separadores-de-hidrocarburos

ContenidoContenido
Definición
Principios de separación
Descripción de un separador
Funciones de un separador
Clasificación de los separadores
Descripción de los internos de un separador
Separadores Verticales Vs. Separadores Horizontales
Problemas operacionales que presentan los separadores
Diseño de los separadores

SeparadoresSeparadores
Definición.
Es un cilindro de acero que por lo general
se utiliza en los procesos de producción,
procesamiento y tratamiento de los
hidrocarburos para disgregar la mezcla en
sus componentes básicos, petróleo y gas.
Adicionalmente, el recipiente permite aislar
los hidrocarburos de otros componentes
indeseables como la arena y el agua.
Separadores

Principios de SeparaciPrincipios de Separacióónn
En los campos petroleros los
efectos de separación más
usados son:
Fuerzas de Gravedad
Fuerza Centrífuga
Cambios en la Cantidad de Movimientos
Fuerzas Electrostática.
En el procesamiento de
gas los efectos más usados son:
Cambios en la Cantidad de Movimiento
Absorción
Adsorción
Fuerzas de Gravedad
Fuerzas Centrífugas
Filtración

Las gotas de líquido se separan de la fase gaseosa, cuando la fuerza
gravitacional que actúa sobre las gotas de líquido es mayor que la fuerza de
arrastre del fluido de gas sobre la gota.
Fuerza de GravedadFuerza de Gravedad
Separador vertical FKW

Fuerza CentrFuerza Centríífugafuga
El separador centrífugo funciona mediante el efecto de la fuerza
centrífuga. El agua contaminada con sólidos e hidrocarburos/aceites se
inyecta tangencialmente a lo largo de la circunferencia del estanque
cilindro-cónico para permitir la separación de las partículas pesadas. El
aceite libre es retirado de la superficie del estanque y se almacena en el
acumulador de hidrocarburo. Las partículas que pueden precipitar
sedimentan al fondo del estanque, desde aquí son drenadas a un filtro
de bolsa de fácil reemplazo.
Opcionalmente se puede incluir inyección de ozono, control de pH,
aplicación de agentes coagulantes/floculantes con el objeto de
aumentar la flotación de aceites y la precipitación de sólidos.

Cambios en la Cantidad de MovimientosCambios en la Cantidad de Movimientos
((Momentum LinealMomentum Lineal ))
Los fluidos con diferentes densidades tienen diferentes momentum. Si una
corriente de dos fases se cambia bruscamente de dirección, el fuerte
momentum o la gran velocidad adquirida por las fases, no permiten que la
partículas de la fase pesada se muevan tan rápidamente como las de la fase
liviana, este fenómeno provoca la separación.

Fuerzas ElectrostFuerzas Electrostááticasticas
Movimiento de una gota de agua
entre dos electrodos de polaridad
dual.
Consiste en someter la emulsión a un campo eléctrico intenso, generado por la
aplicación de un alto voltaje entre dos electrodos. La aplicación del campo eléctrico
sobre la emulsión induce a la formación de dipolos eléctricos en las gotas de agua, lo
que origina una atracción entre ellas, incrementando su contacto y su posterior
coalescencia. Como efecto final se obtiene un aumento del tamaño de las gotas, lo que
permite la sedimentación por gravedad.
Deshidratador Electrostático

CoalescenciaCoalescencia
Las gotas muy pequeñas no pueden
ser separadas por gravedad. Estas
gotas se unen por medio del fenómeno
de coalescencia, para formar gotas
mayores, las cuales se acercan lo
suficientemente como para superar las
tensiones superficiales individuales y
poder de esta forma separarse por
gravedad.
Separación por coalescencia

AbsorciAbsorcióónn
Este es uno de los procesos de mayor utilidad en la industria del gas natural. El
proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural,
por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie
absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo:
• Alta afinidad con el vapor de agua y ser de bajo costo,
• Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo
• Estabilidad para regeneración
• Viscosidad baja
• Baja presión de vapor a la temperatura de contacto,
• Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural
• Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.
Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del
gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo.

AdsorciAdsorcióónn
La adsorción es el proceso mediante el cual un sólido poroso (a nivel
microscópico) es capaz de retener partículas de gas en su superficie tras
entrar en contacto con éste.
Una de las aplicaciones más conocidas de la adsorción en el mundo
industrial, es la extracción de humedad del aire comprimido. Se consigue
haciendo pasar el aire comprimido a través de un lecho de alumina activa u
otros materiales con efecto de adsorción a la molécula de agua. La saturación
del lecho se consigue sometiendo a presión el gas o aire, así la molécula de
agua es adsorbida por la molécula del lecho, hasta su saturación. La
regeneración del lecho, se consigue soltando al exterior este aire comprimido
y haciendo pasar una corriente de aire presecado a través del lecho.

DescripciDescripcióón de un Separadorn de un Separador
Un separador consta de las siguientes secciones :

Un separador consta de las siguientes secciones :
Separación primaria
Comprende la entrada de la mezcla crudo-agua-gas. La separación en
esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El
cambio en la cantidad de movimiento de las fases a la entrada del
separador genera la separación gruesa de las fases. Esta zona incluye
las boquillas de entrada y los ditamentos de entrada, tales como
deflectores ó distribuidores.
El deflector separa el petróleo y el gas al forzar cambios en dirección y velocidad en la corriente de flujo.
El ingreso ciclón logra el mismo resultado con la fuerza centrifuga

Separación secundaria
Está representada por la etapa de separación máxima de líquido por
efecto de gravedad. En esta sección las gotas se separan
principalmente por la gravedad por lo que la turbulencia del flujo debe
ser mínima. Para esto, el separador debe tener suficiente longitud.
En algunos diseños se utilizan veletas o aspas alineadas para reducir
aún más la turbulencia, sirviendo al mismo tiempo como superficies
colectoras de gotas de líquido.
La eficiencia de separación en esta sección, depende principalmente
de las propiedades físicas del gas y del líquido, del tamaño de las
gotas de líquido suspendidas en el flujo de gas y del grado de
turbulencia.
.

Sección de extracción de niebla:
En esta parte del separador se utilizan el efecto de
choque y/o la fuerza centrífuga como mecanismos de
separación. Mediante estos mecanismos se logra que
las pequeñas gotas de líquido, se colecten sobre una
superficie en donde se acumulan y forman gotas más
grandes, que se drenan a través de un conducto a la
sección de acumulación de líquidos o bien caen
contra la corriente de gas a la sección de separación
primaria.
El dispositivo utilizado en esta sección, conocido
como extractor de niebla, está constituido
generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por
alambre entretejido, o por tubos ciclónicos.

Recolección de las fases líquidas
Está constituida por la parte inferior del separador que actúa como
colector, posee control de nivel mediante un flotador para manejar
volúmenes de líquidos obtenidos durante la operación.

Funciones de los SeparadoresFunciones de los Separadores
Las funciones que debe cumplir un separador son:
1. Hacer una primera separación de fases entre los hidrocarburos de la
mezcla.
2. Cuando el proceso de separación ocurre entre la fase gaseosa y
líquida, la función del separador será: Refinar el proceso de separación
mediante la recolección de partículas líquidas atrapadas en la fase
gaseosa, y partículas del gas atrapadas en la fase líquida.
3. Liberar parte de la fase gaseosa que haya quedado atrapada en la
líquida
4. Descargar por separado la fase líquida y gaseosa, que salen del
separador, con el objetivo de evitar que se vuelvan a mezclar, lo que
haría que el proceso de separación sea de una baja eficiencia.

Funciones de operaciFunciones de operacióón de los Separadoresn de los Separadores
Para que un separador pueda cumplir con sus funciones debe
satisfacer lo siguiente:
• Controlar la energía del fluido al entrar al separador
• Las tasas de flujo deben responder a ciertos rasgos de
volumen
• La turbulencia que ocurren en la sección ocupada por el
gas debe ser minimizada
• La acumulación de espuma y partículas contaminantes
deben ser eliminadas
• Las salidas de los fluidos deben estar previstas de los
controles de presión
• Las regiones de acumulación de sólidos deben tener
prevista la remoción de estas fases
• El separador debe tener válvulas de alivio
• El recipiente debe estar provisto de manómetros,
termómetros, controles de nivel, etc.
• El separador debe tener bocas de visitas

ClasificaciClasificacióónn dede los Separadoreslos Separadores
Se clasifican en función de:
NNúúmeromero dede fasesfases aa separarseparar
Separadores Bifásicos.
Separadores Trifásicos.
Separadores Tetrafásicos.
FormaForma GeomGeoméétricatrica
Separadores Verticales
Separadores Horizontales
Separadores Esférico.
UbicaciUbicacióónn
Separadores de Entrada,
Separadores en Serie, Paralelo
Separadores Tipo Filtro, Tipo Tanque de
Venteo (Flash), Tipo Centrífugo,
Separadores Tipo Depuradores
Separadores de goteo en línea
Torre de Destilación
PresiPresióónn dede OperaciOperacióónn
Separadores de alta, media y baja presión

SegSegúún las fases a separarn las fases a separar
Estos separadores, tiene como
principal objetivo separar
fluidos bifásicos, tales como
Gas y Petróleo, Agua y
Petróleo.
Separadores BifSeparadores Bifáásicossicos

Los separadores trifseparadores trifáásicossicos
se diseñan para separar tres
fases, constituidas por el gas
y las dos fases de los
líquidos inmiscibles (agua y
petróleo), es decir, separar
los componentes de los
fluidos que se producen en
un pozo petrolero.
Separadores TrifSeparadores Trifáásicossicos

Vista General del Equipo
Difusor de
Entrada
Sistema de
Desarenadores
Sistema de
desarenadores
Ánodos de Sacrificio
Desmister
Baffles
Tubos de Fuego

Separadores TetrafSeparadores Tetrafáásicossicos
En cuanto a los separadoresseparadores
tetraftetrafáásicossicos podemos decir que
en los mismos se ha previsto
adicionalmente, una sección
para la sección de espuma que
suele formarse en algunos tipos
de fluidos

Gas
Líquido
a) Placa desviadora
b) Demister
c) Sección de recolección de
líquido del Demister
d) Canducto de drenaje del
demister
SegSegúún la forma Geomn la forma Geoméétricatrica
Separadores VerticalesSeparadores Verticales

Separadores HorizontalesSeparadores Horizontales

Separadores EsfSeparadores Esfééricosricos
Este diseño puede ser muy eficiente
de punto de vista de contención de
presión, pero debido a su capacidad
limitada de oleada líquido y
dificultades con la fabricación

Estos equipos están ubicados a la
entrada de la planta, para recibir
los fluidos en su condición original,
cruda; obviamente en este caso
será necesario esperar la
posibilidad de recibir impurezas en
el fluido
Separadores de EntradaSeparadores de Entrada
SegSegúún la Ubicacin la Ubicacióónn

Estos separadores que están
colocados en paralelo. En este
caso la separación se realiza en
forma simultánea
Separadores en ParaleloSeparadores en Paralelo

T1, P1T1, P1
T2, P2T2, P2
Ta, PaPetróleoPetróleo
Gas
Separadores en SerieSeparadores en Serie

Depuradores de GasDepuradores de Gas
La principal, función del depurador es
remover los residuos líquidos de una
mezcla, que tiene predominio de partículas
gaseosas, para ello en su diseño tienen
elementos de impacto para remover las
partículas líquidas.
Depuradores de Gas

Este tipo de separador, por lo
general tiene dos
compartimientos. Uno de ellos es
un filtro coalescente, el cual se
utiliza para la separación primaria
del líquido, que viene con el gas.
Mientras, el gas fluya a través de
los filtros, las partículas pequeñas
del líquido, se van agrupado, para
formar moléculas de mayor
tamaño. Una vez que la
moléculas se han hecho de mayor
tamaño, son con cierta facilidad
empujadas por la presión del gas
hacía el núcleo del filtro, y por
ende separadas del gas
Separadores Tipo FiltroSeparadores Tipo Filtro

Estos separadores se
utilizan para separar
partículas sólidas y
líquidas de la corriente
de gas
Separadores CentrSeparadores Centríífugosfugos

Este envase permite separar un fluido en
varios componentes de composiciones
deseadas. Para ello se utilizan procesos
de equilibrio térmico basado en las
constantes de equilibrio líquido- vapor. Por
lo general, las torres de destilación poseen
platos en los cuales se establecen flujos
en dos direcciones el gas en ascenso y el
líquido en descenso.
Torre de DestilaciTorre de Destilacióónn

Estos son separadores que se
utilizan para separar el gas que se
produce cuando se reduce la
presión del líquido.
Separadores Tipo Tanque de
Venteo.

Tipo de Goteo en LTipo de Goteo en Lííneanea
Estos equipos se instalan en tuberías que
manejan fluidos con una alta relación
Gas- líquido El objetivo es remover el
líquido libre y no necesariamente todo el
líquido contenido en la corriente gaseosa.
Luego, los equipos de goteo en línea
permiten la acumulación y separación del
líquido libre.

SegSegúún la Presin la Presióón de Operacin de Operacióónn
T1, P1T1, P1
T2, P2T2, P2
T3, P3T3, P3 Ta, Pa
Petróleo Condensado
(+Gas) (40-60ºAPI)
Petróleo Condensado
(+Gas) (40-60ºAPI)

Separadores HorizontalesSeparadores Horizontales
Ventajas
Por lo normal se emplean cuando la
relación gas- líquido es baja.
Requieren de poco espacio vertical
para su instalación.
Requieren menor diámetro que un
separador vertical, para una capacidad
dada de gas.
Manejan grandes cantidades de
líquido, optimizando el volumen de
operación requerido.
Desventajas
Cuando existen variaciones a nivel de
la fase pesada afectan la separación
de la fase liviana.
Ocupan mucho espacio horizontal.
Es difícil la remoción de sólidos
acumulados.

Separadores EsfSeparadores Esfééricosricos
Ventajas
Más compactos que los horizontales o
los verticales, por lo que se usan en
plataformas costa afuera.
Son más fáciles de limpiar que los
separadores verticales.
Los diferentes tamaños disponibles los
hacen el tipo más económico para
instalaciones individuales de pozos de
alta presión.
Desventajas
Tienen un espacio de separación muy
limitado.

DescripciDescripcióón de los internos de unn de los internos de un
SeparadorSeparador
Deflectores
Se emplean para producir un cambio
en la cantidad de movimiento o de
dirección del flujo de la corriente de
entrada, y así producir la primera
separación mecánica de las fases.
Deflectores

Distribuidores de entrada
Tienen ranuras ú orificios, por los
cuales salen las dos fases a una baja
velocidad. Ayudan a distribución pareja
de las fases del área disponible de
flujo, que favorece a la separación de
las mismas.
SeparadorSeparador
Ciclones
La separación mecánica se efectúa
por la fuerza centrifuga que actúa
sobre las partículas al provocar el
movimiento giratorio sobre la corriente
de alimentación.

Eliminador de niebla tipo malla
Eliminador de niebla tipo aleta
SeparadorSeparador
Retienen las partículas líquidas hasta que
adquieren un tamaño suficientemente grande
como para que el peso supere tanto la
tensión superficial como la acción de arrastre
producida por el gas.
Consisten en un laberinto formado por láminas
de metal colocadas paralelamente, con una
series de bolsillos recolectores de líquido

Eliminador de niebla tipo Ciclón
SeparadorSeparador
Rompe vórtices
Producen la separación debido a un cambio
en la cantidad angular de movimiento de la
corriente bifásica.
Es bueno incluirlos en los separadores para
prevenir que se desarrolle un vórtice cuando
la válvula control de líquidos esta abierta.
Ayuda a prevenir que el gas sea nuevamente
arrastrado.

Placas rompe espumas
SeparadorSeparador
Rompe olas
Consiste en una serie de placas paralelas
longitudinales direccionadoras del flujo,
colocadas en la zona de retención de
líquidos de los separadores horizontales.
Estas placas evitan que las burbujas de
gas que ascienden a través del líquido
colapsen y produzcan la agitación
necesaria para formar la espuma.
Para evitar la propagación de las
ondulaciones y los cambios de nivel en
dirección longitudinal que son producidos
por la entrada súbita de tapones de líquido
dentro del separador.

SeparadorSeparador
Tuberías internas
Pueden ser adecuadas tanto para los
separadores verticales y horizontales. Para
eliminar las impurezas que se depositan en
el equipo durante su operación o para
desplazar a los hidrocarburos antes de
proceder a la apertura del recipiente
SISTEMA DE SAND JET
DETALLES
BOQUILLAS DE
INYECCION
MANIFOLD
TUBO COLECTOR DE RESIDUOS

Problemas de OperaciProblemas de Operacióón de losn de los
Crudos espumosos
Presencia de arenas
Parafinas
Emulsiones
Corrosión

Dificultad para controlar el nivel del líquido.
Problemas en la separación del líquido del gas.
Probabilidad que el gas y el líquido salgan del
separador junto con la espuma y con ello causar
considerables pérdidas económicas.
Crudos espumosos

Presencia de arenas
Taponamiento de los dispositivos
internos del separador.
Erosión, corte de válvulas y líneas.
Acumulación en el fondo del separador.
SISTEMA DE SAND JET
DETALLES
BOQUILLAS DE
INYECCION
MANIFOLD

Emulsiones
La presencia de emulsiones crea problemas en los separadores de 3
fases. Se pueden usar los delmulsificantes para romper la emulsión.
Corrosión
Los fluidos producidos del pozo pueden ser muy corrosivos y causar
la falla temprana del equipo. Los dos elementos más corrosivos son
Dióxido de Carbono y el Sulfuro de Hidrogeno.
La parafina en los separadores de petróleo y gas reduce su
eficiencia y puede hacerlos inoperables llenando parcialmente el
recipiente y/o bloqueando el extractor de mezcla y las entradas de
fluido. Puede ser removida efectivamente utilizando vapor o
solventes.
Parafinas

Problemas operacionales tProblemas operacionales tíípicos apicos a
tomar en cuenta en el disetomar en cuenta en el diseññoo
Formación de espuma
Se observan en mezcla vapor–líquido o vapor–líquido–líquido. El método
más económico de eliminar el problema es incorporar deflectores de
espuma, agregar longitud extra al recipiente o usar aditivos químicos.
Flujo de avance
Algunas lineas de flujo bifásico muestran la tendencia a un tipo de flujo
inestable, de oleaje, que se denomina flujo de avance. Obviamente la
presencia del flujo avance requiere incluir placas rompe olas en el
separador.
Materiales pegajosos
Tal es el caso de crudos parafinosos, pueden presentar problemas
operativos, debido al ensuciamiento o incrustación de los elementos
internos. Para controlar este inconveniente comúnmente se utilizan
aditivos químicos.
Presencia y acumulación de sólidos
Puede ser controladas instalando tuberías de lavado (si aplica), boquillas
de limpieza por inyección de líquidos, boquillas de remoción de sólidos,
inclinación de recipientes horizontales, aberturas para la limpieza etc.

ParParáámetros que Intervienen en elmetros que Intervienen en el
DiseDiseñño de los Separadoreso de los Separadores
ASPECTOS A EVALUAR
a.- La energía que posee el fluido al entrar al separador, debe de ser controlada
b.-Las tasas de flujo, tanto de la fase líquida, como de la gaseosa, deben de
encontrarse dentro del rango establecido por el separador. Si, esto se cumple se
puede asegurar que el fluido es controlado por las fuerzas de gravedad, las cuales
actúan sobre el fluido y se establece un equilibrio interfásico líquido- vapor
c.- Las turbulencia que ocurren fundamentalmente en la sección ocupada por la
fase gaseosa, debe de ser minimizada, antes que cause problemas en el proceso
de separación, y por ende problemas a la hora de evaluar la eficiencia.
d.- La acumulación de espuma y contaminantes debe de ser controlada.
e.- Las salidas del separador de las fases líquidas y gaseosas, deben de realizarse
de tal forma, que no vuelvan a encontrase. Además a la salida de los fluidos del
separador debe de tener controles, de presión y de nivel de los fluidos.

ParParáámetros que Intervienen en elmetros que Intervienen en el
DiseDiseñño de los Separadoreso de los Separadores
ASPECTOS A EVALUAR
f.- En el separador se debe tener prevista la eliminación de partículas sólidas,
cuando estas se hayan acumulado
g.- En el separador se tiene que tener prevista el control de la presión, para lo cual
es recomendable la instalación de válvulas de alivio. También se recomienda
instalar manómetros, termómetros, controles de nivel, boca de visitas, de tal forma
que se pueda revisar en forma rápida el separador.
h.- Para el correcto diseño de un separador se deben conocer y manejar los
parámetros que afectan el comportamiento del sistema a separar. Se deben
analizar exhaustivamente las propiedades del fluido, las cuales derivan en el
Comportamiento de las fases. Se debe tener en cuenta que tanto las propiedades
del gas, como las del líquido actúan dentro del separador, y actúan en forma
directa sobre el diseño del separador.

ParParáámetros que Intervienen en el Disemetros que Intervienen en el Diseñño deo de
los Separadoreslos Separadores
Servicio a prestar
Es muy importante tener en cuenta, que el comportamiento de una gota de fluido en
estado líquido, estará en función del tipo de separador a utilizar. Es decir, que una
gota líquida en un separador de posición vertical tendrá un comportamiento diferente,
que si el separador fuera de posición horizontal.
Separador
Vertical
Separador
Vertical
Separador
Horizontal
Separador
Horizontal
Fuerzas
Del Gas
Flotación
Gravedad
Resultante
Fuerzas
Del Gas
Flotación
Gravedad
Resultante

Composición del fluido que se va a separar:
Para un correcto diseño se debe manejar en forma clara el concepto de
equilibrio de fases, separación instantánea, ya que será la única
manera, en que se pueda manejar la cantidad de líquido y gas a separar
bajo las condiciones de presión y temperatura de operación.
.
Diagrama de Fases

Para evaluar el funcionamiento de un sistema de separación en etapas, es necesario
efectuar cálculos de equilibrio vapor- líquido y de balance de materiales en cada etapa
de separación. Esto permite conocer las cantidades de gas y de líquido separadas en
cada etapa, así como los parámetros necesarios para seleccionar las presiones de
separación óptimas para los fines que se pretendan.
Constantes de Equilibrio (Keq).
a.- Ley de Raoult.
b.- Ley de Dalton,
Composición de las fases

CALCULOS DE LA CONSTANTE DE EQUILIBRIO
1.- En Base a la Presión de Convergencia:
Este parámetro puede definirse, como la presión a la cual todos los valores de la
constante de equilibrio vapor- líquido tienden a la unidad a la temperatura del
sistema. Esto significa, que es la presión para un sistema a una temperatura dada,
cuando ya no es posible la separación de las fases gaseosas y líquidas.
2.- En Base a la fugacidad:
La fugacidad (f) es una forma común para expresar la (KI). La fugacidad es un
concepto termodinámico difícil de definir en términos físicos. Es una función de
energía libre.
3.- En Base a Ecuaciones de Estado:
Estas ecuaciones han sido utilizadas en muchos trabajos de ingeniería en general;
en la ingeniería petrolera se han aceptado como una herramienta bastante útil para
diagnosticar el comportamiento de fases de los fluidos.

Presión y temperatura de operación.
Afectan la operatividad del separador, además que influyen en
forma directa en la mayoría de los otros parámetros, que definen
la eficiencia del proceso de separación.
A la presión óptima se obtiene:
a.- Máxima producción de petróleo
b.- Máxima gravedad API del crudo
c.- Mínima relación gas - petróleo
d.- Mínimo factor volumétrico del petróleo

Velocidad critica del gas:
Velocidad máxima del gas a la cual las fuerzas de
gravedad controlan el movimiento del gas, y por
consiguiente promueve la caída de las gotas del líquido.
Velocidad critica del gas:
Velocidad máxima del gas a la cual las fuerzas de
gravedad controlan el movimiento del gas, y por
consiguiente promueve la caída de las gotas del líquido.
ρL: densidad del Líquido en condiciones de operación, lbs/pie3
ρg: densidad del gas en condiciones de operación, lbs/pie3
K: Constante de Souders y Brown
ρg: densidad del gas en condiciones de operación, lbs/pie3
K: Constante de Souders y Brown
g
gL
C KV
ρ
ρρ −
=

Constante de Souders y Brown (K):
Es el valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del
sistema. Se adapta de acuerdo a las mejoras tecnológicas introducidas a los
diseños.
Consideraciones:
Constante de Souders y Brown (K):
Es el valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del
sistema. Se adapta de acuerdo a las mejoras tecnológicas introducidas a los
diseños.
Consideraciones:
a.- K = 0,35 a 100 lpcm, y disminuye 0,01 por cada 100 lpcm (Asociación de
Productores y Procesadores de Gas de E.U.A).
b.- Depende de la relación tasa másica del líquido y del gas en el separador
(Wl/Wg).
a.- K = 0,35 a 100 lpcm, y disminuye 0,01 por cada 100 lpcm (Asociación de
Productores y Procesadores de Gas de E.U.A).
b.- Depende de la relación tasa másica del líquido y del gas en el separador
(Wl/Wg).
Separadores
Verticales
Separadores
Verticales
Separadores
Horizontales
Separadores
Horizontales
(Wl/Wg) < 0,1 K = 0,35(Wl/Wg) < 0,1 K = 0,35
0,1<(Wl/Wg) < 1,0 K = 0,250,1<(Wl/Wg) < 1,0 K = 0,25
(Wl/Wg) > 1,0 K = 0,2(Wl/Wg) > 1,0 K = 0,2
0,4 < K < 0,50,4 < K < 0,5

2,5 < L/D < 4,0 K = 0,40
4,0 < L/D < 6,0 K = 0,50
L/D > 6,0 K = 0,50 [L/Lbase]0,5
2,5 < L/D < 4,0 K = 0,40
4,0 < L/D < 6,0 K = 0,50
L/D > 6,0 K = 0,50 [L/Lbase]0,5
L: longitud del separador (min. 7,5 pies)
D: diámetro del separador (pies)
L: longitud del separador (min. 7,5 pies)
D: diámetro del separador (pies)
“K varía de acuerdo con los diferentes diseñadores o fabricantes”“K varía de acuerdo con los diferentes diseñadores o fabricantes”
Separadores
Verticales
Separadores
Verticales
Separadores
Horizontales
Separadores
Horizontales
NATCO; PEERLES EPRCO (0,125<k<0,267)
EXXON
NATCO; PEERLES EPRCO (0,125<k<0,267)
EXXON
NATCO EPRCO
EXXON
NATCO EPRCO
EXXON
g
gL
CV
ρ
ρρ −
= 16,0
g
gL
CV
ρ
ρρ −
= 157,0
g
gL
CV
ρ
ρρ −
= 167,0
LV
g
gL
C
ρ
ρρ −
= 16,0
20
157,0
L
V
g
gL
C
ρ
ρρ −
=
20
4,0
L
V
g
gL
C
ρ
ρρ −
=
ParParáámetros que Intervienen en el Disemetros que Intervienen en el Diseñño de loso de los
Consideraciones separadores horizontales:

Velocidad Critica del Gas (con espuma):
Es necesario asumir consideraciones para tomar en cuenta la tendencia a la
formación de espuma.
a.- asumir Vdiseño/10.
Velocidad Critica del Gas (con espuma):
Es necesario asumir consideraciones para tomar en cuenta la tendencia a la
formación de espuma.
a.- asumir Vdiseño/10.
600600
400400
4040
6060
8080
100100
200200
2020
.3.3 .4.4 .6.6 .8.8 11 22 44 66 88 1010 2020 4040
Velocidad de diseño (pies/seg)Velocidad de diseño (pies/seg)
Presióndeoperación(lpcm)Presióndeoperación(lpcm)
Velocidad de diseño según CE-NatcoVelocidad de diseño según CE-Natco
Crudo
ConvencionalCrudo
Espumoso

Tasa de flujo volumétrico del gas:Tasa de flujo volumétrico del gas:
Caudal (Q)
(m3/s)
Caudal (Q)
(m3/s)
Velocidad Crítica (Vc)
(m/s)
Velocidad Crítica (Vc)
(m/s)
( )Z
T
T
P
P
QQ
CN
CN
CN 











=
( )( )( )
( )( )( )ZT
P g
g
732,10
9625,28γ
ρ =
Q
g
Vc
Q
g
Vc
A min.A min.==
Área de la sección transversal para el flujo de gas:Área de la sección transversal para el flujo de gas:

Determinación diámetro interno del separador:Determinación diámetro interno del separador:
Para los Separadores Verticales:
π
AD ∗= 4
Para los separadores Horizontales:
Procedimiento de Tanteo: se asume un valor de la relación Leff/D
Se redondea al diámetro comercial, por arriba, más cercano.
Asumir un diámetro y a partir de la relación F24 Leff/D calcular la
Longitud y luego calcule el área vertical entre el NBBL y el NAAL

Determinación de la tasa volumétrica de liquido:Determinación de la tasa volumétrica de liquido:
Para los Separadores Verticales y Horizontales:Para los Separadores Verticales y Horizontales:
l
Wl
Qliq
ρ
=
Qliq: tasa Volumétrica de Liquido, pie3/s
Wl: Tasa másica liquida, lb/s
Qliq: tasa Volumétrica de Liquido, pie3/s
Wl: Tasa másica liquida, lb/s
Determinación del volumen de retención de liquido:Determinación del volumen de retención de liquido:
Para los Separadores Verticales:Para los Separadores Verticales:
TretQliqVret ∗∗= 60
Vret: Volumen de Retención, pie3
Tret: Tiempo de Retención, m
Qliq: Tasa Volumétrica de Liquido, pie3/s
Tret: Tiempo de Retención, m
Qliq: Tasa Volumétrica de Liquido, pie3/s
Para los Separadores Horizontales: 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).
Para los Separadores Horizontales: 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).
LAlVret ∗=
L: longitud del separador, pie
Al: Area disponible para el liq, pie2
L: longitud del separador, pie
Al: Area disponible para el liq, pie2

µ
ρρ ))()(5,18( 21
2
−
= P
P
D
V
Determinación del tiempo de retención del liquido:Determinación del tiempo de retención del liquido:
Esta parte se diseña sobre la base del lapso que un pequeño volumen del líquido
permanece en el separador, el cual se denomina tiempo de retención y debe ser tal que
permita la salida del gas atrapado en el fluido. Para un Separador Trifásico , el tiempo
de retención debe ser suficiente para hacer posible la separación del crudo en el agua y
viceversa.
dd
100100--300 micrones300 micrones
11 micronmicron = 10= 10--44
cmcm
P
reten
V
d
t .max
. =
Ecuación de Stokes:Ecuación de Stokes:

Consideraciones de Diseño:
1.- Volumen de operación
2.- Tiempo de residencia de operación
3.- Tiempo de respuesta o de intervención del operador
4.- Volumen de emergencia
5.- Nivel bajo–bajo de líquido

PetróleoPetróleo
NBBLNBBL
NBLNBL
NALNAL
NAALNAAL
Salida de gasSalida de gas
Entrada de fluidoEntrada de fluido
Salida de CrudoSalida de Crudo

Tiempo de residencia de operación

Para los separadores verticales dos fases:
• treten.=1,5 min., para destilados y petróleo crudo con gravedad ≥ 40ºAPI.
• treten.=3 min., para petróleos crudos espumosos con gravedad API entre
25 y 40º.
• treten.=5 min., para petróleos crudos espumosos con gravedad < 25ºAPI
Para los separadores verticales tres fases:
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.
Para los separadores verticales dos fases:
• treten.=1,5 min., para destilados y petróleo crudo con gravedad ≥ 40ºAPI.
• treten.=3 min., para petróleos crudos espumosos con gravedad API entre
25 y 40º.
• treten.=5 min., para petróleos crudos espumosos con gravedad < 25ºAPI
Para los separadores verticales tres fases:
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.

Para los separadores horizontales de dos fases:Para los separadores horizontales de dos fases:
Ql
Vl
treten
∗
=
60
.
Tret: Tiempo de Retención, s
Vl: Volumen de Retención de Liquido, pie3
Ql: Tasa volumétrica de Liquido , pie3/s
Tret: Tiempo de Retención, s
Vl: Volumen de Retención de Liquido, pie3
Ql: Tasa volumétrica de Liquido , pie3/s
Ajustar (L), cuando sea necesario, para que de una relación (L/D) entre
2,5 y 6 Este es el rango aceptado por la Norma PDVSA. Para
separadores Horizontales bifásicos.

Determinacion de las boquillas de procesosDeterminacion de las boquillas de procesos
Boquilla de entrada separador vertical y horizontal:Boquilla de entrada separador vertical y horizontal:
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. Para determinar la velocidad permisible en la boquilla, de tal forma que
la mezcla entre en el separador, corresponde al 80% de la velocidad de
erosión. La experiencia indica, que la velocidad real del fluido en la
boquilla no debe exceder de un valor máximo igual a 30 (P/s).

Determinacion de las Boquillas de ProcesosDeterminacion de las Boquillas de Procesos
Boquilla de salida Líquidos y Gas del Separador Vertical y Horizontal:Boquilla de salida Líquidos y Gas del Separador Vertical y Horizontal:
Se determina en función de las recomendaciones establecidas por PDVSA

Determinacion de la altura en Separadores Verticales:Determinacion de la altura en Separadores Verticales:
Para los Separadores Verticales Altura entre el NAAL - NBBL:Para los Separadores Verticales Altura entre el NAAL - NBBL:
A
Vrl
H NBBLNAAL =−
Hl: Altura de Liquido, pie
Vrl: Volumen de Retención de Liquido, pie3
A: Área de sección transversal, pie2
Hl: Altura de Liquido, pie
Vrl: Volumen de Retención de Liquido, pie3
A: Área de sección transversal, pie2
Para los Separadores Verticales Altura entre el NAAL – FONDO:Para los Separadores Verticales Altura entre el NAAL – FONDO:
NBBLNBBLNAALNAALFONDO hHH += −−
La distancia mínima desde el nivel bajo–bajo de líquido, si se tiene un
interruptor y/o alarma de nivel bajo–bajo de líquido, (o nivel bajo, si no se
tiene un interruptor y/o alarma de nivel bajo–bajo), hasta la boquilla de
salida del líquido es 230 mm mínimo (9 pulg). Este criterio aplicará tanto
para tambores verticales como horizontales.

Determinación de la altura en separadores verticales:Determinación de la altura en separadores verticales:
Para los Separadores Verticales Altura entre el NAAL – Boquilla de Entrada:Para los Separadores Verticales Altura entre el NAAL – Boquilla de Entrada:
Separadores con entrada tangencial
)"6(150mmDH BOQUILLANAAL +=−
Separadores sin entrada Tangencial
dpH BOQUILLANAAL =−
Para el caso de tambores verticales sin entrada tangencial horizontal y sin malla, usar
un mínimo de 920 mm (aprox. 3.0 pies), o 0.5 veces el diámetro del tambor (lo que sea
mayor), entre la boquilla de entrada y la línea tangente superior ( hboq–tan ).
Para el caso de tambores verticales sin entrada tangencial horizontal y con malla, usar
un mínimo de 610 mm (aprox. 2 pies) o 0.5 veces el diámetro del tambor (lo que sea
mayor) entre la boquilla de entrada y el fondo de la malla ( hboq–Malla ).
Para los Separadores Verticales Altura entre la Boquilla - Malla o línea tangente
superior:
Para los Separadores Verticales Altura entre la Boquilla - Malla o línea tangente
superior:

Determinación de la altura en separadores verticales:Determinación de la altura en separadores verticales:
Altura total efectivaAltura total efectiva
omallamallapBOQUILLANAALNAALfondoeff HEHDHHL +++++= −−
HFONDO-NALLHFONDO-NALL
Salida de gasSalida de gas
Entrada
de
fluido
Entrada
de
fluido
Salida de CrudoSalida de Crudo
Ho (distancia entre el topo de la malla y la salida del gas)Ho (distancia entre el topo de la malla y la salida del gas)
H boquilla - MallaH boquilla - Malla
EMALLA (espesor de la malla)EMALLA (espesor de la malla)
HNAAL-BOQUILLAHNAAL-BOQUILLA
DpDp

ParParáámetros que Intervienen en el Disemetros que Intervienen en el Diseññoo
de los Separadoresde los Separadores
Internos recomendados según el tipos de separadorInternos recomendados según el tipos de separador

Sistema de Control en los SeparadoresSistema de Control en los Separadores
Sistemas de Control
Básicos
1.- Válvula de control de nivel.
2.- Válvula de control de
presión.
3.- Sistema de alivio.

Difusor de Entrada
Domo Diferencial

PLACA DEFLECTORA

Domo de Pesión Diferencial

Sand - Jet

SISTEMA DE SAND JET
DETALLES
BOQUILLAS DE
INYECCION
MANIFOLD
SISTEMA DE SAND - JET

SISTEMA DE SAND JET REMOCION DE RESIDUOS DE SUPERFICIE DE
TUBOS DE FUEGO
LOUVA CHEK BAFFLE
Proceso Sand - Jet

Ubicación Física de los Anodos
ANODOS

Anodo de Sacrificio
RESISTENCIA

Demister de Gas
DEMISTER SALIDA GAS

Caja de Demister, Salida de gas
33”
16”
32”
9”
2” Diámetro
18”18”
INGRESO
GAS
INGRESO
GAS
SALIDA DE GAS
8
”
8
”
SALIDA
LIQUIDO

DEMISTER SALIDA DE GAS
SALIDA
TOPE

Baffles
HEAT RETAINER BAFFLE
OIL DIVERTER BAFFLE
LOUVA CHEK BAFFLE
OIL WEIR BAFFLE
SALIDA AGUA
SALIDA PETROLEO
SALIDA GASENTRADA CRUDO

Tubos de fuego desde el quemador

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