Generalidades sobre los internos de los separadores

Presentación del tema: "Generalidades sobre los internos de los separadores"— Transcripción de la presentación:

1 Generalidades sobre los internos de los separadores

2 Separador bifásico horizontal

3 Separador bifásico vertical

4 Tipos de boquillas de entrada
Sin dispositivo Placa desviadora Tubería abierta a la cabeza Tipo vena Ciclónica Tubería semiabierta Placa concava A excepción de la boquilla ciclónica, son usadas típicamente para fluidos con cantidad de movimiento menor a 1,000 Pa. Momento = ρV2

5 Entrada ciclónica Para fluidos con cantidad de movimiento alta, hasta 65,000 Pa, se recomienda utilizar entradas ciclónicas.

6 Eficiencia de separación de acuerdo a la boquilla de entrada

7 Limites de cantidad de movimiento recomendados por tipo de boquilla
Tipo de dispositivo ρV2 [Pa] ρV2 [lb/ft-s2] Sin dispositivo 1,040 700 Placa dispersora 1,400 950 Tubería semiabierta 2,080 Tipo vena 8,035 5,400 CIclonica 14,800 10,000 Ref: Gas Liquid Separators. Quantifying separation performance. Mark Bothamley, JM Campbell. 2013

8 Rompedor de olas

9 Placa antiespumante

10 Rompedor de vórtices El líquido que sale del separador puede formar vórtices que pueden “jalar” al gas hacia la salida de líquido.

11 Extractor de arena

12 Separador convencional con internos

13 Eliminador de niebla Son diseñados para remover las partículas de líquido y sólido de una corriente de gas. Para seleccionar un equipo, es necesario considerar: Tamaño de partículas que debe remover el separador. Caída de presión permisible para lograr la remoción. Susceptibilidad del separador de taponarse con sólidos. Capacidad del separador para manejo de líquido. Disponibilidad de espacio para instalar el extractor de niebla. Disponibilidad de materiales. Costo del extractor e instrumentación requerida.

14 Mecanismo de remoción de partículas en el extractor de niebla

15 Deflectores Las venas de los deflectores forzan al gas a fluir en forma laminar entre las placas paralelas con cambios de dirección. La superficie de la placa sirve como objetivo para el impacto de las partículas y su posterior recolección.

16 Filtros coalescedores

17 Caída de presión en el extractor de niebla

18 Dimensiones de la malla del extractor

19 Generalidades sobre el diseño mecánico de separadores

20 Diseño mecánico de separadores
El diseño mecánico de los separadores para la industria de petróleo y gas esta regido por las normas de: American Society of Mechanical Engineers’ Boiler and Pressure Vessel Code (ASME) Capitulo VIII: Presión de separadores

21 Presión de diseño A la presión de diseño para un separador se le conoce como “máxima presión permisible de operación” (MAWP por sus siglas en ingles) Determina la presión de apertura de la válvula de alivio Debe ser mayor que la presión normal de operación del separador Presión de operación Diferencial mínimo de presión < 50 psig 10 psia 51 – 250 psig 25 psia 251 – 500 psig 10% de la máxima presión de operación 501 – 1000 psig 50 psia > 1001 psig 5% de la máxima presión de operación * Los separadores que cuenta con sensores de seguridad, pueden tener un adicional de 5% o 5 psia, el que sea mayor.

22 Presión de diseño - Ejercicio
¿Cuál es la presión máxima permisible para un separador que opera a 90 psia con sensores de seguridad? Respuesta: psig.

23 Máximo esfuerzo permisible

24 Eficiencia de la junta de la soldadura

25 Eficiencia de la junta de la soldadura

26 Espesor de la pared Coraza del cilindro Cabeza elipsoidal 2:1
𝑒= 𝑃𝑟 𝑆𝐸−0.6𝑃 Coraza del cilindro 𝑒= 𝑃𝑑 2𝑆𝐸−0.2𝑃 Cabeza elipsoidal 2:1 𝑒= 𝑃𝑟 2𝑆𝐸−0.2𝑃 Cabezas hemisféricas 𝑒= 𝑃𝑑 2 cos 𝛼(𝑆𝐸−0.6𝑃) Conos S = Máximo esfuerzo permisible, psia. e = Espesor de la pared, excluyendo corrosión permisible, in. P = Presión de operación máxima permisible, psia. r = Radio interno sin considerar corrosión permisible, in. d = Diámetro interno sin considerar corrosión permisible, in. E = Eficiencia de junta de soldadura, adimensional. α = Mitad del ángulo del vórtice del cono.

27 Tolerancia a la corrosión
Dependiendo del tipo de servicio, se debe agregar un espesor adicional al separador para manejar fluidos corrosivos Para servicios no corrosivos: in Agregar al espesor calculado con las ecuaciones de la diapositiva anterior. Para servicios corrosivos: in

28 Peso del separador El peso de un separador se conforma por:
el peso de la coraza, el peso de la cabeza, el peso de los internos, la boquilla, y de los soportes. Peso de la coraza: 𝑊=11𝑑𝑒𝐿 Peso de tapas elipsoidales 2:1 Peso de la boquilla e internos: 𝑊≈0.34𝑒 𝑑 𝑒𝑑 De 5 a 10% de la suma de la coraza y de las cabezas Peso de tapas tipo cono W = Peso en lb. d = Diámetro interno en in. e = Espesor de la pared en in. L = Longitud de la coraza en ft. 𝑊= 0.23𝑒 𝑑 2 sin 𝛼

29 Peso del separador Peso de los soportes (vertical):
Se puede estimar igual que el espesor de la pared sin considerar la tolerancia a la corrosión con una longitud dada por: 𝐿= 0.25𝑑 12 +2 𝐿= 0.5𝑑 12 tan 𝛼 +2 donde L es la longitud del soporte en ft. Peso de los soportes (horizontal): Se puede estimar como el 100% del peso del separador

30 Mecanismos de control en el separador

31 Simbología

32 Válvula de seguridad o de alivio
Se instala en el domo en la parte superior de los separadores y tiene como finalidad aliviar los incrementos súbitos de presión. Se mantiene cerrada por efecto de la presión que la ejerce un resorte calibrado de 5% o 10% arriba de la de separación. Cuando la presión interna del separador se incrementa sobre la de calibración de la válvula ésta se abre desfogando los fluidos del interior de forma instantánea.

33 Calculo para una válvula de alivio de la marca Crosby-Ashton
𝐴= 𝑄 𝑔 17.8𝑃 𝐾 𝑇 𝐾 𝜌 A = Área del orificio en in2. Qg = Gasto de gas a condiciones estándar en ft3/min. P = Presión de apertura, en psia. KT = Factor de corrección por temperatura. Kρ = Factor de corrección por densidad. Consideraciones La presión de apertura, llamada presión de calibración (Pc) de la válvula, es igual a 5% o 10% sobre la presión de separación. Cada separador contará con una válvula de alivio y todas tendrán la misma capacidad. Qg es el pronostico del gasto de gas a manejar por el separador por 10 años mínimo.

34 Factor de corrección por temperatura aplicable a gas y aire
T [°F] KT -400 2.9940 1.0630 0.8558 -380 2.5500 10 1.0520 250 0.8499 -360 2.2800 20 1.0410 260 0.8440 -340 2.0820 30 1.0310 270 0.8383 -320 1.9270 40 1.0200 280 0.8272 -300 1.8030 50 1.0100 300 0.8155 -280 1.7000 60 1.0000 320 0.8062 -260 1.6120 70 0.9905 340 0.7964 -240 1.5370 80 0.9813 360 0.7868 -220 1.4720 90 0.9723 380 0.7776 -200 1.4140 100 0.9633 400 0.7687 -180 1.3630 110 0.9552 420 0.7601 -160 1.3110 120 0.9469 440 0.7518 -140 1.2750 130 0.9388 480 0.7438 -120 1.2370 140 0.9310 500 0.7330 -100 1.2020 150 0.9233 550 0.7175 -90 1.1860 160 0.9158 600 0.7004 -80 1.1700 170 0.9085 650 0.6845 -70 1.1550 180 0.9014 700 0.6695 -60 1.1400 190 0.8944 750 0.6556 -50 1.1260 200 0.8876 800 0.6425 -40 1.1130 210 0.8817 850 0.6300 -30 1.1000 220 0.8746 900 0.6184 -20 1.0870 230 0.8682 950 0.6073 -10 1.0750 240 0.8619 1000 0.5968

35 Factor de corrección por densidad aplicable a gas y aire

36 Calcule el diámetro nominal de la válvula de alivio
Qg = 40 MMscfd + 10%. P = 7.7 kg/cm2 T = 38 °C γg = 0.75 Resultado d ≈ 4 in.

37 Válvula de descarga Es el dispositivo por donde se descargan los líquidos almacenados en el interior del separador en la sección de acumulamiento. La válvula se calibra para mantener niveles máximo (abre) y mínimo (cierra). Para calcular su capacidad se deben considerar el gasto de fluido y tiempo de residencia.

38 Calculo de las dimensiones de una válvula de descarga
𝐶 𝑣 = 𝑄 𝑙 𝜌 𝑙 ∆𝑃 La identificación de una válvula de descarga requiere de: Diámetro de la válvula. Diámetro de orificio de descarga. Carrera (desplazamiento entre el cierre y apertura totales). Porcentaje de apertura. Cv = Coeficiente de flujo de líquido, adimensional. Ql = Gasto de líquidos, en gal/min. ρl = Densidad de líquidos, en g/cm3. ΔP = Diferencial de presiones, en psia. ∆𝑃= 𝑃 𝑠𝑒𝑝 − 𝑃 2 𝑃 2 ≈ 𝑃 𝑐 ≈6.5 𝑘𝑔 𝑐 𝑚 2

39 Valores de diámetro, oricio y carrera para una válvula Fisher
Orificio Carrera Porcentaje de apertura Cv [in] 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 1 1-5/16 3/4 0.783 1.54 2.20 2.89 4.21 5.76 7.83 10.9 14.1 17.2 1-1/2 1-7/8 1.52 2.63 3.87 5.41 7.45 11.2 17.4 24.5 30.8 35.8 2 2-5/16 1-1/8 1.66 2.93 4.66 6.98 10.8 16.5 25.4 37.3 50.7 59.7 2-1/2 2-7/8 3.43 7.13 15.1 22.4 33.7 49.2 71.1 89.5 99.4 3 3-7/16 4.32 7.53 17.1 27.2 43.5 66.0 97.0 120 136 4 4-3/8 5.85 11.6 18.3 30.2 49.7 79.7 125 171 205 224 6 7 12.9 25.8 43.3 67.4 104 162 239 316 368 394 8 18.5 38.0 58.4 86.7 130 186 268 371 476 567 Se recomienda seleccionar aquella válvula cuyo valor de Cv sea el más cercano a un porcentaje de apertura de 50%, de tal manera que pueda absorber las variaciones de aumento o disminución del volumen de flujo o gasto.

40 Ejercicio Calcule las dimensiones de la válvula con los siguientes datos. QL = 11,396 BPD Psep = 100 psia. ρL = 51.2 lb/ft3. Resultado Diámetro: 6 in Orificio: 7 in Carrera: 2 in Apertura: 50%

41 Análisis de situaciones típicas
Parte 1

42 Análisis de separadores bifásicos
Para el caso de la tarea 2

43 Ejemplo de posibles análisis
Diseñar el sistema de separación por etapas considerado una mezcla proveniente de diversos pozos. ¿Existirá condensación de líquidos en los gasoductos? ¿Qué es más conveniente? ¿Realizar una separación bifásica gas – líquido y posteriormente una separación aceite – agua? ¿o realizar una separación trifásica y un posterior tratamiento del crudo? Para una instalación existente, ¿cómo afecta la separación gas aceite si al yacimiento se le inyecta 20% de CO2? ¿Cómo afecta si se inyecta gas natural o nitrógeno? ¿Se deberán realizar cambios a las instalaciones? ¿Cómo afecta la separación si se utiliza bombeo neumático para hacer fluir un pozo? Se deberán realizar cambios a las instalaciones? ¿Cómo afecta al tratamiento de crudo si se inyecta agua a un yacimiento como proceso de recuperación mejorada? ¿Qué cambios es necesario realizar?

44 Problemáticas en el manejo de gas
Acumulación de líquidos en gasoductos Formación de espumas en plantas deshidratadoras Manejo de gas Paros frecuentes en compresores Ineficiencia en quemadores

45 Problemáticas en el manejo de aceite
Exceso de aceite en agua aceitosa Manejo de aceite Crudo altamente amargo Alto contenido de agua en crudo de alimentación a deshidratador

46 Caso de estudio # 1 Se esta realizando el diseño de una plataforma costa afuera. El crudo se transportará con una tubería hasta la costa. El aceite tiene la composición mostrada en la tabla. El aceite se separará del gas en una serie de separadores y se enviará a un tanque de almacenamiento para su posterior transporte. El gas será re-inyectado a la formación hasta que se pueda construir una tubería para su venta. La primera etapa de separación se fija en 1,000 psig cómo resultado de un análisis de presiones desde el fondo del pozo hasta el cabezal de recolección. Se desea mantener la presión del primer separador tan alta cómo sea posible para minimizar la capacidad de recompresión. Componente % Mol N2 0.41 CO2 0.29 C1 53.78 C2 5.83 C3 3.88 iC4 0.53 nC4 1.30 iC5 0.71 nC5 1.27 C6+ 29.36 H2O 2.64 La etapa final se fija en 17 psia para proporcionar una presión de succión posterior para el compresor de última etapa. El flujo de aceite es de 18,185 lbmol/hr. Se asume que la temperatura del primer separador es de 110 °F. Realice el dimensionamiento de las instalaciones para procesar este fluido Tips: * Se considera que el efecto del agua sobre el equilibrio de fases es despreciable. Puede convertir la composición a base seca. * Las correlaciones para determinar el TBP parten del peso molecular y de la gravedad especifica, ahora usted conoce gravedad especifica y TBP. C6+: TBP = 417 °F, SG = 0.811

47 Correlaciones para el peso molecular
Kesler y Lee TBP: °R M: Peso molecular en lb/lbmol γ: Gravedad especifica Riazi y Daubert American Petroleum Institute Riazi y Daubert