Desarrollo de una metodología de calculo que permita diseñar o evaluar separadores PDVSA - ANACO
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
DESARROLLO DE UNA METODOLOGA DE CLCULO QUE
PERMITA DISEAR O EVALUAR LOS SEPARADORES A SER
INSTALADOS EN LAS ESTACIONES DE FLUJO.
PDVSA-ANACO
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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
DESARROLLO DE UNA METODOLOGA DE CLCULO QUE
PERMITA DISEAR O EVALUAR LOS SEPARADORES A SER
INSTALADOS EN LAS ESTACIONES DE FLUJO.
PDVSA-ANACO
TUTOR ACADMICO: Prof. Wladimiro Kowalchuk
TUTOR INDUSTRIAL: Ing. Eduardo Cepeda
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Resumen
RESUMEN
De Oliveira Gomes, Brbara Cristina
DESARROLLO DE UNA METODOLOGA DE CLCULO QUE
PERMITA DISEAR O EVALUAR LOS SEPARADORES A SER
INSTALADOS EN LAS ESTACIONES DE FLUJO.
PDVSA-ANACO
Tutor Acadmico: Prof. Wladimiro Kowalchuk. Tutor Industrial: Ing. Eduardo Cepeda. Tesis.
Caracas, U.C.V. Facultad de Ingeniera. Escuela de Ingeniera Mecnica.
2003, 167.
Palabras Claves: Separador, Recipiente a presin, Disgregacin de hidrocarburos.
Durante el proceso de perforacin se van atravesando diferentes tipos de formaciones,
dentro de las cuales se encuentran fluidos deseables y no deseables entrampados en los poros
de las rocas, por lo que se hace necesario un proceso de separacin. Las etapas de separacin,
pueden encontrarse en cualquier etapa del proceso, por lo que un diseo inadecuado del
separador podra limitar la capacidad de procesamiento de toda la estacin. La Gerencia deIngeniera y Proyectos de Anaco actualmente, cada vez que requiere instalar un equipo
separador se ve en la necesidad de contratar una empresa de ingeniera que realice el diseo
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Dedicatoria
DEDICATORIA
A mis padres, por haberme enseado el valor de conseguir lo que se desea con esfuerzo
propio, honestidad y trabajo continuo, as como tambin por ser el principal apoyo a lo largo
no slo de mi carrera sino de mi vida, y por haber logrado formar ese hogar tan especial y
correcto. Gracias a ustedes soy quien soy y estoy logrando todo esto.
A mis hermanas, quienes han estado siempre all apoyndome y esperando mi
aprobacin en sus actos por ser ambas menores. Esto es para que ustedes aprendan lo que se
puede lograr con esfuerzo y dedicacin, y para que ustedes lo logren tambin.
A mi Ta Rita, por haber confiado siempre en m y por haberme ayudado no slo ahora
sino desde pequea, y que con todo el cario del mundo ha sabido compartir conmigo muchos
momentos. En especial por haberme guiado en momentos tan importantes como lo fueron el
principio y el final de la carrera.
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Agradecimientos
AGRADECIMIENTOS
En primer lugar le quiero agradecer a Dios por haberme dado las fuerzas a lo largo de
toda la carrera para lograr esta meta.
A la Universidad Central de Venezuela, porque en ella aprend mucho de lo que se
ahora y all fue donde logr realizar este sueo. As como a todas aquellas personas que son y
fueron parte de ella y de una u otra manera me apoyaron y colaboraron conmigo cuando lo
necesite, y en especial a todos aquellos compaeros que a lo largo de la carrera no solo fueron
compaeros de clases sino tambin supieron ser amigos.
A Petrleos de Venezuela, por haberme dado la oportunidad de realizar este trabajo
especial de grado, y a todas las personas que forman parte de Petrleos de Venezuela Anaco,
quienes me hicieron aprender lo que es trabajar en una empresa aplicando todos los
conocimientos adquiridos, de forma especial a mis compaeros de oficina y amigos, Frank,
Daniel, Jos, Jess, y a los Ingenieros Luis Martnez, Antonio Quijada y Rita Gomes; y al
grupo de Definicin y Desarrollo por su constante apoyo, asesoramiento tcnico, orientacin y
colaboracin.
Al I i Ed d C d i i b j l d h i
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Indice
NDICE
RESUMEN i
DEDICATORIA ii
AGRADECIMIENTOS iii
INTRODUCCIN 1
Captulo I. DESCRIPCIN DEL REA 4
Captulo II. MARCO TERICO 7
2.1 Descripcin de los Separadores. 7
2.2 Tipos de Separadores. 8
2.2.1 Criterio de Seleccin entre Separadores. 11
2.3 Partes de un Separador Bifsico. 14
2.4 Accesorios para Separadores. 16
2.4.1 Dispositivos de Seguridad. 16
2.4.2 Sistemas de Venteo. 16
2.4.3 Drenajes. 16
2.4.4 Bocas de Visita. 16
2 4 5 Sistema de Control de un Separador 16
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Indice
2.5.4 Rompe Vrtices. 30
2.5.4.1 Placa Rompe Vrtice. 30
2.5.4.2 Rompe Vrtice tipo Rejilla. 30
2.5.5 Tuberas Internas. 30
2.5.6 Desarenadores y Drenajes. 31
2.5.7 Placas Rompe Espuma. 31
2.5.8 Planchas Rompe Olas. 31
2.6 Principios de Separacin. 31
2.7 Proceso de Separacin. 36
2.8 Capacidad de los Separadores. 37
2.8.1 Capacidad de los Separadores Verticales. 38
2.8.2 Capacidad de los Separadores Horizontales. 38
2.9 Problemas Especiales en la Separacin. 442.10 Consideraciones para el Diseo del Separador. 47
2.10.1 Consideraciones Iniciales. 47
2.10.2 Definiciones. 47
2.10.3 Niveles y Tiempos de Residencia. 54
2.10.4 Parmetros que intervienen en el diseo de separadores. 66
Captulo III. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 71
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Indice
4.1.3 Determinacin de los factores involucrados en el diseo. 76
4.1.4 Realizacin de la metodologa de clculo. 76
4.1.5 Comparacin de la metodologa de clculo realizada con otras
metodologas y con equipos separadores existentes en el campo. 76
Captulo V. PROCEDIMIENTO DE DISEO 78
5.1 Procedimiento de Diseo para Separadores Verticales. 78
5.2 Procedimiento de Diseo para Separadores Horizontales. 93
5.3 Ejemplo del Dimensionamiento de un Separador Vertical. 106
5.4 Ejemplo del Dimensionamiento de un Separador Horizontal. 118
Captulo VI. ANLISIS DE RESULTADOS 137
6.1 Resultados. 1376.1.1 Informacin recopilada. 137
6.1.2 Normativas seleccionadas como aplicables al diseo de separadores
de produccin bifsicos. 138
6.1.3 Parmetros involucrados en el diseo. 139
6.1.4 Metodologa de clculo realizada. 1416.1.5 Comparacin de la metodologa de clculo realizada con otras
metodologas y con equipos separadores existentes en el campo 142
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Indice
ANEXO N 4. Otros Internos. 156
ANEXO N 5. Tipos de Rompe-Vrtices. 157
ANEXO N 6. Zonas principales en los Separadores Gas-Lquido. 158
ANEXO N 7. Dimensiones tpicas de Separadores Verticales. 159
ANEXO N 8. Dimensiones tpicas de Separadores Horizontales. 159
ANEXO N 9. Identificacin de los niveles en un separador bifsico. 160
ANEXO N 10. Artculo acerca de Interpolacin en Coordenadas Logartmicas. 161
ANEXO N 11. Matriz de comparacin entre los criterios de clculo de PDVSA
y GPSA 162
ANEXO N 12. Fotos de Recipientes Verticales. 163
ANEXO N 13. Fotos de Recipientes Horizontales. 164
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ndice de Figuras
NDICE DE FIGURAS
FIGURA 1.1. Distribucin Geogrfica del Distrito Anaco. 4
FIGURA 1.2. reas operacionales del Distrito Anaco. 5
FIGURA 1.3. Historial de ventas de gas del oriente del pas. 6
FIGURA 2.1. Separador Vertical Bifsico. 9
FIGURA 2.2. Separador Horizontal Bifsico. 9
FIGURA 2.3. Separador Esfrico. 10
FIGURA 2.4. Partes de un Separador. 15
FIGURA 2.5. Eliminador de niebla tipo malla. 23
FIGURA 2.6. Modelos de extractores de niebla tipo vanes. 25
FIGURA 2.7. Fuerzas que actan sobre la gota. 33
FIGURA 2.8. Coeficiente de arrastre vs. Cx(Re). 34
FIGURA 2.9. Capacidad Gasfera de un Separador Vertical. 40
FIGURA 2.10.Capacidad Lquida de un Separador Vertical. 41
FIGURA 2.11. Capacidad Gasfera de un Separador Horizontal. 42
FIGURA 2.12. Capacidad Lquida de un Separador Horizontal. 43
FIGURA 2.13. Factor de diseo K. 49
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ndice de Tablas
NDICE DE TABLAS
TABLA 2.1. Tipos de internos de entrada recomendados para algunos servicios
especficos segn la normativa de PDVSA. 29
TABLA 2.2. Valores sugeridos para el parmetro K. 51
TABLA 2.3. Tiempos de residencia. 54
TABLA 2.4. Identificacin de los niveles de un recipiente. 55TABLA N 1. Dimensiones de codos estndar de 90 para soldar en funcin
del tamao nominal de la tubera. 165
TABLA N 2. Longitudes de cuerdas y reas de las secciones circulares vs
alturas de la cuerda. 166
TABLA N 3. Dimetros comerciales para boquillas. 167
TABLA N 4. Dimetros comerciales para recipientes. 167
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Introduccin
INTRODUCCIN
En primer lugar es importante destacar que la vida sin el petrleo y el gas no podra ser
como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y diesel para nuestros autos y autobuses,
combustible para barcos y aviones, lo usamos para generar electricidad, obtener energa
calorfica para fbricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y
vehculos. El petrleo ha transformado la vida de las personas y la economa de las naciones;
su descubrimiento cre riqueza, modernidad, pueblos industriales prsperos y nuevos
empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas.
Actualmente, el gas natural vive un momento estelar en el mbito mundial y existe un
fuerte crecimiento de su demanda, el cual ha venido sustituyendo a otros hidrocarburos fsiles
para convertirse en la primera fuente de satisfaccin de los requerimientos adicionales de
energa primaria. Los analistas internacionales apuntan que las primeras dcadas del presente
siglo marcarn la era energtica del gas natural, de la misma forma que en el pasado lo fueron
la lea, el carbn e hidrocarburos lquidos, entre otros. As mismo, tambin prevn para la
segunda mitad del siglo la agresiva incorporacin de energas renovables, las cuales
representarn ms del 50% de la energa consumida por el mundo para ese momento.
E V l l i d l l l i ifi PDVSA i
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Introduccin
En Venezuela, PDVSA ocupa el primer lugar de la industria nacional y desempea un
papel primordial en el desarrollo econmico del pas, su crecimiento y expansin afecta
directamente el fortalecimiento del sector econmico, por lo cual se trabaja de manera
contina en la bsqueda de nuevas tecnologas y aplicacin de las mejores prcticas para
fortalecer, mejorar y optimizar las actividades dentro de la industria.
Para lograr esto PDVSA continuar perforando pozos y se reactivarn pozos existentes
de petrleo y/o gas, de acuerdo al plan de negocios de la corporacin, para lo cual se requiere
planificacin y previsin desde el punto de vista de ingeniera y de operaciones.
Muchas son las aplicaciones que actualmente se le dan tanto al gas como al petrleo.
Desde el punto de vista petroqumico los procesadores requieren un gas completamente limpio
y en el cual el componente que especficamente va a ser empleado debe llegar aislado de losotros integrantes de la cadena parafnica. Por otra parte, cuanto mayor sea la cantidad de
elementos condensables mayor ser la riqueza y el valor del gas, con lo cual, el operador
deseara como primera opcin un gas rico, al cual se le han de extraer los componentes
pesados, que tienen un precio ms elevado en el mercado. La industria petroqumica usa
productos derivados de el petrleo para hacer plsticos, fibras sintticas, detergentes,medicinas, conservadores de alimentos, hules, agroqumicos, entre otros.
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Introduccin
De acuerdo a lo anteriormente expuesto y dada la importancia de un adecuado diseo
del separador, surge la necesidad de desarrollar un estudio completo acerca de la metodologa
de diseo del separador a instalar en las estaciones de flujo.
La Gerencia de Ingeniera y Proyectos de Anaco actualmente, cada vez que requiere
instalar uno de estos equipos se ve en la necesidad de contratar una empresa de ingeniera para
que realice el diseo del equipo separador requerido, lo cual involucra tiempo y alto costo
asociado, obtenindose como respuesta la del separador requerido en el momento. Cada vez
que surge la necesidad de instalar otro equipo separador se debe volver al proceso de
contratacin de una empresa que realice la ingeniera. Es por ello que esta Gerencia tiene la
necesidad de desarrollar una metodologa que permita disear el separador adecuado partiendo
de los datos operacionales que posee la empresa, logrando obtener un diseo adecuado en el
tiempo, costo, calidad y seguridad deseada.
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CAPTULO I Descripcin del rea
CAPTULO I
Descripcin del Area
PETRLEOS DE VENEZUELA.
Visin. Empresa venezolana reconocida por sus soluciones energticas y productos
provenientes del gas y sus derivados.
Misin. Crear valor econmico y social, satisfaciendo las necesidades energticas de nuestros
clientes, capitalizando las oportunidades del negocio del gas.
Distrito Anaco
Ubicacin Geogrfica: Anzotegui, Mongas y Gurico.
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CAPTULO I Descripcin del rea
rea: 8.280 Km2.
Desarrollo de Anaco: Desarrollar el potencial necesario para maximizar la produccin de gas
y petrleo y atender los requerimientos del mercado interno.
Inversin prevista: $ 2.220 millones para perforacin, rehabilitacin de pozos y adecuacin y
construccin de infraestructura.
Esta rea operacional es conocida como el rea de Anaco y est compuesta por dos
grandes reas: AMA y AMO (Area Mayor Anaco y Area Mayor Oficina).
En el rea Mayor Anaco (AMA) se encuentran los campos de produccin: El Toco,
Santa Ana, San Roque, San Joaqun, Guario, El Roque y Santa Rosa. En el rea Mayor
Oficina (AMO) se encuentran los campos de produccin: Soto/Mapiri, La Ceibita, Mata R,
Zapatos/Zulus, Aguasay y Carisito.
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CAPTULO I Descripcin del rea
La infraestructura operacional disponible para desarrollar estas reservas es la siguiente:
Pozos activos: 751 Plantas Compresoras: 55
Pozos inactivos: 1285 Oleoductos: 630 kmTaladros: 4 Gasoductos: 720 km
Estaciones de Produccin: 55 Plantas de Procesamiento: 1
PDVSA-Anaco es una de las reas operacionales que produce mayor cantidad de gas, y
esto se demuestra con el historial de ventas de gas del oriente del pas:
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CAPTULO II Marco Terico
CAPTULO II
Marco Terico
2.1. DESCRIPCIN DE LOS SEPARADORES.
Generalmente, el flujo que se obtiene de un yacimiento petrolfero es de naturaleza
multifsica. La separacin fsica de estas fases es una de las operaciones esenciales en la
produccin, tratamiento y transporte de crudos y gases.
El propsito de un separador lquidogas es separar corrientes mezcladas de lquido y
gas de forma tal que se minimice el arrastre de pequeas gotas de lquido en la corriente de
gas.
La separacin gaslquido se basa principalmente en las diferencias de densidad de las
fases. Un separador tambin puede llamarse extractor tambor. Esta terminologa es empleada
sin importar la forma que posea dicho equipo.
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CAPTULO II Marco Terico
optimizaran las cadenas de compresin del mismo, el intervalo de presiones puede estar entre
800 y 1200 psig y la reduccin de la presin debe ser hecha en etapas.
Entre los principales principios de operacin de los separadores estn: la gravedad, la
fuerza centrfuga, el momentum, la coalescencia, el efecto de las placas deflectoras del equipo
separador, entre otros. El tamao y volumen del separador puede variar de acuerdo a las
necesidades de operacin de la planta.
2.2. TIPOS DE SEPARADORES .
Los separadores pueden clasificarse segn varios criterios, entre los cuales estn:
1. Segn su Funcin:
Separadores de Produccin. Son separadores que reciben los fluidos provenientesde la lnea general del mltiple de produccin general.
Separadores de Prueba. Son aquellos separadores que reciben la produccin de un
solo pozo con el objeto de medirla.
Los separadores de prueba se conectan a un solo pozo, se les instala un instrumento
medidor de gas en la tubera de salida del gas y un sistema de medicin para crudo;
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CAPTULO II Marco Terico
espacio. En general, los separadores verticales son aplicables cuando existen
intervalos altos de gaslquido.
Separadores Horizontal es. Estos separadores presentan un rea de superficiede contacto entre ambas fases mayor que en el caso del separador vertical, por
Figura 2.1. Separador Vertical BifsicoFuente: http://www.Fuel_Gas_Scrubber_with_Drain_Tank.jpg
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CAPTULO II Marco Terico
Generalmente, los separadores horizontales son operados con una altura de
lquido igual a la mitad de su capacidad a fin de maximizar el rea interfacial
gaslquido.
Esfricos. Este tipo de separador no es muy eficiente adems de exhibir
dificultades en su fabricacin, por lo cual no son usuales en operaciones de
separacin de gaspetrleo.
Gas
Crudo
Mezcla gas-crudo
Drenaje
Vlvula degas
Vlvula dealivio
Flujo de gasy crudo
Cabezal de seguridad
Deflector deentrada
Salida de gas
Extractor de niebla
Vlvula decrudo
Figura 2.3. Separador Esfrico
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CAPTULO II Marco Terico
Cuando existen moderadas cantidades de agua conjuntamente con el crudo,
aparte de separar el crudo del gas, tambin se hace necesario eliminar el agua
mediante separadores trifsicos, en donde ambos lquidos son descargados por
vlvulas diferentes. Esta separacin resulta muy positiva cuando el crudo no se ha
emulsionado con el agua.
La separacin del gas en este tipo de separadores es la misma que en el caso
anterior y la mayora de los conceptos que aplican en los separadores bifsicos
tambin tienen el mismo significado en esta categora.
2.2.1. Criterio de Seleccin entre Separadores.
Las ventajas y desventajas para la seleccin entre los separadores bifsicos horizontal y
vertical de la normativa de PDVSA se presentan a continuacin1:
1. Separadores Verticales.
Ventajas.
Normalmente empleados cuando la relacin lquidovapor/gas es alta y/o
cuando se esperan grandes variaciones en el flujo de vapor/gas, Mayor facilidad, que un separador horizontal, para el control del nivel del
lquido, y para la instalacin fsica de la instrumentacin de control, alarmas e
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CAPTULO II Marco Terico
Se logra una distancia vertical mayor entre el nivel de lquido y la salida de gas,
disminuyendo as, la tendencia de la revaporizacin del lquido en la fase
gaseosa, entre otras.
Desventajas.
El manejo de grandes cantidades de lquido, fuertes variaciones en la entrada de
lquido, separacin lquidolquido, obliga a tener excesivos tamaos de
recipientes, cuando se selecciona esta configuracin,
Requieren mayor dimetro, que un separador horizontal, para una capacidad
dada de gas,
Requieren de mucho espacio vertical para su instalacin,
La eficiencia de separacin es menor, ya que la separacin de las gotas ocurre
en un rgimen de flujo en contracorriente, Fundaciones ms costosas cuando se comparan con separadores horizontales
equivalentes,
Cuando hay formacin de espuma, o quiere desgasificarse lquido ya
recolectado, se requieren grandes volmenes de lquido y, por lo tanto, tamaos
grandes de separadores verticales, Presentan problemas de mantenimiento y supervisin debido a sus alturas, entre
otras
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CAPTULO II Marco Terico
Manejan grandes cantidades de lquido, fuertes variaciones en la entrada de
lquido, separacin lquidolquido, optimizando el volumen de operacin
requerido,
Los volmenes de retencin facilitan la desgasificacin de lquido y el manejo
de espuma, si se forma,
La separacin de las gotas ocurre en un rgimen de corrientes cruzadas, lo que
genera mayor eficiencia de separacin,
En los separadores horizontales la velocidad del gas puede exceder la velocidad
de asentamiento del lquido con un L/D>1, entre otras.
Desventajas.
Variaciones de nivel de la fase pesada afectan la separacin de la fase liviana,
Ocupan mucho espacio horizontal, Difcil remocin de slidos acumulados (Necesidad de inclinar el recipiente
aadir internos como tuberas de lavado), entre otras.
Existen otros autores2 que tienen diferentes criterios de seleccin, por ejemplo, hay
algunos que seleccionan los separadores verticales cuando la relacin lquido-gas es baja;otros mencionan que los separadores verticales manejan grandes cantidades de lquido y
fuertes variaciones en la entrada de lquido stos criterios, as como otros, son contrarios a los
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CAPTULO II Marco Terico
2.3. PARTES DE UN SEPARADORBIFSICO.
Los dos tipos de separadores que se estudiaron incorporan los siguientes componentes
en su estructura (Ver Figura 2.4.) :
1. Se cuenta con un recipiente o carcasa de acero cuyo tamao depende de la
capacidad requerida. El espesor de este casco de acero depende de la presin a la
cual se ha diseado,
2. Existe un espacio en el fondo del recipiente para la deposicin del lquido,
3. Se tiene un espacio en la parte superior del recipiente para que el gas fluya despus
que ocurre la separacin de los lquidos,
4. Hay una salida para el lquido cerca del fondo del separador. En esta salida se
instala una vlvula automtica (vlvula de control de nivel), la cual puede abrirse
cuando el nivel de lquido llega a un nivel predeterminado dentro del separador y
cerrarse cuando dicho nivel ha bajado hasta otro punto predeterminado, permitirun flujo continuo logrando que el nivel de lquido se encuentre en un nivel fijo
predeterminado,
5. Se cuenta con una conexin de drenaje en el fondo del recipiente con una vlvula
manual. Al abrirse la vlvula, se drenan las acumulaciones de agua, arena y
sedimentos del fondo del recipiente,6. Se tiene un visor de nivel en el exterior del separador para observar en donde se
encuentra el nivel de lquido dentro del recipiente,
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CAPTULO II Marco Terico
9. Existen conexiones para la inyeccin de qumica antiespumante y
desemulsificante, los cuales en ciertas ocasiones se hacen necesarios para mejorar
la separacin,
10. Tambin se cuentan con conexiones para manmetros y termmetros, mediante los
cuales el operador puede conocer las condiciones a las cuales se esta realizando la
separacin,
11. Un dispositivo adicional, el cual es usado para hacer mas efectiva la separacin es
el extractor o eliminador de niebla, aunque existen muchas variantes, el ms usado
es el llamado malla, que consiste en un tejido de materiales metlicos que
proporciona una gran superficie al flujo de gas hmedo. El objetivo de este
dispositivo radica en que se formen gotas de condensado en la superficie de la
malla metlica cuando pasa el gas hmedo a travs de ella y vuelvan a caer en el
lquido que se encuentra en el fondo del separador.
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CAPTULO II Marco Terico
2.4. ACCESORIOS PARA SEPARADORES .
2.4.1. Dispositivos de Seguridad.
Los dispositivos de seguridad que normalmente se instalan en los separadores son una
vlvula de alivio y un disco de ruptura. La vlvula de alivio es usada para aliviar la presin del
separador por debajo de la presin de punto de ruptura del disco.
2.4.2. Sistema de Venteo.
Estn formados por medidores de presin en el recipiente, vlvula de bloqueo, vlvula
de venteo y sus respectivos sistemas de tuberas. Estos sistemas se encargan de enviar el gas
contenido en el recipiente a sistemas recolectores o mechurrios para descargarlo al ambiente.
Todos los tipos de separadores deben ser provistos con servicios protectores de sobrepresin
de acuerdo a los requerimientos de las normas ASME3.
2.4.3. Drenajes.
Son empleados para descargar los slidos acumulados en el fondo del separador a lo
largo del tiempo.
2.4.4. Bocas de Visita.Son utilizadas para supervisin, mantenimiento del recipiente y posibles reparaciones
en caso de fallas Son colocadas a un lado del separador, aunque en separadores verticales
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CAPTULO II Marco Terico
1. Mantener la presin de operacin en el separador. Para que un separador de
crudo y gas realice sus funciones, la presin en el separador debe mantenerse de modo
que el lquido y el gas puedan ser descargados en sus respectivos sistemas de recoleccin.
La presin es mantenida mediante el uso de una vlvula de contrapresin de gas en cada
separador, o con una vlvula maestra que controla la presin en una batera de dos o ms
separadores. La vlvula de contrapresin en la lnea del gas se instala aguas abajo del
separador y generalmente a una distancia corta de l.
2. Mantener un cierre lquido en el separador. A fin de mantener el lquido en el
recipiente el tiempo de retencin necesario para que ocurra la separacin de las burbujas
de gas presentes en el lquido, as como mantener la presin en el separador, debe haber
un cierre de lquido en la parte inferior del recipiente. Este cierre previene prdidas de gas
por la lnea de lquido; para lograrlo, se requiere un controlador de nivel lquido, unavlvula controladora de nivel, un interruptor de bajo nivel y uno de alto nivel y una
vlvula de bloqueo.
El controlador automtico de la descarga de lquido de la seccin inferior del separador
es conocido como el control de nivel. El funcionamiento no es nada complicado puesconsiste en un cierre o abertura de la vlvula controladora de nivel, de manera que el
lquido se mantenga entre un nivel mximo y otro mnimo preestablecidos o en un punto
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2.5. DESCRIPCIN DE LOS INTERNOS DE UN SEPARADOR.
Para ayudar al proceso de separacin de las fases y/o impedir problemas de operacin
aguas abajo del equipo, garantizando una operacin confiable y segura de los mismos, dentro
del separador se incluyen ciertos aparatos, los cuales sern conocidos genricamente como
Internos4.
1. Entre los internos ms usados se tienen:
Deflectores / Distribuidores de entrada: Estos aditamentos internos adosados a
la(s) boquilla(s) de entrada, se emplean para producir un cambio de cantidad de
movimiento o de direccin de flujo de la corriente de entrada, y as producir la
primera separacin mecnica de las fases, adems de generar (en el caso de los
distribuidores), un patrn de flujo dentro del recipiente que facilite la separacin
final de las fases, reduciendo posiblemente el tamao de la boquilla de entrada y,en cierta medida, las dimensiones del equipo separador.
Eliminadores de Niebla: Los eliminadores de niebla son aditamentos para eliminar
pequeas gotas de lquido que no pueden ser separadas por la simple accin de la
gravedad en separadores gaslquido. Entre los diferentes tipos existentes,
destacan las mallas de alambre, conocidos popularmente como mallas. Rompe vrtices: Estn adosados internamente a las boquillas salida de lquido, y
su funcin es evitar el arrastre de burbujas de vapor/gas en la corriente lquida que
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2. Entre las funciones que cumplen los internos del separador estn:
Separacin primaria de las fases: Reduce el momentum de las fases o cambio en la
direccin del flujo de las mismas (deflectores, distribuidores de entrada).
Reduccin en oleaje o salpicaduras: Evita o reduce el rearrastre de gotas de
lquido por la corriente de gas (planchas rompe olas).
Coalescencia de gotas muy pequeas: Para separaciones lquidogas, los
eliminadores de niebla.
Reduccin del arrastre de burbujas de vapor/gas en la salida de lquido: rompe
vrtices.
Reduccin mecnica de formacin de espuma: placas rompe espuma.
Limpieza interna de recipientes: Cuando se espera la presencia continua de slidos
que no pueden ser fcilmente removibles (tuberas internas).
A continuacin se presenta una breve descripcin de los internos mas usados en la
IPPCN5:
2.5.1. Deflectores.
Los deflectores tienen una gran variedad de formas; pueden ser de placa, ngulo, cono,
codo de 90, o semiesfera. El diseo y forma del deflector depende principalmente del soporterequerido para resistir la carga de impacto a la cual es sometido. Estas fuerzas de impacto
pueden llegar a desprender el elemento y ocasionar serios problemas de arrastre Por lo
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exista arrastre en la superficie de lquido cuando existe un codo de 90 en la boquilla
de entrada de la mezcla, se tendr que usar un distribuidor en la boquilla de entrada.
Actualmente, se estn equipando los separadores
con codos de 90 pero con la salida cortada en ngulo
(de 45 aproximadamente); segn un estudio realizado
por algunas empresas que se encargan de realizar el
diseo de los equipos separadores, esta es una mejor
prctica, pues as la mezcla no cae directamente sobre el
lquido en reposo evitando el arrastre.
2.5.2. Distribuidores de Entrada.
Los distribuidores son aditamentos de tubera colocados perpendicularmente a laboquilla de entrada en la parte interna del separador, estos internos tienen ranuras orificios
por los cuales sale la mezcla a una baja velocidad ayudando a producir una distribucin pareja
de las fases en el rea disponible de flujo, lo que favorece la separacin de la mismas (Ver
Anexo N 1).
2.5.2.1.Distribuidores en forma de T .
Este tipo de interno es aceptado como deflector de la mezcla bifsica de entrada al
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2.5.3. Eliminador de Niebla.
En una bsqueda por la optimizacin de los separadores, se han
desarrollado estos dispositivos, los cuales mejoran la separacin y
disminuyen el arrastre que pudiese ocurrir, logrando eliminar
generalmente las gotas con dimetros mayores a 8 micras.
Los eliminadores de niebla se fabrican en una gran variedad de
materiales y numerosas configuraciones para optimizar la eficiencia de
separacin y adecuarse a varios ambientes, temperaturas de operacin,
entre otros (ver Anexo N 3).
Existen varios tipos de eliminadores de niebla, entre los factores con los cuales se
determina cual de ellos se ajusta mejor a una aplicacin en particular estn: la densidad yviscosidad del gas, la cada de presin, la velocidad del flujo y el contenido de gas. La
propiedad del sistema que predomina al determinar la actuacin del eliminador de niebla es la
densidad de gas. Para una densidad de gas dada, el factor que determina el tamao de la gota
correcto que puede retener el eliminador de nieblas es principalmente la velocidad del gas. La
densidad del lquido tambin influye en la eficiencia de la separacin, pero el efecto es maspequeo que los producidos por un cambio en la densidad o en la velocidad del gas. La
proporcin de volumen de lquido es importante porque determina la carga de vapor a la que
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Entre los tipos de eliminadores de niebla, se tienen los siguientes:
2.5.3.1. Eliminador de Niebla tipo Cicln.
Estos dispositivos producen la separacin debido a un cambio en la cantidad de
movimiento de la corriente bifsica. Estos elementos tienen forma de cicln, es decir,
un cilindro hueco con aberturas que permiten la entrada de la corriente en forma
tangencial. El gas gira en torno al eje del cilindro y abandona el dispositivo por la
parte superior, mientras que las partculas lquidas por efecto de la fuerza centrfuga
aplicada sobre ellas, golpean las paredes del elemento y debido a la diferencia de
densidades salen desprendidas de la corriente goteando por la parte inferior. Su
principal uso se limita a corrientes formadas bsicamente por gas o cuando la
diferencia de densidad relativa entre las fases es pequea.
Un aspecto importante respecto a estos eliminadores es que la eficiencia de
separacin depende mucho de la velocidad del gas y por lo tanto del caudal manejado.
Cuando este cae por debajo de los valores recomendados por el fabricante, la
eficiencia de separacin disminuye drsticamente, por esta razn no son
recomendados cuando el flujo de alimentacin es variable, como por ejemplo en losseparadores de estaciones de flujo. Por otra parte, cuando la velocidad es muy alta se
produce abrasin y desgaste excesivo, obligando al cambio frecuente del mismo y
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2.5.3.2. Eliminador de Niebla tipo Malla (Mallas).
Descrito en general como malla de alambre,
consiste en un filtro trenzado de alambre,
normalmente de acero inoxidable empacado en forma
de esponja cilndrica, con un espesor entre 3 y 7
pulgadas y una densidad entre 10 y 12 lb/pie3 usando
un dimetro de alambre de 0.28 mm y
provisiones para un volumen de huecos
cercano al 98% del volumen total del
eliminador. Este elemento retiene las partculas lquidas hasta que adquieren un
tamao suficientemente grande como para que el peso supere tanto la tensin
superficial como la accin de arrastre producida por el gas, y caigan unindose con la
corriente lquida. Posee una de las ms altas eficiencias de remocin y es preferido
debido a su bajo costo de instalacin.
Actualmente, estos eliminadores de niebla tambin se fabrican en un amplio rango
de materiales plsticos, metlicos y de tejidos combinados.
El tamao de este tipo de eliminador de niebla se determina considerando,
l t d t t t l l id d ti d l 7
Fig 2.5. Eliminador de niebla tipo mallaFuente: www.amistco.com
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cada de presin para este tipo de eliminadores de niebla es bastante pequea, a veces
se vuelve un factor determinante al momento de calcular el tamao del eliminador de
niebla.
La eficiencia del eliminador aumenta a medida que aumentamos el espesor de la
almohadilla, as como tambin aumenta mientras la velocidad del flujo de gas se
acerque al punto de menor arrastre. El espesor de estas mallas, es normalmente de 6
pulgadas. En algunos casos, el aumento de la eficiencia justifica el aumento del costo
al aumentar el espesor de la misma. Sin embargo, no existe una relacin directa entre
dichos parmetros.
Estos eliminadores tienen la ventaja de que producen una baja cada de presin, y
son altamente efectivos si la velocidad del gas puede mantenerse dentro de un rangoapropiado (entre 10 y 15 pie/s). La desventaja principal respecto a los otros tipos de
eliminadores radica en el hecho de que el gas es forzado a pasar a travs del
eliminador por los mismos canales por los que el lquido es drenado bajo la influencia
de la gravedad, es decir, en el rea libre del eliminador existe flujo en dos sentidos. Si
no son especificados apropiadamente, puede suceder que:1. El lquido no pueda abandonar el elemento y se acumule en ste,
2 El flujo de gas sea restringido como consecuencia de esta acumulacin, y/
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2.5.3.3. Eliminador de Niebla tipo Aleta.
Los eliminadores tipo aleta, tambin conocidos como eliminadores de lminas
corrugadas vanes, consisten en un laberinto formado por lminas de metal colocadas
paralelamente con perfil sinusoidal o en zigzag, con una serie de bolsillos
recolectores de lquido. Los diseos de unidades tipo aleta tpicamente capturan gotas
de niebla de 10 micras y mayores.
Los eliminadores de niebla tipo aletaremueven las gotas de lquido presentes en la
corriente gaseosa por el proceso de impacto
inercial. El gas es conducido entre las placas,
sometido a sucesivos cambios de direccin y
velocidad, mientras que las partculaslquidas tienden a seguir en lnea recta chocando con las paredes del vane y, si los
tienen, son atrapadas en los bolsillos del eliminador. Una vez all, coalescen y son
conducidas en direccin perpendicular al flujo de gas hasta el fondo del recipiente.
Entre los vanes existen tres tipos, el primero conocido
como Chevrn, que no posee bolsillos para la recoleccin de
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10 micras de dimetro) y los de doble bolsillo (los que fabrica Amistco Separation
Products para 100% de remocin de partculas de 810 micras de dimetro, y los que
fabrica Burger Manning Separation con un 99.99% de eficiencia para dimetros de
partculas de 6 micras). Los modelos estndares por lo general, presentan una
profundidad de 89 pulg.
Los vanes con bolsillo doble crean una ruta ms tortuosa que los diseos de
vanes estndar. Estas unidades incrementan en efecto, la facilidad de los eliminadoresde niebla para capturar ms gotas en una trayectoria dada y aumenta substancialmente
su capacidad. El diseo de los vanes de doble caja es excelente para utilizarse en las
plataformas marinas y en otras aplicaciones de espacios reducidos.
Siempre es preferible una orientacin de flujohorizontal a una vertical. En el flujo vertical, el
drenado es mas difcil porque la direccin del
lquido que cae es opuesta a la del gas, que sube.
En el flujo horizontal, la direccin del gas que
sube forma un flujo cruzado con la direccin dellquido que cae. Como resultado se logra un drenado mayor de lquido.
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taponamiento, y oportunidad de disminuir el dimetro del recipiente an ms debido a
las mayores velocidades permitidas del gas.
Las desventajas son su susceptibilidad a taponarse cuando manejan crudos
parafinosos o asfaltnicos, su alto costo en relacin a los otros tipos de eliminadores y
su menor eficiencia. Sin embargo, la eficiencia puede aumentarse con la adicin de
bolsillos o ganchos en las paredes del vane para favorecer la extraccin de las
partculas lquidas.
2.5.3.4. Eliminador de Niebla tipo Malla vs tipo Aleta:
1. Servicio sucio: Los lquidos con caractersticas sucias pueden manejarse mejor
utilizando una unidad de vanes en lugar de una de malla. Debido a sus amplios
patrones de flujo y a los mayores espesores de las lminas, las unidades del tipo vanesse adaptan mejor que las de mallas para separar lquidos sucios, pues la mallas tienen
aberturas muy intrincadas y utilizan material de alambre muy delgado.
2. Carga alta de lquido: Una carga de lquido mayor de 5 gpm/pie2 puede causar
inundacin en un eliminador de nieblas del tipo de mallas. Una unidad del tipo devanes est diseada para manejar hasta 10 gpm/pie2 de flujo de lquido.
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de eliminadores de niebla del tipo de malla ya que estos requieren de continuo
mantenimiento, mientras que los eliminadores de niebla del tipo vanes requieren muy
poco o cero mantenimiento despus de su instalacin. La nica excepcin es cuando
hay slidos en exceso que tapan las hojas de dicha unidad.
5. Costo: Los eliminadores tipo malla son preferidos debido a su bajo costo tanto
de fabricacin, como de instalacin; pues los eliminadores tipo aleta presentan un alto
costo.
6. Baja cada de presin: Debido al ancho espaciamiento entre las hojas, las
unidades del tipo de vanes tienen baja cada de presin comparadas a las unidades del
tipo de malla. Tpicamente, la cada de presin es menor a una pulgada de columna de
agua.
7. Picos de los procesos: Algunos procesos experimentan picos sbitos en el
flujo. Durante un pico muy elevado, una malla puede daarse ms fcilmente. La
construccin de una unidad del tipo de vanes es ms durable y resistente a cualquier
dao bajo condiciones de alta velocidad del flujo.
8. Formacin de espuma: Los procesos que tienen problemas de espumas
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10. Cundo utilizar una combinacin de Vanes y Mallas: Las combinaciones
de vanes y mallas separan de manera efectiva los slidos, los lquidos y los gases.
Normalmente, las unidades del tipo vanes se instalan previamente en el flujo para
remover las partculas slidas y las gotas grandes de niebla. Las unidades del tipo de
mallas se instalan posteriormente para remover las gotas finas de niebla (10 micras y
menores).
La tabla 2.1. presenta criterios ms generalizados acerca de los tipos de internos deentrada recomendados por las normas PDVSA para algunos separadores especficos, basados
en la orientacin del separador (vertical u horizontal), y otras caractersticas del separador
bajo estudio.
TIPO DESEPARADOR
APLICACIN TIPO DE INTERNO DE ENTRADA
Todos los separadores con malla Distribuidor "T" con ranuras
Separadores sin malla, siempre ycuando el rgimen de flujo en la
boquilla de entrada no sea flujo tapnni de burbuja
Boquilla simple de entrada
Cuando el rgimen de flujo en laboquilla de entrada es flujo tapn o
burbujaDistribuidor "T" con ranuras
U di t ib id "T" d
Vertical
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2.5.4. Rompe Vrtices.
Cuando un lquido es drenado de un recipiente se pueden producir condiciones que
originen la formacin de un remolino. Este efecto en los separadores ocasiona el escape de la
fase gaseosa por la boquilla de desalojo de lquido, lo cual es indeseable sobre todo desde el
punto de vista de seguridad. Para solventar este problema es usual dotar a los recipientes de
elementos que obstruyan o dificulten la formacin de remolinos. Entre los tipos de rompe
vrtices se encuentran:
2.5.4.1. Placa Rompe Vrtice.
Es una placa circular horizontal, que se instala sobre la boquilla de salida de
lquido, segn lo mostrado en el Anexo N 5. Es el rompe vrtice ms econmico de
los usados por PDVSA, y en la mayora de los casos puede utilizarse.
2.5.4.2. Rompe Vrtice tipo Rejilla.
El rompe vrtice tipo rejilla, consiste en tres lminas horizontales cuadradas de
rejilla, y es el ms efectivo disponible; se recomienda cuando es difcil colocar una
placa rompe vrtice (boquilla muy grande de salida de lquido), o cuando se tienen
salidas mltiples de lquido. Es ms costoso que el rompe vrtice tipo placa, y sus
dimensiones tpicas se presentan en el Anexo N 5.
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2.5.6. Desarenadores y Drenajes.
Estos dos internos trabajan en conjunto pues ambos son utilizados para desalojar la
unidad de sedimentos (bsicamente arena), que pudiesen acumularse con el tiempo. Los
desarenadores no son ms que salidas de agua a una cierta presin para remover los
sedimentos depositados. Una vez que se realice este procedimiento se abren las vlvulas de
drenaje para limpiar totalmente el separador.
2.5.7. Placas Rompe Espuma.Este interno consiste en una serie de placas paralelas longitudinales colocadas en la
zona de retencin de lquidos de los separadores horizontales. Estas placas evitan que las
burbujas de gas que ascienden a travs del lquido produzcan la agitacin necesaria para
formar la espuma (Ver Anexo N 4).
2.5.8. Planchas Rompe Olas.
Cuando se tienen separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagacin
de las ondulaciones y los cambios de nivel en direccin longitudinal que son producidos por
la entrada sbita de tapones de lquido dentro del separador. Para eliminar dichas
ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al separador, conocidas comorompe olas. Dichas placas son de gran utilidad para las labores de control de nivel, evitando
medidas errneas producto del oleaje interno (Ver Anexo N 4)
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siempre las fases de los fluidos deben ser inmiscibles y de diferentes densidades para que
ocurra la separacin.
A continuacin se explicarn brevemente los principios fundamentales de separacin:
1. Momentum (Cantidad de Movimiento). Fluidos con diferentes densidades
tienen diferentes momentum. Si una corriente de dos fases cambia bruscamente de
direccin, el fuerte momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten
que la partculas de la fase pesada se muevan tan rpidamente como las de la fase liviana,este fenmeno provoca la separacin.
2. Fuerzas de Gravedad y Arrastre. Las gotas de lquido se separan de la fase
gaseosa, debido a que la fuerza gravitacional que acta sobre las gotas de lquido es
mayor que la fuerza de arrastre del fluido de gas sobre la gota. El equilibrio de estasfuerzas definen la velocidad crtica del gas, la cual matemticamente se presenta usando la
siguiente ecuacin:
'C3
)(Dg4V
G
GLpt
= Ec. 2.1.
donde:
C C fi i t d t d d d l d R ld [ di i l]
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Figura 2.7. Fuerzas que actan sobre la gota
Fuente. GPSA. Section 7. Separators and filters.
La ecuacin anterior representa la descripcin
matemtica de las fuerzas que actan sobre la gota (ver
figura 2.5.). Las gotas se separan de la fase gaseosa si la
fuerza gravitacional que acta sobre la gota es mayor
que la fuerza de arrastre del gas sobre la partcula.
El coeficiente de arrastre es una funcin de la
geometra de la partcula y el nmero de Reynolds delgas que fluye. Para los propsitos de esta ecuacin la
forma o geometra de la partcula es
esfrica.
El nmero de Reynolds se define como8
:
G
Gtp VD1488Re
= Ec. 2.2.
donde:
Dp Dimetro de la gota [pie] , [m].Re Nmero de Reynolds [adimensional].
Vt Velocidad terminal de la gota de lquido [pie/s] [m/s]
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2G
GL3
G8
2 )()Dp()1095.0((Re)'C
= Ec. 2.3.
donde los parmetros involucrados en la ecuacin son los mismos que los de las
ecuaciones 2.1. y 2.2. y deben introducirse con las mismas unidades.
Figura 2.8. Coeficiente de arrastre vs. Cx(Re)
Fuente:Manual GPSA (Separators and Filters)
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direccin (usualmente la salida de gas se encuentra en el tope) y tienden a continuar su
viaje en lnea recta, debido a esto, resulta una colisin de las partculas lquidas con las
paredes del separador. Ya que la mayora de las operaciones de separacin en las
refineras y reas de produccin involucran partculas lquidas densas en un gas menos
denso, las partculas pueden ser separadas por medio de la fuerza centrfuga; este
principio solo aplica a grandes volmenes de gas y grandes gotas de lquido.
4. Fuerza de Choque o Impacto. La fuerza de choque es probablemente uno de losprincipios ms usados para la separacin de pequeas partculas en las operaciones gas
lquido. Este principio se basa en la accin mediante la cual se induce al fluido a chocar
para producir la separacin primaria de los hidrocarburos en gas y petrleo, o separar las
partculas lquidas que transporte el gas. En este rengln entran los llamados extractores
de niebla.
5. Coalescencia. Las gotas muy pequeas que no pueden ser separadas por gravedad,
se unen por medio del fenmeno de coalescencia para formar gotas mayores, stas se
acercan lo suficientemente como para superar las tensiones superficiales individuales y
poder de esta forma separarse de la corriente gaseosa por gravedad.
6. Filtracin. El procedimiento de Filtracin consiste en retener partculas slidas por
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2.7. PROCESO DE SEPARACIN.
En el caso de mezclas lquidogas, la mezcla de fases entra al separador y, si existe,
choca contra un aditamento interno ubicado en la entrada, lo cual hace que cambie el
momentum de la mezcla, provocando as una separacin gruesa de las fases. Seguidamente, en
la seccin de decantacin del separador, acta la fuerza de gravedad sobre el fluido
permitiendo que el lquido abandone la fase gaseosa y caiga hacia el fondo del separador
(seccin de acumulacin de lquido). Esta seccin provee del tiempo de retencin suficiente
para que las burbujas de gas que an se encuentren atrapadas en el lquido, puedanincorporarse de nuevo a la corriente de gas.
El gas fluye hacia el tope de la unidad y a medida que esto ocurre, algunas gotas de
lquido caen por asentamiento al fondo del separador. Por ltimo, la corriente de gas pasa a
travs del extractor de niebla (si el separador posee alguno), en donde quedan atrapadas lasgotas de lquido ms pequeas para luego volver a la corriente de lquido.
Normalmente, pueden identificarse cuatro zonas principales en los separadores (Ver
Anexo N 6)9:
1. Separacin Primaria. El cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la
entrada del separador genera la separacin gruesa de las fases. Esta zona incluye las
boquillas y los aditamentos de entrada
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del recipiente, ya que se requieren de distancias apreciables que proporcionen el espacio
necesario para la cada de las partculas.
3. Separacin por Coalescencia. En ciertas situaciones, no es aceptable que gotas
muy finas de la fase lquida sean arrastradas en la fase gaseosa, por ello es necesario que,
por coalescencia, tales gotas finas alcancen un tamao lo suficientemente grande para
separarse por gravedad; para lograrlo se hace necesario tener elementos como los
eliminadores de niebla o mallas.
4. Recoleccin de las Fases Lquidas. En esta seccin se recogen todas las porciones
de lquido extradas en las tres zonas anteriormente nombradas. Debe poseer suficiente
capacidad para almacenar la cantidad de lquido que se desee, adems de prever excesos
en la alimentacin y proporcionar el espacio necesario para una eficiente separacin de lasburbujas de gas presentes en el lquido.
2.8. CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES .
La clasificacin de las capacidades de los separadores de petrleo y gas convencionales
es nominal10. Estas clasificaciones se determinan por clculo y comnmente se verifican por
pruebas de campo Las capacidades de los separadores de petrleo y gas dependen de ciertos
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7. Material extrao contenido en el fluido, y
8. Tendencia del petrleo a espumar.
Las capacidades tanto de gas como de lquido que puede manejar un equipo separador
pueden obtenerse de las curvas presentadas en las figuras 2.9. a 2.12. En los clculos con los
que se realizaron las curvas, se asume que la separacin lquidogas se logra por diferencia de
densidades entre ambas fases, y por la velocidad del gas dentro del separador. Velocidades
netas relativas del gas en separadores se seleccionaron para obtener separacin de todas laspartculas lquidas de niebla de 100 micras de dimetro o mayores. Se asume que los
extractores de niebla usados en los separadores afectarn la separacin de las partculas de
niebla lquida hacia abajo aproximadamente de 30 micras de dimetro.
2.8.1. Capacidad de los Separadores Verticales.La capacidad gasfera de un separador vertical (ver figura 2.9.) es directamente
proporcional al rea de la seccin transversal del separador. La capacidad lquida de un
separador vertical (ver figura 2.10.) est influenciada por el volumen de acumulacin de
petrleo en la respectiva seccin del recipiente. La profundidad lquida ptima depende del
diseo del separador y de las caractersticas del lquido que est siendo separado.
2.8.2. Capacidad de los Separadores Horizontales.
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La presin de operacin de un separador depende tanto de la presin fluyente del
mltiple como de la relativa cantidad de gas natural presente en la fase lquida. De acuerdo
con el diagrama de fases, un cambio en esta presin, afecta las densidades del gas y del
lquido, la velocidad de los fluidos y el volumen actual de la mezcla. El efecto neto de un
incremento en la presin, es un incremento en la capacidad de gas del separador, expresada en
pcs11. La temperatura afecta la capacidad del separador, solamente si afecta el volumen actual
de la mezcla y las densidades del gas y del lquido. El efecto neto de un incremento de la
temperatura, es una disminucin en la capacidad de separacin.
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Figura 2.9. Capacidad Gasfera de un Separador Vertical
Fuente: Equipment design handbook forrefineries and chemical plants
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Figura 2.10. Capacidad Lquida de un Separador VerticalFuente: Equipment design handbook forrefineries and chemical
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Figura 2.11. Capacidad Gasfera de un Separador Horizontal
Fuente: Equipment design handbook forrefineries and chemical
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Figura 2.12. Capacidad Lquida de un Separador HorizontalFuente: Equipment design handbook forrefineries and chemical
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2.9. PROBLEMAS ESPECIALES EN LA SEPARACIN.
A nivel de operacin, es muy frecuente conseguir problemas cuando existe formacin
de espuma, flujo de avance, bajas temperaturas, arena, emulsiones, arrastre y succin,
materiales pegajosos y erosin.
1. Formacin de espuma. Con frecuencia, la espuma es causada por las impurezas
presentes en el crudo. Muchos productos qumicos, como los inhibidores y
anticorrosivos agregados directamente a las tuberas, son tambin formadores deespuma. Otra de las causas de este problema puede ser el incremento del volumen
de operacin del gas por encima de los niveles que el separador est en capacidad
de manejar, lo cual aumenta la velocidad en el sistema, y por consiguiente la
formacin de espuma. Generalmente, si se sabe que se formar espuma dentro del
recipiente antes de instalarlo, pueden incorporarse deflectores de espuma como elmtodo ms econmico de eliminar el problema. Sin embargo, en algunos casos
puede ser necesario resolver un problema en particular, usando soluciones ms
efectivas como agregar longitud extra al recipiente, usar aditivos qumicos,
colocar platos paralelos, proporcionar calor al separador, o incrementar el tiempo
de retencin de lquido. Un caso especfico de esta situacin son los separadores
de produccin (gaspetrleo o gaspetrleoagua). La presencia de espuma puede
ocasionar dificultades para controlar el nivel del lquido; inconvenientes para
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CAPTULO II Marco Terico
Para agrupar los factores que producen la espuma, podemos clasificar a la
espuma en dos tipos segn su origen:
Espumas de origen mecnico. Aquellas que se producen como consecuencia
de los volmenes o velocidades del fluido demasiado altos dentro del
separador, y
Espumas de tipo qumico. Formadas por el uso de productos qumicos, que se
convierten en generadores de espuma.
2. Flujo de avance. Algunas lneas de flujo bifsico muestran la tendencia a un tipo
de flujo inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la
presencia del flujo de avance requiere incluir placas rompe olas en el separador.
3. Bajas temperaturas. Cualquier gas natural o gas asociado contiene vapor deagua; cuando la temperatura baja o la presin aumenta, esta agua puede
condensarse y causar formacin de hidratos de gas. Una forma de resolver el
problema puede ser mediante calentamiento.
4. Arena. Es posible que una numerosa cantidad de arena pueda ser arrastrada con el
crudo, por lo cual, los separadores que presten servicio a este petrleo arenoso
deben disponer de aberturas para la limpieza, las cuales pueden ser drenajes o
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CAPTULO II Marco Terico
disminuyen. A veces disminuye esta dificultad cuando se agregan qumicos, calor
u otro tratamiento.
6. Arrastre y succin. El arrastre y la succin son dos problemas operacionales
comunes. El primero de ellos ocurre cuando el lquido libre escapa con la fase
gaseosa, lo cual puede ser consecuencia de un alto nivel de lquido, daos en
internos del separador, espumosidad, diseo inapropiado, salidas de lquido
obstruidas o la excedencia de la velocidad de diseo de la unidad.
La succin ocurre cuando el gas libre escapa conjuntamente con la fase lquida,
lo cual puede ser una indicacin de bajo nivel de lquido, formacin de vrtice, o
una falla en el controlador de nivel.
7. Materiales pegajosos. Alimentaciones con materiales pegajosos, como es el caso
de crudos parafinosos, pueden presentar problemas operativos, debido al
ensuciamiento de los elementos internos.
8. Erosin. Para controlar ste parmetro, se define una velocidad de erosin, la cual
es la mxima velocidad que se puede permitir para que la erosin que se produzca
sea aceptable o aquella por encima de la cual el desgaste del material es
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CAPTULO II Marco Terico
Ve Velocidad de erosin [pie/s] , [m/s].
? Densidad del fluido en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3].
2.10. CONSIDERACIONES PARA EL DISEO DEL SEPARADOR.
2.10.1.Consideraciones Iniciales.
Para el diseo adecuado de un separador lquidogas, es necesario tomar en cuenta los
siguientes puntos13:1. Las normativas requeridas,
2. Los criterios de diseo,
3. Los flujos de las fases lquida y gaseosa deben estar comprendidos dentro de los
lmites adecuados que permitan su separacin a travs de las fuerzas
gravitacionales y que establezcan el equilibrio entre ambas fases,4. La turbulencia que ocurre en la seccin ocupada principalmente por el gas debe
ser minimizada,
5. La acumulacin de espuma y partculas contaminantes deben ser controladas,
6. Los fluidos no deben ponerse en contacto una vez separados,
7. Las regiones del separador donde se puedan acumular slidos deben, en lo
posible, estar provistos de facilidades adecuadas para su remocin, y
8 El separador ser provisto de la instrumentacin adecuada para su funcionamiento
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CAPTULO II Marco Terico
puede predecir mediante las relaciones que se derivan de la ley de cada de
Newton mediante la siguiente ecuacin14:
G
GLG K'V
= Ec. 2.5.
donde:
K Factor de diseo para el clculo de la velocidad del gas [adimensional].
VG Velocidad del gas mxima permisible en el recipiente [pie/s] , [m/s].
?G Densidad del gas en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3]..
?L Densidad del lquido en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3]..
El valor del parmetro K en la ecuacin anterior, es uno de los valores que
mayor relevancia tiene en el momento de predecir el comportamiento de losfluidos dentro de un recipiente. En cierto modo, es el valor que acerca o aleja las
predicciones del funcionamiento real del sistema. Como se podr observar ms
adelante, cada fabricante tiene sus consideraciones al respecto.
A pesar de que al comienzo, el valor de K atenda a la deduccin matemticade la frmula, es la experiencia de campo y las mejoras tecnolgicas que se les
introducen a los diseos lo que ha venido adaptando este parmetro al
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presencia de slidos, grado de separacin necesario, longitud de separacin,
variacin de la relacin gascrudo y los factores que afectan la separacin en s
misma. La nica forma de predecirlo se encuentra basada en la experiencia.
Algunos autores llaman KV al factor de diseo para el clculo de la velocidad
del gas cuando este se refiere a equipos verticales, y KH cuando se refiere a
equipos horizontales.
En este trabajo, se utilizarn las ecuaciones 2.7. a 2.13. para predecir el valor
del parmetro KV (Ver Anexo N8), las cuales se obtuvieron del grfico que se
presenta en la figura 2.14.17. Basado en la experiencia de campo de algunos
expertos, mediante estas ecuaciones se obtienen los valores que acercan ms las
predicciones al funcionamiento real del sistema.
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CAPTULO II Marco Terico
])2j(00205.0[])2j(01228.0[)j03757.0(14835.0K 32V += Ec. 2.7.
2.0j6.0
])8.0j(01865.0[])8.0j(07943.0[)j14762.0(28630.0K 32V += Ec. 2.8.
0.6j2.0 >>
])4.0j(06876.0[])4.0j(38312.0[)j37687.0(41575.0K 32V += Ec. 2.9.
0.2j0.6 >
])1.0j(54452.4[])1.0j(74020.0[)j56643.0(47504.0K 32V += Ec. 2.10.
0.1j0.2
])04.0j(42792.237[])04.0j(00791.17[)j54293.0(45942.0K 32V += Ec. 2.11.
04.0j0.1 >>
])02.0j(22517.6920[])02.0j(20560.398[)j08102.7(25838.0K 32V ++= Ec. 2.12.
0.02j0.04 >
])008.0j(26660.11061[)j85950.11(18192.0K 3V += Ec. 2.13.
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CAPTULO II Marco Terico
Otros autores seleccionan el valor del parmetro K con lo especificado en la
siguiente tabla:
GPSA API OTROS AUTORESFACTOR K [pie/s]TIPO DE
SEPARADOR
Horizontal
Vertical 0,18 - 0,35
0,40 - 0,50
0,12 - 0,24 para alturasde hasta 5 ft
0,18 - 0,35 para alturasmayores a 5 ft
0,25 para 0,1 < WL/W G < 1
0,35 para WL/WG < 0,1
0,20 para WL/WG > 1
0,50 para 4,0
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CAPTULO II Marco Terico
es ms que la velocidad mxima permisible multiplicada por un factor de
seguridad, que generalmente es 85%, de manera que 19:
'VFV GVG = Ec. 2.15.
donde:
FV Factor de seguridad para el clculo de la velocidad del gas en el recipiente
[adimensional].
VG Velocidad del gas mxima permisible en el recipiente [pie/s] , [m/s].VG Velocidad del gas permisible en el recipiente [pie/s] , [m/s].
2. rea de Flujo de Gas. El rea de flujo de gas ser calculada por la expresin20:
G
GG V
Q'A = Ec. 2.16.
donde:
AG rea de seccin transversal mnima permisible para el flujo de gas
[pie2] , [m2].
QG Flujo volumtrico del gas en condiciones de operacin [pie3/s] ,
[m3/s].
VG Velocidad del gas permisible en el recipiente [pie/s] [m/s]
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CAPTULO II Marco Terico
donde:
AG rea de seccin transversal mnima requerida para el flujo de gas [pie2] ,
[m2].
AG rea de seccin transversal requerida para el flujo de gas [pie2] , [m2].
FA Factor de seguridad para el clculo del rea de la seccin transversal del
recipiente [adimensional].
Las normas PDVSA recomiendan22
, que el espacio de gas mnimo enseparadores horizontales debera ser dimensionado para 300 mm (12 pulg).
Generalmente, el flujo volumtrico del gas se conoce en condiciones normales,
por lo tanto, para convertir este flujo en condiciones operacionales, se usa la
siguiente ecuacin
23
:
ZT
To
Po
PQQ
N
NNG
= Ec. 2.18.
donde:
PN Presin del gas en condiciones normales [Psia] , [Pa].
PO Presin del gas en condiciones de operacin [Psia] , [Pa].
QG Flujo volumtrico del gas en condiciones de operacin [pie3/s] , [m3 /s].
QN Flujo volumtrico del gas en condiciones normales [pie3/s] [m3/s]
CA O i
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CAPTULO II Marco Terico
G
GG
WQ
= Ec. 2.19.
donde:QG Flujo volumtrico del gas en condiciones de operacin [pie
3/s] , [m3 /s].
WG Flujo msico del gas en condiciones de operacin [lb/s] , [kg/s].
?G Densidad del gas en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3].
De igual manera se puede calcular el flujo volumtrico del lquido encondiciones operacionales.
2.10.3.Niveles y Tiempos de Residencia.
En PDVSA, se recomienda seleccionar el tiempo de residencia del lquido dentro del
separador segn la siguiente tabla25:
Gravedad API Tiempo de retencin> 26 API 1 min
20 - 25 API 2 min16 - 20 API 3 min10 - 15 API 4 min
Tabla 2.3. Tiempos de residencia
Fuente. Separadores de Gas Lquido. CIED.
E l fi 2 10 2 12 t d d id d l id l d
CAPTULO II M T i
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CAPTULO II Marco Terico
A continuacin se presentarn definiciones y comentarios sobre niveles de lquido,
tiempos de residencia, entre otros, con el objetivo de justificar criterios de diseo que
posteriormente sern presentados.
1. Identificacin de los niveles en un recipiente. De acuerdo a lo normalmente
empleado en la IPPCN para hablar de niveles en un recipiente lquidogas,
tenemos la siguiente tabla (Ver Anexo N 9)26:
NAAL Nivel alto - alto de lquido HHLLNAL Nivel alto de lquido HLLNNL Nivel normal de lquido NLLNBL Nivel bajo de lquido LLL
NBBL Nivel bajo - bajo de lquido LLLL
Siglas tpicas enespaol
Descripcin Siglas tpicas eningls
Tabla 2.4. Identificacin de los niveles de un recipiente
Fuente: Manual de diseo de proceso. Separadores LquidoVapor. PDVSA
El nivel normal es un nivel intermedio entre el nivel alto y el nivel bajo.
Normalmente es 1/3 de la altura para separadores verticales y del dimetro para
separadores horizontales.
El volumen de la seccin del gas en un separador horizontal est comprendido
CAPTULO II M T i
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lquido para permitir una parada ordenada y segura cuando suceden
perturbaciones mayores de operacin.
3. Tiempo de operacin. Es el tiempo correspondiente en el cual el flujo de lquido
puede llenar el volumen de operacin en el recipiente bajo estudio. La mayora de
las veces, cuando se quiere especificar el volumen de operacin, lo que realmente
se indica es cuantos minutos deben transcurrir entre NAL y NBL. Tambin es
conocido en ingls como surge time.
4. Tiempo de Respuesta o de intervencin del operador28. Es el tiempo que
requiere el operador para responder cuando suena una alarma de nivel en el panel
y resolver la perturbacin operativa que origin la alarma, antes que otros
sistemas automatizados (interruptores o switches de nivel) originen paradasseguras de equipos aguas abajo y/o de la planta completa.
Debido a las diferentes tradiciones operativas que existen en la IPPCN, es
difcil establecer un criterio uniforme acerca de cul es el tiempo promedio de
respuesta del operador; sin embargo, se usar, como criterio general, que el
tiempo de respuesta de un operador es de cinco minutos; esto significa que el
tiempo de retencin de lquido entre NAL y NAAL (o entre NBL y NBBL), ser
CAPTULO II M T i
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indica que, cuando se tiene NAAL y NBBL, se aaden 10 minutos de tiempo de
residencia.
6. Nivel BajoBajo de Lquido (o Bajo, cuando aplique)30. La distancia mnima
desde el nivel bajobajo de lquido, si se tiene un interruptor y/o alarma de nivel
bajobajo de lquido, (o nivel bajo, en caso contrario), hasta la boquilla de salida
del lquido es 230 mm (9 pulg) mnimo. Este criterio aplicar tanto para
separadores verticales como horizontales.
7. Longitud Efectiva de Operacin (Leff). Es la longitud (altura), de separador
requerida para que suceda la separacin lquidovapor/gas, y se puedan tener los
volmenes requeridos de lquido, tanto de operacin como de emergencia. Esta es
la longitud que normalmente se obtiene por clculos de proceso.
En el caso de separadores horizontales de una sola boquilla de alimentacin,
corresponde a la distancia entre la boquilla de entrada y la de salida de gas, la cual
es la distancia horizontal que viaja una gota de lquido desde la boquilla de
entrada, hasta que se decanta totalmente y se une al lquido retenido en el
recipiente, sin ser arrastrada por la fase gaseosa que sale por la boquilla de salida
de gas
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CAPTULO II Marco Terico
Comentarios semejantes aplican para separadores verticales,
excepto que los volmenes a retener influyen sobre la altura(longitud) tangentetangente de dichos equipos.
8. Boquillas de Proceso.Boquillas de Entrada.Se pueden presentar diferentes regmenes de flujo en las
boquillas de entrada de los separadores. En flujo bifsico (lquido/vapor), las
interacciones entre la fase lquida y el vapor, por estar influenciadas por sus
propiedades fsicas y caudales de flujo y por el tamao, rugosidad y orientacin de
la tubera, causan varios tipos de patrones de flujo. Estos patrones se llamanregmenes de flujo. En un determinado punto en una lnea, solamente existe un
tipo de flujo en cualquier tiempo dado. Sin embargo, como las condiciones de
flujo cambian, el rgimen de flujo puede cambiar de un tipo a otro.
Se definen siete regmenes principales de flujo para describir el flujo en una
tubera horizontal o ligeramente inclinada. Estos regmenes se describen abajo en
orden creciente de velocidad del vapor En los esquemas mostrados la direccin
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CAPTULO II Marco Terico
Flujo Intermitente Tipo Pistn Al aumentar la
velocidad del vapor, las burbujas se unen y se forman
secciones alternadas de vapor y lquido a lo largo del tope de la tubera con unafase lquida continua remanente en el fondo. En una orientacin ascendente, el
comportamiento es desplazado en la direccin del flujo tipo burbuja; si el flujo es
descendente se favorece el flujo estratificado.
Flujo Estratificado Suave Como la velocidad delflujo de vapor contina incrementando, los tapones de
vapor tienden a una fase continua. El vapor fluye a lo largo del tope de la tubera y
el lquido fluye a lo largo del fondo. La interfase entre fases es relativamente suave
y la fraccin ocupada por cada fase permanece constante. En flujo ascendente,
flujo tipo estratificado ocurre raramente favoreciendo el flujo ondulante. En flujodescendente, el flujo estratificado es favorecido, siempre y cuando la inclinacin
no sea demasiado pronunciada.
Flujo Estratificado Ondulante Cuando el flujo
de vapor aumenta ms, el vapor se mueve
apreciablemente ms rpido que el lquido y la friccin resultante en la interfase
forma olas de lquido La amplitud de las olas se incrementa con el aumento del
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CAPTULO II Marco Terico
del tapn de vapor, el lquido es presionado de manera que el vapor ocupe la
mayor parte del rea de flujo en ese punto. En flujo ascendente, el flujo tipo tapn
comienza a caudales de vapor ms bajos que en las tuberas horizontales. En flujodescendente, se necesitan caudales de vapor ms altos que en tuberas horizontales
para establecer el flujo tipo tapn y el comportamiento se desplaza hacia el flujo
anular. Ya que el flujo tipo tapn puede producir pulsaciones y vibraciones en
codos, vlvulas y otras restricciones de flujo, debe ser evitado en lo posible.
Flujo Anular El lquido fluye como una pelcula
anular de espesor variable a lo largo de la pared, mientras
que el vapor fluye como un ncleo a alta velocidad en el centro. Hay gran cantidad
de deslizamiento entre las fases. Parte del lquido es extrado fuera de la pelcula
por el vapor y llevado al centro como gotas arrastradas. La pelcula anular en lapared es ms espesa en el fondo que en el tope de la tubera y esta diferencia
decrece al distanciarse de las condiciones de flujo de tipo tapn. Corriente abajo de
los codos, la mayor parte del lquido se mover hacia el lado de la pared externa.
En flujo anular, los efectos de cada de presin y momento sobrepasan los de
gravedad, por lo tanto la orientacin de la tubera y la direccin del flujo tienen
menos influencia que en los regmenes anteriores. El flujo anular es un rgimen
muy estable Por esta razn y debido a que la transferencia de masa vaporlquido
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CAPTULO II Marco Terico
Regmenes de flujo en tuberas verticales. Las condiciones bajo las cuales
existen ciertos tipos de regmenes de flujo, dependen principalmente de la
orientacin de la tubera y de la direccin del flujo. En una situacin donde el flujoondulante y estratificado existiera en una tubera horizontal, inclinando la tubera
en forma descendente, la velocidad relativa del lquido aumenta, quedando una
mayor parte del rea de flujo para el vapor. Por otro lado, inclinando la tubera en
forma ascendente el lquido se drena, acumulndose hacia abajo hasta bloquear por
completo la seccin transversal. El vapor puede entonces no llegar a pasar a travsdel lquido y por lo tanto empuja tapones de lquidos a travs de la seccin
inclinada de la tubera.
Se han definido cinco regmenes de flujo principales para describir el flujo
vertical. Esto regmenes de flujo estn descritos a continuacin, en orden crecientede velocidad del vapor. En los esquemas adjuntos, la direccin del flujo es
ascendente.
Flujo Tipo Burbuja El lquido fluyendo en forma ascendente
representa la fase continua, con burbujas dispersas de vapor
subiendo a travs de ste. La velocidad de la burbuja excede la del
lquido debido a la flotabilidad Cuando el flujo de vapor es
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CAPTULO II Marco Terico
de vapor se incrementa, la longitud y la velocidad de los tapones aumentan. El
flujo tipo tapn puede ocurrir en direccin descendente, pero usualmente no se
inicia en esta posicin. Sin embargo, si el flujo tipo tapn esta bien establecido enuna porcin ascendente de un serpentn, este permanecer en la porcin
descendente, siempre y cuando las otras condiciones se mantengan. En el diseo
para flujo bifsico es una prctica normal el tratar de evitar el flujo tipo tapn, ya
que este rgimen puede traer serias fluctuaciones de presin y vibracin,
especialmente en la entrada de recipientes y en codos, vlvulas y otrasrestricciones de flujo. Esto pudiera traer serios deterioros al separador y problemas
de operacin. Cuando el flujo tipo tapn no pueda ser evitado (por ejemplo, en
rehervidores tipo termosifn), se deberan evitar las restricciones de flujo y usar
codos de radio largo para hacer los retornos lo ms suaves posibles.
Flujo Espumoso Cuando el flujo de vapor se incrementa an
ms, la pelcula laminar de lquido se destruye por la turbulencia del
vapor y los tapones de vapor se hacen ms irregulares. El mezclado de
burbujas de vapor con el lquido se incrementa y se forma un patrn
turbulento y desordenado donde los tapones de lquido que separan
los sucesivos tapones de vapor se van reduciendo. La transicin a flujo anular es el
punto en el cual la separacin lquida, entre tapones de vapor desaparece y los
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CAPTULO II Marco Terico
baja por gravedad, lo cual incrementa la diferencia de velocidad entre el vapor y el
lquido. Hacia abajo, ocurre lo contrario, la gravedad acelera el lquido y reduce la
diferencia de velocidades entre el vapor y el lquido. En otras palabras, el espesorde la pelcula de lquido es mas uniforme alrededor de la circunferencia de la
tubera que en el flujo horizontal.
Flujo Tipo Disperso Este rgimen de flujo es esencialmente el
mismo que el flujo tipo roco en tuberas horizontales. Los altos flujosde vapor requeridos para dispersar completamente el lquido, eliminan
esencialmente los efectos de la orientacin y direccin del flujo. En la
denominacin de regmenes verticales de flujo de dos fases, el flujo
anular y el disperso frecuentemente se agrupan en un solo rgimen.
Los separadores se disean normalmente con rgimen de flujo anular/roco o
flujo tipo roco en la boquilla de entrada. Con este tipo de flujo, el arrastre de
lquido aumenta al incrementar la velocidad del gas en la boquilla de entrada. La
presencia de flujo estratificado, flujo anular por debajo del comienzo inminente de
arrastre de lquido, o de flujo ondulado en la boquilla de entrada de los
separadores, incrementa la eficiencia de separacin de lquido del separador hasta
99 8% Sin embargo, estos tipos de flujo no se encuentran usualmente en las
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CAPTULO II Marco Terico
Salidas de Gas y Lquido32:
Las velocidades mxima y mnima de la boquilla de salida de gas, se deben
calcular mediante las siguientes ecuaciones33:
GmnSG
45V
= [pie/s]
GmnSG
9.54V
= [m/s] Ec. 2.21.
GmxSG 60V
= [pie/s] G
mxSG 2.73V = [m/s] Ec. 2.22.
donde:
VSG mx Velocidad del flujo mxima en la boquilla de salida del gas
[pie/s] , [m/s].
VSG mn Velocidad del flujo mnima en la boquilla de salida del gas[pie/s] , [m/s].
?G Densidad del gas en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3].
Las velocidades mxima y mnima de la boquilla de salida de lquido, se
deben calcular mediante las siguientes ecuaciones34:
45 954
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VSL mn Velocidad del flujo mnima en la boquilla de salida del lquido
[pie/s] , [m/s].
?L Densidad del gas en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3].
Alimentacin Bifsica35:La velocidad de la mezcla debe encontrarse en un
rango comprendido entre el calculado mediante las siguientes ecuaciones36:
MmnE 45V
= [pie/s] M
mnE 9.54V = [m/s] Ec. 2.25.
MmxE
60V
= [pie/s]
MmxE
2.73V
= [m/s] Ec. 2.26.
donde:
VEmx Velocidad superficial de la mezcla mxima en la boquilla de
entrada [pie/s] , [m/s].
VEmn Velocidad superficial de la mezcla mnima en la boquilla de
entrada [pie/s] , [m/s].
?M Densidad de la mezcla en condiciones de operacin [lb/pie3] ,
[kg/m3].
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QG Flujo volumtrico del gas en condiciones de operacin [pie3/s] ,
[m3/s].
QL Flujo volumtrico del lquido en condiciones de operacin [pie3/s] ,[m3/s].
? Fraccin volumtrica de lquido alimentado al separador
[adimensional].
?G Densidad del gas en condiciones de operacin [lb/pie3] , [kg/m3].
?L Densidad del lquido en condiciones de oper