FACILIDADES DE SUPERFICIE: GENERALIDADES EDISON ODILIO GARCÍA NAVAS Ingeniero Ingenier o de Petróleos Petróleos - UIS Magíster en Ingeniería de Hidrocarburos Hidrocarburos - UIS
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UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BUCARAMANGA, MAYO DE 2014
SEPARACIÓN SEP ARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentra encuentran: n: etapa etapa de recolecció recolección, n, separación, separación, depuración, depuración, calentamien calentamiento, to, deshidratación, almacenamiento y bombeo. Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran gran núm úmer ero o de est estacio acione ness; lu lue ego de pasa pasarr po porr est estas etapas apas,, lo loss distintos productos distintos productos pasarán pasarán a otros procesos otros procesos externos externos a la estación.
SEPARACIÓN SEP ARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
Una vez recolectado, el recolectado, el petróleo crudo petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido –gas dentro del separador. La separación ocur ocurre re a dist distin into toss nive niveles les de presión y temperatura estable establecida cidass por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo de trabajo.. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos
de control de control del del separador.
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas¹:
Separador de petróleo y gas. Separador. Separador por etapas. Recipiente de retención, tambor de retención Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, Separador por expansión o recipiente de expansión.
¹Smith Vernon H. (2001). Oil and Gas Separators. Petroleum Engineering Handbook. Chapter 12. Meriand Corp. Houston .
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción SEPARADORES. a.
PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS
Los principios básicos, leyes físicas y accesorios utilizados para separar el gas del líquido son la gravedad, las fuerzas centrífugas, el efecto de deflectores y platos perforados o mallas. Otro efecto aprovechado para separar el líquido del gas, es el efecto de mojamiento, el cual consiste en la propiedad que poseen las pequeñas gotas del líquido de adherirse a deflectores y platos por adhesión y capilaridad. También, las caídas de presión a través de pequeños orificios de coladores ocasiona que el líquido caiga.
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción SEPARADORES.
a. PRINCIPIOS DE SEPARACIÓN DE MEZCLAS DE HIDROCARBUROS Los separadores son construidos de tal forma que el fluido ingrese produciendo un movimiento rotacional, impartiendo al fluido un movimiento centrífugo que ocasiona que el líquido choque con las paredes del recipiente y caiga por gravedad. A medida que el líquido cae, choca con los deflectores y platos, produciéndose por agitación separaciones ulteriores. El gas sale por el tope y el líquido por el fondo. El nivel de líquido del separador es controlado por una válvula flotante y una válvula tipo “back pressure” a la salida del separador, controla la presión de salida del mismo.
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción Gas Fluido del pozo
SEPARADOR BIFÁSICO
Líquido
Gas Fluido del pozo
SEPARADOR TRIFÁSICO Crudo
Agua
SEPARACIÓN DE DOS FASES. Introducción Se pueden realizar con un separador fijo o con facilidades móviles (well testing). Los fluidos del pozo se alinean al separador, allí se dividen en las tres corrientes de interés (gas, crudo, agua), las cuales son medidas de forma independiente con medidores dinámicos. La confiabilidad de los resultados depende de la calibración de los medidores.
PROCESOS DE SEPARACIÓN. Cálculos Flash La cantidad de fluido de hidrocarburo que existe en la fase gaseosa o la fase líquida en cualquier punto en el proceso está determinado por un cálculo de flash. Para una presión y temperatura dadas, cada componente en la fase gaseosa dependerá no sólo de la presión y temperatura, también de la presión parcial del componente. Por lo tanto, la cantidad de gas depende de la composición total de los fluidos, como la fracción molar de cualquier componente en la fase gaseosa es la función de la fracción molar de todos los demás componentes en esta fase. El valor K está en función de la temperatura y la presión y de la composición del vapor y fase líquida. Se define como:
KN= (VN / V) / (LN / L) Donde: KN= constante de componente N a una temperatura y presión dadas, VN= moles de componente N en la fase de vapor, V = moles totales en la fase de vapor , LN= moles de componente N en la fase líquida, L = Total de moles en la fase líquida.
PROCESOS DE SEPARACIÓN. Cálculos Flash El valor K es unos de los parámetros que mayor relevancia tiene en el momento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. En cierto modo, es el valor que se acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema. A pesar de que, al comienzo, el valor de K atendía a la deducción matemática de la fórmula, es la experiencia de campo y mejoras tecnológicas que se le introducen a los diseños lo que ha venido adaptando este parámetro al comportamiento real de los recipientes. En la práctica, lo que suelen hacer los fabricantes es diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el valor correspondiente, para predecir los resultados reales. Por esa razón, se suelen encontrar unidades pequeñas garantizadas para manejar cantidades de gas mucho mayores de lo esperado. Al utilizar velocidades críticas más altas que las resultantes del uso directo de las fórmulas, los separadores serán de diámetros más pequeños.
CÁLCULOS DE FLASH
EQUILIBRIOS DE FASE. Definición Cualquier parte homogénea y distinta de un sistema, que se encuentra separada de las otras partes por un límite definido. No necesariamente es continua.
EQUILIBRIOS DE FASE. Separación Bifásica El fenómeno se debe a una reducción de presión por debajo de la presión de saturación (presión de burbuja), que lleva a la liberación de una fase gaseosa.
P > Pb
P > Pb
P = Pb
P < Pb
P = P atm
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES Vertical Construcción / Aspecto Físico s o l
e s d e r n o d ó i a c r a a c i p f i e s S a l
Simple Horizontal Dos Cuerpos Esférico Bifásico
Tipo de Separación Trifásico Producción / General
C
Dedicación / Ubicación
Prueba Separadores en Serie / Paralelo Torres de Destilación
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada: Elemento que cambia abruptamente la dirección de flujo, causando la liberación del gas (Disminuir el Impulso).
Deflector Desviador / Plato esférico
Deflector Tangencial
Ciclón de Entrada (Fuerza centrifuga – Chimenea Ciclónica)
SECCIONES DE UN SEP SEPARADOR ARADOR BIF BIFÁSICO ÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada la zona inferior del • Sección de asentamiento de líquido: la sepa se parrad ador or pr prop opor orci cion ona a el ti tiem empo po ne nece cesa sari rio o pa parra qu que e el gas atrapado se libere hacia la parte superior.
SECCIONES DE UN SEP SEPARADOR ARADOR BIF BIFÁSICO ÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada asentamiento o de líquido • Sección de asentamient En esta región se • Sección de asentamiento gravitacional: En presenta una reducción de la velocidad de flujo de la corriente gaseosa, lo que permite que las gotas de líquido suspendidas caigan por gravedad. Se diseña de tal manera que las gotas mayores que 100 ó 140 micras sean removidas.
SECCIONES DE UN SEP SEPARADOR ARADOR BIF BIFÁSICO ÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada asentamiento o de líquido • Sección de asentamient asentamiento o gravit gravitacional acional • Sección de asentamient
Extrac acttor de ni nieb ebla la:: Este dispositivo genera numerosos cambios • Extr de dirección en el flujo del gas, haciendo que las pequeñas gotas de lí líqu quiido (me meno norres qu que e 10 100 0 mi miccras) se sean an cap aptu turrad adas as po porr elementos coalescedores y caigan por gravedad. gravedad.
2 Clases: Extractor Tipo Veleta y Cojines de Malla de Alambre
SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada • Sección de asentamiento de líquido • Sección de asentamiento gravitacional • Extractor de niebla:
Cojines de Malla de Alambres
SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada • Sección de asentamiento de líquido • Sección de asentamiento gravitacional • Extractor de niebla • Rompedores de vórtices: OBJETIVO: Disminuir Vórtices (Remolinos), cuando la válvula está abierta debido a que esto absorbe el gas del vapor y lo remezcla en la salida del líquido.
SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada • Sección de asentamiento de líquido • Sección de asentamiento gravitacional • Extractor de niebla • Rompedores de vórtices:
SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada • Sección de asentamiento de líquido • Sección de asentamiento gravitacional • Extractor de niebla • Rompedores de vórtices • Drenajes de sólidos:
Separadores
Horizontales:
Problema por depósitos de arena en fondo. Para eliminar los solidos se instalan unos drenajes que se operan de manera controlada inyectando fluido a alta presión (agua de producción)
DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO
DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO
DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO
DESCRIPCIÓN DE UN SEPARADOR BIFÁSICO
FUNCIONES DE UN SEPARADOR
TIPOS DE SEPARADORES Existen diversos tipos de separadores, que cumplen determinadas funciones:
• Separadores Horizontales • Separadores Verticales • Separadores Esféricos • Separadores Centrífugos • Botas de Gas • Separadores Vénturi • Separadores de doble barril • Scrubbers • Slug Catchers
SEPARADORES HORIZONTALES
SEPARADORES VERTICALES
VENTAJAS SEPARADOR HORIZONTAL
VENTAJAS SEPARADOR VERTICAL
HORIZONTAL vs VERTICAL En términos generales, es más recomendable el uso de separadores horizontales, pues estos ofrecen una mayor área para las interfases (G/O y O/W), con lo que se consigue un mejor equilibrio de fases y una separación más rápida. En algunos casos es recomendable el uso de separadores verticales:
• Los separadores horizontales no son buenos en el manejo de sólidos. En un separador vertical puede instalarse un drenaje en la parte inferior, cosa que no es posible en uno horizontal. • Los separadores horizontales ocupan más espacio. Sin embargo, al usar varios separadores, éstos pueden ubicarse uno sobre otro. • Los separadores verticales son más versátiles para el manejo de tasas de producción variables.
SEPARADORES ESFÉRICOS
Los separadores esféricos son relativamente baratos y su uso está limitado a aplicaciones especiales. Son compactos y fácilmente pueden ser montados sobre “skid” para utilizarlos como separadores portátiles para pozos de baja producción. Su forma es excelente para condiciones de alta presión y bajos volúmenes. Estos separadores están disponibles en diámetros desde 24 hasta 60 pulgadas y presiones de trabajo hasta 6000 psi. Los fluidos entran al recipiente, golpeando a un deflector esférico lo cual obliga a caer a los líquidos al fondo del envase. El gas sube y a través de un elemento depurador (“scrubber ”), se separan las últimas gotas líquidas.
OTRAS CONFIGURACIONES • Botas de gas
El diseño de una bota desgasificadora es más simple que el de un separador, al igual que sus componentes internos, siendo estos:
Deflector: El deflector de una bota desgasificadora, tiene la forma de un sombrero chino, con un ángulo de 45°, y se encuentra a la salida del tubo interno concéntrico por donde asciende el fluido multifásico. El deflector cambia la dirección de flujo, ocasionando la liberación de gas que ha sido arrastrado o se encuentra en solución en la corriente de líquido en la salida del separador.
Bafles Perforados: La bota de gas tiene arriba del deflector una serie de placas o bafles con un ángulo de inclinación de 45°. El gas atraviesa los bafles perforados, reteniéndose los líquidos arrastrados en la corriente de gas.
OTRAS CONFIGURACIONES • Botas de gas • Separadores de doble barril Los separadores de dos barriles aíslan los líquidos recolectados en el barril inferior para prevenir que el gas se vuelva a arrastrar durante las oleadas. Hoy no se ve esta configuración con frecuencia porque su construcción es cara y las ventajas son más teoréticas que prácticas.
OTRAS CONFIGURACIONES • Botas de gas • Separadores de doble barril • Separador horizontal con bota
OTRAS CONFIGURACIONES • Botas de gas • Separadores de doble barril • Separador horizontal con bota • Separadores tipo filtro
Los separadores de filtro Comúnmente son utilizados en las entradas de compresores en estaciones de compresión en el campo, como Depuradoras finales corriente arriba de las torres de contacto de glicol y en aplicaciones de instrumento / gas de campo. Los separadores de filtro pueden remover todas las partículas mayores a 2 micras y el 99% de aquellas hasta un mínimo de 0,5 micras. Estas unidades, también disponibles en configuraciones verticales, son utilizadas en ingresos de compresores y en otras aplicaciones de GOR alto.
OTRAS CONFIGURACIONES • Botas de gas • Separadores de doble barril • Separador horizontal con bota • Separadores tipo filtro • Slug Catchers
El Receptor de Slug es un equipo estático utilizado en las instalaciones de producción de petróleo para reducir al mínimo el slug de oleoductos y gasoductos. Los fluidos extraídos de los yacimientos de petróleo y gas contienen petróleo crudo, gas natural, agua, sales, etc. El flujo multifásico en una tubería a menudo conduce flujo de lodo de la formación. Este flujo de múltiples fases se recibe en en las instalaciones de procesamiento y de almacenamiento de petróleo crudo en el que el aceite, agua y gases son separados para eliminar el slug, de ahí el nombre.
SECCIONES DE UN SEPARADOR BIFÁSICO Todos los separadores bifásicos tienen en común cuatro secciones:
• Deflector de entrada • Sección de asentamiento de líquido • Sección de asentamiento gravitacional • Extractor de niebla • Rompedores de vórtices • Drenajes de sólidos:
Este accesorio es indispensable en fluidos con alto contenido de sólidos, ya que permite extraer los sólidos asentados. Su funcionamiento se basa en la inyección de fluido a través de una tobera. Este dispositivo se coloca donde se acumula la arena, funcionando con fluido a presión mediante toberas de inyección, que hagan posible la remoción de la arena.
OTRAS CONFIGURACIONES • Botas de gas • Separadores de doble barril • Separador horizontal con bota • Separadores tipo filtro
Sistema de tratamiento primario de gases el cual busca remover:
• Slug Catchers • Scrubber
- Partículas sólidas - Gotas de líquidos - Gases ácidos (CO2, NOx, SOx) Sus principales aplicaciones son: - Tratamiento de gases de refinería - Tratamiento de gas de pozo - Lavado de gases y emisiones gaseosas - Desulfuración de combustibles
VARIABLES DE CONTROL Tiempo de Retención:
VARIABLES DE CONTROL Tiempo de Retención:
1. Si existe espuma, aumentar por encima de los tiempos de retención por un factor de 2 a 4. 2. Si existe mucho CO2, utilizar un mínimo de tiempo de retención de 5 minutos.
COEFICIENTE DE ARRASTRE
DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR HORIZONTAL
DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR HORIZONTAL
DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR VERTICAL
DIMENSIONAMIENTO SEPARADOR VERTICAL
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34).
l g d m V 1 0,0119 g C D
Re
0,0049
g d mV g
C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
12
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas.
TZQ g g C D dLeff 420 P l g d m
1 2
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 2
d Leff
t r Ql 0,7
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff ) para las capacidades al gas y al líquido. d (in)
Gas Leff (ft)
Líquido Leff (ft)
16 20 24 30
Diámetros Comerciales Separador (in): 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10, 12, 16, 20, 24, 30, 36, 42, 48, 60, 72.
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff ) para las capacidades al gas y al líquido.
5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cada diámetro.
d
Para Leff > 7,5ft:
LSS Leff
Para Leff < 7,5ft:
LSS Leff 2,5
12
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff ) para las capacidades al gas y al líquido.
5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cada diámetro. 6. Determinar la relación de esbeltez para cada diámetro. SR
12 LSS
d
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Calcular la capacidad al líquido. 4. Establecer relaciones entre el diámetro del separador (d) y la longitud efectiva (Leff ) para las capacidades al gas y al líquido.
5. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss) para cada diámetro. 6. Determinar la relación de esbeltez para cada diámetro. 7. Seleccionar la opción que contenga una relación de esbeltez entre 3 y 4. En caso de que dos o más opciones se encuentren en ese rango, se puede tomar la decisión de usar la de diámetro menor, pues implica un costo más bajo.
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) Diámetro Comercial
Leff gas (ft)
Leff liq (ft)
Lss (ft)
SR (Relación de Esbeltez)
2 3 4 6 8 10 12 16 20 30 36 42 Seleccionar la opción que contenga una relación de esbeltez entre 3 y 4.
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Horiz.) Ejercicio: Diseñar un separador horizontal bifásico con los siguientes datos.
Producción de gas:
10MMscfd
Densidad del gas:
1.44 lb/ft3
Producción de crudo:
2000BOPD
Gravedad API:
40°
Presión de operación:
1000psia
Temperatura de operación:
60°F
Tamaño de la partícula a retirar: 140m Tiempo de retención:
3 minutos
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo (Suponer un CD=0,34).
l g d m V 1 0,0119 g C D
Re
0,0049
g d mV g
C D
24 Re
3 Re
0,5
0,34
12
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. De aquí se obtiene el mínimo diámetro requerido. Cualquier diámetro superior a éste puede ser utilizado.
TZQ C g g D d 2 5040 P l g d m
1 2
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo (Tener cuidado, porque en esta ecuación se obtiene h en pulgadas). 2
d h
t r Ql 0,12
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo. 4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss). Para d ≤ 36in :
LSS
Para d > 36in :
LSS
h 76 12
h d 40 12
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 4. Calcular la Longitud entre Cordones de Soldadura (Lss): Para d ≤ 36in :
LSS
h 76 12
Para d > 36in :
LSS
h d 40 12
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo. 4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss).
5. Calcular la relación de esbeltez.
SR
12 LSS
d
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) 1. Determinar el coeficiente de arrastre CD por medio de un proceso iterativo.
2. Calcular la capacidad al gas. 3. Con la ecuación de la capacidad al líquido calcular la altura (h) para varios diámetros mayores que el diámetro mínimo. 4. Calcular la longitud entre cordones de soldadura (Lss).
5. Calcular la relación de esbeltez. 6. Seleccionar la opción que presente una relación de esbeltez entre 3 y 4.
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS (Verticales) Ejemplo: Diseñar un separador vertical bifásico con los siguientes datos.
Producción de gas:
10MMscfd
Gravedad específica del gas:
0,6
Producción de crudo:
2000BOPD
Gravedad API:
40°
Presión de operación:
1000psia
Temperatura de operación:
60°F
Tamaño de la partícula a retirar: 140m Tiempo de retención:
3 minutos
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS
ρgas=
2.70 ∗ ∗ ∗
T: °Rankine Z: Gráficos GPSA (Función GE – Ken Arnold)
DISEÑO DE SEPARADORES BIFÁSICOS
