90616_1_027

PDVSA MANUAL DE INGENIERIA DE DISEÑO VOLUMEN 15 GUIA DE INGENIERIA

PDVSA N°

90616.1.027

1

MAY.91

REV.

FECHA

APROB.

E1994

TITULO

SEPARADORES SEPARADORES LIQUIDO L IQUIDO – VAPOR VAPOR

PARA APROBACION

José Gilarranz

DESCRIPCION FECHA MAY.91

17

J.S.

PAG.

REV.

APROB. Eduardo Santamaría

J. G .

E.S.

APROB. APROB. FECHA MAY.91

ESPECIALISTAS

GUIA DE INGENIERIA PDVSA

SEPARADORES LIQUIDO–VAPOR

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Indice 1 2 3 4 5

ALCANCE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . REFERENCIAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . OBSERVACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . GENERAL . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . METODOS DE DISEÑO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2 2 2 3 5

5.1 5.2 5.3 5.4

Valores “K” para Cálculo de Tamaño del Recipiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separadores Verticales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separadores Horizontales (Gas–Petróleo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separadores Horizontales (Gas–Petróleo–Agua) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5 5 8 9

6 ELIMINADORES DE NIEBLA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 LISTA DE VERIFICACION . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

11 15

7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 7.6 7.7

Espumosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Flujo de Avance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Crudo Parafinoso . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bajas Temperaturas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Conexiones de Instrumentos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diámetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

15 15 15 16 16 16 16

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Esta Guía de Ingeniería contiene los procedimientos para calcular el tamaño de separadores horizontales y verticales de dos y de tres fases.

REFERENCIAS 2.1

3

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ALCANCE 1.1

2

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Las siguientes publicaciones son referenciadas aquí, o son de interés general:

2.1.1

API RP–521, “Guide for Pressure Relief and Depressuring Systems”, Ultima Edición.

2.1.2

Campbell, John M., “Gas Conditioning and Processing” (1976).

2.1.3

Kerns, G.D., “New Charts Speed Drum Sizing, “HYDRO. PROC. 39 (7), 168–170 (July, 1960).

2.1.4

Lobdell, W. R., y L. M. Ayers, “Separators Cut Weight, Cost for Gas–Production Equipment, “OIL GAS J., 56–59 (March 10, 1975).

2.1.5

Natural Gas Processors Suppliers Association (NGPSA) Engineering Data Book (1972).

2.1.6

Neimeyer, E. R., “Check These Points When Designing Knockout Drums”, HYDRO. PROC. 40(6), 155–6 (June, 1961).

2.1.7

Perry, Robert H., y Cecil H. Chilton, “Chemical Engineers’ Handbook,” Fifth Edition, McGraw–Hill, 5–61 ff (1973).

2.1.8

Peters, B. A., “How to Adjust Water Weirs in 3–Phase Field Separators,” WORLD OIL, 125, 127–8 (April, 1974).

2.1.9

Scheiman, A.D., “Horizontal Vapor–Liquid Separators”, HYDRO. PROC. 43(5), 155–160 (May, 1964).

2.1.10

Souders, Mott, y G.G. Brown, “Design of Fractionating Columns 1. Entrainment and Capacity, “ IND. ENG. CHEM. 26(1), 98–103 (1934).

2.1.11

Watkins, R.N., “Sizing Separators and Accumulators,” HYDRO. PROC. 46(11), 253–256 (Nov. 1967).

2.1.12

Younger, A.H., “Como Calcular el Tamaño de Recipientes para Procesos Futuros”, CHEM. ENG., 201–202 (Mayo, 1955).

OBSERVACIONES 3.1

Esta Guía de Ingeniería se relaciona sólo con el tamaño básico de separadores desde el punto de vista del proceso por ej. especificación de longitud de costura a costura (C/C), diámetro interno y niveles aproximados de líquido. Los detalles de diseño mecánico están cubiertos en otras Guías de Ingeniería para diseño de recipientes.

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3.2 

Las fórmulas para el tamaño del separador, en esta Guía de Ingeniería, no contienen correcciones específicas para espumeo, tensión superficial y similares. Sin embargo, se dan algunas recomendaciones referentes a estos factores.

3.3 

Estas guías para cálculo del tamaño, se usan para establecer tamaños mínimos aceptables de los recipientes, con fines de estudios económicos o para indicar en las solicitudes a los suplidores, el tamaño más pequeño que pueden ofrecer y que sean considerados en sus ofertas. Las solicitudes de cotización a los suplidores, deben contener siempre las especificaciones de servicio más exigentes que deberán llenar los recipientes y el suplidor deberá proponer un tamaño tal, que él garantice que prestará ese servicio. A menudo éste es más grande que el mínimo especificado.

3.4 

Algunos fabricantes específicos proveen elementos internos patentados en sus separadores vapor–líquido. Obviamente, los métodos aquí propuestos no consideran estos renglones patentados. Sin embargo, cualquier separador deberá tener como elementos internos mínimos: un interruptor de movimiento de entrada, un preventor de torbellino a la salida del líquido y pozos para conexiones de cualquier flotador interno.

GENERAL 4.1

Un separador líquido–gas tiene dos secciones básicas. En la sección superior el gas fluye hacia arriba o a través del recipiente y las gotitas de líquido caen a través del mismo hacia la fase de líquido. La sección inferior permite que las burbujas de gas en el líquido emerjan y pasen a la fase de gas. Un recipiente de tamaño satisfactorio proveerá espacio apropiado en cada sección para permitir que estas funciones se lleven a cabo con alguna eficiencia arbitraria. Siempre habrá algún arrastre de cada fase en la otra. Es conveniente mantener el arrastre dentro de límites razonables. No debe hacerse una selección arbitraria entre un separador vertical y horizontal; cualquiera de los dos tipos será efectivo, si está diseñado debidamente. La elección debe estar basada en muchos factores, incluyendo el económico. Un separador horizontal dará más capacidad por el mismo dinero, que un separador vertical cuando se comparan los costos del equipo. Sin embargo, un separador vertical puede ser preferible en situaciones donde el espacio está limitado o la arena es un problema.

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4.2 

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En algunos casos, la sección de manejo de líquido del separador tendrá un tamaño basado en el tiempo de retención. El separador puede servir no sólo como un separador de fases sino también como un recipiente compensador de líquido, amortiguando las variaciones del flujo, de modo que los controles automáticos aguas abajo puedan operar con un mínimo de perturbación. El principio físico apropiado para los cálculos del separador es la caída libre de una partícula (esfera) a través de un fluido. La ecuación es (Perry, 5ta. Ed., p5–61): V t 

+



4 g . D p (òp– ò)

(1)

3ò . c

Donde: Vt

= velocidad de asentamiento libre

g

= aceleración de gravedad

Dp

= diámetro de la partícula

ρp

= densidad de la partícula

ρ

= densidad del fluido

C

= coeficiente de arrastre

El coeficiente de arrastre es una función del número de Reynolds. La ecuación (1) se usará en dos formas. Para BURBUJAS DE LIQUIDO que se suben o caen a través de líquidos, se obtiene el flujo laminar para partículas pequeñas. En ese caso la Ec. (1) se vuelve (Perry, 5ta. Ed., p. 5–61). V t 

Donde:

m

+

D 2p ( ò–ò p ) (subiendo) 18 m

+

gD

2

p

( ò p–ò )

18 m

(cayendo)

(2)

es la viscosidad del fluido.

Para Vt en pie/min., Dp en micrones, ry rp en g/cm3, y m en centipoise, la Ec (2) se vuelve: 2

V t 

+

1, 072 x 10 *4 D p ( ò * ò p ) m

(2A)

Para GOTITAS DE LIQUIDO cayendo a través de los gases, usar la forma presentada por Souders y Brown IND. ENG. CHEM. 26, 98 (1934): V t 

Donde: Vt = m/seg (pies/seg) r = kg/m3 (lb/pie 3)

+

K 



( ò p * ò) ò

(3)

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Los valores para la constante K se han determinado a partir del equipo en operación.

5

METODOS DE DISEÑO 5.1

Valores “K” para Cálculo de Tamaño del Recipiente 

5.1.1

Separadores Verticales y Depuradores: W L W G 0, 1

t

t

W L W G

W L W G

0, 1

K  + 0,35

t 1, 0

K  + 0, 25

u 1, 0

K  + 0,20

Donde: WL = tasa de flujo de líquido, lb/seg. WG =tasa de flujo de vapor, lb/seg. 5.1.2

Separadores Horizontales: 2, 5

L D

t

t

4, 0

K 

+

0, 4

(NOTA: mínimo permisible L = 7,5 pies) 4, 0

t

L D

L D

u

t

K 

+

+

0, 5

6, 0

6, 0

K 

0, 5 ( L ) 0, 05 L Base

(NOTA: máximo permisible K = 0,7) Donde :

5.2

L Base + 6, 0 D

Separadores Verticales  PASO 1:

Calcular la velocidad de diseño del gas por Ec. (3): V G

PASO 2:

+

K 



òL

– òG òG

Calcular la tasa de flujo volumétrico del gas: QG = QW/ rG m3/seg (pie3/seg)

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Donde: QG =

tasa de flujo volumétrico del vapor, m 3/seg (pie3/seg)

WG = tasa de flujo del vapor, kg/seg (lb/seg) rG =

PASO 3

Calcular el área de la sección transversal del recipiente: A

PASO 4:

densidad del vapor, kg/m3 (lb/pie3) (a temp. y presión de operación).

+

QG V G

m 2 (pie 2)

Calcular el diámetro interno del recipiente: DI 

+



4A p

m (pie)

Aproximar el diámetro práctico más alto próximo (por ej: uno que se ajuste a un cabezal tamaño estándar) y recalcular el área de la sección transversal. La profundidad de las fases líquidas debe escogerse considerando estos factores. 5.2.1

Proveer tiempo de retención adecuado para la separación de fases. a.

Para separación de dos fases, proveer un mínimo de: – Un minuto y medio para destilados y petróleo crudo con gravedades de 40 _ API o mayor. – Tres minutos para petróleos crudos que sean considerados “no espumosos” a condiciones operacionales y gravedades API entre 25 _ y 40_ API. – Cinco minutos para petróleos crudos que sean considerados “espumosos” y/o gravedades API por debajo de 25 _API. No deben usarse separadores verticales para servicios con espumeo severo.

b.

Para una operación de tres fases (gas, petróleo, agua), proveer un mínimo de cinco minutos para la separación de las dos fases líquidas. Los separadores verticales no trabajan bien en servicio de tres fases, de modo que siempre que el espacio lo permita deberán usarse separadores horizontales.

c.

Permitir un máximo de 37,8 lt/min. (10 gal/min) de líquido por pie cuadrado de área de separación.

5.2.2

Proveer un volumen de oleaje adecuado.

5.2.3

Proveer una profundidad adecuada para evitar que el gas sople violentamente y dar espacio de separación suficiente para evitar el arrastre de líquido.

5.2.4

Proveer espacio adecuado para evitar que la fase de agua se vuelva a mezclar con la fase aceitosa.

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PASO 5:

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Calcular la tasa de flujo volumétrico del líquido: QL = WL/ rL QL = tasa de flujo volumétrico de líquido, m 3/seg (pie3/seg) WL = tasa de flujo másico del líquido, kg/seg (lb/seg) r

PASO 6:

= densidad del líquido, kg/m 3 (lb/pie 3) (a temperatura y presión de operación).

L

Calcular el volumen de retención de líquidos: VL = 60 QL tH, m3 (pie3) Donde: tH =

PASO 7:

tiempo de retención del líquido, min.

Calcular la altura del líquido en el recipiente: hL

+

V L , m (pie) A

Donde: hL =

altura del líquido, m (pie)

VL =

volumen de retención del líquido, m 3 (pie3)

A =

área de la sección transversal, m 2 (pie2)

Para los separadores de tres fases deben ejecutarse los pasos 5, 6 y 7 por separado para las fases de agua y petróleo, luego las dos alturas obtenidas deben sumarse para dar la altura total del líquido. La boquilla de entrada debe tener un tamaño calculado según las fórmulas enunciadas por Watkins (ref. 2.1.11) PASO 8:

Calcular la densidad de mezcla (basada en deslizamiento nulo): ò mezcla

PASO 9:

+

W L QL

) )

W G QG

, kgm 3 (lbpie 3)

Calcular la velocidad en la boquilla permisible para la mezcla: V boquilla

+

80  ò mezcla

, mseg. ( pieseg)

(Nota: máxima permisible V boquilla = 9 m/seg. (30 pie/seg) PASO 10:

Calcular el diámetro de la boquilla y redondearlo al tamaño estándar: D boquilla

+



4 (Q L p

)

Q G)

V boquilla

, m (pie)

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PASO 11:

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Estimar la longitud total de costura a costura del recipiente considerando las relaciones económicas L/D del recipiente con el margen desde 2,5 hasta 6. Verificar que la relación L/D final computada cae en este margen. Si L es demasiado baja, proveer arbitrariamente mayor tiempo de retención de líquido. Si L es demasiado alta, seguir un diseño horizontal. Siempre que sea posible las longitudes y los diámetros deben ajustarse para producir tamaños que coincidan con los diseños estándar de los suplidores del equipo.

a.

La boquilla de entrada debe estar aproximadamente a dos tercios de la altura de la carcaza por encima de la costura inferior cabezal–carcaza.

b.

La boquilla de entrada debe estar equipada con un dispositivo deflector para “rotar” la entrada al separador, para una mejor desgasificación del líquido.

c.

La distancia mínima entre la entrada y el nivel normal del líquido debe ser 61 cm (2 pie); debe permitirse un mínimo de 91 cm (3 pie) entre la entrada y el fondo del extractor de niebla. La distancia mínima entre la boquilla de entrada y el nivel normal de líquido debe ser 0,3 veces el diámetro. Debe permitirse 0,6 veces el diámetro entre la entrada y el fondo del extractor de niebla. La velocidad del gas en la boquilla de salida debe ser 18–27m/seg (60–90 pie/seg) y la velocidad del líquido 1 m/seg (3 pie/seg.)

d.

5.3

La conexión del drenaje no deberá usarse como salida normal de líquido.

Separadores horizontales (Gas–Petróleo)  Determinar el tamaño de la sección de gas como se describe en el párrafo 5.2. PASO 1:

Calcular la velocidad de diseño del gas: V G

PASO 2:

K 



òL

– òG

òG

, mseg (pieseg)

Calcular la tasa de flujo volumétrico del gas: QG

PASO 3:

+

+

W G òG

, m 3seg (pie 3seg)

Calcular el área de la sección transversal del espacio de gas en el separador AG

+

QG , m 2 (pie 2) V G

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PASO 4:

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El diámetro del recipiente se determina en este punto, suponiendo la relación h G/D. Véase Figura 1. En términos generales, hG/D será 0,5. Para petróleos espumosos, usar h G/D = 0,333 y hL/D = 0,333. La banda restante estará en el centro del recipiente y será para acumulación de espuma. El tiempo de retención del líquido debe ser el mismo que el especificado para separadores verticales, el cual afectará el valor de h L seleccionado. Las tablas del Libro de Datos de Ingeniería NGPSA (p. 14–6 y 14–7) (Ref. 2.1.5) o tablas similares son útiles para relacionar diámetros con volúmenes parciales. Redondear el diámetro al próximo valor práctico más alto y volver a computar el área de la sección transversal. Verificar el tiempo de retención del líquido para ver si es razonable. La altura mínima del espacio de vapor encima del nivel líquido más alto debe ser 20% del diámetro del recipiente ó 30 cm (12 pulgadas), cualquiera que sea mayor. Si se usa un extractor de niebla, éste debe colocarse en un plano horizontal por lo menos 38–45 cm (15–18 pulgadas) por encima del nivel máximo de líquido.

PASO 5:

Suponer una longitud L costura–a–costura de un recipiente. Las longitudes comunes comienzan con 2,25 m (7,5 pie) y aumentan en incrementos de 75 cm (2,5 pie).

PASO 6:

Calcular el volumen de retención de líquido V L: VL = AL . L , m3 (pie3)

PASO 7:

Calcular el flujo volumétrico del líquido Q L: QL = WL/ ρL, m3/seg (pie3/seg)

PASO 8:

Calcular el tiempo de retención de líquido, t H t H 

PASO 9:

5.4

+

V L , min 60 Q L

Ajustar L como sea necesario. Una relación L/D entre 2,5 y 6 es satisfactoria.

Separadores Horizontales (Gas–Petróleo–Agua)  En los separadores gas–petróleo–agua debe permitirse que el agua y el petróleo se desprendan uno del otro. Este mismo procedimiento debe aplicarse a un separador glicol–condensado–gas. PASO 1:

Determinar el tamaño del área de gas por el método para separadores horizontales gas–petróleo. Suponer un h G/D arbitrario, digamos 0,5. Referirse a la Figura 1.

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Los comentarios generales sobre profundidades de líquido y tiempo de retención discutidos en el Paso 4 de separadores verticales también se aplican para separadores horizontales. Además, deben considerarse los siguientes factores: 5.4.1

Después de haberse establecido las dimensiones para lograr la separación requerida, debe proveerse un mínimo de 75 cm (2–1/2 pies) adicionales de longitud para acomodar: indicadores de nivel, controles de nivel, válvulas de drenaje, etc.

5.4.2

El contenido de agua del crudo que sale del separador debe suponerse que es un 5 por ciento de agua por volumen para los contenidos de agua a la entrada de 10 por ciento o mayor. PASO 2:

PASO 3:

Calcular las tasas volumétricas de petróleo y agua (si es necesario; normalmente son dadas): Qo

+

Q W 

+

PASO 7:

W W  ò W 

+

Qo Qw

+

Ao 1

)

)

Aw , m 2 (pie 2) (A oA W )

Calcular el área para flujo de petróleo: Ao

PASO 6:

, m 3seg (pie 3seg)

Calcular el área para flujo de agua: Aw

PASO 5:

òo

Calcular la relación de área: Ao Aw

PASO 4:

W o

+

(A o ) A W ) – A w , m 2 (pie 2)

Hallar h w en las tablas de área segmental en el Libro de Datos de Ingeniería de NGPSA (p. 14–6, 14–7). Calcular la velocidad de elevación de las gotitas de petróleo a través de la fase de agua para algunos tamaños de partícula, normalmente 150 micrones, por la Ec. (2A) modificada para servicio de petróleo/agua:. 2

V o

+

1, 072 x 10 –4 D o (ò w – ò o) mw

, piemin

Donde: Do =

diámetro de las gotitas de petróleo, micrones

ρo =

densidad de las gotitas de petróleo, g/cm3

ρw =

densidad del agua, g/cm3

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mw

PASO 8:

=

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viscosidad del agua, centipoise

Calcular la velocidad de asentamiento de las gotitas de agua en el petróleo para algunos tamaños de partícula, normalmente 150 micrones, por la Ec. (2A) modificada para servicio petróleo/agua: 2

V w

+

Dw = mo

PASO 9:

=

1, 072 x 10 –4 D w (ò w – ò o) mo

, piemin

diámetro de las gotitas de agua, micrones viscosidad del petróleo, centipoise

Calcular los tiempos de retención de petróleo y agua mínimos requeridos: t w

+

t o

+

h w V o , min (h L * h w) ho , min + V w V w

NOTA: Proveer 5 minutos por lo menos. PASO 10:

Calcular las longitudes requeridas para el recipiente, suponiendo que sólo dos tercios están disponibles para un asentamiento efectivo de las partículas. Lw

+

3 (60 Q w) t w 2 Aw

Lo

+

90 Q o t o , m (pie) Ao

+

90 Q w t w , m (pie) Aw

Seleccionar la longitud mayor de las dos.

6

PASO 11:

Si es necesario ajustar los niveles de líquido para proveer un diseño razonable. Ver la nota bajo el paso 9 para separadores horizontales de gas–petróleo.

PASO 12:

Generalmente se usa un recipiente horizontal para separar dos líquidos inmiscibles del gas y uno de otro simultáneamente; para una buena separación no debe excederse la velocidad de asentamiento de 6,1 m/h (20 pie/h).

ELIMINADORES DE NIEBLA 6.1

Ultimamente se han desarrollado dispositivos para aglomerar las partículas de líquido en una corriente de vapor, mejorar la separación y disminuir el arrastre. Los siguientes tipos de eliminadores de niebla son los más comunes:

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6.1.1

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Tipo de aletas: Los eliminadores de niebla de aleta son usados para separar gas de las gotitas de líquido arrastradas, cuando tienen un tamaño de 10 micrones o mayor. Muchos fabricantes aseguran un 100 por ciento de remoción de las gotitas y a menudo es común una garantía de arrastre que no excede 13,38 lt/m 3 (0,1 gal/MMPCN). La eficiencia de estas unidades disminuye rápidamente con la presencia de partículas de un tamaño más pequeño que 10 micrones. Aun cuando la aleta de choque es una elección mejor que los eliminadores de niebla de malla de alambre, en presencia de partículas sólidas, la eficiencia de la primera se reduce también substancialmente cuando se encuentran partículas sólidas pequeñas en la ausencia de líquidos. A diferencia de las unidades de malla de alambre, el drenaje de líquido en los eliminadores de niebla tipo aleta ocurre fuera del flujo del gas, eliminándose el rearrastre del líquido. La eficiencia de una unidad tipo aleta depende enteramente de las configuraciones individuales de la aleta, el ancho y profundidad de los colectores de líquido y el espacio entre las aletas. La caída de presión hallada en tales unidades varía normalmente entre 5–15 cm (2–6 pulg.) de agua, dependiendo del tamaño de la unidad.

6.1.2

Tipo malla de alambre: Hoy en día se usan frecuentemente los eliminadores de niebla que contienen una malla tejida de alambre. El diseño de malla de alambre, está considerado como poseedor de una eficacia de remoción de las más altas y se prefiere a los otros tipos debido a su bajo costo de instalación. Cambiando el espesor de la almohadilla, puede manejar varios grados de arrastre requeridos en la operación. Un arrastre de líquido menor que 13,38 lt/m 3 (0,1 galones/MMPCN) de gas puede lograrse con un eliminador de niebla de malla de alambre debidamente diseñado. Dependiendo de la operación, tiene una caída de presión mucho más baja que el eliminador de niebla tipo aleta. Un margen de caída de presión de 2, 54–25, 4 cm (0,1–1,0 pulgadas) de agua es normalmente observado para varias condiciones de cargas de líquido y vapor. Este tipo de eliminador de niebla está considerado como altamente efectivo si la velocidad del vapor puede mantenerse entre 3–4, 5 m/seg (10–15 pie/seg). Una desventaja de las unidades tipo malla de alambre con respecto a los otros, es que si hay sólidos pegajosos en la corriente de gas el sistema es más propenso a obstruirse. Aún cuando el tamaño y calidad del sistema de malla de alambre varía ampliamente, el alambre más comunmente usado tiene una densidad en masa de aproximadamente 0,192 g/cm 3 (12 lb/pie3), usando un diámetro de alambre de 0,28 mm (0,011 pulg.) y provisiones para un volumen de huecos de aproximadamente 98 por ciento. El fabricante siempre debe ser consultado para un diseño detallado de los eliminadores de niebla.

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Comúnmente se usa una almohadilla de 10–15 cm (4–6 pulg.) de espesor, dependiendo de las condiciones de proceso, aún cuando pueden usarse espesores de hasta 30 cm (12 pulg.) cuando el arrastre consiste de neblinas o nieblas muy finas. 6.1.3

Tipo centrífugo: El principio de la fuerza centrífuga puede ser usado con éxito, al diseñar algunos elementos del eliminador de niebla, para separar el gas de las gotitas de líquido arrastradas. Se requiere una velocidad de vapor alta para una separación eficiente en este tipo de unidad. Suponiendo una velocidad promedio constante en la unidad, el tipo de la partícula recogida puede definirse por la ley de Stoke como: Dp

+



9mS V o N  ( ò1 – ò g ) p

(4)

Donde: Dp = Diámetro de la partícula recogida, pie. m

= Viscosidad del gas, centipoise.

S

=Paso radial de la partícula, pie.

Vo = Velocidad promedio del gas, pie/seg. N = Número efectivo de giros dados por la corriente del gas en la centrífuga. El valor debe determinarse experimentalmente. r1 = Densidad del líquido, lb/pie 3. rg

= Densidad del gas, lb/pie 3.

Normalmente, se usan tubos centrífugos de 5 cm (2 pulg.) de diámetro en paralelo para obtener una velocidad alta, eliminando así las partículas más pequeñas posible. Arreglos de tubos centrífugos múltiples son igualmente efectivos para la remoción tanto de líquido como de partículas de polvo. Los fabricantes a menudo alegan, que usando separadores centrífugos, el arrastre de líquido puede ser reducido a menos de 13,38 lt/m 3 (0,1 gal/MMPCN) de gas y también es posible la remoción del 100 por ciento de las partículas de polvo de tamaños de ocho micrones y más. Hasta las partículas con un tamaño de dos micrones y mayores pueden ser removidas con una eficiencia del 80–85 por ciento en algunos diseños. La eficiencia de estas unidades aumenta con un aumento en la velocidad, pero decae muy rápidamente si ésta disminuye, como puede verse en la Ec. 4, donde el diámetro de la partícula es inversamente proporcional a la raíz cuadrada de la velocidad. Esto limita el uso de separadores centrífugos para aplicaciones donde las cargas de gas no son ampliamente variables. Además, la caída de presión en estas unidades es alta. Normalmente se observa una caída de presión en el margen de 35–70 Kpa (5–10 lb/pulg 2).

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Los fabricantes de separadores de filtro dan garantías para remoción del 100 por ciento de las gotitas de líquido de 9 micrones y mayores y remoción del 99,5 por ciento de partículas en el margen de 0,5–8 micrones. Mientras todas las partículas sólidas secas de tres micrones y mayores son removibles, la eficiencia de remoción es de alrededor del 99 por ciento para partículas más pequeñas que tres micrones. Para cargas de líquido pesado o cuando los líquidos se condensan en la interetapa del compresor, se prefiere un separador de filtro horizontal con un sumidero de líquido, el cual recoge y vierte los líquidos de entrada separadamente de los líquidos aglomerados.

7

LISTA DE VERIFICACION 7.1

Espumosidad  La tendencia a formar espuma de una mezcla de gas–petróleo ó gas–petróleo–agua afectará severamente el desempeño del separador. Generalmente, si se sabe que la espuma es un problema antes de instalar el recipiente, pueden incorporarse deflectores de espuma como el método más económico de eliminar el problema. Sin embargo, en algunos casos puede ser necesario resolver un problema en particular usando soluciones más efectivas como agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos. Cualquier información que pueda obtenerse sobre la dispersión de espuma por análisis de laboratorio del petróleo crudo antes del diseño del separador será de mucha ayuda. A presiones elevadas es menos costoso construir grandes separadores porque se ahorraría en el espesor del plato carcasa usado, lo cual reduce los costos de fabricación.

7.2

Flujo de Avance  Algunas líneas de flujo de dos fases muestran una tendencia a un tipo de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo “de avance”. Obviamente, la presencia del avance necesita capacidad extra de oleaje en el separador.

7.3

Crudo Parafinoso  Los petróleos crudos parafinosos pueden presentar problemas, especialmente si los elementos internos se ensucian fácilmente.

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7.4

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Bajas Temperaturas  Aun cuando esta condición no se encuentran a menudo, la temperatura baja y la presión alta presentan la posibilidad de formación de hidratos de gas. Es correcto suponer que cualquier gas natural o gas asociado contiene vapor de agua al producirlo y que esta agua puede condensarse y causar formación de hidratos. Este renglón debe ser verificado ya que puede ser necesario el calentamiento para resolver el problema.

7.5

Arena  Considerables cantidades de arena pueden ser producidas con el crudo. En los separadores en servicio de petróleo arenoso deben proveerse aberturas para la limpieza.

7.6

Conexiones de Instrumentos  En todos los casos, debe asegurarse que las alturas de líquido sean adecuadas para permitir el espacio necesario para instrumentación y control.

7.7

Diámetro  Se evitarán en lo posible los recipientes con un diámetro menor de 60 cm (2 pie).

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Fig 1. SEPARADORES HORIZONTALES (GAS – PETROLEO)

Fig 2. SEPARADORES HORIZONTALES (GAS – PETROLEO – AGUA)