COMO ESCOGER EL TAMAÑO Y SELECCIONAR SEPARADORES DE
TRES FASES
La separación de tres fases
en cual las corrientes de pozos petrolíferos son separadas en gas, petróleo y
agua libre es un elemento clave para los sistemas de producción utilizados por
la industria petrolera. Este artículo,
una extensión de la discusión de separación de dos fases que apareció en la
edición de noviembre de WORLD OIL, describe métodos disponibles de equipo y
control de tres fases, la teoría básica del diseño de unidades de tres fases, y
ejemplos para la selección y tamaños de dichos recipientes.
Los conceptos de diseño de separadores
presentados en la edición del mes pasado se relacionan a la separación de dos
fases de líquidos y gas. Estos conceptos
también son aplicables a la separación de tres fases, la depuración de gas, y
la limpieza de gas. Cada una de estas en
comúnmente utilizada en el campo, en particular la separación de tres fases.
Cuando el petróleo y el agua son mezclados con
intensidad y luego se permite que se asienten, una capa de agua relativamente
limpia aparece en el fondo. El
crecimiento de esta capa de agua con el tiempo sigue una curva, como la Fig. 1
demuestra. Después de un período de
tiempo (3 a 20 minutos), el cambio en la altura del agua será insignificante. La fracción de agua, obtenida del
asentamiento por gravedad, se llama “agua libre”. Normalmente es de beneficio separar el agua
libre antes de tratar el petróleo restante y las capas de emulsión.
Los separadores de tres fases, comúnmente conocidos como knockouts
(deshidratadores mecánicos) de agua libre, son utilizados para separar y
remover cualquier fase de agua libre que pueda existir. Debido a que el flujo ingresa al separador de
tres fases directamente de un pozo productivo, o de un separador que opera en
una presión más alta, el recipiente debe ser diseñado para separar el gas que
se deflagra del líquido así como también el petróleo y el agua.
Los aspectos
básicos del diseño de la separación de tres fases son idénticos a aquellos discutidos
previamente para la separación de dos fases.
Lo único que se añade a esto es que se presta más atención a las tasas
de asentamiento de líquido – líquido y a que se debe añadir algún medio para
remover el agua libre. Luego se
discutirán las tasas de asentamiento de líquido – líquido. La remoción de agua es una función de los
métodos de control utilizados para mantener la separación y la remoción del
petróleo. Varios métodos de control son
aplicables a los separadores de tres fases y la forma y el diámetro del
recipiente determinará, en cierto grado, los tipos de control utilizados.
Figura 1
Emulsion = emulsión
Water = agua
% water in sample = % de agua
en la muestra
Fig. 1
– Cómo se desarrolla una capa de agua libre en una corriente de pozo con el
tiempo. Después de 3 a 20 minutos, el
cambio en altura (grosor) del nivel del agua será insignificante.
DESCRIPCIÓN
DEL EQUIPO
Separadores
horizontales.
La figura 2 es un esquema de un separador
horizontal. El fluido entra al
recipiente y se choca con el desviador de ingreso. Este cambio repentino en impulso causa la
separación bruta inicial del líquido y el vapor descrito en la sección sobre
separadores de dos fases que apareció en WORLD OIL el mes pasado.
En un separador de tres fases, el desviador de
ingreso contiene un downcomer que dirige el flujo del líquido debajo del
interfaz de gas / petróleo y a la vecindad de la interfaz de petróleo /
agua. La sección de recolección de
líquidos del recipiente provee suficiente tiempo de retención para que el
petróleo y la emulsión formen una capa o “almohadilla de petróleo” en la
superficie. El agua libre se asienta en
el fondo.
La figura 2 ilustra un separador horizontal
típico con un controlador de interfaz y un vertedero. El vertedero mantiene el nivel del petróleo y
el controlador de nivel mantiene el nivel del agua. El petróleo es desnatado por el
vertedero. El nivel de petróleo
corriente abajo del vertedero es controlado por un controlador de nivel que
opera la válvula de descarga de petróleo.
El agua producida fluye de una boquilla en el
recipiente localizado corriente arriba del vertedero de petróleo. Un controlador de nivel de interfaz siente la
altura de la interfaz de petróleo / agua.
El controlador activa la válvula de descarga de agua, permitiendo que la
cantidad correcta de agua salga del recipiente para que la interfaz de petróleo
/ agua se mantenga en la altura diseñada.
El gas fluye horizontalmente por el recipiente y sale por el extractor
de neblina a una válvula de control de presión que mantiene constante la
presión del recipiente. El nivel de la interfaz de petróleo / agua puede variar
desde la mitad de su diámetro hasta el setenta y cinco por ciento de su
diámetro, dependiendo de la importancia relativa de la separación de líquidos /
gas. La configuración más común es a la
mitad y esto se utiliza para las ecuaciones de diseño en esta sección.
Una configuración alternativa (Fig. 3), el
diseño de “balde y vertedero”, elimina la necesidad de un controlador de
interfaz de líquidos. El petróleo y el
agua fluyen por encima de los vertederos donde un flotador simple de
desplazamiento controla el nivel. El
petróleo se derrama por encima del vertedero de petróleo y a un balde donde su
nivel es controlado por un controlador de nivel que opera la válvula de
descarga de petróleo. El agua fluye por
debajo del balde de petróleo y luego por encima de un vertedero de agua. El nivel corriente abajo de este vertedero es
controlado por un controlador de nivel que opera la válvula de descarga de
agua.
La altura del vertedero de petróleo controla
el nivel de líquido en el recipiente. La
diferencia en la altura de los vertederos de petróleo y de agua controla el
grosor de la almohadilla de petróleo debido a diferencias en gravedad específica. Es crítico para la operación del recipiente
que la altura del vertedero de agua quede suficientemente por debajo de la
altura del vertedero de petróleo para que el grosor de la almohadilla de
petróleo provea suficiente tiempo de retención del petróleo. Si el vertedero de agua está muy bajo y la
diferencia en gravedad específica no es tanto como lo anticipado, la
almohadilla de petróleo podría crecer en grosor hasta que el petróleo es
llevado por debajo del colector de petróleo y sale por la salida del agua. Normalmente, uno de los vertederos, el del
agua o el del petróleo, es ajustable para que los cambios en las gravedades
específicas del petróleo / agua o en las tasas de flujo puedan ser acomodados.
El control de interfaces tiene la ventaja de
ser fácilmente ajustable para manejar cambios no anticipados en las gravedades
específicas del petróleo o el agua o en las tasas de flujo. Sin embargo, en aplicaciones con petróleo
pesado o donde se anticipan grandes cantidades de emulsión o parafina, puede ser
difícil sentir la interfaz. En dichos
casos, se recomienda el control con balde y vertedero.
Figura 2
Inlet diverter = desviador de
ingreso
Inlet = ingreso
Gravity settling section =
sección de asentamiento de gravedad
Oil & emulsion = petróleo
y emulsión
Water = agua
Pressure control valve =
válvula de control de presión
Gas out = salida de gas
Water out = salida de agua
Oil out = salida de petróleo
Level control valves =
válvulas de control de nivel
Fig. 2
– Configuración típica de un separador horizontal de tres fases. El control del nivel de la interfaz mantiene
el nivel del agua; el vertedero mantiene el nivel del petróleo. Los recipientes pueden ser equipados con chorros
de arena si la producción de arena es un problema. Los chorros son diseñados para 20 fps de
velocidad y el agua producido normalmente se utiliza para el retrolavado.
Figura 3
Inlet diverter = desviador de
ingreso
Inlet = ingreso
Mist extractor = extractor de
neblina
Oil & emulsion = petróleo
y emulsión
Water = agua
Water weir = vertedero de
agua
Oil bucket = balde de
petróleo
Pressure control valve =
válvula de control de presión
Gas out = salida de gas
Water out = salida de agua
Oil out = salida de petróleo
Level control valves =
válvulas de control de nivel
Fig. 3
– La configuración con balde y vertedero para un separador horizontal de tres
fases elimina el controlador de interfaz y utiliza un flotador de
desplazamiento convencional para operar las válvulas de descarga de petróleo y
agua. Este diseño es útil si se anticipan
grandes volúmenes de emulsiones o parafina que podrían ensuciar los
controladores de interfaz.
Separadores
verticales.
La
figura 4 muestra una configuración típica para un separador vertical de tres
fases. Cuando el flujo entra en el
recipiente, el desviador de ingreso separa la mayoría del gas. Se requiere de un downcomer para transmitir el fluido por medio de la
interfaz de petróleo / gas para no perturbar la acción de desnatación de
petróleo que está tomando lugar ahí. Se
necesita una chimenea para igualar la presión de gas entre la sección inferior
y la sección de gas.
La salida de la viga de separación o downcomer
se encuentra en la interfaz de petróleo / agua.
Desde este punto mientras el petróleo sube, cualquier agua libre
atrapado dentro de la fase de petróleo se separa. Las gotas de agua fluyen en sentido opuesto a
la corriente de petróleo. De manera
similar, el agua fluye hacia abajo y las gotas de petróleo atrapadas en la fase
de agua suben en sentido opuesto a la corriente de agua.
La figura 5 muestra los métodos de control
frecuentemente utilizados en separadores verticales. El primero es estrictamente control de
nivel. Un flotador de desplazamiento
normal es utilizado para controlar la interfaz de gas – petróleo y regular una
válvula de control que descarga petróleo de la sección de petróleo. Se utiliza un flotador de interfaz para
controlar la interfaz de petróleo / agua y regular una válvula de control en la
salida de agua. Debido a que no se
utiliza ningún deflector o vertedero interno, este sistema es el más fácil de
fabricar y maneja la producción de arenas y sólidos mejor que cualquier otro.
El segundo método demostrado utiliza un
vertedero para controlar el nivel de la interfaz de gas – petróleo en una
posición constante. Esto resulta en una
mejor separación de petróleo / agua debido a que todo el petróleo debe subir
hasta la altura del vertedero de petróleo antes de salir del recipiente. Las desventajas son que la bandeja de
petróleo ocupa volumen en el recipiente y su fabricación cuesta. El sedimento y los sólidos pueden
recolectarse en la bandeja de petróleo y pueden ser difíciles de drenar, y un
cierre de bajo nivel separado puede ser necesario para asegurar que la válvula
de descarga de petróleo siempre abra.
El tercer método utiliza dos vertederos,
eliminando la necesidad de un flotador de interfaz. El nivel de la interfaz es controlado por la
altura del vertedero de agua externo con relación al vertedero de petróleo o la
altura de salida. Esto es similar al diseño
de balde y vertedero de los separadores horizontales. La ventaja de este sistema es que elimina el
control del nivel de la interfaz. La
desventaja es que pueden existir razones no relacionadas al proceso para
seleccionar un recipiente vertical para una aplicación específica.
Elementos
internos del recipiente.
Se
describió la mayoría de los elementos internos del recipiente en el artículo
del mes pasado sobre la separación de dos fases. Dos elementos internos comunes que no
discutimos previamente son las placas de fundición y los métodos para la
remoción de sólidos o arena.
Varios diseños de fundidores de placa o de
tubería ayudan con la fundición de gotas de petróleo en el agua y de agua en el
petróleo. Pruebas recientes que utilizan
placas Performax de C-E Natco indican que algunos ahorros son posibles en el
tamaño del recipiente.
Debido a la potencial de que se tape, se
recomienda que los fundidores sean utilizados para extender las capacidades de
los separadores de tres fases existentes o cuando existen limitaciones severas
de espacio.
La arena y los sólidos pueden acumularse en el
fondo de los separadores. Si se permite
que se acumulen, estas acumulaciones perturban la operación del separador al
ocupar volumen en el recipiente.
Generalmente, los sólidos se asientan en el fondo y se empacan
firmemente.
Un fondo en forma de cono (que algunas veces
es provisto con los chorros de arena) puede ser utilizado para ayudar a que los
sólidos pasen por medio de los recipientes verticales. El cono normalmente está en un ángulo al
horizontal entre 45º y 60º. Cualquier
arena producida puede tener la tendencia de pegarse al acero en 45º. Si se instala un cono, puede formar parte de
las paredes de contención de presión del recipiente, o por razones estructurales,
puede ser instalado en el interior del cilindro del recipiente. En dicho caso, una línea igualadora de gas de
ser instalada para asegurar que la presión del vapor atrás del cono siempre
esté equilibrada con la del espacio de vapor.
Para remover los sólidos de cualquier
recipiente provisto con chorros de arena empotrados, se abren desagües de arena
de una manera controlada y se bombea un fluido de alta presión (generalmente el
agua producido) por medio de los chorros para agitar los sólidos y los limpian
por inundación. Los chorros generalmente
son diseñados con una velocidad de punta de chorro de 2º fps y se apunta para
cubrir bien el fondo del recipiente. Para prevenir que la arena en el fondo
tape los desagües, se utilizan bandejas o fosas de arena para cubrir las
salidas. Estas son fosas invertidas con
aperturas ranuradas en los costados.
Figura 4
Pressure control valve =
válvula de control de presión
Gas out = salida de gas
Mist extractor = extractor de
neblina
Oil out = salida de petróleo
Level control valves =
válvulas de control de nivel
Water out = salida de agua
Water = agua
Spreader = viga de separación
Downcomer = downcomer
Inlet = ingreso
Inlet diverter = desviador de
ingreso
Fig. 4
– La configuración típica de un separador vertical de tres fases. El recipiente puede estar equipado con un
fondo en forma de cono y / o chorros de arena si la producción de arena es un
problema.
Figura 5
Oil = petróleo
Water = agua
Oil out = salida de petróleo
Water out = salida de agua
Oil weir = vertedero de
petróleo
Gas equalizing line = línea
igualadora de gas
Interface level control =
control de nivel de interfaz
Interface level control with
oil chamber = idem, con cámara de petróleo
Water leg with or without oil
chamber = placa de agua con o sin cámara de petróleo
Fig. 5 – Cómo se controlan
los niveles de líquidos en recipientes de tres fases.
Fig. 6 – Cómo determinar la coeficiente Z utilizado para
calcular el diámetro máximo del separador que permitirá que gotas de agua de
500 micras se asienten y salgan de la almohadilla de petróleo.
PROBLEMAS
CON LA OPERACIÓN
Los siguientes problemas potenciales de
operación pueden aplicarse de igual manera a los separadores de dos fases.
Petróleo
crudo con espuma.
La causa principal de la espuma son las
impurezas (aparte del agua) en el petróleo crudo que no pueden ser removidas de
una manera práctica antes que la corriente llegue al separador. La espuma no presenta ningún problema dentro
de un separador si el diseño interno asegura el tiempo adecuado o suficiente
superficie de fundición para que la espuma se "rompa".
La espuma en un recipiente separador es un
problema en tres partes:
·
El control mecánico del nivel del líquido es agravado porque cualquier
dispositivo de control debe manejar esencialmente a tres fases de líquido en
vez de dos.
·
La espuma tienen una relación de volumen a peso muy grande. Por lo tanto, ocupa mucho del espacio del
recipiente, que de otra forma estaría disponible en las secciones de
recolección de líquidos o de asentamiento de gravedad.
·
En un banco de espuma descontrolado, es imposible remover el gas
separado o el petróleo degasificado del recipiente sin arrastrar a parte del
material espumoso en las salidas de líquido o de gas.
Se puede comparar las tendencias de formación
de espuma de una petróleo conocido con uno nuevo, sobre cual no existe ninguna
información operativa, con un comparador de espuma. Los resultados proveen una comparación del
problema relativo de espuma que se puede anticipar del petróleo nuevo contra el
petróleo conocido. Entonces se puede
hacer un ajuste relacionado en los parámetros del diseño en comparación a los
que se conocen ser satisfactorios para el caso conocido.
La cantidad de espuma formada depende de la
caída en presión a cual el líquido de ingreso es sujetado, y a las
características del líquido en condiciones del separador. Debido a que los comparadores de espuma
operan en la presión atmosférica, no pueden tomar esto en cuenta.
En algunos casos, el efecto de la temperatura
puede ser espectacular, un factor que frecuentemente es omitido durante el
diseño para condiciones de espuma. La
influencia de este efecto puede ser evaluada con el uso de un comparador de
espuma.
Depresivos de espuma frecuentemente pueden
incrementar la capacidad de un separador.
Sin embargo, al seleccionar el tamaño de un separador para manejar un
petróleo crudo en particular, no se debe presumir que se utilizará un depresivo
porque las características del crudo y de la espuma pueden cambiar durante la
vida de cualquier campo.
Parafina.
La operación del separador puede ser
adversamente afectado por la acumulación de parafina. Las placas de fundición en la sección de
líquidos y los extractores de neblina de las almohadillas de malla en la
sección de gas son particularmente propensas a taparse con parafina. Si la parafina es in problema real o
potencial, se debe tomar en consideración el uso de un extractor de neblina de
placa o centrífugo. Se debe proveer
manways, registros de mano y boquillas para permitir el uso de vapor, solventes
u otros elementos de limpieza de los elementos internos del separador.
La
arena
puede ser un problema en los separadores porque corta la guarnición de las
válvulas, tapa los elementos internos del separador, y se acumula en el fondo
de los recipientes. Una guarnición dura
especial puede minimizar los efectos de la arena en las válvulas. Las acumulaciones pueden ser aliviadas con el
uso de fondos en forma de cono (para recipientes verticales), chorros de arena
y desagües, como anteriormente discutimos.
Durante el diseño se debe tomar en
consideración que los elementos internos se pueden tapar. Un diseño que provee buena separación y un
mínimo de trampas para la acumulación de arena puede ser difícil de
obtener. Un diseño que provee el mejor
mecanismo para la separación de las fases de gas, petróleo y agua probablemente
también proveerá áreas para la acumulación de arena. Un equilibrio práctico de estos factores es
la mejor solución.
Las
emulsiones pueden ser un problema en particular.
A lo largo del tiempo los materiales emulsificados y / u otras impurezas
generalmente se acumulan en la interfaz de agua / petróleo. Además de afectar adversamente el control del
nivel de líquidos, esto también disminuye el tiempo de retención efectivo de
petróleo o agua en el separador, y resulta en la reducción de la eficiencia de
separación de agua / petróleo. La
adición de químicos y / o calor puede minimizar esta dificultad.
Frecuentemente, es posible bajar apreciablemente el tiempo de asentamiento
necesario para la separación de agua / petróleo con una aplicación de calor en
la sección de líquidos del separador o con la adición de químicos
anti-emulsificantes.
Excesos
y soplos son problemas muy comunes de la operación. El exceso que ocurre cuando un líquido libre
se escapa en la fase de gas, puede indicar un nivel alto de líquido, daños a
los elementos internos del recipiente, espuma, un diseño inapropiado, salidas
de líquido tapadas, o que se ha excedido la capacidad de diseño del
recipiente. El soplo, que ocurre cuando
un gas libre se escapa en la fase líquida, puede indicar un bajo nivel de
líquido, una vórtice, o la falta de controlar el nivel.
TEORÍA
Separación
de gas.
Los
conceptos y las ecuaciones para la separación de dos fases, descritos en el
artículo del mes anterior, son igualmente válidos para la separación de tres
fases.
Asentamiento
de agua / petróleo.
El flujo alrededor de las gotas de petróleo
que se asientan en el agua o las gotas de agua en el petróleo es laminar, según
rige la ley de Stokes. La velocidad
terminal de la gota es:
Vt =
[1,78 x 10-6(DSG)dm2]/mc (1)
Donde:
Vt = Velocidad, fps
DSG =
Diferencia en gravedad específica relativo al agua entre las fases de
agua y petróleo
dm =
Tamaño de la gota, micras
mc =
Viscosidad de la fase continua, cp
Tamaño
de la gota de agua en el petróleo.
Es difícil
predecir el tamaño de la gota de agua que debe asentarse de la fase de petróleo
para coincidir con una definición general de “petróleo libre”. Salvo que estén disponibles los datos de un
laboratorio o campo cercano, el tamaño él la almohadilla de petróleo [fila 1, columna 2, página 92
del documento original – cortado] para que se cumplan con los criterios,
la emulsión a ser tratada por el equipo corriente abajo deberá contener menos
del 5% al 10% de agua sin un programa de tratamiento químico excesivo.
Tamaño
de la gota de petróleo en el agua.
De la ecuación 1 se puede notar que la
separación de las gotas de petróleo del agua es más fácil que la separación de
las gotas de agua del petróleo. El
propósito principal de la separación de tres fases es preparar el petróleo para
mayor tratamiento. La experiencia en el
campo indica que se puede anticipar que el contenido de petróleo en el agua
producido de un separador de tres fases, de un tamaño seleccionado par remover
agua del petróleo, será de entre varios cientos a 2.000mg/l. Esta agua requerirá de mayor tratamiento y
esto se discutirá en otra sección. La
selección de un tamaño para la remoción de gotas de petróleo de la fase de agua
no parece ser un criterio significativo.
Tiempo
de retención.
Se requiere de una cierta cantidad de
almacenamiento de petróleo en el recipiente para asegurar que el petróleo
llegue a equilibrarse y que el gas deflagrado se libere. Se requiere de almacenamiento adicional para
asegurar que el agua libre tenga tiempo de fundirse en gotas de tamaños
suficientes para caer de acuerdo a la ecuación 1. Es común utilizar tiempos de retención de
entre 3 y 30 minutos dependiendo de los datos del laboratorio o del campo. Si esta información no está disponible, se
sugiere un tiempo de retención del petróleo de 10 minutos para el diseño.
De manera similar, se requiere del
almacenamiento de ciertas cantidades de agua para asegurar que la mayoría de
las gotas del petróleo arrastrado en el agua tengan suficiente tiempo para
fundirse y subir del interfaz de petróleo / agua. Los tiempos de retención para la fase de agua
tienen un rango de entre 3 y 30 minutos, nuevamente dependiendo de los datos de
laboratorio o campo. Si esta información
no está disponible, se recomienda un tiempo de retención de 10 minutos para el
agua.
Se debe calcular el tiempo de retención para
la tasa máxima de petróleo tanto como para la tasa máxima de agua, salvo que
los datos del laboratorio indiquen que no es necesario utilizar este enfoque de
diseño conservador.
SELECCIONANDO EL TAMAÑO DE UN SEPARADOR
Las directrices a continuación pueden ser
utilizadas para las determinaciones iniciales de tamaños. El objetivo es que complementen y no
reemplacen la experiencia operativa. Se
debe determinar del tipo y el tamaño de un separador caso por caso. Se debe tomar en cuenta todas la funciones y
los requerimientos incluyendo incertidumbres potenciales en las tasas de flujo
y las propiedades de diseño. Por esta
razón, no existe ningún sustituto para las buenas evaluaciones de cada
separador por un ingeniero de diseño. El
“intercambio” entre el tamaño de diseño y los detalles e incertidumbres en los
parámetros de diseño, no deberá depender de las recomendaciones del fabricante
o reglas generales.
Separadores
horizontales.
Para seleccionar el tamaño, es necesario
especificar el diámetro del recipiente y el largo de costura a costura del
recipiente. Consideraciones sobre la
capacidad de gas y el tiempo de retención establecen ciertas combinaciones
aceptables en diámetro y largo. La
necesidad de asentar gotas de agua de 500 micras del petróleo establece un
diámetro máximo.
Las limitaciones en la capacidad de gas proveen la siguiente formula, discutida en el
previo capítulo sobre separadores de dos fases:
DiLeff = 42K(ToQg/P) (2)
Donde: Di = ID
del recipiente, en pulgadas
Leff =
Largo efectivo del recipiente, en pies, @ 0,75 Ls-s (el largo de costura a costura del recipiente)
To
= Temperatura operativa, ºR
Qg
= Tasa de flujo del gas, MMscfd
Po
= Presión operativa, psia.
K = una
constante basada en las propiedades de gas y líquido discutidas en el previo
artículo sobre separadores
de dos fases
Limitaciones en el tiempo de retención llevan a
otra ecuación que provee combinaciones aceptables de Di y Leff.
Di Leff =
1,42[(Qw)(Tr)w + (Qo)(Tr)o] (3)
Donde:
Qw = Tasa
de flujo del agua, bpd
(Tr)w =
Tiempo de retención del agua, minutos
Qo = Tasa
de flujo del petróleo., bpc
(Tr)o =
Tiempo de retención del petróleo, minutos
Ecuación
de asentamiento. El requerimiento que las gotas
de agua de 500 micras sean capaces de asentarse de la almohadilla de petróleo
establece un diámetro máximo del separador de acuerdo al siguiente
procedimiento:
·
Calcule (ho)max:
(h)max = 320(Tr)o(DSG)/mo (4)
Donde
(ho)max =
Grosor máximo permisible del almohadilla de petróleo, pulgadas
DSG =
Diferencia en gravedad específica relativa al agua de las fases de
petróleo y agua
mo = Viscosidad del
petróleo, cp
·
Calcule la fracción del área de corte transversal del recipiente
ocupada por la fase de agua:
Aw/A = 0,5Qw(Tr)w/[Qo(Tr)o + Qw(Tr)w] (5)
·
Determine la coeficiente Z de la Fig. 6
·
Calcule (Di)max:
(Di)max = (ho)max/Z (6)
Cualquier
combinación de Di y Leff que satisfaga las ecuaciones
2,3, y 6 cumplirá con los criterios necesarios.
Separadores
verticales.
Como es
con los separadores de dos fases, se debe mantener un diámetro mínimo para
asegurar una capacidad de gas adecuada.
Los separadores verticales de tres fases también deben mantener un
diámetro mínimo para permitir que las gotas de 500 micras se asienten. La altura del separador de tres fases se
determina de las consideraciones del tiempo de retención.
Las limitaciones a la capacidad
de gas llevan a la siguiente formula discutida en el artículo de noviembre
sobre separadores de dos fases:
(Di)2min =
500K/TQg/Po) (7)
Asentamiento:
(Di)2min =
0,027(Qomo/SG) (8)
Tiempo de retención:
ho = (Tr).Qo/0,12Di2 (9)
ho = (Tr)wQw/0,12Di2 (10)
Donde:
ho =
Altura de la almohadilla de petróleo, pulgadas
hw = Altura desde la salida de agua al interfaz,
pulg. Esta altura debe ser ajustada para
recipientes
con fondos en forma de cono.
Como en el caso de un separador vertical de
dos fases, el largo de costura a costura (Ls-s) puede ser
aproximadamente calculado de la geometría una vez que se hayan escogido el ho
y el hw. Para propósitos de
investigación se puede presumir que:
Ls-s = (ho + hw + 76)/12 (11)
Cualquier Di mayor al calculado con las ecuaciones 7 y 8 y
que satisfaga la 9 y la 10 es aceptable.
Ejemplos
Seleccionando el tamaño de un
separador vertical de tres fases.
Dado que:
Qo =
5.000 bopd
Qw =
3.000 bwpd
Qg = 5 MMscfd
Po = 100
psig
To = 90ºF
Petróleo = 30º
API
SG de agua = 1,07
SG de gas = 0,6
(Tr)o = (Tr)w = 10
min.
Viscosidad = 10
cp
Solución:
·
Calcule la diferencia en gravedades específicas:
ºAPI
= [141,5/(SG)o] -
131,5
(SG)o = 141,5/(30 +
131,5)
=
0,876
DSG =
1,07 - 0,876
= 0,194
·
Calcule el diámetro mínimo para satisfacer la limitación en capacidad
de gas (Vea el artículo de noviembre para el procedimiento para un separador de
dos fases):
(Di)min = 12,8
pulg.
·
Calcule el diámetro mínimo para el asentamiento de gotas de agua:
(Di)2min =
0,027 Qom/DSG
=
0,027(5.000)(10)/0,194
(Di)2min = 83,4
pulg.
·
Limitación de retención de líquidos:
ho = (Tr)o(Qo)/0,12Di2
hw = (Tr)w(Qw)/0,12Di2
ho + hw = 10(Qo + Qw)/0,12
Di2
·
Calcule las combinaciones de Di y ho + hw
para diámetros mayores a Dmin, Tabla 1:
TABLA 1
Capacidad
del separador vertical de tres fases, diámetro vs. largo para la limitación en
tiempo de retención
(Tr)o = (Tr)w = 10
min
D, pulg.
|
Ho + hw, pulg.
|
Ls-s, pies
|
12Ls-s/Di
|
84
|
94.4
|
14.2
|
2.02
|
90
|
82.3
|
13.2
|
1.76
|
96
|
72.3
|
12.4
|
1.54
|
102
|
64.1
|
11.6
|
1.37
|
·
Calcule el largo de costura a costura, Tabla 1:
Ls-s = (ho) + hw +
76)/12
·
Calcule la relación de delgadez (12 Ls-s/Di). Selecciones dentro del rango de 1,5 a 3 son
comunes, Tabla 1:
Si es necesario, repita los pasos 6 a 10 para
varios tiempos de retención y el gráfico como se hizo con los separadores de
dos fases.
·
Seleccione un tamaño razonable.
Recipientes de 90 pulg x 15 pies o 96 pulg. X 12 pies, 6 pulg. pueden
ser selecciones razonables.
Seleccionando
el tamaño de un separador horizontal de tres fases
Dado que:
Qo =
5.000 bpd
Qw =
3.000 bwpd
Qg = 5
MMscfd
P = 100
psig
T = 90ºF
Petróleo =
30ºAPI
SG Agua = 1,07
SG Gas = 0,6
(Tr)o = (Tr)w = 10
min.
Viscosidad = 10
cp
Solución:
·
Calcule la diferencia en gravedades específicas:
ºAPI
= [141,5/(SG)o] -
131,5
(SG)o =
141,5/(30 - 131,5)
DSG =
1.07 - 0,876
= 0,194
·
Revise por separación de gas (vea el artículo de noviembre sobre
separadores de dos fases para el procedimiento):
DiLeff = 143
·
Calcule las combinaciones de Di y Leff para la
separación de gas, Tabla 2:
TABLA 2
Separador horizontal de tres
fases, diámetro vs. largo para la limitación de capacidad de gas
Di, pulg.
|
Leff, pies
|
L, pies
|
60
|
2.4
|
3.2
|
72
|
1.9
|
2.6
|
84
|
1.7
|
2.3
|
96
|
1.5
|
2.0
|
Por lo tanto, la capacidad de gas probablemente no rige.
·
Calcule el grosor mínimo del almohadilla de petróleo:
(ho)max =
320(Tr)o(DSG)/mo
= 320(10)(0,194)/10
= 62,1 pulg.
·
Calcule el diámetro máximo para la limitación en el grosor del
almohadilla de petróleo:
Aw/A = 0,5Qw(Tr)w/[Qo(Tr))o + Qw(Tr)w]
= 0,5(3.000)(10)/[(5.000)(10) +
(3.000)(10)]
= 0,1875
De la figura 6, para Aw/A
= 0,1875
Z = 0,257
(Di)max = (ho)max/Z =
62,10/0,257
= 241,6 pulg.
·
Limitación de retención de líquidos:
(Di)2Leff =
1,42[Qw(Tr)w + Qo(Tr)o]
= (1,42)(10)(8,000) = 133.600
·
Calcule las combinaciones de Di y Leff, Tabla 3:
TABLA 3
Separador horizontal de tres fases, diámetro vs. largo para limitación
de tiempo de retención de líquidos
(Tr)o = (Tr)w = 10
min.
D, pulg.
|
Leff, pulg.
|
Ls-s, pies
|
12Ls-s/Di
|
60
|
31.6
|
42.1
|
8.4
|
72
|
21.9
|
29.2
|
4.9
|
84
|
16.1
|
21.5
|
3.1
|
96
|
12.3
|
16.4
|
2.1
|
108
|
9.7
|
13.0
|
1.4
|
·
Calcule el largo de costura a costura, Tabla 3:
Ls-s = Leff/0,75
·
Calcule la relación de delgadez (12Ls-s/Di). Selecciones en el rango de 3 a 5 son comunes.
Trace los resultados en un gráfico y escoja un tamaño razonable que no viole las limitaciones de capacidad de gas o de grosor del almohadilla de petróleo. Selecciones posibles de la Fig. 7 son 90 pulg. x 20 pies, 96 pulg. x 17 pies, y 102 pulg. x 15 pies.
Figura 7
Separator diameter = diámetro
del separador
Liquid retention constraint =
limitación de retención de líquidos
Notes:... =
Anotaciones: (1) La capacidad de gas no rige (2)
Grosor del almohadilla de petróleo no rige
Fig. 7
– Gráfico del diámetro de un separador vs. el largo de costura a costura de la
Tabla 3 para la limitación en tiempo de retención de líquidos, que rige la
selección del tamaño del recipiente.
Tres diferentes tamaños de recipiente son aplicables como soluciones
para el problema ejemplar.
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