capítulo VI. Caso de aplicación Como se mencionó en el capítulo 3, se utiliza el siguiente diámetro nominal al calculado, en este caso, se propusieron tres recipientes de 30” de diámetro, con una L/D de 3, la longitud de los mismos queda en 7.5’, la cual satisface la longitud entre tangentes mínima calculada anteriormente y es un tamaño estándar como los que se mencionan en el capítulo 4, una referencia en cuanto al acomodo de las boquillas y los internos también puede observarse en la figura 4.2, se debe consultar con los proveedores el espaciamiento mínimo entre los internos para garantizar que los mismos cuentan con suficiente espacio para colocarlos. 6.2.3.3 Determinación del diámetro de las boquillas 6.13. La velocidad de erosión se calculó a partir de la densidad de la mezcla: De ahí: El área de la sección transversal de la boquilla es calculada con la siguiente expresión la cual aparece en el procedimiento de la especificación API 14 E, referencia [20], en in2, para el separador D-101: 153 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.12 Velocidad de erosión en separadores horizontales Equipo D-101 D-201 D-301 D-401 Sl 0.76 0.81 0.82 0.82 Sg 0.64 0.69 0.87 0.81 P 1314.7 424.7 107.7 17.0 T 590 588 586 550 R (ft gas/BPD liq) 851 194 86 45.68 Z 0.8506 0.9296 0.9688 0.9879 20.69 23.22 15.92 6.16 3 3 ρm (lb/ft ) C 100 Ve (ft/s) 4.83 4.31 6.28 16.24 A(in /1000 barr liq.) 5.10 4.90 4.88 4.81 575.73 515.05 495.84 500.82 27.07 25.61 25.13 25.25 2 2 A(in ) d min(in) Calculando el diámetro de boquilla con la velocidad de erosión y comparándolo con el obtenido por el criterio de diseño para el interno de la sección de alimentación se puede observar lo siguiente, para el separador D101: El área de la sección transversal que cumple con esta condición es: 154 Capítulo VI. Caso de aplicación Y el diámetro correspondiente a esta área es: La tabla 6.13 muestra el dimensionamiento para las boquillas de alimentación de los demás separadores. Tabla 6.13 Boquillas de alimentación de separadores horizontales Interno de sección de separación primaria ρm V2 <, = Equipo Half-open pipe/ codo 1434 D-101 D-201 D-301 D-401 ρm (lb/ft ) 23.06 24.09 16.73 6.47 Vmax (ft/s) Flujo actual total de fluido (ft3/s) d min (inch) 7.89 7.72 9.26 14.89 18.17 15.29 21.50 56.42 20.55 19.06 20.63 26.36 A usar d (inch) Valimentación (ft/s) 28 4.25 26 3.58 26 5.03 28 13.19 3 Las velocidades obtenidas mediante el criterio de velocidad del interno y velocidad de erosión devolvieron resultados muy similares. Se incremento el diámetro de la boquilla de alimentación dado que por la velocidad de erosión de la mezcla (de acuerdo a la sección 3.3.2.1 y la referencia [20]) se vería reducida la vida útil de la tubería y el interno. En el caso de los separadores verticales, debido a la baja cantidad de líquidos, las velocidades de erosión son más altas que las velocidades calculadas con el criterio anterior para la boquilla de alimentación y basta con calcular aplicando el criterio de dimensionamiento del interno. 155 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.14 Boquillas de alimentación de separadores verticales Interno de sección de separación primaria 2 Criterio ρm V <, = Equipo 3 ρm (lb/ft ) Vmax (ft/s) 3 Flujo actual total de fluido (ft /s) d min Schoepentoeter (inch) A usar d (inch) Valimentación (ft/s) 5345 D-202 D-302 D-402 1.94 0.55 0.10 52.49 98.58 231.19 12.42 21.62 50.17 6.59 6.34 6.31 8” 35.58 8” 61.94 8” 143.73 6.14. En el cálculo del diámetro de las boquillas de salida de gas para todos los separadores se manejó el mismo criterio y se calculó mediante la ecuación 5.2, para el separador D-101: El área de la sección transversal que cumple con esta condición es: Y el diámetro correspondiente a esta área es: 156 Capítulo VI. Caso de aplicación Se toma el siguiente diámetro par que es 10”. La tabla 6.15 resume los resultados de los cálculos para las boquillas de salida de gas de todos los separadores. Tabla 6.15 Boquilla de salida de gas Separadores horizontales ρg V2 <, = 2769 D-101 D-201 D-301 Equipo 1.42 0.44 ρg (lb/ft3) 4.52 44.16 79.33 Vmax (ft/s) 24.75 8.54 10.93 14.97 Flujo actual de gas (ft3/s) d 9.00 5.95 5.88 7.43 A usar d (inch) 10” 6” 6” 8” Vgas (ft/s) 20.04 43.49 76.24 143.73 2769 D-302 0.54 71.61 21.62 D-402 0.10 166.40 50.17 7.75 7.44 7.43 8” 35.58 8” 61.94 8” 143.73 min (inch) D-401 0.10 50.17 166.40 Separadores verticales ρg V <, = D-202 Equipo 1.93 ρg (lb/ft3) 37.87 Vmax (ft/s) 12.42 Flujo actual de gas (ft3/s) 2 d min (inch) A usar d (inch) Vgas (ft/s) 6.15. En el cálculo del diámetro de las boquillas de salida de líquidos para todos los separadores, se buscó que la velocidad de los líquidos no excediera de 4 ft/s, se tomo como velocidad 3.3 ft/s para dar un margen de tolerancia, tomando como ejemplo el separador D-101: Y el diámetro correspondiente a esta área es: 157 Capítulo VI. Caso de aplicación Se toma el siguiente diámetro par que es 10”. La tabla 6.15 resume los resultados de los cálculos para las boquillas de salida de gas de todos los separadores. Para el caso del separador trifásico, hubo que realizar de igual el cálculo para las boquillas de salida de crudo y agua por separado. En el caso de los separadores verticales, dado que la cantidad de líquidos es mínima, se manejaron boquillas de 2”. Tabla 6.16 Boquilla de salida de líquidos para separadores horizontales Separadores horizontales V (ft/s) <, = 3.3 D-401 Crudo Agua Equipo D-101 D-201 D-301 Flujo de líquido (ft3/s) 7.25 6.76 6.52 5.98 0.88 20.07 19.38 19.03 18.22 6.99 A usar d (inch) 20” 20” 20" 20” 8” Vliq (ft/s) 2.75 2.56 2.99 2.74 2.52 d min (inch) Separadores verticales V (ft/s) <, = D-202 3.3 D-302 D-402 0.002 0.003 N/D 2” 2” 2” A usar d (inch) 2” 2” 2” Vliq (ft/s) N/D N/D N/D Equipo 3 Flujo de líquido (ft /s) d min (inch) 158 Capítulo VI. Caso de aplicación 6.2.3.4 Cálculo de espesores Para el cálculo del espesor del recipiente se siguió lo indicado en la sección 5.3.3, la presión de relevo de la válvula de seguridad se propuso en base a la tabla 5.1, la MAWP se tomo de las tablas 4.1 y 4.2. Se consideró servicio con agentes corrosivos por lo que se manejo un espesor de 0.25” adicional al calculado. 6.16. Lo primero que se hizo fue determinar la MAWP del equipo, para ello de la tabla 5.1, se verificó la diferencia entre la MAWP y la presión de operación, de tal manera que no se activen los dispositivos de relevo continuamente, para el separador D-101, cuya presión es 1314.7 Psia: De la tabla 4.1, la MAWP tomada para el diseño es de 1440 psi, y en base a este valor se calcularon los espesores de la coraza y las cabezas. El espesor de la coraza se calcula mediante la siguiente expresión tomada de la tabla 5.5: Y para las cabezas: 159 Capítulo VI. Caso de aplicación La tabla 6.17 presenta los resultados del cálculo del espesor de los recipientes. Tabla 6.17 Cálculo de espesores de recipientes Acero al Carbon SA-516 Gr. 70 (Clad de acero inoxidable) 20,000 S (psi) 0.25 Consideración corrosión (inch) 1 Eficiencia de juntas Separadores horizontales y trifásico Equipo D-101 D-201 D-301 D-401 Poperación (psia) 1315.7 424.7 124.7 17.0 Prelevo valv. seguridad 1380 475 130 27.0 (psia) MAWP (psia) 1440 500 200 125 Cabezas Tipo Hemiesféricas Elípticas 2:1 Elípticas 2:1 Elípticas 2:1 Espesor min cabezas 2.75 1.00 0.55 0.45 (inch) Espesor a usar 2 ¾” 1” ¾” ½” Coraza Espesor min coraza 5.44 1.77 0.85 0.65 (inch) Espesor a usar 5 ½” 2” 1” ¾” Separadores verticales Equipo D-202 D-302 D-402 Poperación (psia) 424.7 124.7 17.0 Prelevo valv. seguridad (psia) 475 130 27.0 MAWP (psia) 500 200 125 Cabezas Cabezas Eliptica 2:1 Eliptica 2:1 Eliptica 2:1 Espesor min cabezas (inch) 0.44 0.33 0.30 Espesor a usar ½” ½” ½” Coraza Espesor min coraza (inch) 0.63 0.4 0.34 Espesor a usar ¾” ½” ½” Material El espesor de lámina del separador D-101, las siguientes son formas de reducirlo: 1) Reduciendo el diámetro del separador. 160 Capítulo VI. Caso de aplicación 2) Disminuyendo la presión de diseño, se puede realizar el cálculo con una presión mayor a 1380 Psia, sin embargo, no se tiene gran diferencia en el espesor y el equipo no quedaría protegido ante una sobrepresión. 3) Disminuyendo la presión de operación, sin embargo se requiere de un análisis en la composición de salida del las corrientes de gas y líquido y debe tenerse en cuenta que pudiera necesitarse recompresión. Las dimensiones definitivas de los recipientes, boquillas y espesores calculados anteriormente se encuentran en la tabla 6.18. Las figuras 6.2 y 6.3 ejemplifican el acomodo de los internos y como se verían los niveles de líquido, adicionalmente, se estimó el costo de compra de los equipos de separación antes diseñados presentando los resultados en la tabla 6.19, en el apéndice A.6 se muestran los detalles del procedimiento de cálculo. El margen de diseño es una forma de darle flexibilidad al separador, permitiéndole manejar un porcentaje adicional al flujo máximo de alimentación, en otras referencias, se asignan tiempos de residencia mínimos para los compartimentos del separador, así como volúmenes para definir los niveles máximos y mínimos de operación, de igual manera adicionan un volumen para control espumas y emulsiones. Aunque parece que hay bastante espacio sin ocuparse más que para almacenar líquidos, falta considerar soportes de los internos, entradashombre para mantenimiento, instrumentación y dispositivos de relevo. 161 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.18 Lista de equipo de separación definitiva TAG Servicio Orientación/Dimensiones Horizontal D-101 Separador bifásico de 1ª etapa D-201 Separador bifásico de 2ª etapa D-301 Separador bifásico de 3ª etapa D-401 Internos Alimentación 28” Diámetro 144” Gas 10” Longitud 42.5’ Líquido 20” Alimentación Gas Líquido Alimentación Gas Líquido 26” 6” 20” 26” 6” 20” Horizontal Diámetro 120” Longitud 40’ Horizontal Diámetro 120” Longitud 40’ Horizontal Separador trifásico de 4ª etapa Boquillas Alimentación Diámetro 138” Longitud 55’ 28” Gas Crudo Agua 6” 20” 8” Alimentación 8” Gas 8” Líquido 2” Vertical D-202 D-302 D-402 Diámetro Separadores de succión a compresor Altura 30” 7.5’ -Sección de separación primaria: *Media tubería/codo -Eliminadores de niebla: *Vane (Segunda y Tercera etapa) *Malla (Primera etapa y Trifásico) -Auxiliares: *Rompevórtices *Rompeolas *Mamparas divisora de compartimentos y reductoras de turbulencia (Trifásico) -Sección de separación primaria: *Schoepentoeter -Eliminadores de niebla: *Vane *Ciclónicos -Auxiliares *Rompevórtices Espesor Coraza Cabezas/Tipo 5 ½” 2 ¾” Hemisférica 2” 1” Elíptica 2:1 1” ¾” Elíptica 2:1 ¾” ½” Elíptica 2:1 ½” ½” Elíptica 2:1 ½” ½” Elíptica 2:1 ¾” ½” Elíptica 2:1 162 Capítulo VI. Caso de aplicación Tabla 6.19 Estimación del costo de compra de los separadores del caso de aplicación Factor de Equipo de Costo £, separación 1992 Presión de Factor de diseño corrección (bar) por presión Factor de Material corrección por material actualización Factor de 1992/2009 y inclusión cambio de de internos divisas £ a y boquillas Costo Aproximado US$, 2009 US$ D-101 42,000 91 2.2 D-201 30,000 29 1.4 D-301 30,000 9 1.1 D-401 60,000 1 1.0 29 1.4 9 1.1 1 1.0 D-202 D-302 D-402 3,000 Ac.al carbón 375,000 + clad SS Ac.al carbón 170,000 + clad SS Ac.al carbón 135,000 + clad SS Ac.al carbón + clad SS Ac.al carbón + clad SS Ac.al carbón + clad SS Ac.al carbón + clad SS 1.5 2.55 1.05 245,000 12,500 12,500 12,500 163 Capítulo VI. Caso de aplicación Fig. 6.2 Separador D-101 (Acotaciones en pulgadas) 164 Capítulo VI. Caso de aplicación Fig. 6.3 Separador D-401 (Acotaciones en pulgadas) 165 Capítulo VII. Conclusiones y recomendaciones CAPÍTULO VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Sobre los objetivos de la tesis Se expusieron los aspectos principales para llevar a cabo el diseño del equipo de separación, basándose en los fenómenos físicos que rigen la separación y los modelos que la describen. Se describieron los diferentes componentes del equipo de separación y algunas alternativas de internos para facilitar su operación, mejorar su rendimiento e incluso reducir sus dimensiones. Se manejó una metodología de diseño la cual incorpora las separaciones tanto de líquidos como de mezclas gas-líquido. Se desarrollo un caso de aplicación, el cual permitió tener diferentes situaciones permitiendo incorporar los diferentes conceptos, procedimientos y consideraciones presentadas durante el desarrollo de este trabajo. Sobre el caso de aplicación Una de las primeras observaciones es que a pesar de que el flujo volumétrico a condiciones estándar para los cuatro separadores horizontales varía considerablemente, debido a las diferencias en la presión de operación, el flujo a condiciones actuales hace que los dos separadores de las etapas intermedias tengan prácticamente las mismas dimensiones. Al estar integrados los separadores en un sistema, puede verse evolucionar la corriente de líquidos separados, y las diferencias entre las corrientes de gas, si uno concentra su atención en la densidad de las fases involucradas y la viscosidad, se observará que estas propiedades rigen considerablemente 166 Capítulo VII. Conclusiones y recomendaciones las dimensiones del separador, lo se ve reflejado en las velocidades terminales, las cuales son mayores para mezclas gas-líquido. Buscando reducir el volumen del equipo, y por consiguiente, el material empleado en la fabricación de este, se puede tener como alternativa dividir los flujos de alimentación entre más equipos, sin embargo, debe hacerse un análisis de requerimientos de tubería y los costos de tomar esta decisión. Para ello, incorporar internos eliminadores de niebla más eficientes, sistemas combinados de internos y ajuste en los niveles de líquidos fueron las alternativas que se manejaron en esta ocasión. Una de las desventajas que se tiene al manipular los niveles de líquidos es que restringe el control de nivel, ya que los líquidos ascienden más rápido cuando ocupan mayor volumen en el separador horizontal que cuando se trabaja con el 50 % de la capacidad del separador ocupado por líquidos, de igual manera, el espacio para colocar los eliminadores de niebla o internos de la sección se separación primaria se reduce considerablemente. Sobre las novedades en diseño de equipo de separación Este trabajo presenta un marco de referencia para el diseño de separadores basado en observaciones que en su mayoría son empíricas y que han sido modeladas a partir de los principios físicos que rigen el movimiento de partículas dentro de fases continuas. En los últimos cuarenta años y aprovechando la evolución de las computadoras, las secciones de innovación y desarrollo de las empresas de fabricación de internos y recipientes para separación de fases han incorporado en mayor medida el análisis CFD (Computational Fluid Dynamics), el cual consiste en analizar mediante las ecuaciones de continuidad (principalmente las de momentum) el comportamiento de los 167 Capítulo VII. Conclusiones y recomendaciones fluidos dentro del equipo de separación y los internos. Prácticamente, se obtiene una maqueta dinámica en tres dimensiones del separador, la cual permite ver el funcionamiento del equipo en tiempo real, la respuesta ante cambios en las condiciones de alimentación y operación del equipo, problemas e interacción de los fluidos con los diferentes tipos de interno, no solo existentes, ya que si un diseñador propone un nuevo tipo de interno, este puede simularse y estudiarse dentro de la maqueta. Cabe destacar que la maqueta puede ser utilizada para capacitar al personal de operación, tener control del equipo de separación, seleccionar la instrumentación adecuada e incluso simular condiciones de riesgo en las cuales se requiere tomar decisiones de manera instantánea. Esta herramienta permite reducir el sobre diseño de manera considerable teniendo impacto sobre costos fijos y de operación del equipo. Aunque únicamente el caso de aplicación manejo separadores horizontales y verticales, la aplicación de separadores ciclónicos y venturi esta en desarrollo, buscando reducir las caídas de presión e incrementando el intervalo de flujo de alimentación en los que se opera el equipo, es una alternativa que busca principalmente reducir el espacio ocupado por estos separadores y el costo de la manufactura. Sobre el alcance de este trabajo Aunque el trabajo se limita a baterías de separación para instalaciones de producción de gas y crudo, este trabajo puede aplicarse a separadores en diferentes plantas de proceso, deshidratación con glicol, recuperación de aminas, recirculación para columnas de destilación, separadores de carga a plantas de refinación, entre otros, la única diferencia radica en las propiedades de las corrientes de alimentación y productos de separación. 168 Bibliografía BIBLIOGRAFÍA [1] ARNOLD, K. & STEWART M. Surface Production Operations. Vol. I. 3rd. Ed. Gulf Professional Publishing (Elsevier). Burlington, Massachusetts, EUA, 2008. [2] ARNOLD, K. & STEWART M. Gas-Liquid and Liquid-Liquid Separators. Gulf Professional Publishing (Elsevier). Burlington, Massachusetts, EUA, 2008. [5] MOSS D. Pressure Vessel Design. 3rd. Edition. Elsevier. Burlington, Massachusetts, EUA, 2004. [6] API (American Petroleum Institute) , API Specification 12J - Specification for Oil & Gas Separators, 7th Edition, Washington, DC, October 1, 1989. [7] LYONS, W. Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering. Vol. 2. Gulf Professional Publishing (Butterworth-Heinemann). Houston, TX, USA, 1996. [9] MANNING F. S. & THOMPSON R. E. Oilfield Processing Vol. Two: Crude Processing. Penwell. Tulsa, Oklahoma, USA, 1995. [10] LUDWIG, E.E. Applied Process Design for Chemical and petrochemical plants. Vol. 1. 3rd. Ed. Gulf Professional Publishing (ButterworthHeinemann). Houston, TX, USA, 1999. [11] BRANAN C. R. Rules of thumb for Chemical Engineers. 3rd. Ed. Gulf Professional Publishing (Elsevier). Burlington, Massachusetts, EUA, 2002. [12] GPSA (Gas Processors Suppliers Association) Engineering Data Book (Electronic), 11th ed. Tulsa, Oklahoma, USA. 169 Bibliografía [14] DARBY, R. Chemical Engineering Fluid Mechanics. 2nd. Ed. Dekker. New York, USA, 2001. [15] WALAS, S. M. Chemical Process Equipment, Selection and Design. Butterworth-Heinemann. Massachusets, USA, 1990. [16] ACS (AMERICAN COPPER SPONGE) INC. Liquid-Liquid Coalescer Design Manual. ACS, Separations Descarga: & Mass Transfer Products. http://www.acsseparations.com/separation- technologies/liquid-liquid-coalescers/default.html [19] SULZER CHEMTEC. Gas-Liquid Separation Technology. Consulta: http://www.sulzerchemtech.com/portaldata/11/Resources//broch ures/mtt/Gas_Liquid_Separation_Technology_20090819.pdf (15 de octubre de 2010, 14:15 PM) [20] API. API RP 14E “Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems”, 5th. Ed., Washington, DC, October 1, 1991. [21] MOYA, A. Estimación de costes y rentabilidad de equipos. Consulta: http://web.usal.es/~tonidm/DEI_02_Costes.pdf (18 de Octubre de 2010, 12:27 PM) [22] LYONS W. Working guide to Petroleum and Natural Gas Engineering. 3rd. Ed. Gulf Professional Publishing (Elsevier). Burlington, Massachusetts, EUA, 2002. [23] AMISTCO, Mesh & Vane Mist Eliminators Catalog. [24] MONNERY, W. & SVRCEK, W. Successfully specify three phase separators. Chemical Engineering Progress. September, 1994. Pág. 29 170 Bibliografía [25] MONNERY, W. & SVRCEK, W. Design Two Phase Separators Within the Right Limits. Chemical Engineering Progress. October, 1993. Pág. 53 [26] BAZUA, E. Notas del Curso de Termodinámica Química. Consulta: http://depa.pquim.unam.mx/fisiquim/pdf/bazua/NotasTQCapitulo 3Completo.pdf (7 de Noviembre de 2010, 15:45) [27] WOLVERINE TUBE, INC. Engineering Data Book. Consulta: http://www.wlv.com/products/databook/db3/data/db3ch12.pdf (17 de Diciembre de 2010, 18:50) [28] BROWNELL, Lloyd / YOUNG, Edwin. Process equipment design. Jhon Wiley & Sons. New York, USA, 1959. Págs. 76 – 86. 171 Tesis Universitarias TESIS UNIVERSITARIAS [a] JURADO GALLARDO, Jonathan. “Separadores bifuncionales (1ª/2ª etapa) en baterías de producción costa afuera.” Facultad de Ingeniería UNAM, 2009. (Ingeniero Petrolero) [b] REDONDA GODOY, Cinthya A. “Separación y estabilización de aceite crudo.” Facultad de Ingeniería UNAM, 2008. (Ingeniero Petrolero) [c] ROMÁN MORENO, Gabriela. “Optimización en línea de una batería de separación de hidrocarburos”. Facultad de Química UNAM, 2000. (Ingeniero Químico) [d] MARTÍNEZ DÁVILA, Gabriel. “Análisis teórico y metodología para el diseño y especificación de eliminadores de niebla”. Facultad de Química UNAM, 1999. (Ingeniero Químico) [e] MENDOZA MAY, Lázaro A. “Separación y Medición de Aceite y Gas en una Plataforma de Producción del Campo Cantarell.” Facultad de Ingeniería UNAM, 1984. (Ingeniero Petrolero) [f] HINOJOSA PUEBLA, Juan J. “Separación de aceite y gas en los campos petroleros.” Facultad de Ingeniería UNAM, 1982. (Ingeniero Petrolero) [g] CAMPOS ESPINOZA, Nikra E. “Baterías de separación como unidad de producción”. Facultad de Ingeniería UNAM, 1981. (Ingeniero Petrolero) [h] GONZÁLEZ Y VEGA, Federico G. “Separadores gas-crudo en la industria petrolera”. Facultad de Química UNAM, 1963. (Ingeniero Químico) 172 Apéndices APÉNDICES Como se mencionó en los capítulos 3 y 4, para llevar a cabo el dimensionamiento de los recipientes y boquillas, además para calcular la velocidad crítica de los gases y vapores a través de los eliminadores de niebla, se debe contar con la siguiente información: Factor de compresibilidad del gas Densidades o gravedades específicas de cada una de las fases a separar Viscosidad de cada fase Generalmente se cuenta con la composición de la corriente de proceso y con información a condiciones estándar, sin embargo, es necesario estimar el volumen de los fluidos a las condiciones de operación del separador. Conocidas las condiciones de operación del separador (P, T) y la composición de la corriente se procede a estimar las anteriores propiedades mediante un modelo que puede ser una ecuación de estado o una grafica que permita estimar estas propiedades. A.1 Factor de Compresibilidad El factor de compresibilidad indica la desviación con respecto al comportamiento del modelo del gas ideal de una mezcla gaseosa y se calcula de la siguiente manera: (A.1) A partir de las propiedades críticas de los componentes de la mezcla y mediante la ley de los estados correspondientes, se puede determinar el 173 Apéndices factor de compresibilidad. Recordando que para componentes puros las propiedades reducidas se definen de la siguiente manera: (A.2) Para mezclas se definen propiedades pseudo-críticas y pseudo-reducidas de la siguiente manera: (A.3) (A.4) Para determinados valores de presión y temperatura pseudo-reducida, los valores de Z están graficados en la figura A.1. A las propiedades pseudocríticas se debe agregar una corrección si la mezcla contiene H2S o CO2, la cual se obtiene de la siguiente manera: (A.5) (A.6) 174 Apéndices Donde “y” es la fracción mol de H2S o CO2 en la mezcla y e se calcula de la siguiente manera: (A.7) Se tiene también como alternativa a la grafica de la figura A.1 la ecuación presentada por Hall-Yarborough para la determinación del factor de compresibilidad: (A.8) Donde t es el inverso de la Tpc y “y” se calcula mediante la solución de la siguiente ecuación: En el caso de estar manejando una ecuación de estado cúbica, se debe contar con la expresión correspondiente para determinar el factor de compresibilidad, en el caso de la ecuación de Peng-Robinson: (A.9) Los coeficientes de esta ecuación son: 175 Apéndices Para el cálculo del factor de compresibilidad, se debe resolver entonces la siguiente ecuación: (A.10) 176 Apéndices Fig. A.1 Factor de compresibilidad a partir de propiedades pseudo-reducidas (Referencia [22]) 177 Apéndices A.2 Densidades y gravedades específicas Para gases, la gravedad específica se define como: (A.11) Para mezclas de hidrocarburos en fase líquida, la densidad en °API está relacionada a la gravedad específica de la siguiente forma: (A.12) Donde: (A.13) Para encontrar la gravedad específica a la temperatura de operación del separador, o a condiciones estándar se puede recurrir a la gráfica de la figura A.2. La figura A.2 no considera que al incrementar la temperatura se desprenden gases y vapores de los líquidos, al mismo tiempo, no se toman en cuenta cambios en la fase líquida debidas a los cambios en la presión. A pesar de estas observaciones, esta gráfica provee de información aceptable para ser usadas en cálculos de diseño. 178 Apéndices Fig. A.2 Gravedad específica a diferentes temperaturas (Referencia [1]) 179 Apéndices A.3 Viscosidad La figura A.3 puede ser utilizada para determinar la viscosidad de hidrocarburos en fase gas, no se está considerando la presencia de N2, CO2 y H2S, sin embargo es una buena aproximación si se conoce la gravedad específica a condiciones estándar. Fig. A.3 Viscosidad de hidrocarburos en fase gas (Referencia [1]) 180 Apéndices De igual manera se puede determinar la viscosidad de la fase líquida mediante la gráfica de la figura A.4, siempre que se conozca su densidad, la viscosidad en esta gráfica es la viscosidad cinemática y está relacionada a la viscosidad absoluta mediante la siguiente ecuación: (A.14) Fig. A.4 Viscosidad cinemática de hidrocarburos en fase líquida (Referencia [1]) 181 Apéndices Los datos de esta gráfica se encuentran correlacionados de la siguiente manera y se basan en el análisis de 460 muestras de crudo: (A.15) En esta expresión la temperatura se maneja en °F y G es la densidad del crudo en °API. A.4 Caracterización de las fracciones C6+ y C7+ Por lo general, es sencillo determinar la proporción de los componentes más ligeros en una mezcla de hidrocarburos, los cuales son generalmente cadenas de uno hasta cinco carbonos, a su vez, las propiedades críticas y el factor acéntrico, datos que son utilizados para los cálculos de equilibrio mediante ecuaciones de estado ya se encuentran reportados en la literatura. Sin embargo, los elementos de 6, 7 o más carbonos, aunque se encuentren en una proporción muy pequeña, pueden tener gran influencia en el comportamiento de fases de toda la mezcla, el punto de rocío se ve afectado en gran medida por la proporción de los componentes más pesados y la naturaleza de estos. Esto se debe a que las fracciones C6+ o C7+ están compuestas por una mezcla de diferentes hidrocarburos (incluyendo los isómeros correspondientes a cada uno de ellos) con diferentes pesos 182 Apéndices moleculares pertenecientes, al menos, a tres familias de hidrocarburos: naftenos, parafinas y aromáticos. Es de gran ayuda definir un pseudo-componente el cual permita describir el comportamiento de una mezcla de hidrocarburos que componen estas fracciones como si fueran un componente puro. Se han desarrollado diferentes procedimientos, los cuales a partir de un mínimo de información como temperatura de ebullición inicial, masa molecular, gravedad específica o densidad a 60 °F, al menos dos de estos datos los cuales son obtenidos a partir de pruebas de laboratorio, correlacionan las propiedades críticas y los datos antes mencionados. Los principales medios para obtener esta información sobre las fracciones C6+ o C7+ son los siguientes: a) A partir de la densidad API o la gravedad específica de las fracciones C6+ o C7+, las demás propiedades son estimadas a partir de correlaciones de datos. b) Análisis por cromatografía, en el cual se presenta cada fracción mediante series de parafinas desde n-hexano hasta C30+. Algunos de ellos incorporan componentes aromáticos y olefinas en la caracterización a manera de mejorar la descripción de la fracción. c) Prueba ASTM D-86 (o técnicas similares), en las cuales se realiza la destilación batch y sin reflujo de la mezcla de hidrocarburos midiendo al menos 7 diferentes volúmenes de destilado obtenido (INICIO, 10, 30, 50, 70, 90 y FIN) y reportando su temperatura de ebullición. En esta prueba, se reporta el peso molecular y la gravedad específica de toda la fracción C6+ o C7+. d) Análisis TBP (True Boiling Point) parcial, en el cual se realiza una destilación batch, sin embargo se incorpora una columna con 183 Apéndices diferentes etapas de equilibrio (15 etapas teóricas y una relación de reflujo de 5 de acuerdo a la prueba ASTM-D-2892). Este análisis proporciona una separación más definida de los volúmenes de destilado, por lo general se reportan de 5 a 20 parejas de datos en la curva de destilación junto con la medición de la masa molecular y la gravedad específica de la fracción C6+ o C7+. e) Análisis completo TBP, a diferencia del análisis parcial, esta prueba reporta el peso molecular y la gravedad específica de cada una de las sub-fracciones. Por lo general, el análisis completo TBP maneja al menos 55 conjuntos de datos (temperaturas, peso molecular y gravedad específica). De los procedimientos aquí descritos, es el que mejor describe las muestras analizadas. Ya que se cuenta con la información proporcionada mediante algunas de las pruebas antes mencionadas, se pueden calcular el resto de las propiedades mediante correlaciones de datos. La más sencilla se basa en la proporción de naftenos, parafinas y aromáticos, siendo ξ la propiedad que se quiere estimar para la fracción (presión crítica, temperatura crítica, peso molecular, etc.), y los subíndices indicando la familia de hidrocarburos: (A.16) Donde P+A+N=1.0 e indican las fracciones correspondientes a naftenos, parafinas y aromáticos. La siguiente correlación es más compleja, a partir de los datos obtenidos por los procedimientos experimentales definidos anteriormente, las propiedades pueden estimarse utilizando la siguiente expresión y aplicando los 184 Apéndices coeficientes de la tabla A.5, en esta expresión S es la densidad del líquido analizado a 20 ° C dividido entre la densidad del agua a 4 ° C: (A.17) Tabla A.1 Coeficientes para la ecuación A.19 (Referencia [22]) a b c MW 4.5673 x 10-5 2.1962 -1.0164 TC (R) 24.2787 0.58848 0.3596 -2.3125 2.3201 0.002016 1.0055 PC (psia) 3.12281 x 10 ρ (g/cm3) -9 0.982554 A.5 Separación Flash En una mezcla de n componentes se desea saber si a las condiciones de P y T se tiene una mezcla líquido-vapor/gas. Fig. A.5 Esquema de separación de fases (Referencia [26]) Se deben resolver el siguiente sistema de ecuaciones compuesto por el balance de materia y las relaciones de equilibrio para cada uno de los componentes. 185 Apéndices Relaciones de equilibrio (A.18) Balance de materia (A.19) Donde Ki es la razón de equilibrio y se obtiene a partir de la presión de vapor de cada uno de los componentes (la cual es función de la temperatura y se obtiene a partir de la ley de Antoine para componentes puros) y la presión total del sistema. (A.20) Si todas las Ki son mayores a uno, se tiene solo vapor, si todas las Ki son menores a uno, se tiene solamente líquido. Combinando A.18 y A.19 se obtienen: (A.21) (A.22) 186 Apéndices Estas dos últimas ecuaciones permiten obtener las composiciones de cada una de las fases, con el tratamiento correcto de los datos y el método numérico adecuado se pueden resolver diferentes problemas de equilibrio de fases. Dado que la suma de las fracciones es uno, se puede utilizar la siguiente función como restricción para la solución de problemas. (A.23) Los problemas básicos a resolver mediante este método son los siguientes: Tabla A.2 Problemas típicos de equilibrio de fases Problema Valor de V/F Valor de V/F Presión de Burbuja 0 0 Presión de Rocío 1 1 0 0 Temperatura de Burbuja Temperatura de Rocío 1 Variables Variable a conocidas iterar T, zi P P, zi T 1 Si se quiere conocer el grado de vaporización de la corriente de alimentación, conviene aprovechar las simplificaciones de la ecuación A.23 obtenidas con V/F igual a uno y cero. Teniendo P y T, siendo: V/F = 0 (A.24) 187 Apéndices Si esta función es negativa, se tiene solo líquido. V/F = 1 (A.25) Si esta función es positiva, se tiene solo vapor. Si se da el caso de que A.24 devuelve un resultado positivo y A.25 negativo, tenemos entonces una mezcla líquido vapor, dado que se conocen P y T, se busca la V/F que proporciona la solución de la ecuación A.23. Para la obtención de las envolventes de la Tabla 1.1, se procedió fijando diferentes valores de Presión y se calcularon las temperaturas de rocío y burbuja. Los datos obtenidos mediante los procedimientos anteriores deben de proporcionar una descripción objetiva del comportamiento de fases de la fracción. En este trabajo se utilizó el simulador HYSYS ver. 3.2 para la estimación de propiedades y para resolver el balance de materia del caso de aplicación, la única diferencia está en que la base de datos del simulador, en lo que se refiere a propiedades, parámetros de interacción binaria, coeficientes de actividad y ecuaciones de estado es más amplia además de que se utilizan métodos numéricos más precisos. A.6 Estimación del costo de compra del equipo de separación Una forma rápida de estimar el costo del equipo de separación es utilizando las curvas que se anexan a continuación y se tomaron de la referencia [21]: 188 Apéndices Fig. A.6 Costos de recipientes verticales Fig. A.7 Costos de recipientes horizontales 189 Apéndices A cada curva le corresponde un diámetro en pulgadas de acuerdo a la tabla siguiente: Tabla A.3 Curvas de costos de las figuras A.6 y A.7 Curva Diámetro, inch 1 20” 2 40” 3 80” 4 120” Al precio estimado de las curvas deben agregarse las siguientes correcciones por presión y por material. Tabla A.4 Factores de corrección a precios de compra de recipientes a presión Material Factor de correción Acero al carbón 1.0 Acero Inoxidable 2.0 Monel 3.4 Clad de Acero Inoxidable 1.5 Clad de Monel 2.1 Presión (bar) Factor de corrección 1-5 1.0 5-10 1.1 10-20 1.2 20-30 1.4 30-40 1.6 40-50 1.8 50-60 2.2 190 Apéndices Debe considerarse de 5 a 10% adicional para estimar el costo de los internos. Para actualizar los precios, se requieren de los índices correspondientes a los años en cuestión y actualizar mediante la siguiente expresión: (A.26) Se utilizó el Chemical Engineering Plant Cost Index, los índices correspondientes de 1992 a 2008 se mencionan en la siguiente tabla: Tabla A.5 Chemical Engineering Plant Cost Index 1992-2009 Año Índice Año Índice 1992 358.2 2001 394.3 1993 359.2 2002 395.6 1994 368.1 2003 401.7 1995 381.1 2004 444.2 1996 381.7 2005 468.2 1997 386.5 2006 499.6 1998 389.5 2007 525.4 1999 390.6 2008 575.4 2000 394.1 2009* 609.1 * Extrapolado linealmente en base a la tendencia de los 3 años anteriores Se toma en cuenta, para 2009, 1.5 USD = 1 libra esterlina. El procedimiento anterior no considera impuestos, costos de instalación ni de transporte. 191 Anexos ANEXOS (INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA DEL CASO DE APLICACIÓN) Anexo A. Balance de materia del caso de aplicación PROPIEDADES DESCRIPCIÓN CORRIENTE PROVENIENTE DE POZOS NOMBRE 100 FRACCIÓN VAPOR 0.3070 TEMPERATURA [°F] 130.00 PRESIÓN [PSIA] 1314.70 FLUJO MOLAR [LBMOL/H] 26101.75 FLUJO MÁSICO [LB/H] 1301320.02 DENSIDAD [LB/FT3] 23.06 VISCOSIDAD [cP] -- Z 0.8506 PESO MOLECULAR 49.86 FLUJO VOL. STD. GAS [MMSCFD] 72.98 FLUJO VOL. STD. LIQ. [BPD] 94116 COMPONENTES COMPOSICIÓN EN FRACCIÓN MOL N2 0.0027 CO2 0.0019 H2S 0.0053 C1 0.3491 C2 0.0384 C3 0.0256 i-C4 0.0035 C4 0.0086 i-C5 0.0047 C5 0.0084 C6+ 0.1935 H2O 0.3583 192 Anexos PROPIEDADES DESCRIPCIÓN NOMBRE FRACCIÓN VAPOR TEMPERATURA [°F] PRESIÓN [PSIA] FLUJO MOLAR [LBMOL/H] FLUJO MÁSICO [LB/H] DENSIDAD [LB/FT3] VISCOSIDAD [cP] Z (GAS) PESO MOLECULAR FLUJO VOL. STD. GAS [MMSCFD] FLUJO VOL. STD. LIQ. [BPD] LÍQUIDOS RECUPERADOS 101 0.0000 130.00 1314.66 18088.63 1153059.79 48.78 0.8724 0.8506 63.75 102 0.1029 128.85 424.70 18088.63 1153059.79 24.09 -0.9296 63.75 103 0.0000 128.85 424.70 16228.15 1115850.13 50.37 1.1417 0.9296 68.76 104 0.0493 126.14 107.70 16228.15 1115850.13 16.73 -0.9688 68.76 105 0.0000 126.14 107.70 15428.36 1095723.59 51.07 1.3662 0.9688 71.02 106 0.0336 120.97 21.00 15428.36 1095723.59 6.35 -0.9859 71.02 107 0.0281 90.00 17.00 15428.36 1095723.59 6.47 -0.9879 71.02 0.00 16.94 0.00 7.28 0.00 4.72 3.96 94116 87594 87594 84614 84614 82310 82680 COMPONENTES COMPOSICIÓN EN FRACCIÓN MOL N2 CO2 H2S C1 C2 C3 i-C4 C4 i-C5 C5 C6+ 0.0005 0.0012 0.0048 0.1138 0.0276 0.0257 0.0041 0.0104 0.0061 0.0111 0.2791 0.0005 0.0012 0.0048 0.1138 0.0276 0.0257 0.0041 0.0104 0.0061 0.0111 0.2791 0.0001 0.0007 0.0038 0.0344 0.0189 0.0234 0.0041 0.0107 0.0066 0.0120 0.3110 0.0001 0.0007 0.0038 0.0344 0.0189 0.0234 0.0041 0.0107 0.0066 0.0120 0.3110 0.0000 0.0003 0.0024 0.0062 0.0098 0.0185 0.0037 0.0102 0.0066 0.0122 0.3271 0.0000 0.0003 0.0024 0.0062 0.0098 0.0185 0.0037 0.0102 0.0066 0.0122 0.3271 0.0000 0.0003 0.0024 0.0062 0.0098 0.0185 0.0037 0.0102 0.0066 0.0122 0.3271 H2O 0.5158 0.5158 0.5742 0.5742 0.6030 0.6030 0.6030 193 Anexos PROPIEDADES DESCRIPCIÓN GAS DE SEPARADORES HORIZONTALES NOMBRE 201 202 203 204/301 FRACCIÓN VAPOR 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000 TEMPERATURA [°F] 130.00 128.85 126.14 90.00 PRESIÓN [PSIA] 1314.7 424.70 107.70 17.00 FLUJO MOLAR [LBMOL/H] 8013.12 1860.48 799.79 434.26 FLUJO MÁSICO [LB/H] 148260.23 37209.66 20126.54 15489.08 DENSIDAD [LB/FT3] 4.52 1.45 0.44 0.10 VISCOSIDAD [cP] 0.0148 0.0127 0.0117 0.0096 Z (GAS) 0.8506 0.9296 0.9688 0.9879 PESO MOLECULAR 18.50 20.00 25.16 35.67 FLUJO VOL. STD. GAS [MMSCFD] 72.98 16.94 7.28 3.96 FLUJO VOL. STD. LIQ. [BPD] -- -- -- -- COMPONENTES COMPOSICIÓN EN FRACCIÓN MOL N2 0.0077 0.0041 0.0013 0.0002 CO2 0.0035 0.0057 0.0090 0.0083 H2S 0.0066 0.0131 0.0307 0.0550 C1 0.8804 0.8060 0.5790 0.2067 C2 0.0629 0.1032 0.1942 0.2576 C3 0.0254 0.0453 0.1188 0.2883 i-C4 0.0022 0.0037 0.0107 0.0317 C4 0.0045 0.0073 0.0211 0.0645 i-C5 0.0015 0.0021 0.0061 0.0187 C5 0.0022 0.0031 0.0087 0.0262 C6+ 0.0004 0.0001 0.0002 0.0003 H2O 0.0028 0.0062 0.0202 0.0425 194 Anexos PROPIEDADES DESCRIPCIÓN NOMBRE FRACCIÓN VAPOR TEMPERATURA [°F] PRESIÓN [PSIA] FLUJO MOLAR [LBMOL/H] FLUJO MÁSICO [LB/H] DENSIDAD [LB/FT3] VISCOSIDAD [cP] Z (GAS) PESO MOLECULAR FLUJO VOL. STD. GAS [MMSCFD] FLUJO VOL. STD. LIQ. [BPD] GAS A COMPRESIÓN 302 1.0000 276.39 107.70 434.26 15489.08 0.50 0.0131 0.9676 35.67 303 1.0000 191.70 107.70 1234.05 35615.62 0.46 0.0125 0.9700 28.86 304 0.9789 90.00 104.70 1234.05 35615.62 0.55 -0.9514 28.86 305 1.0000 90.00 104.70 1207.95 35097.83 0.54 0.0107 0.9514 29.06 306 1.0000 261.37 424.70 1207.95 35097.83 1.74 0.0145 0.9190 29.06 307 1.0000 191.45 424.70 3068.43 72307.49 1.54 0.0137 0.9286 23.57 308 0.9952 90.00 421.70 3068.43 72307.49 1.94 -0.8731 23.57 309 1.0000 90.00 421.70 3053.83 71981.28 1.93 0.0120 0.8731 23.57 310 1.0000 256.63 1314.70 3053.83 71981.28 4.62 0.0169 0.8732 23.57 311 1.0000 130.00 1312.00 3053.29 71949.76 6.74 0.0163 0.7247 23.56 3.96 11.24 11.00 11.00 11.00 27.95 27.81 27.81 27.81 27.81 -- -- 35 -- -- -- 23 -- -- -- COMPOSICIÓN EN FRACCIÓN MOL COMPONENTES N2 CO2 H2S C1 C2 C3 i-C4 C4 i-C5 C5 C6+ H2O Nota: El separador D-402 se 0.0002 0.0083 0.0550 0.2067 0.2576 0.2883 0.0317 0.0645 0.0187 0.0262 0.0425 0.0003 colocó por 0.0009 0.0009 0.0009 0.0009 0.0028 0.0088 0.0088 0.0089 0.0089 0.0070 0.0393 0.0393 0.0401 0.0401 0.0237 0.4480 0.4480 0.4576 0.4576 0.6688 0.2165 0.2165 0.2212 0.2212 0.1497 0.1785 0.1785 0.1823 0.1823 0.0992 0.0181 0.0181 0.0185 0.0185 0.0095 0.0364 0.0364 0.0372 0.0372 0.0191 0.0105 0.0105 0.0107 0.0107 0.0055 0.0148 0.0148 0.0151 0.0151 0.0078 0.0280 0.0280 0.0074 0.0074 0.0067 0.0003 0.0003 0.0000 0.0000 0.0001 seguridad, por lo que la cantidad de líquidos que 0.0028 0.0070 0.0237 0.6688 0.1497 0.0992 0.0095 0.0191 0.0055 0.0078 0.0067 0.0001 se podrán 0.0029 0.0029 0.0028 0.0070 0.0070 0.0070 0.0238 0.0238 0.0238 0.6720 0.6720 0.6721 0.1503 0.1503 0.1504 0.0996 0.0996 0.0996 0.0096 0.0096 0.0096 0.0191 0.0191 0.0191 0.0055 0.0055 0.0055 0.0078 0.0078 0.0078 0.0023 0.0023 0.0000 0.0000 0.0000 0.0023 separar es mínima. De ahí que las corrientes 301/204 tengan las mismas características. 195 Anexos PROPIEDADES DESCRIPCIÓN NOMBRE FRACCIÓN VAPOR TEMPERATURA [°F] PRESIÓN [PSIA] FLUJO MOLAR [LBMOL/H] FLUJO MÁSICO [LB/H] DENSIDAD [LB/FT3] VISCOSIDAD [cP] Z (GAS) PESO MOLECULAR FLUJO VOL. STD. GAS [MMSCFD] FLUJO VOL. STD. LIQ. [BPD] LÍQUIDOS TANQUES DE SUCCIÓN A COMPRESORES 402 403 0.0000 0.0000 90.00 90.00 104.70 421.70 26.10 14.59 517.79 326.21 60.63 56.13 0.9407 1.1258 0.9514 0.8731 19.84 22.35 0.00 0.00 35 23 COMPONENTES COMPOSICIÓN EN FRACCIÓN MOL N2 CO2 H2S C1 C2 C3 i-C4 C4 i-C5 C5 C6+ H2O 0.0000 0.0000 0.0003 0.0003 0.0007 0.0018 0.0005 0.0013 0.0009 0.0017 0.0100 0.9826 0.0000 0.0002 0.0018 0.0062 0.0064 0.0124 0.0027 0.0071 0.0045 0.0081 0.0183 0.9322 Nota: El separador D-402 se colocó por seguridad, por lo que la cantidad de líquidos que se podrán separar es mínima. La corriente 401 se espera como agua con trazas de hidrocarburos, a las condiciones de P y T de la corriente 301/204. 196 Anexos PROPIEDADES DESCRIPCIÓN NOMBRE FRACCIÓN VAPOR TEMPERATURA [°F] PRESIÓN [PSIA] FLUJO MOLAR [LBMOL/H] FLUJO MÁSICO [LB/H] DENSIDAD [LB/FT3] VISCOSIDAD [cP] Z (GAS) PESO MOLECULAR FLUJO VOL. STD. GAS [MMSCFD] FLUJO VOL. STD. LIQ. [BPD] PRODUCTOS DE SEPARACIÓN 501 0.0000 90.00 17.00 5715.51 913077.36 50.86 1.2868 0.9879 159.75 502 1.0000 128.03 1312.00 11066.61 220218.70 5.06 0.0151 0.8188 19.90 503 0.0000 90.00 17.00 9278.59 167157.15 62.55 0.7606 0.9879 18.02 0.00 100.79 0.00 75540 -- 11283 0.0064 0.0044 0.0113 0.8230 0.0870 0.0459 0.0043 0.0086 0.0026 0.0038 0.0003 0.0025 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 1.0000 COMPONENTES COMPOSICIÓN EN FRACCIÓN MOL N2 CO2 H2S C1 C2 C3 i-C4 C4 i-C5 C5 C6+ H2O 0.0000 0.0001 0.0024 0.0010 0.0070 0.0279 0.0077 0.0225 0.0163 0.0309 0.8830 0.0010 197 Anexos Anexo B. Dimensionamiento de bota para separador trifásico D-401 La bota es un separador para crudo en agua en posición vertical, la velocidad terminal de partículas de 200 micras de crudo en agua es: Para un flujo de agua de 16,250 BPD (6.61 ft3/s), que es el flujo de agua que llega al separador más el margen de diseño: Dado que este diámetro excede de la mitad del diámetro de la coraza (138”) no se consideró manejar una bota en el diseño del separador trifásico. 198
Report "Diseño de separadores bifásicos y trifásicos"