API 12 J
Traducción y comentarios: Ing. Enrique J. Iglesias
ESPECIFICACIONES PARA SEPARADORES DE GAS Y PETROLEO
ACLARACION:
Esta es una traducción y resumen libre del autor del presente apunte. En general las correlaciones
planteadas por esta norma guardan correlato con el mecanismo más riguroso del cálculo de separadores
gas- líquido, que se desarrollan en la bibliografía a partir de la aplicación de la teoría de separación.
La primera parte de la norma describe la función y tipos de separadores. Posteriormente se refiere a
materiales de construcción, pero fundamentalmente en lo que al diseño mecánico y normas constructivas
hace referencia al Código ASME capítulo VIII de recipientes a presión.
El núcleo central de la norma son los ANEXO C y D, donde se describen los criterios de diseño y se da un
ejemplo concreto de aplicación de los mismos.
A continuación se detallan los esos anexos:
ANEXO C
Diseño y dimensionamiento
C-1 Dimensionamiento separadores bifásicos petróleo-gas
Estará basado en la máxima relación instantánea esperada.
C-1-1 Teoría y ecuación
La capacidad de gas de separadores puede ser determinada mediante una modificación de la Ley de Stokes.
Cuando se usa la Ley de Stokes, la capacidad se basa en el principio del mínimo tamaño de gota que puede
sedimentar a través de un gas en movimiento a una dada velocidad.
La máxima velocidad superficial admisible del gas en las condiciones de operación se calcula mediante la
siguiente ecuación (ver Anexo D):
Eq. C-1
Donde:
Va = Máxima velocidad superficial en pie/seg a través de la sección de separación secundaria.
dL = Densidad del líquido en lb/pie3 en las condiciones de operación.
dG = Densidad del gas lb/pie3 en las condiciones de operación.
K = Constante. Depende de las condiciones de diseño y operación
TABLA C.1
FACTOR K PARA DETERMINAR MAXIMA VELOCIDAD SUPERFICIAL
_________________________________________________
Tipo separador
Altura o longitud
Rango típico
(pie)
Factor K
_________________________________________________
Vertical
5
10
Horizontal
10
Otras longitudes
Esféricos
Todas
0,12 a 0,24
0,18 a 0,35
0,40 a 0,50
0,40 a 0,50 x (L/10)0,56
0,2 a 0,35
La máxima velocidad superficial admisible, calculada de acuerdo a lo anterior, es para separadores
normalmente provistos de separador de gotas.
Esta relación supone que todas las gotitas de líquido mayores a 10 micrones sedimentarán en el gas.
La máxima velocidad superficial admisible u otros criterios de diseño pueden ser considerados para otro
tipo de separadores coalecedores.
Los fabricantes de separadores de gotas recomiendan una distancia mínima aguas arriba y debajo de la
maya entre el gas que ingresa y egresa para una utilización completa del separador.
C-1-2 Capacidad de petróleo
El volumen del petróleo en el separador es una función del tiempo de retención y del área interfacial
petróleo-gas.
El requerimiento básico es retener la cantidad suficiente de petróleo y proveer suficiente área interfacial
para separar el gas del líquido.
El volumen de líquido está normalmente basado en un tiempo de residencia de 1 minuto para petróleos sin
espuma con una densidad de 35 ºAPI y más. Una densidad por debajo de 35 ºAPI puede requerir un tiempo
de residencia mayor.
C-1-3 Espuma
Los crudos espumosos presentan un problema especial en el dimensionamiento del separador.
La espuma es una mezcla de gas dispersa en una líquido y da una densidad menor que la del líquido, pero
mayor que la del gas.
Un área interfacial grande y un tiempo de retención mayor serán necesarios para remover el líquido del
gas.
Los separadores horizontales normalmente presentan un área interfacial grande.
Tiempos de retención tan altos como de 15 minutos serán necesarios.
A veces un tiempo de retención de 2 a 5 minutos es suficiente en la mayoría de los casos para tratar
petróleos con espuma.
Cuando se pueda, ensayar una muestra para determinar el tiempo de retención Adecuado.
Se incluyen a veces internos en los separadores para romper la espuma.
C-1-4 Otras influencias
Además de las propiedades de la corriente, la capacidad del gas está influenciada por lo siguiente:
a) Que la temperatura de separación sea por sobre el punto de nube del petróleo.
b) Que la temperatura de operación sea por sobre el punto de formación de hidrato del gas.
c) Tendencia a espumarse del líquido.
d) Flujo uniforme.
e) Antiespumigeno químico, si se usara.
C-1-5 Tiempo de retención
La capacidad del líquido de un separador depende en principio del tiempo de retención del líquido dentro
del recipiente.
Una buena separación requiere de tiempo suficiente para obtener en condición de equilibrio entre el
líquido y la fase gaseosa a la temperatura y presión de separación.
La capacidad del líquido de un separador o el volumen de sedimentación requerido basado en la retención
puede ser determinada por la ecuación siguiente:
Donde:
W = Capacidad del liquido en bbl / d
V = Volumen de sedimentación del líquido en bbl
T = Tiempo de residencia en min.
Los criterios básicos de diseño para el tiempo de retención de separadores bifásicos son como sigue:
> 35 ºAPI
20 ºAPI a 30 ºAPI
10 ºAPI a 20 ºAPI
min
1
1a2
2a4
El volumen de sedimentación puede ser usado en la ecuación anterior para determinar la capacidad del
líquido de un recipiente en particular.
Para un diseño nuevo, tanto la capacidad del gas como del líquido deben determinarse.
Puede decirse que a una muy alta presión de gas, la relación gas-petróleo es alta y la capacidad de gas de
un separador es generalmente el factor controlante.
Sin embargo, la inversa puede ser verdad en separadores de baja presión con baja relación gas-petróleo.
c-2 Dimensionamiento de Separadores Trifásicos
Los principios básicos son los desarrollados en C-1
La parte siguiente cubre la separación del agua libre del petróleo.
Todos los separadores bifásicos (vertical, horizontal, esférico) pueden se usados como trifásicos.
Independientemente de la forma, todos los recipientes trifásicos deben cumplir los requisitos siguientes:
a) El líquido debe separarse del gas en la sección de separación primaria.
b) La velocidad del gas debe ser baja para permitir que las gotas de líquido sedimenten.
c) El gas deber ser filtrado a través de un eficiente separador.
d) El agua y el petróleo deben ser separados en una sección libre de turbulencia.
e) El líquido debe ser retenido en el recipiente lo suficiente para que se produzca la separación.
f) Debe mantenerse la interface agua-petróleo.
g) El agua y el petróleo deben removerse del recipiente de forma separada.
El dimensionamiento de un separador trifásico para la remoción de agua es principalmente una función del
tiempo de residencia.
El tiempo de residencia requerido está relacionado con el volumen del recipiente, la cantidad de líquido a
manejar, y la gravedad específica relativa del agua y del petróleo.
Por lo que a la separación del petróleo y el agua con viene, una vez que las sustancias abandonan la sección
primaria aunque pueda permanecer en el recipiente en un compartimiento superior, este no puede ser
considerado como una parte del volumen de retención.
Hay dos consideraciones en la especificación del tiempo de retención o reincidencia:
a) Tiempo de sedimentación del petróleo que permita una adecuada remoción del petróleo del agua.
b) Tiempo de sedimentación del agua que permita una adecuada remoción del agua.
El criterio habitual en el diseño es de permitir tiempos de residencia iguales para el agua y el petróleo.
Esto se logra con un controlador de nivel de interface de rango amplio.
Los criterios de tiempo de residencia de separadores trifásicos asumidos son los siguientes:
> 35 ºAPI
< 35 ºAPI
100 + ºF
80 + ºF
60 + ºF
min
3a5
5 a 10
10 a 20
20 a 30
C-3 Selección de separador
El siguiente procedimiento puede ser usado para seleccionar un separador para una aplicación particular.
a) Determinar cuál es la mejor disposición para la instalación en particular considerando, espacio,
montaje, acceso para mantenimiento. También debe considerarse las condiciones de operaciones
actuales y futuras.
b) Determinar qué condiciones inusuales (espuma, arena, etc.) puede aportar dificultades de
operación y mantenimiento.
c) Determinar si las condiciones económicas son afectadas por la instalación o el diseño seleccionado.
d) Tener certeza de que todos los requerimientos de diseño tal como tubos de calentamiento para
parafina o hidratos y alejamiento del punto triple del agua han sido considerados y son
compatibles con el modelo seleccionado.
e) Considerar la posibilidad de purga de líquidos del separador.
ANEXO D
Ejemplo de cálculo de dimensionamiento de un separador
Condiciones de diseño:
Velocidad de flujo de gas:
25 MM pi3/d
Velocidad de flujo de petróleo:
3000 bbl/d
Presión de operación:
800 psig
Temperatura de operación:
80 ºF
3,4 lb/pie3 (PMgas=20,3)
Densidad del gas (dG):
51,5 lb/pie3 (40 ºAPI)
Densidad del líquido (dL):
Tipo de separador:
Bifásico vertical
Tentativamente se asume 10 pie de altura de columna, 30% llena de líquido y se usa k=0,3 (Tabla C-1 y Eq
C-1)
La máxima velocidad del gas admisible es:
Caudal de gas:
La mínima área de flujo de gas:
El mínimo diámetro del separador:
Usar 30 pulg (diámetro standard)
Asumir 1 min de tiempo de retención para el diseño bifásico cuando la densidad del petróleo es superior a
35 ºAPI (C-1-7 - Eq C-2)
El volumen de líquido, excluyendo el casquete del fondo:
Nota: Los 3 pie es 3l 30% de la altura asumida (10 pie)
El régimen de líquido del separador es:
El régimen de líquido se satisface con un separador vertical de 30 pulg de diámetro y 10 pie de altura.