¿CONOCES
TUS SEPARADORES?
Si los separadores están apropiadamente dimensionados y operados, las pérdidas
de líquido (gas condensado y/o petróleo) y vapores ricos serán mínimas, mas líquido
y altas gravedades significa mayor beneficio para el productor. Las series que
empiezan con este artículo intentan mostrar al operador como seleccionar y
operar sus separadores y otros equipos de procesamiento de campo para maximizar
la rentabilidad. Los siguientes artículos mostraran el efecto de la presión y
la temperatura en la separación, aplicación en la separación por etapas, y como
conseguir la máxima eficiencia de otras operaciones.
La separación de gas y petróleo es la operación más crítica en el
procesamiento en campo,
Requerimientos del Separador
Un separador completo debe tener lo siguiente:
1.
Una sección de separación primaria para remover la
masa de líquido del gas.
2.
Suficiente capacidad del líquido para manejar
los oleajes o variaciones de líquido de la línea.
3.
Suficiente longitud y altura para permitir que
las pequeñas gotas de líquido asienten por gravedad y prevenir arrastre.
4. Un medio para para reducir la turbulencia en el
cuerpo principal del separador, de modo que se pueda dar lugar a la
sedimentación.
5.
Un dispositivo para capturar las pequeñas gotas
arrastradas y removerlas por gravedad.
6.
Una contrapresión adecuada y controles de nivel
de líquido.
Toda separación puede ser dividida en
dos clases, scrubbers y separadores. Esta clasificación esta independiente, y
solo es para distinguir que equipo tiene todas las características necesarias y
que equipo no lo tiene.
En esta nomenclatura, un scrubber es un equipo diseñado para separar
el líquido del gas que no tiene las características (2) y (3) y posiblemente
(6). Este es un recipiente, diseñado para manejar relativamente pequeñas
cantidades de líquido sin alto grado de oleaje. Escoger este equipo de separación
obviamente depende de la economía, un
scrubber es un equipo pequeño económico fácil de instalar. El uso de un
scrubber debe ser cuidadosamente analizado y se debe ver que efectos podría
causar un arrastre de líquido aguas abajo de la operación, dicho análisis a
menudo revela que el costo de un separador es ligeramente más elevado y asegura
una mejor separación de los fluidos.
Es una mala práctica usar un scrubber como método de separación
primaria de un pozo. La producción de líquido a menudo no es estable y se
requiere capacidad de manejar el oleaje del líquido en el recipiente de separación.
Incluso los pozos de gas seco (gas pobre) a menudo inician produciendo
liquido e incluyendo salmueras durante su vida final.
Consecuentemente los Scrubber son recomendados solo para:
1. Separación secundaria, para remover arrastre de
fluidos de equipos de proceso tales como absorbedores y otros.
2. Líneas de gas, separación aguas abajo de un
separador y donde las líneas de flujo no son largas.
3. Diversas separaciones donde la relación
gas-liquido es extremadamente grande.
Tipos de Separadores
Los separadores de varias manufacturas difieren ligeramente en sus
detalles, pero todos en general se pueden divididos en:
1.
Separadores verticales.
2.
Separadores horizontales.
3.
Separadores esféricos.
El tipo esférico de separadores es una reciente adición a los tipos de
separadores, han sido ofertados por algunas manufacturas por razones
competitivas, aunque estos han encarnado todas las características de los
separadores convencionales. Estos tienen limitada la capacidad de oleaje de líquido
y el espacio de separación. De acuerdo a la nomenclatura usada aquí, estos
pueden caer entre los separadores y los scrubbers, su uso está limitado a
pequeños rangos de tiempo de residencia, presiones moderadas de operación, donde
la inversión inicial es considerada importante.
La Tabla 1 resume las ventajas y desventajas de cada tipo de
separador, los datos de operación del tipo esférico están limitados ya que una evaluación
final es dificultosa.
La Tabla1 muestra que el separador vertical es el más versátil, pero también
el más costoso. Consecuentemente, su uso debe ser justificado por los
requerimientos de operación actual o por una operación segura intangible. En
promedio, el costo extra de un separador vertical, particularmente en tamaños
pequeños, es despreciable cuando se compara con el costo total del pozo, cuando
la relación gas-petróleo es baja, el separador vertical es siempre recomendado.
Componentes de los Separadores
La figura 1 y 2 muestran cortes típicos donde se pueden ver varias
partes de los separadores. La separación primaria esta normalmente acompañada
de la fuerza centrífuga. Ya sea mediante una entrada tangencial o que se use
una tubería interna para causar un movimiento de rotación del gas de entrada,
este último es el preferido para la mayoría de los casos, de esta manera gran
cantidad de gotas de líquido es lanzada hacia las paredes, se limita el flujo
hacia arriba y se reduce el arrastre.
Tabla 1: Ventajas y
Desventajas de los Tipos de Separadores
Tipo
|
Ventajas
|
Desventajas
|
Vertical
|
Control de nivel de líquido no muy crítico.
Maneja grandes cantidades de arena y lodo.
Gran capacidad de manejo de líquidos y oleaje.
Baja tendencia para la revaporización de los líquidos.
|
Más caro.
Dificultoso de transportar sobre skids.
Requiere grandes diámetros con una capacidad de gas
dado.
|
Horizontal
|
Más económico que el vertical.
Fácil de transportar sobre un skid ensamblado.
Para una capacidad de gas dado, su diámetro es
menor que el de un separador vertical.
|
Nivel de control de líquido más crítico que el de
un separador vertical.
Limpieza dificultosa de lodos, arenas y parafinas.
Mayor área disponible para sedimentación cuando dos
fases de líquido están presentes.
|
Esférico
|
Más económico que el separador vertical y
horizontal.
|
Tiene espacio limitado de separación y capacidad de
oleaje de líquidos.
Control de nivel de líquido crítico.
|
Figura 1: Separador
Horizontal
Figura 2: Separador
Vertical
Todos los separadores estándar tienen capacidades basadas en el manejo
de oleaje de los fluidos, por lo tanto, la experiencia ha dictado que los
separadores serán dimensionados con capacidades factibles entre el costo del
equipo y los requerimientos del proceso.
Las dimensiones estándar de los separadores de manufacturas de
renombre, tienen dimensiones muy similares, y todos tienen incorporado una
cantidad arbitraria de para la capacidad de oleaje. En muchos casos,
particularmente con el tipo vertical, pequeños separadores han probado ser
completamente satisfactorios.
La longitud de un separador horizontal tiene mayores efectos sobre la
capacidad que la altura de un tipo vertical. En los recipientes horizontales,
la trayectoria de cualquier gota de líquido es simular a la trayectoria de una
bala, por lo tanto, la longitud necesaria depende de:
1.
Tamaño de las gotas.
2.
Velocidad del gas.
3.
Densidad de la gota.
4.
Diámetro del recipiente.
5.
Grado de turbulencia.
En un caso ideal la turbulencia debe ser despreciable y el efecto de
gravedad debe ser asumido contante. La velocidad afecta la longitud en modo de
incrementos de longitud, las gotas viajan tramos considerables antes de su
asentamiento o sedimentación. Aunque las correcciones se deben realizar para condiciones
no ideales existentes, este análisis muestra que la capacidad de un separador horizontal
de un diámetro dado puede ser incrementada por el incremento de su longitud.
Aplicaciones de los mismos principios para separadores verticales
muestran ligeramente distintos resultados, aquí la velocidad de las gotas trabajo
en contra de la gravedad, lo cual hace más difícil la separación. Con el fin de
mantener una altura razonable del separador, la velocidad del fluido debe ser
lo menor posible. Suficiente longitud es requerida solo para que la velocidad tienda
a cero y las gotas empiecen a caer, incrementos en la longitud por encima de
este punto logran pocos beneficios.
Si demasiado líquido es arrastrado en la sección de separación, la sedimentación
de las gotas más pequeñas se verá obstaculizada y el arrastre será más
frecuente; Esta es una razón por la que el diseño de los internos es crítico.
La teoría no proporciona herramientas suficientes para este diseño, así que el
diseño se logra mejor mediante una prueba técnica.
El extractor de niebla es diseñado para atrapar esas gotas que por
cualquier razón hayan sido arrastradas más allá de sección apropiada de separación.
Dimensionamiento de Separadores
Ya que la teoría no toma en cuenta algunos factores importantes, las
capacidades de los separadores publicadas han sido obtenidas por prueba y
aplicación de estándares arbitrarios.
Capacidad de
Gas
Por muchos años los diseñadores han utilizado variaciones de fórmulas empíricas:
Dónde:
Q = scfd, capacidad del gas.
C = proporcionalmente constante.
D = ft, diámetro interno del separador.
Z = factor de compresibilidad del gas.
P = psia, presión de operación.
Pb = psia, presión base.
ρL
= lb/ft3, densidad del líquido.
ρG
= lb/ft3, densidad del gas.
En la ecuación 1, a menudo son usados los siguientes valores de C =
0.16 – 0.18 para separadores verticales y C = 0.40 – 0.42 para separadores
horizontales.
En ausencia de graficas detalladas de capacidad, la ecuación 1 puede
ser usada para estimar dimensiones requeridas de separadores. Muchos
calculadores asumen Z = 1 para cálculos de dimensionamiento, particularmente
para presiones debajo de 1000 psig.
Una corrección adicional por la temperatura puede ser mostrada, pero
en la mayoría de los procesos de separación, no es significativo, excepto para
la gravedad de los líquidos.
Las manufacturas de renombre basan las curvas de dimensiones bajo las
siguientes condiciones:
1.
Separación de pequeñas partículas esféricas de líquido
10µ
(0.0004 in.) o diámetros más grandes.
2.
La densidad API de las partículas de líquido en
la corriente de gas es de 45º API o menos.
3.
Liquido espumoso no está presente y no hay
oleaje indebido.
4.
El petróleo está a una temperatura superior a la
de roció.
5.
La temperatura es superior a la de formación de
hidratos.
6.
El gas tiene una gravedad específica de 0.7 y la
gravedad del petróleo es de 35º API.
Usando estas asunciones, el arrastre del separador es garantizado y no
excede 0.1 galones por cada 1000 pies cúbicos estándar.
Un medio de estimación de la capacidad de gas del separador esta
proporcionada por las figuras 3 al 6. En estas curvas el diámetro interno es
usado como un parámetro; muchas manufacturas basan los tamaños de sus
separadores en el diámetro externo, por lo cual una corrección por el espesor
de pared es necesaria. Esto es fácilmente hecho para la ecuación 1, observando que Q es proporcional al D2 para una corriente
de pozo dado, a condiciones de separación dadas, consecuentemente:
Dónde:
Q1 = Capacidad deseada para un separador con I.D. D1.
Q2 = Capacidad conocida para un separador con I.D. D2.
Figura 3: Estas
curvas están basadas sobre 10 ft. De longitud, aunque a grandes presiones un
separador grande puede ser económico.
Figura 4: Una
diferencia de 2 ft, entre la entrada y la salida es considerada en estas
curvas, con menores distancias puede causar arrastres indebidos de líquido.
Figura 5: Factor de
corrección “CL” para gravedad de líquidos.
Figura 6: factor de
corrección “Cg” para gravedad de gases.
Tabla 2. Resumen de Ventajas de
Separadores Horizontales con Barril Simple y Doble Barril
Barril Simple
|
Bajo costo inicial.
|
Fácil de aislar para operación en climas fríos.
|
|
El gas y el líquido permanecen en contacto, manteniendo el líquido más
caliente y minimizando el congelamiento y deposición de parafinas.
|
|
Barril Doble
|
Gran capacidad bajo condiciones de oleaje, sección de separación
semi-aislada de los efectos del oleaje.
|
Mejor separación del gas en solución en la cámara baja inactiva.
|
|
Mejor separación cuando el gas y el líquido tienen densidades
similares, como a altas presiones.
|
|
Menor oportunidad para el arrastre.
|
|
Nivel de control de líquido más estable ya que el flotador está situado
lejos de la sección turbulenta de separación de gas.
|
|
Nivel de control no muy crítico.
|
La figura 4 está basada en el uso de un ingreso tangencial o su
equivalente y s al menos 2 pies de diferencia de altura entre la salida del
petróleo y la entrada. Muchos diseñadores indican que el mínimo de 2 pies es
requerido para evitar arrastre como resultado de efectos turbulentos.
Las capacidades de los separadores horizontales se muestran en la
figura 3 estaban basadas en separadores de 10 pies de longitud con el diámetro
equivalente muestra existente enteramente disponible para flujos de gas. Para
separadores de barril simple, la porción que ocupa el líquido debería ser
restada del área total para encontrar un diámetro equivalente.
A altas presiones es menos costoso construir separadores largos debido
al ahorro en el espesor de pared usado en el cuerpo y cabezales del separador,
los cuales reducen el costo. Datos publicados muestran que la siguiente
ecuación puede ser usada para estimar la capacidad a cualquier longitud una vez
que la capacidad para cualquier otra longitud sea conocida.
|
Dónde:
Q1 = Capacidad del separador del longitud L1.
Q2 = Capacidad del separador de longitud L2, con
el mismo diámetro de L1.
Cuando se usa la figura 3, Q2 sería igual a la capacidad
leída de la gráfica y L2 sería igual a 10 ft.
Para aquellos casos donde el gas y el líquido tienen gravedades
diferentes de 0.7 y 35º API respectivamente, es necesario usar las figuras 5 y
6. La figura 5 es una gráfica de un factor de corrección versus la densidad
API, mientras que la figura 6 proporciona el correspondiente factor de
corrección para el gas.
La capacidad total del separador es entonces encontrada con la
ecuación siguiente.
Dónde:
QT = Capacidad a las condiciones actuales.
Q = capacidad, leer de la figura 3 o 4.
Cg = factor de corrección del gas, leer la figura 6
CL = factor
de corrección del gas, leer la figura 5
Ejemplo: Determinar la
capacidad del gas de los siguientes separadores:
a)
30 in I.D. Separador vertical
b)
30 in I.D. Separador horizontal, 10 pies de
longitud.
c)
30 in I.D. Separador horizontal, 20 pies de
longitud.
Cuando se procesa las corrientes de un pozo de gas con gravedad
especifica de 0.8 y densidad API = 50 para el líquido, separados a 800 psig.
Solución:
a)
De la figura 4, capacidad del gas = 16.6 MMSCFD
De la figura 5, CL = 0.952
De la figura 6, Cg = 0.90
Usando la ecuación 4:
Q = (16.6)·(0.952)·(0.90) = 14.2 MMSCFD
b)
De la figura 3, capacidad del gas = 39.0 MMSCFD
De la figura 5, CL = 0.952
De la figura 6, Cg = 0.90
Usando la ecuación 4:
Q = (39.0)·(0.952)·(0.90) = 33.4 MMSCFD
c)
Q2 = 33.4 MMSCFD y L2 = 10 pies.
L1 = 20 pies
De la ecuación 3
Capacidad del Líquido
La capacidad del líquido está limitada por dos factores, la capacidad
del líquido de las bajantes y otras porciones de líquidos manejados en el
recipiente y/o la capacidad de la válvula de control de nivel de líquido. Ya
que hay infinitas combinaciones de estas, no hay una correlación para la
capacidad del líquido que sea factible.
Un incremento en la presión, produce un efecto correspondiente en la
capacidad del líquido, ya que se dispondrá de más fuerza en el recipiente y a
través de la válvula, sin embargo, no hay cambio efectivo en la capacidad
después que la presión excede los 1000 psig.
Uno de los métodos para incrementar la capacidad del líquido es usar
un caño más grande y asientos en la válvula de descarga, esto podría ser hecho
con precaución, aunque pueden surgir muchos problemas de control. Este aspecto
será discutido a detalle en una futura entrega.
Como una guía, las siguientes capacidades son dadas por una de las
manufacturas para 125 psig de presión de trabajo en separadores verticales.
Diámetro
(in.)
|
Tamaño de
válvula de descarga (in.)
|
Capacidad
barriles/día
|
22
|
2
|
600
|
30
|
4
|
1850
|
36
|
4
|
2760
|
48
|
4
|
5500
|
60
|
6
|
8600
|
Las capacidades mostradas esta basadas en propiedades de fluido
anteriormente asumidas.
Dimensionamiento y Evaluación de
Separadores Mediante Software:
En la actualidad (2015), existen varios softwares comerciales para el
dimensionamiento y evaluación de equipos para la industria de los hidrocarburos,
existen software para diseño de procesos químicos y paquetes para dimensionamiento
individual de equipos.
Entre los softwares más conocidos se pueden mencionar Aspen HYSYS,
este es un simulador de procesos químicos y que tiene un módulo de
dimensionamiento de recipientes a presión, este software es capaz de
dimensionar un separador en función a varios criterios de diseño que el usuario
le pueda proporcionar, tales como como relación
de esbeltez, tiempo de residencia de líquido y otros, proporcionando resultados
bastante buenos y hasta conservadores.
Otro de los softwares conocidos es el FEP de la empresa EXXON, es un
paquete exclusivo para el dimensionamiento de algunos equipos y tuberías para petróleo
y gas natural. Este paquete es capaz de diferenciar el diseño de recipientes a presión
entre scrubbers y separadores.
Este paquete (FEP), puede
dimensionar el equipos a partir de datos de procesos y ciertos criterios de
diseño y también es capaz de evaluar la máxima capacidad de procesamiento de
gas y líquido para un separador dadas sus dimensiones y ciertos parámetros de
diseño.
Si se usan correctamente los paquetes, se pueden utilizar para
dimensionamiento conceptual de separadores e identificación de cuellos de botella.
Existen también paquetes académicos para dimensionamiento de equipos,
entre los cuales se encuentran los paquetes del Dr. John M. Campbell y los
paquetes del Dr. Marcías J. Martínez, estos paquetes funcionan muy bien y se
validan con la teoría mostrada en sus libros que ya son una de las bases bibliográficas
más consultadas en la Ingeniería del Gas Natural.
Otra fuente de programas para el dimensionamiento de separadores elaborados
por otras personas dedicadas a la ingeniería de procesos, se encuentran
navegando en la web, entre los cuales están planillas de cálculo de M.S Excel
para dimensionamiento de separadores horizontales y verticales, de dos y de
tres fases, ya sea bajo la normativa API 12J u otros métodos de diseño, los
cuales si son evaluados correctamente pueden ser usados para propósitos de
diseños en ingeniería conceptual.
Escrito por: John M. Campbell
Traducido y ampliado por: David Romero
Garcia
