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NORMAS PARA EL DISEÑO DE SEPARADORES. 1.

Resumen.

Los fluidos producidos por un pozo son mezclas complejas de hidrógeno y carbono, éste fluye por la tubería vertical y llega a los cabezales, ubicados en la parte superior del pozo (boca de pozo). Sigue una trayectoria generalmente horizontal hasta la estación de producción donde se cumple la separación del mismo en las diferentes fases: petróleo, gas y agua, utilizando para ello los trenes de separadores (prueba y producción), que son recipientes donde el flujo entra por la parte superior y debido principalmente al cambio de velocidad y a la acción de la gravedad, ocurre la separación de fases. En este trabajo analizaremos los parámetros que se deben tener en cuenta para lograr un buen diseño de separación mediante las NORMAS PARA DISEÑO DE SEPARADORES DE FASES y cómo los diversos dispositivos internos (mecánicos) aprovechan las fuerzas físicas del fluido que ingresa a los equipos de separación que tienen como objetivo separar mezclas de líquido y gas, fundamentalmente para lograr la mayor recuperación de hidrocarburos líquidos.

2.

Introducción.

Los procesos de extracción de líquidos de los hidrocarburos son una de las actividades más importantes de la industria petrolera a nivel mundial. Dichos procesos consisten en separar diferentes componentes que están presentes en las corrientes de gas que salen tanto de los yacimientos petrolíferos como gasíferos. Ahora los separadores de gas-liquido están sometidos a altas presiones, por lo tanto, para el diseño de su carcasa, estos pueden ser considerados como un recipiente a presión. Los recipientes a presión están diseñados, fabricados e inspeccionados de acuerdo a normas y códigos adoptados por cada país, que dictan reglas generales y específicas sobre las diferentes fases involucradas. La construcción de recipientes a presión en Venezuela se basan en el código ASME para calderas y recipientes a presión ("ASME Boiler and Pressure Vessels Code"), sección VIII (Pressure Vessels), divisiones 1 y 2. El código ASME está compuesto por once (11) secciones dedicadas a reglamentar en forma integral la construcción de calderas, recipientes a presión y componentes nucleares. Esto incluye los requerimientos de materiales, diseño, fabricación, pruebas, inspección y estampado. La sección VIII del código ASME se encarga de establecer las normas y procedimientos para la fabricación de recipientes a presión. La sección VIII consta de dos partes, división 1 y 2. La metodología de diseño para separadores de fases se basa también del documento “PDVSA-MDP-03-S05”, extraído del Manual de Diseño de Proceso (MDP) de Petróleos de Venezuela (PDVSA), tomando en cuenta parámetros muy cercanos a datos reales para desarrollar el diseño de los separadores de fases de hidrocarburos.

3. Justificación. El presente informe proporcionará los fundamentos teóricos que permitan una óptima comprensión de la terminología relacionada con el área de las separaciones físicas de fluidos, haciendo énfasis en la separación de fases. Para lo cual es muy necesario conocer desde que son los separadores, tipos de separadores, función de los separadores, aplicación dentro la industria petrolera, ventajas y desventajas, cálculos de diseños y hasta las Normas para el Diseño de Separadores. Normas las cuales son de mucha importancia conocerlas para diseñas dichos separadores y adecuarnos a estándares internacionales los cuales se rigen la NORMA ASME.

4. Objetivo General. Interpretar las Normas de Diseño de Separadores para comprender de mejor manera el comportamiento y el funcionamiento de los separadores mediante un análisis y aplicación de la Norma ASME y los cálculos matemáticos de Diseño de Separadores.

4.1. Objetivos Específicos.


Definir que es un separador de fases para establecer un fundamento teórico de la interpretación de las Normas.

Identificar los tipos de separadores para conocer su funcionamiento y aplicación dentro de la Industria Petrolera.

Realizar un análisis sobre los tipos de separadores para identificar las Ventajas y Desventajas de un separador vertical versus un separador horizontal.

Investigar normas referidas al dimensionamiento de Separadores de fases para basarnos en los cálculos de diseño.

Analizar la Norma de Diseño de Separadores mediante su fundamento teórico y práctico para proceder a los cálculos correspondientes para el diseño de separadores.

5. Marco Teórico. 5.1. Separador de fluidos hidrocarburíferos y su definición. Un separador de fluidos hidrocaburíferos es también llamado:

Separador de Petróleo – Gas.

Separador de Líquidos de Gas.

Desgasificador.

Deliquilizer.

Trampa.

5.2.

Componentes Separador. Un separador de petróleo – gas generalmente consiste de los siguientes componentes

• • •

Dispositivo de entrada situada en la zona de separación/sección de separación de fases preliminar. Deflectores aguas abajo del elemento de entrada para mejorar la distribución de flujo.

Dispositivo de mejora Separación ubicado en la separación primaria (sedimentación por gravedad) sección de separación de fases principales.

Dispositivo de extracción de neblina situado en el espacio de gas para reducir aún más el contenido líquido en la corriente de gas a granel.

• • • •

Varias presas para controlar el nivel de líquido o nivel de interfaz. Disyuntor de remolino para prevenir la desestabilidad del gas en la salida de la fase líquida. El nivel de líquido/detección de interfaz y control, etc . Gas, petróleo, salida de agua.


Dispositivos de alivio de presión. En la mayoría de los sistemas de procesamiento de petróleo/gas, el separador de petróleo/gas es el primer recipiente de la corriente que fluye a través ni bien después de que sale del pozo de producción. Sin embargo, otros equipos tales como calentadores puede ser instalado aguas arriba del separador.

5.3.

Función de un separador. Las principales funciones de un separador de petróleo/gas, junto con métodos de separación, se resumen en la Tabla 1.

Función. Separación de Petróleo a partir de Gas. Separación de Gas a partir de Petróleo. Separación de Agua a partir de Petróleo. Separación de Petróleo a partir de Agua. Separación de Sólidos a partir de Líquidos.

Dispositivos Internos de los Separadores. Método de Dispositivos Internos de los Separadores. Separación. Extractor de Neblina, impactador de choque, cambio de Gravedad. dirección, ciclones, filtros, cartuchos y lavado. Ciclones, conjunto de láminas, paquetes de matrices, Gravedad. agitadores, calentador. Ciclones, conjunto de láminas, paquetes de matrices, Gravedad. agitadores, calentador. Ciclones, conjunto de láminas, paquetes de matrices, Gravedad. agitadores, flotador. Gravedad.

Ciclones, agitador, calentador, flotador.

Tabla Dispositivos internos de los separadores.

5.4.

Requisitos de los separadores. Se requieren separadores para proporcionar flujos de petróleo/gas que cumplan con las especificaciones de tuberías, así como su eliminación.

• El petróleo debe tener menos de 1% (en volumen) de agua y menos de 5 lbm

gas/MMscf de agua. • Debe poseer un despresurador para controlas las presiones que entran al separador de fases.

5.4.1.

La despresurización. Etapa de recuperación de los hidrocarburos líquidos - separación por etapas (despresurización) para maximizar los volúmenes de hidrocarburos líquidos Fig. 1. muestra un tren típico proceso GOM aguas profundas. Hay cuatro etapas de despresurización: 1. 2. 3. 4.

De alta presión (HP) Presión intermedia (IP) Nocaut agua libre (FWKO) Desgasificador/tratador petróleo a granel combinación (BOT)


Figura Tren separación producción GOM 1-típico, que consiste en HP, IP, FWKO, desgasificador, y BOT (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

Tabla Clasificación típica de presión y temperatura.

5.5.

Orientación Separador. Tabla 2 compara las ventajas y desventajas de los separadores verticales y horizontales. Esta tabla debe utilizarse como una guía en la selección.

Ventajas y desventajas de los separadores horizontales y verticales. Horizontal. Vertical. En un recipiente horizontal, las gotas o burbujas Separación. Mejor. no tienen que conformarse o subir a través de un flujo a contracorriente. Los sólidos se eliminan más fácilmente de la parte Sólidos. Mejor inferior de un recipiente vertical. Manipulación Los recipientes verticales tienen dimensiones Mejor. de movimiento. horizontales más pequeñas. Espumantes. Mejor Recipientes horizontales proporcionan una mayor


Oleadas.

Mejor.

superficie para que las burbujas se escapan. Un cambio en el nivel de líquido no afecta a la capacidad de gas del recipiente.

Tabla Ventajas y desventajas de los separadores horizontales y verticales.

5.6.

Consideración de diseño. Los separadores de petróleo/gas están normalmente dimensionados por la teoría de sedimentación o tiempo de retención de la fase líquida. Para manejar los aumentos repentinos de líquidos o fluctuación de producción frequenctly encontrados durante la producción de petróleo/gas, es una práctica común al tamaño de los separadores de petróleo/gas con un margen suficiente. El separador se divide generalmente en las siguientes zonas funcionales.

• • • •

Zona de entrada Zona de distribución de flujo La separación por gravedad/zona de coalescencia Zona de salida Cada zona tiene que ser cuidadosamente diseñado para lograr el rendimiento de separación general designado. Más detalles muestran en el dimensionamiento separador de página.

5.6.1.

Zona de entrada. El dispositivo es necesario de entrada adecuada para obtener una mayor separación inicial de líquido/gas. En la mayoría de los casos, el gas ya se salga de la solución en la tubería, lo que conduce al separador (a causa de la caída de presión a través de un estrangulador aguas arriba o una válvula de control). Por lo tanto, la mayor parte del gas se separa del líquido en la zona de entrada. Debido a la formación de espuma problemas y la necesidad de mayores capacidades, entradas ciclónicas se están convirtiendo cada vez más popular. Para aplicaciones con el impulso de entrada diciendo menos de 9 kPa, una entrada de paleta se puede utilizar. Entradas típicas incluyen:

• • • • •

5.6.2.

Placas de impacto plana Placas de cabeza en forma de plato Tuberías semiabiertas Entrada de paletas Entrada del ciclón-cluster Estas entradas, aunque barato, pueden tener el inconveniente de afectar negativamente el rendimiento de separación.Sin embargo, para los fluidos de mayor impulso, estas entradas pueden causar problemas. Las placas de cabeza en forma de plato plano o pueden resultar en pequeñas gotas y espuma. Los diseños de tubería abierta puede dar lugar a un cortocircuito o de canalización de fluido. Aunque el impulso de entrada es una buena guía de partida para la selección, las condiciones del proceso, así como la elección del desempañador, también deben ser considerados. Por ejemplo, si la carga de líquido es lo suficientemente bajo que un separador de partículas puede manejar todo el líquido, a continuación, los dispositivos de entrada pueden aplicarse más allá de sus rangos de impulso típico.

Flow zona de distribución.


Independientemente del tamaño del tanque, cortocircuito puede provocar una disminución de la eficiencia de separación. Integral a cualquier dispositivo de entrada es un estabilizador de flujo como una sola placa pantalla perforada. Una placa de diámetro completo permite que el gas/líquido fluya más uniformemente después de salir de la entrada de aletas, los ciclones de entrada, o incluso las placas de impacto. La placa también actúa como un separador de partículas de choque y el interruptor de espuma también. Área-net libre Típica (NFA) oscila en el rango de 10 a 50%. Como baja la NFA, la cizalla de los líquidos aumenta, por lo que la NFA debe corresponder con la aplicación particular. Una de las preocupaciones de estas placas es la acumulación de sólidos en el lado aguas arriba. En general, las velocidades son lo suficientemente alto en la zona de entrada para llevar los sólidos a través de las perforaciones. En cualquier caso, una boquilla de flujo debe ser instalado en la zona de entrada. Otros diseños incluyen paletas de enderezamiento de flujo. Sin embargo, el área abierta es generalmente demasiado alta para ser eficaz.

5.6.3.

Gravedad/zona de coalescencia. Para ayudar en la separación (y ruptura de espuma), pad de malla, el paquete de la veleta, y/o placa/packs matriz veces se introducen en el separador de gas/líquido. Estos internos proporcionan más superficies de impacto o de cizalla para mejorar el efecto de la fase dispersa coalescencia. Para la fase de gas, paquetes de matriz/placa y paletas se han utilizado para ayudar en la coalescencia de gotas de líquido o de ruptura de espuma. La teoría detrás de la instalación de los componentes internos de alta superficie, tales como conjuntos de láminas de espuma de última hora es que las burbujas se estiran y se rompen a medida que se arrastran a lo largo de las superficies. Sin embargo, si la mayor parte del gas fluye a través de la parte superior del paquete, la capa espumosa no será suficientemente esquilada, y las burbujas serpentean a través hasta el otro extremo.

5.6.4.

Zona de salida. Captura de la niebla puede ocurrir por tres mecanismos; se debe tener en cuenta que no hay límites bien definidos entre los mecanismos. A medida que el impulso de una gotita varía directamente con la densidad del líquido y el cubo del diámetro, las partículas más pesadas o más grandes tienden a resistirse a raíz de la línea de corriente de un gas que fluye y golpearán objetos colocados en su línea de viaje. Esta es la impactación inercial, el mecanismo responsable de la eliminación de la mayoría de partículas de diámetro> 10 micras. Las partículas más pequeñas que siguen las líneas de corriente pueden chocar con los objetos sólidos, si la distancia de enfoque es inferior a su radio.Esta es la impactación directa. A menudo es el mecanismo que rige para las gotitas en el rango de 1 a 10 micras. Con nieblas submicrónicas, captura browniano se convierte en el mecanismo de recaudación dominante. Esto depende del movimiento del movimiento browniano aleatorio continuo de gotitas en colisión elástica con moléculas de gas. Como las partículas se hacen más pequeñas y la velocidad es más bajo, la captura browniano se vuelve más eficiente. Casi todos los equipos de separación de gotas se divide en cuatro categorías: • Malla • Vanes • Ciclones • Fibra de camas

5.7.

Rendimiento Separador.

5.7.1.

Impedimentos Rendimiento.

5.7.1.1.

Espumoso. Cuando la presión se reduce en ciertos tipos de petróleo crudo, pequeñas burbujas de gas están encerradas en una película delgada de petróleo cuando el gas sale de


la solución. Esto puede resultar en espuma o espuma, que se dispersa en el petróleo y crea lo que se conoce como petróleo de "espuma". En otros tipos de petróleo crudo, la viscosidad y la tensión superficial del petróleo puede gas bloqueo mecánicamente en el petróleo y puede causar un efecto similar al de espuma. Espuma de petróleo no es estable o de larga duración a menos que un agente espumante está presente en el petróleo.

5.7.1.2.

Parafina. Deposición de parafina en los separadores de petróleo/gas reduce su eficacia y puede hacerlos inoperantes llenando parcialmente la embarcación y/o bloquear el extractor de niebla y conductos de fluido. La parafina se puede quitar con eficacia de los separadores mediante el uso de vapor de agua o disolventes. Sin embargo, la mejor solución es para evitar la deposición inicial en el recipiente por el calor o químico de tratamiento del fluido aguas arriba del separador.

5.7.1.3.

Sólidos y sal. Si la arena y otros sólidos se producen continuamente en cantidades apreciables con los fluidos del pozo, deben ser removidos antes de que los líquidos entren en las tuberías. La sal puede ser eliminado mediante la mezcla de agua con el petróleo, y después se disuelve la sal, el agua se puede separar del petróleo y se drena del sistema. Los recipientes verticales son muy adecuados para la remoción de sólidos debido a la pequeña área de recogida. En recipientes horizontales, chorros de arena y boquillas de aspiración se colocan a lo largo del fondo del recipiente, típicamente cada 5 a 8 pies. Artesas invertidos pueden ser colocados en la parte superior de las boquillas de aspiración, así para mantener las boquillas de taponamiento. Un sistema de chorro de arena se muestra en la Fig. 6 .

Ilustración Sistema (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.) 6-Sand-jet.

5.7.1.4.

Corrosión Los fluidos producidos pueden ser muy corrosivo y causar una falla prematura de los equipos. Los dos elementos más corrosivos son sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Estos dos gases pueden estar presentes en los fluidos del pozo en cantidades de una traza hasta 40 a 50% del gas por volumen. Una solución para la corrosión en los recipientes a presión puede ser el tratamiento de agua.

5.7.1.5.

Chapoteo


Debido a la acción de las olas o las corrientes oceánicas en una estructura flotante, contenido líquido en un separador de petróleo/gas serían excitados, lo que resulta en movimientos de los fluidos internos de chapoteo. Es particularmente un problema en los separadores horizontales largos. Chapoteo degrada el rendimiento de separación a través de una mezcla adicional. Por tanto, es necesario diseñar sistemas de deflectores internos para limitar chapoteo.

5.7.1.6.

Los controles de nivel. Control estable del petróleo/agua y las interfaces de gas/petróleo es importante para una buena separación. Los ajustes típicos de nivel separador de dos fases se muestran en la Tabla 5 . Para la operación de tres fases, ajustes de nivel se colocan tanto en la interfaz petróleo/agua y los niveles de la interfaz hidrocarburos/gas.

Tabla Configuraciones típicas de nivel de separador.

5.8.

5.8.1.

Tipos de Separadores. Separador de dos fases Horizontal. Ilustración. 2 y 3, ilustran dos tipos de separadores horizontales, como se puede ver, una placa de vertedero está instalado para evitar la fase de gas siendo equipaje de bajo a la salida de líquido, y bien posicionada nivel de líquido para evitar que el arrastre de líquido de la salida de gas.

Ilustración Separador Horizontal de dos fases 1-Horizontal con desviador de entrada, deflector perforado de distribución, y antivaho (cortesía de CDS Separación Technologies Inc.).


ciclónicas

5.8.2.

Ilustración Separador Horizontal de dos fases, mejoradas para romper la espuma con ciclones de entrada, deflector perforado de distribución y de movimiento (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

Barril doble separador de dos fases Horizontal. La Ilustración 4, ilustra un separador de dos fases horizontal doble barril, que se utiliza para las bajas tasas de líquidos. Una mejor calidad de corriente de líquido que normalmente se puede esperar, a excepción de más dificultad y alto costo de construir el tanque que el tanque convencional.

líquidos

5.8.3.

Ilustración Separador horizontal de doble cañón en dos fases para bajas tasas de (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

Separador de tres fases Horizontal. Ilustración 5, ilustra diferentes configuraciones de separadores horizontales de tres fases. En comparación con el separador de dos fases anterior, adicionalmente se introduce un vertedero para controlar la interfaz petróleo/agua.


Ilustración Separador horizontal trifásico con vertedero inundado (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

Ilustración Separador horizontal trifásico con cuchara de petróleo y el vertedero de agua, sin necesidad de control de la interfaz activa (cortesía de CDS Separación Technologies Inc.).

Ilustración Separador horizontal trifásico con arranque para bajas tazas de líquidos (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).


5.8.4.

Separador vertical de dos fases. Ilustración 8, muestra un separador de dos fases vertical con desviador de entrada. La corriente de entrada se introduce en el recipiente desde el dispositivo de entrada. Después de la separación, la fase líquida desciende hasta el fondo del recipiente mientras que la fase gas flota hasta la tapa del depósito.

Ilustración Vertical separador de dos fases con desviador de entrada (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

5.8.5.

Separador vertical trifásica. Ilustración 9, ilustra un separador de tres fases vertical, configurado con el desviador de entrada y separador de partículas. Después del desviador de entrada, fluye el gas separado hasta la salida de gas, mientras que la fase líquida (petróleo de mezcla/agua) entrar en el espacio de líquido a través de una esquina hacia abajo, donde el petróleo/agua se separan y se recolecta en la salida.


Ilustración Separador vertical trifásico con desviador de entrada (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

5.8.6.

Separador de entrada central. Ilustración 10, es un esquema de una entrada central y el separador de salida dual. Este diseño es equivalente para combinar dos separadores idénticos en paralelo. Su característica principal es duplicar el rendimiento general a un costo reducido en la fabricación, instalación y operación del tanque separador.

Ilustración Separador 9a de dos fases con ciclones centro de entrada y salidas duales para una estructura flotante (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

5.8.7.

Entrada dual, separador de salida central.


Ilustración 11, es una de doble entrada, separador de salida central. El nivel de líquido en el centro del tanque es generalmente constante. Por lo tanto, los cambios de nivel de líquido, de la plataforma de inclinación no afecta realmente a la operación de los dispositivos en el centro del tanque.

Ilustración Dos-fases de separación con ciclones de doble entrada y ciclones de centro desempañado a una estructura flotante (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

5.8.8.

Dos etapas, lavador vertical. Ilustración 12, muestra una de dos etapas, lavador vertical con desviador de entrada, malla de coalescencia y separadores de partículas con ciclones. Esta unidad tiene una alta capacidad de cobertura (es decir, la capacidad de operar eficazmente en mucho menor que la capacidad de diseño) y un pequeño rango de captura de las gotas. El desviador de entrada elimina líquidos a granel, la almohadilla de malla actúa como separador y elimina la niebla. A mayores tasas de gas, la malla actúa como un aglomerador, con el proceso de coalescencia. Las gotas más grandes se son atrapadas por los ciclones separadores de partículas. De cobertura típica de 8 a 10 micras.

de

Ilustración Separador vertical con dos etapas de lavado y desviador de entrada, malla coalescencia y separadores de partículas de ciclones (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).


5.8.9.

Una etapa de ciclón depurador. Ilustración 13, es un depurador ciclón de una sola etapa para la baja carga de líquido. El gas/líquido fluye directamente a los ciclones. Este tipo de un lavador de gases es una unidad compacta con cuatro, cinco y siete veces menos en el tamaño y el peso de un depurador estándar. Ilustración 13 muestra un esquema de un separador de ciclón Gasunie. El separador es un ciclón de entrada independiente en el que el depósito propiamente dicho recipiente es la pared exterior del ciclón. Este separador se utiliza principalmente como un lavador, pero se puede aplicar para mayores cargas de líquido en el orden de 10% v.

Ilustración De una etapa de lavado en línea con los ciclones desempañado (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).


Ilustración Lavador ciclónica Gasunie (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

5.8.10.

Ciclón cilíndrico de gas/líquido. Un ciclón cilíndrico gas/líquido (GLCC) es un dispositivo de separación centrífuga muy simple y barato. De separación Rough se consigue en condiciones de baja G, el remolino se genera por la entrada tangencial inclinada. A menudo se utiliza para la separación mayor en relación con las pruebas así como se muestra. Las corrientes son separados temporalmente, medidos y analizados. Con esta disposición, sin control de nivel es necesario, debido a que los niveles son mantenidos por el equilibrio hidráulico.

Ilustración Separador 12 GLCC (cortesía de Natco).

5.8.11.

Separador ciclónico en línea multitubular.


Un separador de ciclón en línea multitubular, se muestra en la Ilustración 16, provoca una corriente de flujo de gas húmedo que se repartirá entre varios tubos de ciclones. Como la corriente de gas entra en un tubo, que se encuentra un generador de giro. El generador de giro es un dispositivo estacionario que consiste en un núcleo hueco y una disposición radial de palas curvadas que desvían la corriente de gas en un patrón de flujo giratorio. En el tubo de aguas abajo del generador de giro, el líquido se separa del gas al ser colgada en contra de la pared del tubo por la fuerza centrífuga. Cerca del extremo de cada tubo, la película de líquido se encuentra con un intersticio periférico en la pared del tubo. Este vacío permite que el líquido se sacó del tubo en el espacio anular alrededor de los tubos, donde cae a la parte inferior y se descarga bajo el control de nivel. La corriente de gas desempañado continúa a través del tubo, a continuación, se recombina con la de los otros tubos.

Ilustración Longitud de 13 metros aproximado shell para los tanques verticales (cortesía de CDS Separator Technologies Inc.).

6. Marco Práctico. En este marco realizaremos un análisis sobre el diseño de los separadores de dos y de tres fases gas, petróleo/líquido que se utilizan en la industria petrolera y de gas. Se considerarán las configuraciones verticales y horizontales, y se describirán varios componentes internos para mejorar procesos de separación gas, petróleo/líquido y también se analizarán las cuestiones de control de nivel y movimiento de la plataforma. En esta sección del presente informe se presentarán ecuaciones típicas para el dimensionamiento de los separadores junto con sus respectivos ejemplos prácticos.

6.1. Generalidades. •

El término "separador de petróleo/gas" en la terminología de petróleo se designa a un recipiente a presión utilizado para separar fluidos producidos por los pozos de petróleo/gas en componentes gaseosos y líquidos.


Para la recuperación de fase de hidrocarburos líquidos se requiere la separación, produciendo corrientes de petróleo y gas, para mejorar las pruebas y mediciones de corrientes hidrocaburíferas y también para lograr la protección de bombas y compresores.

Típicamente, el petróleo debe tener menos de 1% (en volumen) de agua y menos de 5 lbm gas/MMscf.

Se requiere la separación por etapas (despresurización) para maximizar los volúmenes de hidrocarburos líquidos, con un tren típico proceso GOM.

Hay cuatro etapas de despresurización: alta presión (HP), presión intermedia (IP), knockout agua libre (FWKO), y la combinación (BOT). Agua a granel se elimina en la tercera etapa, FWKO y deshidratación final se lleva a cabo en el BOT.

La unidad de compresor de refuerzo asociado y la unidad de deshidratación de glicol., son sistemas que hacen uso de separadores como un componente principal en su diseño.

Debido a que el área de la entrada de paleta es varias veces más grande que la boquilla de entrada, las velocidades del fluido son mucho más pequeñas, lo que permite una buena separación gas/líquido, así como una entrada sin problemas en el recipiente.

La placa de impacto también actúa como un separador de partículas de choque y el interruptor de espuma también. Una de las preocupaciones de estas placas es la acumulación de sólidos en el lado aguas arriba.

Gravedad/Zona de coalescencia. Para ayudar en la coalescencia (y la rotura de la espuma), malla, paletas, y/o paquetes de placa/matriz se coloca a veces en las fases gas/líquido. Estos internos proporcionan choque.

6.2. Consideraciones de diseño. 6.2.1. Servicio a prestar.

6.2.2.

Área de flujo de vapor.

6.2.3.

Niveles/tiempos de residencia.

6.2.4.

Arrastre en la superficie del líquido.

6.2.5.

Boquillas de proceso.

6.2.6.

Consideraciones para el diseño y uso de mallas.

6.2.7.

Otros internos.

6.2.8.

Consideraciones de diseño para algunos servicios típicos.

6.2.9.

Información complementaria en otros documentos técnicos de PDVSA.

7. Desarrollo de los cálculos para el diseño de separadores de fases según la Norma ASME y el Manual de Diseño de Procesos. 7.1. Metodología de diseño.


7.1.1.

Procedimiento de diseño para tambores separadores horizontales.

7.1.2.

Procedimiento de diseño para tambores separadores verticales. NOTA. * Para los títulos 6.2. y 6.3. con sus respectivos subtítulos se adjuntará el documento “PDVSA-MDP-03-S-05”, extraído del Manual de Diseño de Proceso (MDP) de Petróleos de Venezuela (PDVSA) para no distorsionar las fórmulas ni el contenido de la Norma para el Diseño de los Desgasificadores.

8. Conclusiones y recomendaciones. 9. Anexos. 10. Documentación.

http://petrowiki.org/Oil_and_gas_separators#Other_separator_names http://petrowiki.org/Separator_types http://petrowiki.org/PEH%3AOil_and_Gas_Separators#Example_2.1:_Vertical_TwoPhase_Separator_With_a_Mesh_Pad_Demister https://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/16078/1/PAR%C3%81METROS %20REQUERIDOS%20EN%20EL%20DISE%C3%91O%20DE%20SEPARADORES%20PARA %20MANEJAR%20MEZCLAS%20GAS-L%C3%8DQUIDO.pdf https://es.scribd.com/doc/243577943/PDVSA-Manual-de-Procesos-Tambores-Separadores-pdf http://ri.bib.udo.edu.ve/bitstream/123456789/2962/1/06-TESIS.IM009V81.pdf http://tesis.luz.edu.ve/tde_busca/arquivo.php?codArquivo=2149 http://es.slideshare.net/robayofy/mdp-03-s03-separadores-lquido-vapor http://es.slideshare.net/robayofy/mdp-03-s01-principios-bsicos

INDICE.


TABLAS

ILUSTRACIONES.


COMANDO EN JEFE DE LAS FF.AA. DE LA NACIÓN ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA “MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE” BOLIVIA

Tecnología del Gas Natural II. MATERIA : ……………………………………………………………………………………………… Ludwig Abrahán Sánchez Mier. NOMBRE : ………………………………………………………………………………………………

NOTA


Ing. Ana Claudia Saavedra. DOCENTE : ……………………………………………………………………………………………… Ingeniería Petrolera. CARRERA : ……………………………………………………………………………………………… Octavo Semestre. SEMESTRE: ……………………………………………………………………………………………… 24 – Febrero – 2015. FECHA: ………………………………………………………………………………………………

COCHABAMBA – BOLIVIA.

INDICE.

Normas de diseño para separadores de fases hidrocaburíferas  

Los fluidos producidos por un pozo son mezclas complejas de hidrógeno y carbono, éste fluye por la tubería vertical y llega a los cabezales,...

Normas de diseño para separadores de fases hidrocaburíferas  

Los fluidos producidos por un pozo son mezclas complejas de hidrógeno y carbono, éste fluye por la tubería vertical y llega a los cabezales,...

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