UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA
ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS) UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL
Por: Mario Elias Torres Ramirez
PROYECTO DE GRADO Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Julio de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA
ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS) UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL
Por: Mario Elías Torres Ramírez
Realizado con la Asesoría de: Dr. Miguel Asuaje
PROYECTO DE GRADO Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico
Sartenejas, Julio de 2008
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Mecánica
“ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS) UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL” PROYECTO DE GRADO Presentado por: Mario Elías Torres Ramírez REALIZADO CON LA ASESORIA DE: Dr. Miguel Alejandro Asuaje Tovar RESUMEN El petróleo al momento de su extracción es un fluido multifásico (agua, arena, gas, petróleo), el cual no es comercializable debido a la presencia de fluidos que se encuentran mezclados dentro del mismo. Es por esto que es necesaria la separación de los distintos fluidos en las proporciones adecuadas para aprovecharlo como combustible o materia prima que requiere el mercado. La separación física de estas fases es una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y del gas natural. En este trabajo se presenta el dimensionamiento y el análisis fluido dinámico utilizando un programa de fluido computacional (CFD). Los Separadores representan la primera instalación del procesamiento y refinación del crudo dentro de una estación de flujo la cual está compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen. El presente estudio contiene la evaluación de un separador trifásico. Luego de dimensionar el separador
y realizar la geometría del
mismo, se realizaron simulaciones con fluido monofásico (agua), bifásico (agua y aire) y trifásico (agua, aire y petróleo). Todas las simulaciones bajo las condiciones operacionales de un separador trifásico existente en una estación de flujo. Se observó el perfil de presiones,
la separación de fase dentro del separador, como también el
comportamiento en el tiempo del separador. PALABRAS CLAVES: Multifásico, CFD, Simulaciones, Separador. Aprobado con mención: Mención Sobresaliente Sartenejas, Julio de 2008
iii
INDICE GENERAL RESUMEN………………………………………………………………..............................ii INDICE GENERAL.......................................................................................................iii INDICE DE TABLAS.....................................................................................................v INDICE DE FIGURAS..................................................................................................vi CAPITULO 1 .............................................................................................................................. 1 1.1
Introducción ............................................................................................................... 1
1.2
Planteamiento del Problema ................................................................................... 2
1.3
Objetivos Generales ................................................................................................. 3
1.4
Objetivos Específicos ............................................................................................... 3
1.5
Metodología ............................................................................................................... 4
CAPITULO 2
......................................................................................................................... 6
Marco Teórico............................................................................................................................ 6 2.1
Flujo Multifásico ........................................................................................................ 6
2.2
Definiciones ............................................................................................................... 7
2.3
Fundamentos de Mecánica de Fluidos ................................................................. 9
2.4
Ecuaciones Fundamentales .................................................................................. 12
2.5
Separación de Flujo................................................................................................ 14
2.6
Separadores de producción .................................................................................. 17
2.7
Equipos Separadores de Fase ............................................................................. 18
2.7.1
Funciones que debe realizar un Separador ......................................... 19
2.7.2
Descripción de un Separador............................................................... 20
2.7.3
Mecanismos de Separación ................................................................. 21
2.7.4
Clases de Separadores ....................................................................... 23
2.8
Factores que afectan la separación entre el gas y líquido. .............................. 25
2.9
Dimensionamiento del Separador ........................................................................ 27
2.10
Diseño Mecánico del Separador .......................................................................... 36
2.11
Dinámica de Fluido Computacional (CFD) ......................................................... 41
2.12
Metodología de la Simulación ............................................................................... 42
iv 2.12.1
Geometría y Mallado............................................................................ 43
2.12.2
Definiciones Físicas (Pre-Procesador) ................................................. 44
2.12.3
Solvers (Procesador) ........................................................................... 45
2.12.4
Post-Procesador .................................................................................. 46
2.13
Modelos Multifásico dentro de CFD ..................................................................... 46
2.14
Modelo de Turbulencia .......................................................................................... 47
2.14.1 CAPITULO 3
Eddy Viscosity Turbulence Models .............................................................. 48 ....................................................................................................................... 49
3.1
Dimensionamiento del Separador ........................................................................ 49
3.2
Diseño Mecánico del Separador .......................................................................... 54
CAPITULO 4
....................................................................................................................... 56
4.1
Revisión de Ingeniería de Proceso. ............................................................ 56
4.2
Geometría del Separador 3-D ..................................................................... 60
4.3
Mallado de la Geometría ............................................................................. 62
4.4
Validación de Malla ..................................................................................... 64
4.5
Simulación Bifásica ..................................................................................... 70
4.5.1
Régimen Permanente .......................................................................... 70
4.5.2
Régimen Transitorio............................................................................. 77
4.6
Simulación Trifásica ............................................................................................... 79
4.6.1
Simulación A. Malla No-Estructurada .................................................. 79
4.6.2
Simulación B, Malla Estructurada ........................................................ 88
4.6.3
Comparación de Simulaciones. ........................................................... 91
4.6.4
Modificación de la Salida del Agua ...................................................... 92
4.6.5
Simulación con Valores de Entradas Alteradas ................................... 94
4.6.6
Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada ... 95
CAPITULO 5
....................................................................................................................... 99
Conclusión y Recomendaciones .......................................................................................... 99 Referencia Bibliográfica ....................................................................................................... 100 ANEXO 1 ................................................................................................................................ 101 ANEXO 2 ................................................................................................................................ 102
v
INDICE DE TABLAS Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador. .................................... 49 Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador..... 54 Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos .................................... 56 Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo .......................................................................... 56 Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador.................................................. 57 Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas ....................................................................... 58 Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador ......................................................... 59 Tabla 4.6 Altura de Interfase ..................................................................................... 59 Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos....................................................... 60 Tabla 4.8 Validación Malla 1 ..................................................................................... 68 Tabla 4.9 Validación Malla 2 ..................................................................................... 68 Tabla 4.10 Validación Malla 3 ................................................................................... 69 Tabla 4.11 Validación Malla 4 ................................................................................... 69 Tabla 4.12 Validación Malla 5 ................................................................................... 70 Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica .................................................. 74 Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico .............. 77 Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas ........................................................ 79 Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de Operación........................................................................................................... 80 Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B............................. 91 Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada. ..................... 94
vi
INDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo .................................................... 5 Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas ..................................................... 8 Figura 2.2 Tensión superficial σ .................................................................................. 9 Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO) .............. 58 Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases................................................. 60 Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador ........................................ 61 Figura 4.4 Plano del Separador................................................................................. 62 Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench) ........................................................ 63 Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM) ....................................................................... 63 Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada ................................................................... 65 Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión ............................... 67 Figura 4.9 Validación Malla 1 .................................................................................... 68 Figura 4.10 Validación Malla 2 .................................................................................. 68 Figura 4.11 Validación Malla 3 .................................................................................. 69 Figura 4.12 Validación Malla 4 .................................................................................. 69 Figura 4.13 Validación Malla 5 .................................................................................. 70 Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación ........................................... 73 Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente ......... 75 Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen Permanente........................................................................................................ 76 Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente ........................................................................................................................... 76 Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos .................... 78 Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica .................................... 81 Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica .............................................. 82 Figura 4.21 Plano de interfase .................................................................................. 83 Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST ...................... 83 Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST .................................... 84
vii Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST ......................................... 85 Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST ........................................... 86 Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST ...................................................... 86 Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST ........................................................... 87 Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST ............................................................. 88 Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM ....................................................................... 89 Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM............................................... 89 Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM.................................................... 90 Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM...................................................... 90 Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua ................ 92 Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua ................... 93 Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector .................................... 96 Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento ................................. 96 Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento ................. 97 Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento ..................... 97 Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento .................................... 97
CAPITULO 1
1.1 Introducción
El petróleo es un fluido que se extrae mediante la perforación del pozo sobre un yacimiento, este sale como una mezcla completa de hidrocarburos con pequeñas cantidades de otros compuestos. La proporción de hidrocarburos que integran el petróleo varía de acuerdo con cada yacimiento. Este fluido extraído de los yacimientos es por lo general de naturaleza multifásico, pues contiene sustancias con propiedades termodinámicas gaseosas, como el gas natural, líquidas como el agua y el petróleo, y sólidas como arena y otras partículas.
Este fluido multifásico como una gran variedad de hidrocarburos, no se separa por sí solo, es necesario la utilización de equipos para ese fin. El primer equipo que es utilizado en la industria petrolera es el separador trifásico, este separa el líquido multifásico que sale del yacimiento en gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles. Este separador por lo general se encuentra en la estación de flujo que está cerca del yacimiento. Este proceso se lleva a cabo para facilitar el manejo del petróleo, y así poder llevarlo por tuberías hasta las plantas de refinación.
Conociendo la importancia de un separador trifásico, es que se deriva el estudio de la fluido dinámica del separador. Con la tecnología que se cuenta en la actualidad, los diferentes programas de computación para diseñar y simular el comportamiento de cualquier sistema. Con la simulación, se busca comprender el comportamiento físico de las fases en el interior del equipo. En un futuro, con los resultados se espera establecer criterios para la optimización y análisis de desempeño de tan importantes equipos para la industria petrolera.
Este trabajo se encuentra estructurado en los siguientes capítulos:
2 En el presente capítulo, se introduce al trabajo realizado, así como la importancia y objetivos del mismo.
En el capítulo 2, se describe la teoría y los aspectos fundamentales en que se basó este trabajo, se realiza un resumen de flujo multifásico, se describen los distintos separadores que existen así como también algunos aspectos básicos de estos y por último se habla del programa Dinámica de Fluido Computacional o CFD por sus siglas en inglés.
En el capítulo 3, se muestra el procedimiento de dimensionamiento del separador utilizando las normativas de PDVSA y las normas ASME para las dimensiones del separador y el espesor respectivamente.
En el capítulo 4, se realiza el análisis de las simulaciones realizadas por el programa CFD, se muestra como fue evolucionando el trabajo y las discusiones de los resultados obtenidos por tales simulaciones.
En el capítulo 5, se presentan las conclusiones del trabajo, teniendo en cuenta las discusiones realizadas en el capitulo 4.
1.2 Planteamiento del Problema La producción del petróleo ha evolucionado con el paso del tiempo, se ha mejorado su refinamiento, desde los inicios rudimentarios en la era del oro negro, hasta nuestros días que se utiliza lo último en tecnología. El separador representa la primera etapa en el proceso de refinamiento del petróleo, de ahí su gran importancia. Para mejorar el funcionamiento de estos es necesario que se conozca el comportamiento de los fluidos en su interior, la separación de las fases, el campo de presiones, velocidad de las corrientes internas entre otras características. De esta manera se podrán tomar decisiones acertadas de mejoras o cambios en el diseño de separadores que aumenten su eficiencia.
3
1.3 Objetivos Generales Esta investigación tiene por objetivo evaluar el comportamiento fluido dinámico de la mezcla dentro de un separador trifásico con las condiciones de operación de un separador horizontal existente, modelo free water knockout (FWKO) que se encuentra en operación en una estación de flujo localizado en el Delta Amacuro. Este trabajo se desarrollará utilizando el programa CFD y realizando simulaciones en la versión CFX-11. Con estas simulaciones se obtendrá el campo de presiones del separador en operación, así como también el comportamiento fluido dinámico en régimen permanente y así comprender el comportamiento físico del separador en su interior y poder realizar mejoras al diseño del mismo.
1.4 Objetivos Específicos El
dimensionamiento
del
separador,
utilizando
las
normas
PDVSA
No.90616.1.027 y las condiciones de operación del separador existente, así como también el cálculo del espesor del mismo utilizando las normas ASME.
La utilización de distintos programas computacionales para cumplir diferentes funciones de la siguiente manera:
El diseño de la geometría en un programa CAD del separador. El mallado de la geometría en Workbench y ICEM. La simulación monofásica (agua) y validación del mallado, la simulación bifásica (agua y aire) y la simulación trifásica (agua, aire y petróleo) utilizando el programa ANSYS CFX 11.
4
1.5 Metodología En la figura 1.1 se observa la metodología empleada para realizar este trabajo, el primer paso es la revisión bibliográfica en la cual se investiga de libros y publicaciones internacionales todo lo relacionado a los separadores usados en la industria petrolera, es decir los tipos de separadores y su funcionamiento. Se estudia también la ingeniería de procesos del separador existente.
Después de la revisión se procede a calcular las dimensiones del separador utilizando las normativas de PDVSA, para posteriormente realizar las mallas, una estructurada y otra no estructurada.
La malla realizada se debe validar con las simulaciones utilizando varios criterios para esto. Al conseguir una malla que cumpla los criterios con menos carga computacional se deben realizar las simulaciones bifásica y trifásica.
Con las simulaciones bifásicas se obtienen las condiciones de borde que cumplen los criterios de convergencia. En esta parte del trabajo se realizan dos tipos de simulaciones, una en estado permanente y otro en estado transitorio.
Al tener la mejor condición de borde, se realizan las simulaciones trifásicas, solo en estado permanente. Se realizan varias simulaciones cambiando la geometría del separador para observar su comportamiento y la diferencia con los cambios realizados.
5 METODOLOGIA Revisión Bibliográfica y Revisión de Ingeniería de Procesos
Cálculo de las Dimensiones del Separador
INVENTOR 10 (CAD)
Geometría del Separador Mallado del Dominio
Malla No Estructurada
Malla Estructurada
Simulación en CFX-11
Preprocesamiento
Procesamiento
Postprocesamiento
PRE
SOLVER
POST
Validación de Malla Se
Simulación en Régimen Transitorio
encuentra
Simulación
mejor
Bifásica
control
el
sistema
de
con
las
Condiciones Borde
Simulación Trifásico (Agua-Aire-Petróleo)
Análisis de los Resultados Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo
de
6
CAPITULO 2 Marco Teórico 2.1 Flujo Multifásico Para el contexto de este trabajo, el término corriente multifásico se utiliza para referirse a cualquier fluido que conste de más de una fase o componente. Se excluye de estas circunstancias, el que los componentes estén bien mezclados por encima del nivel molecular. En consecuencia, en los flujos que se han considerado en este trabajo los componentes de las fases se encuentran separados a una escala muy por encima del nivel molecular. Esto deja todavía un enorme espectro de diferentes corrientes de multifásico.
Un tema persistente a lo largo del estudio del flujo multifásico es la necesidad de modelos para predecir el comportamiento detallado de los flujos y los fenómenos que se manifiestan[1]. Hay tres maneras en que esos modelos se exploran: (1) experimentalmente, a través del laboratorio utilizando escalas de los
modelos
equipados con la correspondiente instrumentación, (2) teóricamente, utilizando ecuaciones matemáticas y modelos de flujo, y (3) computacionalmente, usando el poder de las computadoras modernas para hacer frente a la complejidad de la corriente y su comportamiento físico. Es evidente que hay algunas aplicaciones en las que se puede implementar la escala de un modelo dentro del laboratorio para hacerlo posible. Pero en muchos casos, el modelo de laboratorio debe tener una escala muy diferente a la del prototipo y es en estos casos que entra un socio fiable, el modelo teórico o modelo computacional, estos modelos son esenciales para la confianza en la extrapolación a la escala del prototipo.
En consecuencia, la capacidad predictiva y la comprensión física dependen en gran medida de modelos teóricos y/o computacionales. Sin embargo la complejidad del comportamiento de la mayoría de los flujos multifásico presentan un gran obstáculo para estos modelos. Tal vez sea posible en algún tiempo lejano la utilización de las ecuaciones de Navier-Stokes para cada una de las fases y además
7 tener el poder de calcular todos los detalles de una corriente multifásico, el movimiento de todo el líquido que rodea y esta dentro de cada partícula, la posición de cada interfaz. Pero en la actualidad la potencia de los ordenadores y su velocidad están muy lejos de alcanzar esa realidad. Cuando una o dos fases se convierten en turbulentas como la mayoría de las veces ocurre, el reto es astronómico. Es por ello que se necesitan las simplificaciones de los modelos reales para la mayoría de los flujos multifásico.
2.2 Definiciones
Flujo No-Homogéneo El flujo multifásico no-homogéneo se
refiere al caso donde existen diferentes
campos de velocidad y otras características pertinentes para cada líquido. El campo de presión es compartida por todos los fluidos. El fluido interactúa por medio de los términos de transferencia de interfase.
Flujo Homogéneo El flujo multifásico homogéneo es un caso límite del fluido multifásico EulerianEulerian donde todos los fluidos que comparten los mismos campos de velocidad y otras características pertinentes tales como la temperatura, turbulencias, etc.
El
campo de presión también es compartida por todos los fluidos.
Superficie Libre La superficie libre de un
flujo se refiere a una situación en la que el fluido
multifásico (para el presente caso de estudio agua, aire y petróleo) está separado por distintas interfaces. El fluido en superficie libre con el modelo no homogéneo puede ser usado para permitir la separación entre dos fase, esto es requerido si se encuentra una fase dentro de otra y se quiere que se separen de nuevo.
Tensión Superficial
8 La tensión superficial en la interfaz de un líquido y un gas, que es una fuerza de tensión distribuida a lo largo de la superficie, se debe primordialmente a la atracción molecular entre moléculas parecidas (cohesión) y a la atracción molecular entre moléculas diferentes (adhesión). En el interior de un líquido (véase la figura 2.1) las fuerzas cohesivas se cancelan, pero en la superficie libre del líquido las fuerzas cohesivas desde abajo exceden las fuerzas adhesivas desde el gas localizado por encima, dando como resultado una tensión superficial.
Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas
[2]
Ésta es la razón por la cual una gota de agua adquiere una forma esférica, y los pequeños insectos pueden posarse en la superficie de un lago sin hundirse. La tensión superficial se mide como una intensidad de carga lineal σ tangencial a la superficie y se da por unidad de longitud de una línea dibujada sobre la superficie libre. Además, la carga es perpendicular a la línea, como se muestra en la figura 2.2, donde AB se localiza sobre la superficie libre. σ se conoce como coeficiente de tensión superficial y es la fuerza por unidad de longitud transmitida desde la superficie de fluido localizada a la izquierda de AB hasta la superficie de fluido localizada a la derecha de AB con una dirección perpendicular a la línea AB.
9
[2]
Figura 2.2 Tensión superficial σ
2.3 Fundamentos de Mecánica de Fluidos A continuación se definirá la densidad y la viscosidad, estas propiedades son de gran interés en el estudio del separador.
Densidad La densidad es la masa por unidad de volumen, y viene dada por:
ρ=
m V
Donde m es la masa en kg y V es el volumen en m3 en unidades del sistema internacional.
Viscosidad Para un flujo bien ordenado o laminar, es decir, que está libre de fluctuaciones macroscópicas de velocidades, en el que las partículas de fluido se mueven en líneas rectas y paralelas (flujo paralelo), la ley de viscosidad de Newton establece que para ciertos fluidos conocidos como fluidos newtonianos, el esfuerzo cortante sobre una interfaz tangente a la dirección de flujo es proporcional a la tasa de cambio
10 de la velocidad con respecto a la distancia, donde la diferenciación se toma en una dirección normal a la interfaz. Matemáticamente se establece como:
τα
∂V ∂n
La figura 2.3 puede explicar con más detalle esta relación. Se escoge un área infinitesimal en el flujo que sea paralela al eje de velocidad horizontal, como se muestra. Se dibuja la normal n a esta área y se grafican las velocidades del fluido en puntos a lo largo de la normal, formando de esta manera un perfil de velocidad. La pendiente del perfil hacia el eje n en la posición correspondiente al elemento de área es el valor ∂V/∂n, el cual se relaciona, tal como se planteó anteriormente, con el esfuerzo cortante presente en la interfaz.
Figura 2.3 Flujo paralelo bien ordenado
[2]
Al insertar el coeficiente de proporcionalidad en la ley de viscosidad de Newton se llega al resultado:
τ = µ⋅
∂V ∂n
Donde µ se conoce como el coeficiente de viscosidad dinámica. En el sistema de unidades cgs, la unidad de viscosidad es el poise, que corresponde a 1 g/cms. El
11 centipoise es l/lOO de un poise. La unidad SI para la viscosidad es 1 kg/ms. Ésta no tiene un nombre en particular y es 10 veces mayor que el poise, como se deduce utilizando las unidades básicas. En el sistema USCS, la unidad del coeficiente de viscosidad es 1 slug/pies y en el sistema SI no tiene nombre. Otro coeficiente de viscosidad, llamado viscosidad cinemática, viene definido por:
ν=
µ ρ
Donde ρ es la densidad del fluido y ν es la viscosidad cinemática cuyas unidades son m2/s.
Como se estableció previamente, la viscosidad no depende en gran medida de la presión. Sin embargo, se observa que la viscosidad de un líquido disminuye con un aumento en la temperatura, mientras que en un gas curiosamente ocurre lo contrario. La explicación de estas tendencias es la siguiente: en un líquido las moléculas tienen una movilidad limitada con fuerzas cohesivas grandes presentes entre las moléculas. Esto se manifiesta en la propiedad del fluido que se ha llamado viscosidad. Un aumento en la temperatura disminuye la cohesión entre las moléculas (en promedio, se apartan más) y existe un decrecimiento en la “pegajosidad” del fluido, es decir, un descenso en la viscosidad. En un gas las moléculas tienen una gran movilidad y generalmente están apartadas pues, en contraste con un líquido, existe poca cohesión entre ellas. Sin embargo, las moléculas interactúan chocando unas con otras durante sus movimientos rápidos. La propiedad de viscosidad resulta de estos choques.[3]
La variación de la viscosidad de los gases con la temperatura puede aproximarse por alguna de las siguientes dos leyes conocidas, respectivamente, como la ley de Sutherland y la ley de potencia, como sigue:
T µ 0 T µ= o
3
2 ⋅ (T0 + S ) T +S
12 T µ = µ 0⋅ T0
n
Donde µ0 es una viscosidad conocida a una temperatura absoluta T0 y donde S y n son constantes determinadas mediante el ajuste de una curva. Nótese que T es la temperatura absoluta a la cual está µ. Para determinar la viscosidad de los líquidos, se utiliza la siguiente f6rmula simple:
µ = A ⋅ e − BT Donde A y B son constantes encontradas nuevamente al ajustar datos a una curva para un líquido particular.
2.4 Ecuaciones Fundamentales A continuación tendremos las ecuaciones fundamentales para resolver la fluido dinámica del separador.
Fracción Volumétrica Volumen de un componente dividido por la suma de todos los componentes antes de la mezcla. El tanto por ciento en volumen representa 100 veces la fracción en volumen, como se observa en las ecuaciones a continuación:
αi =
Qi Qtotal
∑α
i
=1
Para un separador trifásico sería de la siguiente manera:
α petróleo + α agua + α gas = 1 Conservación de la masa
13
A partir del balance de masa en un volumen de control infinitesimal, haciendo que el flujo neto de masa que entra en el elemento es igual a la rapidez de cambio de la masa del elemento.
m& entra − m& sale =
∂ m& elemento ∂t
La ecuación de continuidad es una consecuencia del principio de conservación de la masa. Para un flujo permanente, la masa de fluido que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido, por unidad de tiempo, es constante. Esta puede calcularse como sigue:
ρ1 ⋅ A1 ⋅ V1 = ρ 2 ⋅ A2 ⋅ V2 = constante Que para fluidos incomprensibles:
Q = A1 ⋅ V1 = A2 ⋅ V2 = constante
(en m3/s)
Donde A1 y V1 son, respectivamente, el área de a sección recta en m2
y la
velocidad media de la corriente en m/s.
Ecuaciones de Navier – Stokes Si el fluido es real y por tanto viscoso. Una deducción de las ecuaciones de Euler, conduce a las ecuaciones diferenciales del movimiento de un fluido viscoso o ecuaciones de Navier – Stokes. Su expresión es la siguiente:
dv x 1 ∂p =− + ν .∇ 2 v x ρ ∂x dt
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dv y dt
=−
1 ∂p + ν .∇ 2 v y ρ ∂y
dv z 1 ∂p = −g − + ν .∇ 2 v z ρ ∂z dt Donde ∇ 2 es el operador de Laplace, cuya expresión es:
∇2 =
∂2 ∂2 ∂2 + + ∂x 2 ∂y 2 ∂z 2
Y υ es la viscosidad cinemática.
Ecuación de Bernoulli Se obtiene la ecuación de la energía al aplicar al flujo de fluido el principio de conservación de la energía. La energía que posee un fluido en movimiento está integrada por la energía interna y las energías debidas a la presión, a la velocidad y a su posición en el espacio[3]. En la dirección del flujo, el principio de la energía se traduce en la siguiente ecuación, al hacer el balance de la misma, para los flujos permanentes de fluidos incompresibles se reduce a:
p 2 V2 2 p1 V12 + + z1 + H A − H L − H E = + + z 2 ω 2g ω 2g
2.5 Separación de Flujo La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento,
15 almacenamiento
y
despacho
del
petróleo.
El
flujo
del
pozo
consiste
preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas.
Estación de Flujo En la industria petrolera a nivel mundial siempre se cumple las fases de explotación, producción y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados, una vez que el petróleo llega a la superficie este se recolecta mediante procesos asociados al manejo de crudo, el gas se separa para ser transferidos a las plantas de compresión, mientras que el crudo es bombeado a los patios de tanques para su adecuación y distribución.
Las estaciones de flujo juegan un papel muy importante en toda esta cadena, siendo esta instalación de superficie muy importante para la distribución del crudo hacia las diferentes áreas donde será llevado el crudo producido. Los diferentes tipos de crudos recolectados que llegan a las estaciones de flujo, son transferidos a través de tuberías hacia separadores y
los patios de tanques, donde finalmente se
almacena la producción de petróleo de una determinada área, con el objeto de ser tratado, eliminándose el agua, el gas y colocando el crudo bajo especificaciones comerciales para la venta. Un esquema de una estación de flujo se puede observar en la
figura 2.4.
El control de todos estos procesos es un tema que requiere de toda la atención ya que al realizarlos bajos las normas establecidas se obtendrán excelentes beneficios tanto para la empresa como para el estado.
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Figura 2.4 Esquema de una Estación de Flujo
Múltiple de Admisión En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos. Un múltiple de admisión se muestra en la figura 3.5
17
Figura 2.5 Múltiple de Admisión
2.6 Separadores de producción Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos.
Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo.
La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la atmosférica.
18
Además de un proceso tecnológico, la separación procura envolver la mayor obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes.[6]
2.7 Equipos Separadores de Fase Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas.
La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa. Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de líquidos como se muestra en la figura 2.6 y de tres fases si también separan la
19 corriente líquida en sus componentes de petróleo y agua como se muestra en la figura 2.8. Algunas veces los separadores son nombrados depuradoras de gas cuando la relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas maneras, todos tienen la misma configuración y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los mismos procedimientos.
Figura 2.6 Separador Horizontal Bifásico[6]
2.7.1 Funciones que debe realizar un Separador Un recipiente bien diseñado hace posible una separación del gas libre y de los diferentes líquidos. Por ende, el objetivo es cumplir con las siguientes funciones:
Permitir una primera separación entre los hidrocarburos, esencialmente líquidos y gaseoso.
Refinar aun más el proceso, mediante la recolección de partículas atrapadas en cada fase.
Liberar parte de la fracción gaseosa que pueda permanecer en la fase líquida.
20 Descargar, por separado, las fases líquidas y gaseosa, para evitar que se puedan volver a mezclar parcial o totalmente.
2.7.2 Descripción de un Separador El proceso de separación de los fluidos consta de cuatro secciones, estas se pueden observar en la figura 2.7, esta figura corresponde a un separador horizontal.
Sección de separación inicial. La separación en esta sección se realiza mediante un cambio de dirección de flujo. El cambio de dirección se puede efectuar con una entrada tangencial de los fluidos al separador; o bien, instalando adecuadamente una placa desviadora a la entrada. Con cualquiera de las dos formas se le induce una fuerza centrífuga al flujo, con la que se separan grandes volúmenes de líquido.
Sección de las fuerzas gravitacionales. En esta sección se separa la máxima cantidad de gotas de líquido de la corriente de gas. 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 aun 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 neblina. En esta sección se separan del flujo de gas, las gotas pequeñas de líquido que no se lograron eliminar en las secciones primaria y secundaria del separador. En esta parte 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
21 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, esta constituido generalmente por un conjunto de veletas o aspas; por alambre entretejido, o por tubos ciclónicos. Sección de recepción de líquidos. En esta sección se almacena y descarga el líquido separado de la corriente de gas. Esta parte del separador debe tener la capacidad suficiente para manejar los posibles baches de líquido que se pueden
presentar en una operación normal.
Además debe tener la instrumentación adecuada para controlar el nivel de líquido en el separador. Esta instrumentación está formada por un controlador y un indicador de nivel, un flotador y una válvula de descarga. La sección de almacenamiento de líquidos debe estar situada en el separador, de tal forma que el líquido acumulado no sea arrastrado por la corriente de gas que fluye a través del separador.
Sección Inicial
Sección Gravitatoria
Extracción de Niebla
Sección de Extracción de Líquidos
Figura 2.7 Secciones del Separador
[7]
2.7.3 Mecanismos de Separación La separación de mezclas de gas y líquido, se logra mediante una combinación adecuada de los siguientes factores: gravedad, fuerza centrífuga y choque.
22
Separación por Gravedad Es el mecanismo de separación que más se utiliza, debido a que el
equipo
requerido es muy simple. Cualquier sección ampliada en una línea de flujo actúa como asentador por gravedad, de las gotas de líquido suspendidas en una corriente de gas. El asentamiento se debe a que se reduce la velocidad del flujo.
En los separadores el asentamiento por gravedad se obtiene principalmente en la sección de las fuerzas gravitatorias, que se conoce también como sección secundaria.
La velocidad de asentamiento calculada para una gota de liquido de cierto diámetro, indica la velocidad máxima que debe tener el gas, para permitir que partículas de este diámetro o mayor se separen.
Separación por fuerza centrífuga. La fuerza centrífuga que se induce a las partículas de líquido suspendidas en una corriente de gas, puede ser varios cientos de veces mayor que la fuerza de gravedad que actúa sobre las mismas partículas. Este principio mecánico de separación se emplea en un separador, tanto en la sección de separación primaria como en algunos tipos de extractor de niebla, por ejemplo en el extractor tipo ciclónico.
Las partículas de líquido colectadas en las paredes de un extractor de niebla tipo ciclónico, difícilmente son arrastradas por la corriente de gas. Sin
embargo la
velocidad del gas en las paredes del tubo ciclónico, no debe ser mayor de un cierto valor crítico. La ley de Stokes se puede aplicar al proceso de separación centrífuga, sustituyendo gravedad por la aceleración debida a la fuerza centrífuga.
Separación por choque Este mecanismo de separación es tal vez el que más se emplea en la eliminación de las partículas pequeñas de líquido suspendidas en una corriente de gas. Las
23 partículas de líquido que viajan en el flujo de gas, chocan con obstrucciones donde quedan adheridas.
La separación por choque se emplea principalmente en los
extractores de niebla tipo veleta y en los de malla de alambre entretejido.
2.7.4 Clases de Separadores Los separadores se clasifican en tres tipos:
1. Separadores horizontales.
Cilindro instalado horizontalmente, empleado cuando existen grandes volúmenes de líquido, crudos espumosos y emulsiones.
En la figura 2.8 se observa un
separador horizontal trifásico, en este se muestra las partes principales de este tipo de separador haciendo énfasis en el sistema de control.
Figura 2.8 Separador Horizontal Trifásico
[6]
Ventajas Tienen mayor capacidad para manejar gas que los verticales. Son más económicos que los verticales. Son más fáciles de instalar que los verticales.
24
Son muy adecuados para manejar aceite con alto contenido de espuma. Desventajas No son adecuados para manejar flujos de pozos que contienen materiales sólidos como arena o lodo, pues es difícil limpiar este tipo de separadores.
El control de nivel de líquido es más crítico que en los separadores verticales. 2. Separadores Verticales
Dispositivo cilíndrico instalado verticalmente, para separar el petróleo del gas. En la figura 2.9 se muestra un separador vertical con la respectiva nomenclatura que se aplica en PDVSA.
Figura 2.9 Separador Vertical
[8]
Ventajas Es fácil mantenerlos limpios, por lo que se recomiendan para manejar flujos de pozos con alto contenido de lodo, arena o cualquier material sólido.
25 El control de nivel de líquido no es crítico, puesto que se puede emplear un flotador vertical, logrando que el control de nivel sea más sensible a los cambios.
Debido a que el nivel de líquido se puede mover en forma moderada, son muy recomendables para flujos de pozos que producen por bombeo neumático, con el fin de manejar baches imprevistos de líquido que entren al separador.
Desventajas Son más costosos que los horizontales. Son más difíciles de instalar que los horizontales. Se necesita un diámetro mayor que el de los horizontales para manejar la misma cantidad de gas.
3. Separadores Esféricos
Los separadores esféricos pueden ser considerados como un caso especial de separadores verticales sin un casco cilíndrico entre los dos cabezales. 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, los separadores esféricos ya no son especificados para aplicaciones para campos petrolíferos.
2.8 Factores que afectan la separación entre el gas y líquido.
Tamaño de las partículas de líquido. El tamaño de las partículas suspendidas en el flujo de gas, es un factor importante en la determinación de la velocidad de asentamiento en la separación por gravedad y en la separación por fuerza centrífuga. También es importante en la determinación
26 de la distancia de paro, cuando la separación es por choque. La velocidad promedio del gas en la sección de separación secundaria, corresponde a la velocidad de asentamiento de una gota de líquido de cierto diámetro, que se puede considerar como el diámetro base. Teóricamente todas las gotas con diámetro mayor que el base deben ser eliminadas. En realidad lo que sucede es que se separan partículas más pequeñas que el diámetro base, mientras
que algunas más grandes en
diámetro no se separan. Lo anterior es debido a la turbulencia del flujo, y a que algunas de las partículas de líquido tienen una
velocidad inicial mayor que la
velocidad promedio del flujo de gas.
Velocidad del gas El flujo de gas se debe separar en la sección de separación secundaria. Cuando se aumenta la velocidad del gas a través del separador, sobre un cierto
valor
establecido en su diseño, aunque se incremente el volumen de gas manejado no se separan totalmente las partículas de líquido mayores al calor establecido en la sección de separación secundaria. Con esto se ocasiona que se inunde el extractor de niebla y como consecuencia, que haya arrastres repentinos de baches de líquido en el flujo de gas que sale del separador.
Presión de separación Es uno de los factores más importantes en la separación, desde el punto de vista de la recuperación de líquidos. Siempre existe una presión óptima de separación para cada situación en particular. La capacidad de los separadores también es afectada por la presión de separación. Al aumentar la presión, aumenta la capacidad de separación de gas y viceversa.
Temperatura de separación
27 En cuanto a la recuperación de líquidos, la temperatura de separación interviene de la siguiente forma: a medida que disminuye la temperatura de separación, se incrementa la recuperación de líquidos en el separador.
Densidades del líquido y del gas Las densidades del líquido y del gas, afectan la capacidad de manejo de gas de los separadores. La capacidad de manejo de gas de un separador, es directamente proporcional a la diferencia de densidades del líquido y del gas e inversamente proporcional a la densidad del gas.
Viscosidad del gas. El efecto de la viscosidad del gas en la separación, se puede observar de las fórmulas para determinar la velocidad del asentamiento de las partículas de líquido. La viscosidad del gas se utiliza en el parámetro NRE, con el cual se determina el valor del coeficiente de arrastre. De la ley de Stokes, utilizada para determinar la velocidad de asentamiento de partículas de cierto diámetro, se deduce que a medida que aumenta la viscosidad del gas, disminuye la velocidad de asentamiento y por lo tanto, la capacidad de manejo de gas del separador.
2.9 Dimensionamiento del Separador Para el diseño del separador se utilizaron las normativas de PDVSA No.90616.1.027. Estas normativas la utilizan los ingenieros y técnicos de esta empresa para calcular el tamaño de los separadores horizontales y verticales, de dos y tres fase. Estas normas se apoyan de las normas de la GPSA (Gas Processors Suppliers Association) y son de gran ayuda para el personal para apoyar decisiones de los encargados del diseño y selección de los separadores.
28 El objetivo es tener las dimensiones básicas del separador que son la longitud, el diámetro
Longitud
Espesor Diámetro
Figura 2.10 Dimensiones a conseguir
Para el dimensionamiento del separador, se realizó un estudio de las normas y de la ingeniería de procesos del separador existente. Los pasos realizados se explican a continuación.
1. Datos Requeridos
Para empezar a calcular las dimensiones de un separador trifásico, es necesario tener una información mínima del fluido multifásico a separar, debido a que el petróleo que se explota de un yacimiento puede ser diferente al de otro, incluso estando en la misma región, estos datos son los siguientes:
Densidad del gas, agua y petróleo. Viscosidad Dinámica del agua y petróleo. Flujo Volumétrico a tratar de cada fase.
29
Presión de Operación. Temperatura de Operación 2. Valores de la constante de Souders y Brown “K” (Sistema Británico)
El valor de la constante K, es uno de los parámetros que mayor relevancia tienen en el momento de predecir el comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. En cierto modo es el valor que acerca o aleja las predicciones del funcionamiento real del sistema. [4]
Este parámetro ha venido cambiando al pasar de los años, debido a la experiencia en el campo y las mejoras tecnológicas que se han implementado en el diseño. En la práctica, los fabricantes suelen diseñar el extractor de niebla y ajustar en el campo el valor correspondiente para predecir los resultados reales.
Hay varios criterios para tomar el valor de “K”, el criterio asimilado por PDVSA procede de la norma británica, que depende de la relación entre la tasa másica del líquido y del gas. PDVSA selecciona el valor en relación de la longitud/diámetro (L/D) del recipiente.
L > 6,9 D
2,5 <
L < 4,0 D
K = 0,4
4,0 <
L < 6,0 D
K = 0,5
L K = 0,5 * Lbase
0, 5
donde
3. Cálculo de la velocidad de Diseño del Gas
Lbase = 6,0 D
30 El cálculo de la velocidad del gas dentro del separador es uno de los factores con mayor énfasis que influyen en la respuesta. Esta velocidad es empírica y se utiliza para asegurar que la velocidad superficial del gas, a través del separador sea lo suficientemente baja para prevenir un arrastre excesivo del líquido. Al diseñar por debajo de esta velocidad se logra que las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas de líquidos y que éstas no sean arrastradas por el gas. La velocidad crítica se puede predecir mediante las relaciones que se derivan de la ley de Newton, la cual se expresa de la forma siguiente:
Vc = K *
ρl − ρg ρg
Donde:
Vc = Velocidad Crítica del gas, pies/seg
ρl = Densidad del Líquido en condiciones de operación, lbs/pies3 ρg = Densidad del gas en condiciones de operación, lbs/pies3 K = Constante de Souders y Brown
4. Cálculo del Área del Gas
Este es el área transversal que permite el flujo normal del gas dentro del separador.
Ag =
Qg Vg
Donde: Ag = Área transversal que ocupa el gas dentro del separador, pies2
31 Qg = Tasa de flujo volumétrico del gas, pies3/seg Vg = Velocidad Crítica del gas, pies/seg
5. Cálculo del Diámetro del Separador
En términos generales, se comienza el diseño dejando la mitad de la sección trasversal para el gas y la otra mitad, para el petróleo y el agua. Asep = 2 * Ag
El diámetro se calcula en base a dicha relación.
D=
4 * Asep
π
6. Altura de las distintas interfaces
Es importante el conocimiento de la ubicación de las distintas interfaces, aguapetróleo y petróleo-Aire, para realizar el dimensionamiento, este parámetro influye en el tiempo de asentación de las distintas gotas. Esta ubicación se supone y se puede modificar para obtener un tiempo que sea de nuestra conveniencia, en la figura 2.11 se muestra un esquema de las longitudes de las distintas interfases del separador. La mitad del separador es ocupado por el aire como se dijo en el paso anterior, lo que queda la otra mitad para distribuirlo entre el petróleo y el agua, representados en la figura como ho y hw respectivamente.
32
Figura 2.11 Niveles de las Interfases
7. Longitud del Separador
La longitud del separador se obtiene mediante la relación de esbeltez que coincida con la constante de Souders y Brown tomada.
Lsep D sep
=4
Conociendo el diámetro del separador podemos encontrar la longitud aproximada que se necesita para el proceso de separación, esta longitud es medida de costura a costura, esto quiere decir que se mide de cabezal a cabezal.
8. Tamaño de la Gota
La separación líquido-líquido tiene lugar mediante la diferencia de densidades entre las dos corrientes acuosas. Para este caso se siguen los lineamientos de API Pub.421 (design and operation of oil-water separators). Los factores que influyen sobre el rendimiento de un separador, especialmente en la separación agua-petróleo
33 son, la temperatura del líquido, la densidad y tamaño de los glóbulos oleosos, y la cantidad y naturaleza de la materia en suspensión. No obstante, es obvio que el poco control que se tiene sobre dichos parámetros, impide poder garantizar un rendimiento de separación. La Norma API Pub. 421 indica que se pueden remover eficientemente glóbulos de hidrocarburos libres mayores a 150mm en separadores gravitatorios sin placas. Siguiendo la relación matemática de la Ley de Stokes.
9. Velocidad de Decantación de las Fases
Cuando se trata del diseño de separadores trifásicos para gas, petróleo y agua se destaca la importancia de las partículas dispersas de una sustancia dentro de la fase de otra de diferente densidad y también la elevación o descenso de una fase dentro de la otra, las cuales se puede referir a la necesidad de que el agua dispersa en el crudo se acumule en el fondo del recipiente o que el crudo disperso en el agua suba hasta ubicarse en la fase del petróleo, dejando cada fase completamente libre de la otra. La velocidad de asentamiento de la gota de agua se determina usando la ley de Stokes
La velocidad de flotación de la gota de petróleo a través de la fase de agua es:
Vo =
1,072 *10−4 * D 2 * ( ρ w − ρo )
µw
La velocidad de asentamiento de la gota de agua a través de la fase de petróleo es:
Vw =
Donde:
1,072 *10 −4 * D 2 * ( ρ w − ρ o )
µo
34 Vo = Velocidad de flotación de la gota de petróleo, pies/min Vw = Velocidad de asentamiento de la gota de agua , pies/min D = Diámetro de la gota del líquido, µm
ρ w = Densidad del agua, lbs/pies3 ρ o = Densidad de petróleo, lbs/pies3 µ w = Viscosidad Dinámica del agua, cp µ o = Viscosidad Dinámica del petróleo, cp Estrictamente hablando, la Ley de Stokes es válida solamente para una gota rígida moviéndose lentamente
10. Cálculo del Tiempo Decantación
Este es el tiempo necesario para que las gotas de petróleo y agua tengan garantizados su separación, y permitir que se asienten en sus respectivas fases acuosas. La normativa de PDVSA recomienda la selección del tiempo de asentamiento mínimo del petróleo, con base a la gravedad API. Para el caso de nuestro estudio, que va a manejar petróleo con una gravedad API menor a 25, el tiempo de asentamiento mínimo es de cinco minutos, y por ser un separador trifásico se tiene que proveer cinco minutos adicionales para la separación de las dos fases líquidas.
El tiempo de asentamiento se calcula en base al caudal y a la altura de la fase:
tw =
to =
donde:
hw Vo
ho − hw Vw
35
t w = Tiempo de asentamiento del agua t o = Tiempo de asentamiento del petróleo ho = Altura transversal del petróleo hw = Altura transversal del agua Vw = Velocidad de asentamiento del agua Vo = Velocidad de flotación del petróleo
La altura transversal para el agua y el petróleo están distribuidas de manera diferente como se muestra en la figura 2.11, debido a la suposición de que el área del gas es la mitad del separador entonces la suma de las fases de agua y petróleo es la otra mitad del separador, el tiempo cambiara para los distintos tiempos de asentamiento.
11. Cálculo del Tiempo de Retención
Este es el tiempo en que el fluido se mantiene dentro del separador, desde su ingreso por la boquilla de entrada hasta su salida por la boquilla correspondiente de cada fase. Este parámetro se puede modificar cambiando la altura correspondiente de cada fase, así como su longitud.
t ro =
Volumeno Qo
trw =
Volumenw Qw
Donde:
t ro = Tiempo de retención del petróleo t rw = Tiempo de retención del agua
36 Volumeno = Volumen del petróleo dentro del separador ( Vomumeno = Ao * Lsep ) Volumenw = Volumen del agua dentro del separador ( Vomumenw = Aw * Lsep ) Qo = Caudal volumétrico del petróleo Q w = Caudal volumétrico del agua
2.10 Diseño Mecánico del Separador En esta parte se mostraran los pasos para diseñar un recipiente a presión, estos son envases generalmente cilíndricos o esféricos, con capacidad para soportar cargas internas o externas, que son utilizados para procesar y/o almacenar diferentes tipos de fluidos. Ejemplos de recipientes a presión son:
Separadores de Fluidos. Filtros. Intercambiadores de Calor Concha – Tubo. Calentadores de Fuego Directo e Indirecto. Columnas de Fraccionamiento. Esferas de Almacenamiento. K.O.D. Diseñar un recipiente a presión, consiste en determinar y especificar de acuerdo con las normas que rigen la materia, todos los requerimientos que se deben cumplir durante la construcción del recipiente, para que la operación del mismo en un proceso determinado, sea confiable y segura. Para este estudio sólo se diseño el espesor mínimo requerido para el separador. Se implemento para éste diseño el Código ASME Sección VIII, División1.
37 Este Código tiene como alcance:
Indica
requerimientos
mandatarios,
prohibiciones
específicas
y
recomendaciones no mandatarias para el diseño, selección de materiales, fabricación, inspección, exámenes, pruebas y certificación de recipientes a presión.
El Código no incluye todos los aspectos relacionados con estas actividades. Los aspectos no incluidos deben ser objeto de la aplicación de criterios de ingeniería, siempre considerando la filosofía de este código.
En ningún caso, se deben utilizar criterios de ingeniería para obviar los requerimientos mandatarios y prohibiciones específicas del Código.
Se trabaja con presiónes internas o externas mayores a 15 Psig, generalmente hasta 3000Psig.
Diferencia con el CODIGO ASME Sección VIII, División 2.
La división 2 posee reglas más restrictivas en la selección de materiales. Procedimientos de diseño más precisos. Los procedimientos de fabricación permitidos están claramente definidos Permite el uso de un mayor valor de esfuerzo permisible: Factor de seguridad menor a la Div. 1.
Permite el diseño de recipientes sometidos a fatiga.
38 1. Datos Necesarios
Para diseñar un recipiente a presión, son necesario algunos datos mínimos del equipo que se quiera diseñar, estos datos son los siguientes:
Densidad de los diferentes fluidos que tratará el Equipo. Presión de Operación. Temperatura de Operación. Longitud del Equipo. Diámetro del Equipo. 2. Material del Separador
La selección del material va a depender de varios factores entre ellos:
La compatibilidad con el fluido Resistencia a las condiciones de presión y temperatura Costo Disponibilidad en el mercado, refiriéndose a la cantidad y tiempo de entrega Rango de espesores manejables 3. Eficiencia de Juntas
La eficiencia de las juntas soldadas va a depender del tipo de soldadura que se le realice al recipiente, además del grado de inspección radiográfica que se le aplique.
39 4. Cálculo de Temperatura de Diseño
Para el cálculo de la temperatura de diseño, la norma dice que se tiene que diseñar por encima de la temperatura de operación, siempre se deberá sumar 50 ºF. Tdiseño = Toperación + 50º F
5. Presión de Diseño
Se recomienda diseñar un recipiente y sus componentes para una presión mayor que la de operación. Este requisito se satisface seleccionando el valor mayor de: P = Poperación + 30 Psi = 105 psi
P = 1.1 * Poperación = 82,5 psi
También debe tomarse en consideración la presión del flujo y de cualquier otra sustancia contenida en el recipiente. Pfluido = [hw * g * ρ w ] + [(ho − hw ) * g *ρ o ]
Teniendo como resultado final una presión de diseño que será suma como se muestra a continuación. Pdiseño = P + Pfluido
6. Espesor de Pared por ASME
40 El cálculo del espesor del separador va a depender de los valores del esfuerzo de tensión permitido para el material en específico. Los diferentes esfuerzos que se producen por la presión interna son esfuerzos circunferenciales, longitudinales y tangenciales. Se tomara el mayor espesor de los tres cálculos. Esfuerzos Circunferenciales:
t=
Pdiseño R1 SEl − 0.6 Pdiseño
Esfuerzos Longitudinales:
t=
Pdiseño R1 2SE c + 0.4 Pdiseño
Esfuerzos Tangenciales:
t=
Pdiseño R1 2 SEt − 0.2 Pdiseño
Donde:
t = Espesor del separador, in.
Pdiseño = Presión de diseño.
R1 = Radio del separador sumando el espesor de corrosión (1/8in), in. S = Máximo de esfuerzo permisible a tensión.
El = Eficiencia Longitudinal de la junta,(1). Ec = Eficiencia Circunferencial de la junta,(1). Et = Eficiencia tangencial de la junta,(1).
41 7. Esfuerzos de los Cabezales
A continuación se presentará el cálculo del espesor necesario en los cabezales, debido a los esfuerzos en los mismos. Al final se tomará el espesor necesario que sea mayor debido a los distintos esfuerzos.
CABEZAL ELIPTICO 2:1 (h = D/4)
t=
Pdiseño D 2SEl − 0.2 P
2.11 Dinámica de Fluido Computacional (CFD) El programa CFD (Computational Fluid Dynamics) es un código basado en el método de elemento finito. Analiza el sistema que esta integrado por fluido, y los fenómenos relacionados a éste como la transferencia de calor y las reacciones químicas usando distintos instrumentos para simular el comportamiento de los sistemas de flujo, trabaja con las ecuaciones de fluidos a lo largo de una región de interés, con determinadas condiciones en la frontera de esa región. Las técnicas usadas son muy poderosas y tienen un amplio campo en las aplicaciones industriales como la investigación de sus procesos.[5]
Algunos ejemplos de estas áreas en las cuales se puede usar CFD son:
En la aerodinámica de aviones y vehículos, para estudiar el levantamiento y arrastre.
Hidrodinámica de los barcos.
Las plantas de poder: para estudiar la combustión.
Turbo máquinas: para el estudio de los fluidos dentro del equipo.
Procesos químicos de ingeniería: el estudio de mezcla y separadores.
42
Ingeniería marina: para las estructuras mar adentro
Biomecánica
El programa CFD es una herramienta de uso casi exclusivo a la investigación. Los recientes avances en la potencia de las computadoras, junto con los potentes modelos gráficos interactivos en 3D, han hecho que en el proceso de creación de un modelo de CFD y el análisis de resultados resulte mucho menos intensiva la utilización de la mano de obra, reduciendo el tiempo y por ende, los costos. Esto en gran medida es gracias a los avances obtenidos en los años 80 y la creación de avanzados solvers que contienen algoritmos que permiten soluciones sólidas del comportamiento físico del sistema en un plazo razonable. Como resultado de estos factores, Dinámica de Fluidos Computacional es ahora una herramienta de diseño industrial, ayudando a reducir los plazos de diseño y mejorar los procesos de ingeniería en todo el mundo. CFD ofrece una relación costo-efectiva y una alternativa precisa a la maqueta de pruebas, con variaciones en la simulación que se resuelven con rapidez, ofrece ventajas evidentes.
La matemática usada por CFD, es un conjunto de ecuaciones que describen los procesos de impulso, el calor y la transferencia de masa, estas ecuaciones
se
conocen como la ecuaciones de Navier-Stokes. Estas ecuaciones diferenciales parciales se obtuvieron a principios del siglo XIX y no han conocido solución analítica general, pero pueden ser discretizadas y resolverse numéricamente.
2.12 Metodología de la Simulación El programa CFD puede utilizarse para determinar el rendimiento de un componente en fase de diseño, o para analizar las dificultades existentes con un determinado componente y proceder a realizar mejoras en el diseño. Para estos análisis es necesario seguir una metodología, el proceso de realizar una sola simulación consta de cuatro pasos que se muestran en la figura 2.12.
43
Paso 1
Paso 2
Geometría/Mallado
Paso 3
Definición Física
procesamiento
Pre-Procesador
Solver
Paso 4
Postprocesamiento
Figura 2.12 Esquema de pasos para una Simulación
2.12.1 Geometría y Mallado La geometría se realiza en algún programa de diseño asistido por computadora CAD (Computer Arded Desing), el uso de CAD y gracias a su amplio rango de herramientas computacionales que asisten a ingenieros y otros profesionales del diseño en sus respectivas actividades, hace posible la creación de la geometría 3D y de esta manera iniciar el proceso de mallado. Es obligatorio una geometría cerrada.
ANSYS ofrece una amplia gama para el mallado, utilizando mallas tetraédricas y hexaédricas, la utilización de superficies infladas de alta calidad y mallado superficial. Se tiene la posibilidad de fijar su propia configuración de de mallas superficiales, tolerancias y mucho mas. Para este trabajo se utilizaron dos tipos de mallado:
WORKBENCH Es un revolucionario entorno de trabajo que permite integrar en una sola herramienta desde los análisis preliminares más simples hasta los más complejos estudios de detalle y validación. La eficacia del entorno se basa en tres pilares básicos: la facilidad de manejo, la automatización del proceso de simulación y la transferencia de información. Por tanto, es un sistema que permite integrar todas las
44 herramientas necesarias a lo largo del desarrollo, generación y modificación de la geometría, simulación de su comportamiento, estudio de modelos de elementos finitos, estudios de sensibilidad y optimización de cualquier parámetro, conexiones con diferentes CAD 3D y la posibilidad de mallar. El CFX-Mesh es un generador de mallas no estructuradas destinadas a la producción de mallas de alta calidad para su uso en la simulación dentro de la dinámica de fluidos computacional. CFD requiere el uso de mallas que pueden resolver los fenómenos de capa límite y que satisfagan más estrictos criterios de calidad de los análisis estructurales. CFX-Mesh produce mallas que contienen tetraedros, prismas y pirámides a nivel de mallado modo 3D, y, además, pueden incluir hexaédricas.
ICEM CFD/AI*Evironment Es una herramienta de gran alcance utilizada para pre-procesar y post-procesar, con integración a los solvers más robustos del mercado. Una nueva solución de generación de modelos geométricos y matemáticos para los analistas que hacen frente a los problemas más difíciles de la simulación. Crea y corrige geometría, genera modelos matemáticos, rectifica mallados y aplica condiciones de contorno en el modelo para la simulación. Este programa ofrece múltiples herramientas de generación del mallado, capacidad para parametrizar la geometría en mallas hexaédricas, estructuradas.
tetraédricas, Asimismo,
piramidales crea
y
prismáticas,
multibloques
híbridos
estructuradas formados
por
y
no
mallas
combinadas con cualquiera de los tipos de elementos anteriores.
2.12.2 Definiciones Físicas (Pre-Procesador) Es una interfaz coherente e intuitiva para la definición de complejos problemas en CFD. Este pre-procesador puede leer una o más mallas de una variedad de fuentes. Una vez que las mallas se han cargado el usuario tiene una gran flexibilidad en la asignación de dominios a las mallas. Múltiples mallas se pueden poner en un solo dominio, o una única malla puede ser dividido en varios dominios, dependiendo de las exigencias del problema físico.
45
Gracias a un amigable interfase para el usuario, el pre-procesador guía a éste para configurar el problema físico. Los casos existentes pueden ser cargados directamente utilizando archivos existentes. Inconsistencias o errores que ocurren durante la configuración o modificación se muestra a través de un código de color, a través de un mensaje en el panel del programa.
Una vez que la definición del problema se haya completado, solo es necesario definir el archivo para pasar al Solver.
2.12.3 Solvers (Procesador) El corazón de ANSYS CFX es la utilización de una programación algebraica acoplada para dar soluciones. En pocas palabras, produce soluciones exactas a las ecuaciones lineales con rápidos y fiables métodos de convergencia.
El solver proporciona información sobre los progresos de convergencia y permite al usuario configurar una serie de gráficos de distintos parámetros de convergencia al mismo
tiempo.
Un aspecto fundamental de análisis del CFD es la capacidad de resolución de las ecuaciones de Navier-Stokes de una forma rápida y confiable. Este software utiliza una estrategia única para la solución, ésta se basa en la utilización de un grupo de algoritmos para la solución de ecuaciones diferenciales usando una jerarquía de dicretización (Multigrid Methods) junto con la tecnología del solver.
El ANSYS CFX Solver ha sido diseñado desde cero para ser completamente paralelo, lo que permite distribuir fácilmente el cálculo del CFD a través de múltiples procesadores para cualquier problema físico y cualquier tipo de malla.
46
2.12.4 Post-Procesador Los grandes datos generados por el solver deben estar claramente presentado para ayudar al usuario en la toma de decisiones de ingeniería acerca de la aplicación. Las herramientas del post deberían permitir que el usuario examinar no solo la visualización cualitativa del flujo, sino también extraer números cuantitativos, y de esta manera extraer rápidamente la información útil. Su interfaz de usuario intuitiva hace que sea fácil de usar incluso para los usuarios ocasionales. El PostProcesador proporciona todas las características que estan disponibles en nuestro día, entre ellas la utilización de gráficos en la superficie del separador, así como planos y gráficos para mostrar el comportamiento de
las corrientes dentro del
dominio.
2.13 Modelos Multifásico dentro de CFD ANSYS CFX incluye una variedad de modelos multifásico para permitir la simulación de múltiples flujos de líquidos, burbujas, gotas, partículas sólidas y las corrientes de superficie libre. Dos modelos de fluido multifásico están disponibles en ANSYS CFX, uno es el modelo multifásico
Euleriano
y el otro es el modelo
langraniana de rastreo de partículas.
Modelo Euleriano. Este modelo estudia las partículas de flujo identificando un punto en el espacio y luego observando la velocidad de las partículas que pasan por el punto. En esta descripción se puede observar la razón de cambio de la velocidad a medida que las partículas pasan por un punto, es decir ∂V / ∂x , ∂V / ∂y y ∂V / ∂y , y podemos determinar si la velocidad está cambiando en ese punto en particular.
Modelo Lagrangiano.
47 Este estudio se basa en la observación del movimiento de la partícula como una función del tiempo. Su posición, velocidad y aceleración se denotan por s(t), V(t) y a(t), y se pueden calcular los valores de interés. De esta manera se puede seguir el comportamiento de un grupo de partículas y estudiar la interacción entre ellas, sin embargo, éste proceso se hace pesado cuando el número de partículas es demasiado grande como en el flujo de fluidos, sin embargo, es un modelo útil en la dinámica de fluidos computacional al momento de seguir las trayectorias de alguna partícula contaminante dentro de un fluido
2.14 Modelo de Turbulencia La turbulencia consiste en las fluctuaciones del fluido en el tiempo y espacio. Es un proceso complejo, principalmente porque es tridimensional, inestable y se compone de varias escalas. Puede tener un efecto significativo en las características de la corriente. La Turbulencia se produce cuando las fuerzas de inercia en el líquido son más importantes en comparación con las fuerzas viscosas, y se caracteriza por un alto número de Reynolds. En principio las ecuaciones de Navier-Stokes describen a los fluidos tanto en regimen laminar como en régimen turbulento. Los modelos de turbulencia han sido desarrollados especialmente para tener en cuenta los efectos de turbulencia sin tener que recurrir a realizar una malla fina o simulaciones mas complejas.
En general, los modelos de turbulencia tratan de modificar la inestabilidad de las ecuaciones de
Navier Stokes introduciendo fluctuaciones para producir las
ecuaciones de Reynold promedio en Navier Stokes o RANS por sus siglas en inglés(Reynolds Averaged Navier-Stokes). Los modelos turbulentos basados en las ecuaciones de RANS son conocidos como modelos turbulentos estadísticos debidos que el promedio estadístico es utilizado para obtener estas ecuaciones.
Muchos modelos han sido desarrollados para ser usados para aproximar la turbulencia basados en las ecuaciones de RANS, algunos de estos modelos tienen
48 aplicaciones especificas mientras que otros pueden ser aplicados para un amplio rango de fluidos. Los principales modelos de turbulencia RANS son: Eddy Viscosity Turbulence Models y Reynold Stress Turbulence Model, siendo el primero el modelo de turbulencia usado en el presente trabajo.
2.14.1
Eddy Viscosity Turbulence Models
Este modelo esta basado en la propuesta de que la turbulencia se compone de pequeños remolinos que se forman y disipan continuamente, y en el que el Reynolds se supone que son proporcionales a los gradientes de velocidad. Esto se define un “modelo de viscosidad de remolino” (Eddy Viscosity Turbulence Models).
The Shear Stress Transport (SST) k-ω Based Model Este modelo fue diseñado para una alta precisión de las predicciones del inicio y la cantidad de flujo de separación en virtud al gradiente de presiones por la inclusión de los efectos de transporte en la formación de la viscosidad de remolino. Esto se traduce en una importante mejora en la predicción de la separación de flujo. El SST se recomienda para obtener una alta precisión en las simulaciones de capa límite.
The k-ε model in ANSYS CFX Es unos de los mas prominentes modelos turbulentos, el modelo k-ε (k-epsilon), ha sido implementado en la mayoría de los propósitos generales del código CFD y es considerado el modelo estándar en la industria. Ha demostrado ser estable y robusta numéricamente y se ha establecido un régimen de capacidad predictiva.
49
CAPITULO 3
3.1 Dimensionamiento del Separador En este estudio se cubrirá el dimensionamiento
de un
separador horizontal
trifásico, que en su interior contiene gas-líquido-líquido, incluyendo el diseño del espesor del separador. En estos equipos, es muy importante el control del nivel de gas-liquido y el control de la interfase liquido-liquido, dentro del separador, lo cual lo convierte en una operación complicada del equipo. En este capitulo se presentaran los resultados obtenidos para el dimesionamiento del equipo, estos pasos se encuentran en detalle en el marco teórico.
Para el dimensionamiento del separador trifásico horizontal a estudiar se utilizaron los datos expuestos en la tabla 3.1, provenientes de un campo de producción del oriente del pais1. Estos datos
generalmente son obtenidos del estudio de la
ingeniería de procesos.
Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador.
Información
Gas
Agua
Petróleo
Densidad [Kg/m³]
2.377
1000
930
0.450
92
0.075
0.024
Viscosidad [cp] Caudal Volumétrico [m³/s]
5.039
General
Presión [psig]
65
Temperatura [ºF]
150 .
Valores de la constante de Souders y Brown “K” (Sistema Británico)
1
FUENTE CONFIDENCIA.
50 Este valor es escogido de la relación presentada en el marco teórico, se tomo la primera relación obteniendo un K = 0,4. Es necesario dejar claro que se puede tomar cualquier relación teniendo en cuenta que va a afectar la esbeltez del equipo.
Cálculo de la velocidad de Diseño del Gas El cálculo de la velocidad del diseño del gas fue de Vc = 7.859pies/seg (2,395m/seg)
Cálculo del Área del Gas El área transversal del gas es de Ag = 81.003 pie2 (7,525m2).
Cálculo del Diámetro del Separador El diámetro que se obtuvo fue de D = 14.362 ft (4,378 m), después de saber el diámetro necesario para poder garantizar el menor arrastre posible, se procede a tomar un diámetro superior que sea comercial, se tomo como el diámetro del separador D sep = 14.764 ft (4,5m) .
Altura de las distintas interfaces Para el dimensionamiento del separador se parte de que la mitad del separador es ocupado por el aire, lo que queda la otra mitad para distribuirlo entre el petróleo y el agua, representados en la figura 2.11 como ho y hw respectivamente, estas longitudes se suponen en ho=7,135 pies y hw=4,135 pies
Longitud del Separador
51 Partiendo de la relación escogida del valor de la constante de Souders y Brown, se puede obtener la longitud del separador. La relación entre la longitud y el diámetro es de 4 dando una longitud del separador de Lsep = 18m .
Velocidad de Decantación de las Fases La velocidad de flotación de la gota de petróleo a través de la fase de agua es:
Vo = 0.375
ft m , (1.986 * 10 -3 ) min seg
La velocidad de asentamiento de la gota de agua a través de la fase de petróleo es:
Vw = 1.835 *10 -3
ft m , (9.322 * 10 -6 ) min seg
Para una buena separación no debe excederse la velocidad de decantación de 6,1 m/h (1x10-3 m/seg)[4]. Las velocidades obtenidas son menores que la recomendada por la normara para una buena separación.
Cálculo del Tiempo Decantación El tiempo de cada fase es de t w = 11,027 min y
t o = 1.511 * 10 3 min(25,15hr ) . Este
tiempo es el necesario según la norma para obtener una separación completa. Como se puede observar el tiempo necesario para tener la fase de petróleo sin dispersión de gotas de agua es muy largo esto se debe a la viscosidad del petróleo que trata el separador. Esto es analizado posteriormente.
Cálculo del Tiempo de Retención
52
Vomumeno = Ao * Lsep = 5.418 * 10 4 L t ro =
Volumeno = 11.171min Qo
Vomumenw = Aw * Lsep = 7.586 * 10 4 L
t rw =
Volumenw = 12.451min Qw
Importancia de la Viscosidad en el Dimensionamiento del Separador. En el proceso de dimensionamiento del separador es de suma importancia la viscosidad del hidrocarburo a tratar. Este parámetro como se observó en el cálculo de la velocidad de decantación tiene una
gran influencia en el mismo y
posteriormente en el tiempo de decantación. Para nuestro caso se utiliza una viscosidad dinámica del petróleo de 85 cp. Este valor se obtiene del
estudio
realizado por la empresa (que posee el separador que estamos tomando como modelo), de la viscosidad cinemática del petróleo a diferentes temperaturas. El estudio del comportamiento de la viscosidad se refleja en la figura 3.1, para nuestro caso se tomo la viscosidad a la temperatura de operación (T=150ºF) este valor es de 85 cp. En la figura 3.2, se mostrara el comportamiento de la velocidad de decantación del petróleo a diferentes viscosidad dinámica que como se habló en el marco teórico esta relacionada a la viscosidad cinemática. Se puede observar su comportamiento lineal a medida que se va aumentando la viscosidad.
53
Figura 3.1 Comportamiento de la Viscosidad Cinemática del Petróleo
Figura 3.2 Comportamiento de la Tiempo de Decantación con la Viscosidad Dinámica
54
3.2 Diseño Mecánico del Separador En la tabla 3.2 se muestran los datos que se necesitan para dimensionar el espesor mínimo del separador. Estos datos al igual que la tabla 3.1, son proporcionados por de un campo de producción del oriente del país.
Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador
Información
Gas
Agua
Petróleo
Densidad [Kg/m³]
2.377
1000
930
General
Presión de Operación [psig]
65
Temperatura de Operación [ºF]
150
Longitud del Separador [m]
18
Diámetro [m]
4.5
Material del Separador Para el diseño del separador se escogió el materia SA-516-70, por tener todas las cualidades mencionadas anteriormente, además es un material que es muy usado para la industria petrolera. y es aplicable para rangos de temperaturas entre -20ºF y 775ºF. De la selección del material se sabe cual es el valor máximo de esfuerzo permisible a tensión, para este material este valor es S = 17500 lbs/pulgs2
Cálculo de Temperatura de Diseño La temperatura de diseño del separador es de Tdiseño = 200º F .
Presión de Diseño P = Poperación + 30 Psi = 105 psi
55 P = 1.1 * Poperación = 82,5 psi
Se escoge la mayor presión entre las dos. Pfluido = [hw * g * ρ w ] + [(ho − hw ) * g *ρ o ] = 5 psi
Viendo que la presión debido a los fluidos es considerable, se le suma a la presión de diseño, dando como resultado: Pdiseño = P + Pfluido = 110 psi
Espesor de Pared por ASME
t=
Pdiseño R1 = 0.56in SEl − 0.6 P
Se toma un espesor comercial inmediato superior del espesor mínimo para el separador, los espesores comerciales van aumentando de
1 in. El espesor 16
comercial tomado es de 0.565in.
Esfuerzos de los Cabezales CABEZAL ELIPTICO 2:1 (h = D/4)
t=
Pdiseño D = 0.683in 2 SEl − 0.2 P
El espesor comercial tomado para los cabezales elípticos es de 0.6875in, este espesor es mayor que el necesario por los esfuerzos circunferenciales, por lo tanto es el tomado para todo el separador.
56
CAPITULO 4 SIMULACION DEL SEPARADOR
4.1 Revisión de Ingeniería de Proceso. Del estudio de la estación de flujo donde opera el separador existente, se tiene la información
del caudal volumétrico que llega a la estación, proveniente de los
distintos pozos. La información de este caudal es dado por el estudio realizado del hidrocarburo, este contiene información de la cantidad de petróleo, agua y gas que contiene el fluido extraído del yacimiento, además
provee información de las
propiedades del petróleo. En la tabla 4.1 se muestran las cantidades en barriles por día en el caso del agua y petróleo y en miles de pie cúbico en el caso del gas. La estación de flujo es alimentada por dos pozos, que para nuestro caso llamaremos pozo 1 y pozo 2. Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos
Crudo[BPD] Agua[BPD] Gas[MPNC] Pozo 1
2952
648
375
Pozo 2
10000
40000
15000
Total
12952
40648
15375
Las propiedades del petróleo se obtiene gracias a pruebas de laboratorio, en la tabla 4.2 muestran las propiedades del petróleo que maneja el separador.
Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo Propiedades del Petróleo Densidad @ 60ºF [Kg/m³]
958
Viscosidad @ 100ºF [Cp]
459
Viscosidad @ 122 ºF [Cp]
211,7
Viscosidad @ 210 ºF [Cp]
25,68
57 Para tomar la densidad del petróleo para la simulación, es necesario saber la densidad a 150 ºF que es la temperatura de operación del separador existente, para esto se utilizó el programa OILPROP. Este programa al introducir una densidad a una temperatura interpola la densidad de la sustancia a la temperatura que se requiere. El resultado de esta interpolación fue una densidad de 930 Kg/m3. Con respecto a la viscosidad, este comportamiento ya fue estudiado en el capitulo 3.
Estudiando la ingeniería de procesos y la información suministrada por la empresa que utiliza el separador existente, se extrajo información básica como las dimensiones del separador, la ubicación y las dimensiones de la entrada del fluido y las distintas salidas, las condiciones de diseño y las características de alimentación del separador trifásico que es igual a la cantidad de taza volumétrica que se extrae de los pozos y llega a la estación de flujo siendo el separador el primer equipo para tratar el hidrocarburo.
En la tabla 4.3 se presentaran las características de operación del separador:
Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador
Condiciones de Operación del Separador Taza de Agua [m3/seg]
0,075
Taza de Crudo [m3/seg]
0,024
Taza de Gas [m3/seg]
5,039
Presión [Psig]
65
Temperatura [ºF]
150
Estos datos del separador fueron extraídos revisando el material del fabricante del separador trifásico FWKO, éstos mismos datos fueron lo que se usaron para el cálculo de las dimensiones del separador, enfocándonos solamente en el cuerpo del mismo, esto quiere decir, que se uso para el dimensionamiento del cilindro con sus respectivos cabezales. Las dimensiones de las tuberías de entrada y salida no se calcularon porque se usaron las mismas dimensiones que se utilizan en el separador
58 existente FWKO en la estación de flujo en el oriente del país. Estas dimensiones y otros datos relevante al separador se obtuvieron del diagrama de flujo mecánico que se puede observar en la figura 4.1.
Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO)
Este diagrama da detalle de las dimensiones y cantidades de las distintas boquillas tanto de la entrada como de las distintas salidas, además nos proporciona una noción de donde están ubicadas las mismas. En la
tabla 4.4 se presentan las
dimensiones y el número de boquillas que se observan de la figura 4.1, donde se obtuvo la información. Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas
Dimensión de las Boquillas Borde
Cantidad
Dimensión [PLG]
Entrada
2
12
Agua
1
10
Crudo
4
8
Gas
1
14
59 Este diagrama también nos da información de las dimensiones básica del separador, como el diámetro y la longitud de costura a costura (Cabezal a Cabezal), estas dimensiones se pueden ver en la tabla 4.5:
Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador
Dimensión Básica del Separador Longitud [m]
11,57
Diámetro [m]
4,5
Una información de gran interés, es el sistema de control para las diferentes alturas de las interfases, éste procedimiento en los separadores horizontales es muy importante y además es muy complicado. Es necesario la utilización de instrumentos con tecnología de avanzada para cumplir este propósito, en la tabla 4.6 se muestran las alturas de la interfase que se implementan en el separador existente FWKO, esta altura tiene como referencia el fondo del separador.
Tabla 4.6 Altura de Interfase
Altura de Interfase Altura de la Fase del Agua [PLG]
68
Altura de la Fase del Crudo [PLG] 138 Además de la información de la altura de las dos interfases también nos dan información del porcentaje que representa esta altura con relación al diámetro total del separador. Para la primera, la altura de la fase del agua representa el 40% del diámetro total y la altura de la fase del crudo representa un 85%. Con estos datos podemos tener una aproximación del diámetro del separador, éste tiene un diámetro que está entre 4,3 y 4.5 metros. En la figura 4.2 se muestra un esquema transversal del separador ilustrando las distintas interfases.
60
Gas
Petróleo
Agua
Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases
4.2 Geometría del Separador 3-D Las dimensiones del separador se encuentran en la tabla 4.7, esta tabla ilustra una comparación entre las dimensiones calculada, las dimensiones que se obtiene de la figura 4.1 y por último las dimensiones tomadas para la creación de la geometría en Autodesk, además de la desviación de las dimensiones entre ellas. Se decidió tomar una longitud distinta a la calculada con el propósito de obtener un separador lo más similar posible al separador existente FWKO.
Comparación de Dimensiones
Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos MODELOS
DESVIACION
CALCULADO (1)
FWKO (2)
AUTODESK (3)
(1)-(2)
(1)-(3)
(2)-(3)
DIAMETRO [m]
4.5
4.5
4.5
0%
0%
0%
LONGITUD [m]
18
11.375
12
28.22% 24.20% 5,30%
61
Aquí se observan las dimensiones del diámetro y la longitud de cabezal a cabezal de los distintos modelos, entre ellos están el calculado utilizando las normativas de PDVSA, las dimensiones obtenida de la revisión de la ingeniería de procesos vista en la figura 4.1 que es el diagrama de flujo mecánico y por último las dimensiones que se utilizaron en la creación de la geometría que posteriormente fue usada en las distintas simulaciones. La diferencia que se observa entre las dimensiones de la longitud calculadas y la obtenida del diagrama de flujo mecánico se debe a que las normativas de PDVSA no
toma en consideración los últimos avances de la
tecnología para aumentar la eficiencia del separador, entre los que se encuentra la utilización de cubos de placas coalescedoras, la sección de extracción de niebla, baffles y otros.
Al diseño del separador se le agregó una pared que separa la fase del agua con la del crudo, ésta pared tiene una altura de 3 metros desde el fondo del separador y deja una separación de 1.25 metros como deposito para extraer el petróleo del separador. Esta geometría fue cambiando durante el trabajo para estudiar el comportamiento al agregar o cambiar su geometría. En la figura 4.3 se muestra la geometría inicial con la que se empezó en este trabajo. Entrada
Salida del Gas
Salida del Agua
Pared de Separación
Salida del crudo
Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador
62
En la figura 4.3 se observa la ubicación de las boquillas de la entrada y de las distintas salidas, además de la ubicación de la pared de separación. La figura 4.4 se muestra las dimensiones de la primera geometría con la que se empezó a simular a partir de ésta geometría se realizaron modificaciones para tratar de
mejorar la
eficiencia del separador. En la figura 4.4 se muestra el plano del separador así como las dimensiones de los componentes en milímetros.
Figura 4.4 Plano del Separador
4.3 Mallado de la Geometría Después de haber terminado con el diseño de la geometría, se procede al mallado de la misma. Como se explicó en el capitulo 2 es el proceso de discretización de la geometría
con la utilización de programas computacionales para ello. En este
trabajo se realizaron dos tipos de mallas, una no estructurada con elementos
63 tetraédricos y prismáticos como se puede observar en la figura 4.5 utilizando el programa WORKBENCH y otra malla estructurada con elementos hexaédricos como la mostrada en la figura 4.6 utilizando el programa ICEM. Otra tarea importante del proceso de mallado es establecer las regiones en las cuales se va a desenvolver el fluido.
Figura Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench)
Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM)
En la figura 4.5 , se puede observar los elementos tetraédricos, además se observa lo desordenado de la distribución de los elementos. En la figura 4.6 tenemos una malla realizada con elementos hexaédricos, además que se nota lo ordenado de los elementos en todo la geometría, ésta malla es estructurada y realizada con el programa ICEM. Una característica de la malla ICEM es lo similar de la cantidad de nodos con la cantidad de elementos que existen en la malla.
64
4.4 Validación de Malla Es muy importante el tener una buena malla para poseer buenos resultados en la simulación, si una no tiene convergencia lineal para simulaciones con simples fluidos después de haber intentado todas las posibilidades de modelos físicos y de condiciones de borde, es muy probable que se deba a un pobre mallado. Al poseer un mallado más uniforme significa que será mas fácil obtener la convergencia de la solución. Todo esto asegurando que no exista en el mallado superficial cambios buscos de distancia que puedan dificultar la convergencia.
Para el proceso de validación de la malla se utilizaron varios criterios: La convergencia que se espera es el orden de 10-4 en los valores de RMS. La caída de Presión entre la entrada y la salida debe de ser menor a 1%. Disminución del valor Y+, que es la calidad de la malla cerca de la pared, en este influye el modelo de turbulencia usado.
Para cumplir con los criterios antes mencionados, se realizó el refinamiento de la malla, esto significa que se modificó el mallado, disminuyendo la distancia entre los nodos aumentando el número de nodos y por consiguiente aumentando el número de elementos. Se ejecutó tantas modificaciones al mallado como fue necesario.
Con lo referente al valor Y+, este parámetro tiene un gran interés si se quiere resolver la capa límite de la simulaciones. El programa ANSYS usa funciones para modelar la región cerca de la pared con una simulación con flujo turbulento, estas funciones son extremadamente útiles para disminuir la carga computacional. Existe un límite o un rango para la simulación valida. El Y+ es una variable no dimensional basado entre la distancia de la pared y la capa límite del primer nodo, por lo tanto depende del parámetro de la malla en la región de la pared. Al tener un valor grande de Y+, las funciones impuesta por el programa van a estar muy alejadas de la pared,
65 modelo que puede contrastar con la realidad. El criterio usado para este trabajo esta entre un rango de 0 a 100, destacando que en dicha validación se esta implementando el modelo de Turbulencia k-epsilon. Este parámetro se modifica con la imposición de capas infladas, agregando elementos a la malla cada vez más pequeños a medida que se va acercando a la pared que se le impuso esta condición. Un ejemplo de las capaz infladas se representa en la figura 4.7.
Capas Infladas
Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada
A título de referencia, las simulaciones fueron realizadas en distintos equipos, con distinto poder de computo. Las especificaciones de las distintas estaciones se muestran en la tabla 4.7 :
66 Tabla 4.7 Capacidad de Operación de las Estaciones de Computo
Estación Apolo Hades Poseidón
Procesador Intel® Xeon(TM)-2,80GHz Intel® Xeon(TM)-3.00GHz Intel® Xeon(TM)X53552,66GHz
Memoria RAM 2 GB 6 GB
Disco Duro 40 GB 150 GB
24 GB
824 GB
La simulación para la validación de la malla fue realizada utilizando fluido monofásico (agua), y las condiciones impuesta en la simulación son las mismas que las condiciones operacionales del separador FWKO. En la Tabla 4.8 se encuentra las condiciones de simulación para la validación de la malla.
Tabla 4.8 Condiciones de Simulación Bifásico
Simulación Monofásico
Fase
Agua
Modelo de Turbulencia
k-epsilon
Temperatura
150 ºF
Presión
65 psig
Condiciones de Borde Entrada
65 psig
Salida (agua)
73,30 Kg/seg
Salida (aire)
11,98 Kg/seg
Salida (crudo)
22,74 Kg/seg
Propiedades del Agua
Densidad
980 Kg/m3
A continuación se presentara el estudio para la validación de la malla, en la figura 4.8 se encuentra el gráfico que se realizó con distintas mallas para conocer el comportamiento de la misma y saber si cumple con el criterio establecido, en este caso solo podemos observar la calidad de la malla con relación a la caída de presión,
67 se observa como las mallas después de 600000 nodos cumplen con este criterio pero no lo hacen con el criterio del Y +. En las figuras 4.9 al 4.13 se muestran el valor Y+ de 5 mallas para poder ver la evolución del parámetro Y + al aumentar el número de nodos disminuyendo la distancia entro los ejes de los nodos o aumentando el número de capas infladas en el separador que traerá como consecuencia el aumento del número de elementos y de esta manera refinando la malla. Validacion de Malla del Separador
40 Salida (agua)
35
Salida (gas)
∆P[kPa]
30
Salida (crudo)
25 20 15
Malla
10
Seleccionada
5 0 0
200000
400000
600000
800000
1000000
1200000
1400000
1600000
Número de Elementos
Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión
Estas figuras muestran el parámetro Y + entre los valores del criterio establecidos para el parámetro utilizando el modelo k-epsilon, este valor se encuentra entre 0 y 100, cuando se pasa del criterio, ósea, cuando el valor es mayor a 100 se representa en la figura del separador como de color rojo.
68 Tabla 4.8 Validación Malla 1 Malla 1
En la figura 4.9 se muestran un separador que
Nodos
246575
Inflación
0
en toda la superficie, teniendo como resultado un
Modelo de Tubulencia
sobrepasa el valor máximo del criterio establecido
k-epsilon
separador
que
se
encuentra
representado
completamente rojo. Esto refleja lo pobre de la malla aplicada, hay que tener en consideración que no se aplicó ninguna capa inflada en esta malla como se lee en la tabla 4.8, éste factor es uno de los mas importante para la disminución del parámetro Y +.
Figura 4.9 Validación Malla 1
Tabla 4.9 Validación Malla 2
En la malla 2 se aumento el número de nodos
Malla 2 Nodos
800517
Inflación Modelo
5
disminuyendo
la
distancia
entre
los
ejes
existentes y además se agregaron 5 capas
de
Turbulencia
k.epsilon
infladas como se muestra en la tabla 4.9, dando como resultado un separador donde la mitad de este cumple con los establecido en el criterio, pero existe una gran superficie de este que todavía
tiene
valores
mayores
que
los
establecidos por el criterio como se observa en la figura 4.10.
Figura 4.10 Validación Malla 2
69
Tabla 4.10 Validación Malla 3 Malla 3 Nodos
1022804
En la malla 3 se aumentó el número de elementos
Inflación
5
para observar su comportamiento manteniendo el mismo número de capaz infladas que en la malla 2, dando como resultado un separador con la mayoría de la superficie dentro del criterio. La zona donde no cumple con el criterio es la zona de mayor turbulencia debido a que esta localizada en la entrada del fluido.
Figura 4.11 Validación Malla 3
Tabla 4.11 Validación Malla 4
En la malla 4, se aumento aun mas el número de
Malla 4 Nodos
1550777
nodos y las capas infladas como se muestra en
Inflación
15
la tabla 4.11 generando unos valores del
Modelo de turbulencia
parámetro Y+ por debajo de 50 como se observa k-epsilon
en la figura 4.12. A esta malla se le disminuyó las capaz infladas para poder disminuir el número de elementos y de esta manera disminuir el costo computacional, esto se realizó hasta obtener una malla donde todos los valores del Y + fuesen menores que el impuesto en el criterio.
Figura 4.12 Validación Malla 4
70 Tabla 4.12 Validación Malla 5 Malla 5
En la malla 5 se muestran en la tabla 4.12 que
Nodos
1236598
Inflación
12
impuestas al separador y además se redujo en
Modelo de Turbulencia
se disminuyo el número de capas infladas
k-epsilon
número de elementos que la malla 4. En la figura 4.13 se observa una malla que cumple a cabalidad con el criterio del Y +, siendo 80 el mayor valor del parámetro Y +.
Figura 4.13 Validación Malla 5
Terminado el proceso de validación de la malla se procede a realizar simulaciones bifásicas antes de empezar con las simulaciones trifásicas, todo esto para resolver cualquier inconveniente que se presente y poder solucionarlo con facilidad al tener sólo dos fase, que en el caso de las simulaciones trifásicas se pudiese complicar un poco más al tener una fase más para resolver.
4.5 Simulación Bifásica 4.5.1 Régimen Permanente La simulación en régimen permanente del separador se va a obtener como resultado una simulación que no va a variar en el tiempo al menos que se cambien las condiciones o perturbaciones en la alimentación del sistema.
71 La simulación bifásica constituye un importante proceso en la realización del presente trabajo, el mínimo cambio realizado a las condiciones de operación sufre como consecuencia un resultado diferente y en la mayoría de los casos nada proporcional al cambio realizado. Debido a la sensibilidad antes mencionada, se tuvo que realizar una gran cantidad de simulaciones dejando como constante todas las condiciones exceptuando las condiciones de borde, esto es consecuencia que no se posee información de sistema de control del separador , por lo tanto se tuvo que cambiar las condiciones de borde en cada simulación resultados
hasta
obtener unos
dentro de unos criterios establecidos, al igual que la validación
monofásica. El criterio que se estableció para la simulación bifásica fue la siguiente: Convergencia con un RMS menor que 10-4. Esto tiene gran importancia para la calidad de los resultados.
Ya se ha hablado de la importancia del sistema de control en los separadores horizontales para mantener la altura de las distintas interfases, es por ello que esta es uno del criterio establecido.
El cierre del balance másico, teniendo como una desviación aceptable un valor menor que 10%.
El valor del RMS, es de gran interés en cualquier simulación ya que este es un factor importante para garantizar una buena convergencia generando una simulación confiable en la que se puede analizar los resultados obtenidos y por consiguiente realizar conclusiones que puedan ser de gran ayuda al llevarlo a la realidad.
Con lo relacionado a la altura de la interfase, es de suma importancia mantener los niveles de las interfases, de no ser así eventualmente el tanque sufrirá una disminución sustancial del nivel de las interfase llegando a vaciarse el separador, ocurrir un sobreflujo o no realizar una buena separación de fase .
72 Por último cuando se habla de cierre másico, el 10% de desviación establecido esta relacionado a la
capacidad computacional y no tiene que ver con alguna
relación física. En la realidad el total volumétrico que entra debe ser el mismo que el total volumétrico que sale, esto es una ley física que se encuentra establecido por la ecuación de continuidad. Este resultado es forzado en la simulación manipulando las condiciones de borde impuesta en la salida para promover una convergencia y su estabilidad. Al hablar de la capacidad computacional se refiere a la potencia de las computadoras que se disponen en el laboratorio para resolver este problema físico.
El porcentaje tomado es un valor conservador al observar las diferentes simulaciones que se realizaron dando la gran mayoría de estas una desviación mayor al 100% en el balance másico, estos casos cuando no sufrían la imposición de paredes en las salidas o entrada generando un sobre flujo en la simulación y deteniendo la corrida por errores generados en la misma.
Para obtener la solución en estado estacionario se aplicó un procedimiento, estos pasos se pueden ver en la figura 4.14 que se muestra a continuación:
73
Imponer Condiciones de Borde
Simular hasta la Convergencia de la Corrida, con la Imposición de un RMS.
Estudiar los resultados y su validación
NO
por los criterios establecidos
SI
Continuar con el Trabajo, realizando las Simulaciones que falten con las Condiciones Validadas
Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación
En la tabla 4.13 se observan las condiciones
para las simulaciones Bifásicas,
estos datos son el resultado de la validación de la simulación y también del estudio de la ingeniería de procesos que se realizó con anticipación.
En las condiciones de alimentación los valores para la fracción volumétrica son prescritas por las condiciones de operación que se encuentran en la tabla 5.2. Con referencia a las condiciones iniciales estas son conocidas del estudio realizado de la ingeniería de procesos, entre las condiciones se encuentran el nivel de interfase así como las densidades.
74 El modelo de turbulencia utilizado fue el mismo que se realizó para la validación de la malla, este es el modelo k-epsilon y el modelo de interfase usado fue el de superficie libre que es el mismo
cuando se esta simulando fluido multifásico y
además se quiere una separación de fase. Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica
Simulación Bifásica Fase 1
Agua
Fase 2
Aire
Modelo de Turbulencia
k-epsilon
Modelo de Interfase
Superficie Libre
Temperatura
150 ºF
Presión
65 psi
Fracción Volumétrica Fase 1
0.9808
Fase 2
0.0192
Condiciones de Borde Entrada
65 psig
Salida (agua)
73,30 Kg/seg
Salida (aire)
50,74 m/seg
Salida (crudo)
22,73 Kg/seg
Condiciones Iniciales
Altura de Interfase
3,50m Presión
Presión
Hidrostática Densidades
Agua
980 Kg/m³
Aire
2.83 Kg/m³
75 A
continuación
se
presentaran una
serie
de
imágenes
donde
estarán
representados los resultados obtenidos de la simulación bifásica con las condiciones de simulación presentadas en la tabla 4.13. Después se hará una comparación entre los modelos de turbulencia usadas que son el k-epsilon y el SST y por último se analizará los resultados en régimen transitorio.
En la figura 4.15 se presenta el campo de presiones de esta simulación, observando la variación por la presión hidrostática, debido al peso del fluido en este caso agua y aire.
Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente
En las figuras 4.16 y figura 4.17 se muestran las fases del agua y el aire en forma de fracción volumétrica, a lo que será representada de cero a uno, siendo la unidad la fracción volumétrica completa de la sustancia representada en la figura en color rojo y lo contrario se presentara como valor cero de color azul. En estas figuras se puede observar las perturbaciones ocasionadas por la entrada .
76
Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen Permanente
Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente
En la tabla 4,14 se muestra una comparación de la simulación bifásica con los dos tipos de modelos utilizados el k-epsilon y el SST, se pueden observar el porcentaje de balance másico general, el porcentaje de fluido arrastrado por la salida del gas, el Y+ de la simulación bifásica y el tiempo de convergencia y la computadora donde se
77 realizó. Los distintos porcentajes son de gran importancia debido que estos son parámetros que los ingenieros tratan de disminuir, diseñando dispositivos gracias a los avances tecnológicos para reducir este porcentaje. Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico COMPARACION DE MODELOS DE TURBULENCIA
Modelos
% Balance Másico (error)
% Arrastre de Agua
Y + max
Tiempo (D:hr:Min:Seg)
k.epsilon
7
50
544
0:13:0:49seg (HADES)
SST
4
38
930
1:2:54:49seg(APOLO)
De la comparación presentada en la tabla 4.14, se observa un error en el balance másico en ambos modelos. Hay que tener cuidado al analizar el gasto computacional de ambas turbulencias debido a que se realizaron en distintas computadoras donde la diferencia de potencia es apreciable. Con respecto al parámetro Y +, este se puede mejorar refinando la malla para obtener valores que cumplan con el criterio que se estableció en la validación de la malla, esto quiere decir que es necesario realizar una nueva validación con este parámetro en las simulaciones bifásicas.
4.5.2 Régimen Transitorio Este es el régimen que antecede al régimen permanente y se caracteriza por la variación en el tiempo de las características o comportamiento del fluido. En este trabajo se realizó una simulación con régimen transitorio y de esta manera observar su comportamiento durante este período. La simulación se realizó utilizando las mismas condiciones de operación que para el régimen permanente con el modelo de turbulencia SST. El tiempo total de la simulación es de 60 segundos, utilizando cada paso del tiempo 0,5 segundos con 15 interacciones. En la figura 5,18 se muestran algunos pasos del tiempo, utilizando para representar el fluido la fracción volumétrica del agua, recordando que el agua estaría representada con el color rojo y el aire con el color azul y el resto de los colores es por un porcentaje o fracción de agua en ese espacio.
78 En la figura 4.18 se muestra el paso del tiempo cada 10 segundos, esta simulación se realizo un video para poder observar mejor el comportamiento del sistema por el paso del tiempo cada 0,5 segundos. Con esta simulación se pudo observar que la perturbación ocasionada por la entrada, en algún momento en el paso del tiempo durante los 60 segundo es muy intensa llegando la perturbación hasta la salida del agua. Esto nos llevo a modificar la geometría del separador, modificando la salida de agua del separador moviéndola hacia la pared de separación y de esta manera disminuir el efecto de la perturbación en la eficiencia de la salida de agua.
Instante Inicial
Tiempo 30 seg
Tiempo 10 seg
Tiempo 40 seg
Tiempo 20 seg
Tiempo 50 seg
Tiempo 60 seg Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos
79
4.6 Simulación Trifásica Para la simulación trifásica, se utilizó como fases el petróleo, agua y aire en las proporciones que se encuentran en el separador existente FWKO y que se han estado utilizando para las simulaciones anteriores. En todas las simulaciones trifásicas realizadas se utilizó el modelo de interfase SST excepto en la simulación con condiciones de operación iguales al separador FWKO que se utilizó también el modelo k-epsilon , esto tiene que ver con la comparación de modelos de turbulencia en la simulación bifásica. Con respecto a las propiedades de las fases, el agua y el aire mantienen las propiedades de las anteriores simulaciones, en cambio las propiedades del petróleo son obtenidas de la información que fue suministrada por la empresa y se encuentran en la tabla 4.2 que son las propiedades del petróleo.
En esta parte del trabajo se realizaron varias simulaciones, variando la malla, las condiciones iniciales y la geometría, diseñando un deflector de momento en la entrada para disminuir las perturbaciones que el fluido ocasiona al entrar al separador. Las simulaciones realizadas se muestran en la tabla 4.15. Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas
Modelo de
Turbulencia
Condiciones en la Entrada Malla Workbench
Aumento Aumento FV de Operación
de Aire
de Gas
Malla ICEM
Aumento
Momento
de Crudo
Flector
FV de operación
K-epsilon SST
4.6.1 Simulación A. Malla No-Estructurada En esta etapa se simuló el separador con las condiciones de simulación trifásica que se encuentran en la tabla 4.16. Como se puede ver la única diferencia con respecto a las simulaciones bifásicas es la creación de una nueva fase y por lo tanto
80 de una nueva interfase. En estas simulaciones se usó dos modelos de turbulencia para observar sus diferencias, como se hizo en la simulación bifásica.
A continuación se presenta la tabla 4.16 con las condiciones de operación que usa el separador FWKO:
Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de Operación
Simulación Trifásica
Fase 1
Agua
Fase 2
Aire
Fase 3
Petróleo
Modelo de Turbulencia
k-epsilon y SST
Modelo de Interfase
Superficie Libre
Temperatura
150 ºF
Presión
65 psig
Fracción Volumétrica
Fase 1
0.9808
Fase 2
0,01456
Fase 3
0,00464
Condiciones de Borde Entrada
65 psig
Salida (agua)
73,30 Kg/seg
Salida (aire)
50,74 m/seg
Salida (crudo)
22,73 Kg/seg
Condiciones Iniciales
Altura de Interfase 1
1,6 m
Altura de Interfase 2
3,50m Presión
Presión
Hidrostática
81 Densidades Petróleo
938 Kg/m³
Agua
980 Kg/m³
Aire
2,37 Kg/m³
Es importante destacar los cambios que se realizaron a la hora de simular con diferencia a la simulación bifásica, estos cambios son necesarios para obtener una condición inicial que sea acorde con la realidad. Este cambio obedece a que existe dos tipos de condiciones iniciales a lo que se refiere al nivel de las interfases, antes del separador de fase (Separador A) y después de éste (Separador B), como se ilustra en la figura 4.19. Estas diferencias en las condiciones iniciales obliga a dividir el separador utilizando un plano de corte y a la vez imponer un plano de interfase líquido-líquido en la definición de la simulación. Separador A
Separador B
Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica
En la figura 4.19 se puede ver las distintas condiciones iniciales que son necesarios imponer en la simulación. El Separador A, esta conformado con 3 fases y dos interfases, mientras que gracias a la pared de separación de fase el Separador B se ve que esta conformado con dos fases y una interfase. En esta figura se deduce
82 que el plano que es necesario realizar se encuentra
ubicado en la pared de
separación como lo muestra a figura 4.20. Plano de Corte
Pared de Separación de Fase
Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica
Es posible introducir dos geometrías o mallas distintas al pre-procesador de CFX, estas geometrías son importadas con el mismo sistema de coordenadas de donde provienen (CAD), uniendo las mallas inmediatamente al ser importadas. Para poder realizar la simulación con dos mallas diferentes es necesario imponer una condición, en nuestro caso un plano de interfase, para realizar este procedimiento es necesario imponer esta región como si fuese una condición de borde previamente al importar la malla, esto se realiza al momento de mallar la geometría. Este plano se puede observar en la figura 4.21. Existen varios tipos de planos de interfase, estos pueden ser interfase sólido-sólido, sólido-liquido y el caso que estamos utilizando el plano de interfase fluido-fluido.
83 Plano de Interfase
Figura 4.21 Plano de interfase
Ahora se presentará los resultados obtenidos de la simulación trifásica realizada, en esta etapa se realizaron dos corridas diferentes, al igual que la simulación bifásica una con el modelo de turbulencia k-epsilon y otra con el modelo de turbulencia SST, en la tabla 4.16 se muestra en el modelo de turbulencia ambos modelos. La representación gráfica de los resultados obtenidos de ambos modelos son muy parecidos, es por ello que se presentaran solo los resultados gráficos con el modelo de turbulencia SST.
En la figura 5.22 se muestra el campo de presiones del separador.
Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST
84 En la figura 4.22 se observa el perfil de presiones hidrostático aumentando la presión a medida que se disminuya el valor de la coordinada “Y”, teniendo los menores valores en el fondo del separador, incluso dentro de la tubería donde sale y es drenado el agua y petróleo. Esta condición del diseño del separador agregó una dificultad al momento de simular debido a que en la corrida el programa imponía una serie de paredes (Walls) para prevenir que el fluido se devolviera al separador, debido que dentro del separador existe menor presión. Esto fue resuelto al aplicar el método de ensayo y error durante la simulación bifásica hasta superar este inconveniente al conseguir las condiciones de borde para evitar este problema.
En la figura 4.23 se muestra la fase de petróleo dentro del separador, al igual que la simulación bifásica, estará representada por la fracción volumétrica del petróleo representado con el color rojo cuando la fracción volumétrica es igual a la unidad y el caso contrario de color azul.
Plano 2
Plano 3
Plano 1
Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST
En la figura 4.23 se observa la perturbación ocasionada por la entrada, en esta figura se utilizaron 3 planos para poder visualizar mejor el comportamiento, dos
85 planos en la posición YZ y un tercero en la posición XY, se observa como a causa de la presión de la entrada y de la perturbación generado se modifica el nivel de la interfase en todo el separador, mostrando un mayor movimiento en la zona de la entrada. En la figura 4.24 se muestra la fracción volumétrica del agua, utilizando tres planos al igual que en la figura anterior.
Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST
En la figura 4.24 se puede observar lo pronunciado del cambio de nivel de la fase de agua, como se ha comentado en capítulos anteriores, es muy importante mantener los niveles de las distintas interfases, es por ello que se implementan instrumentos de avanzada para mantener estos niveles, todo esto para tener una separación de la fase lo mas eficiente posible. También se puede observar la presencia importante de fracción volumétrica de agua cerca de la salida de aire, esto se va a ver reflejado en el porcentaje de agua arrastrada por el aire que sale.
En la figura 4.25, se presenta la fracción volumétrica correspondiente al aire, en esta figura podemos observar que no existe fracciones de aire en lugares fuera de la ubicación de su fase en donde no le corresponde.
86
Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST
En la figura 4.26 se muestra
la velocidad del petróleo, esto para ampliar los
conocimientos del comportamiento del separador, en este caso no se utilizó el plano para representar los resultado. Se implementó
el uso de vectores en todo el
separador para representar este parámetro.
Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST
87 En la figura 4.26 se observa el comportamiento de la velocidad del petróleo, notando la presencia de éste en la salida del aire, es por ello la necesidad de utilizar un extractor de niebla como se ha comentado, para poder disminuir el arrastre. Al principio del separador, cerca de la entrada del mismo se observa cierta velocidad del petróleo en la fase del aire que disminuye a medida que avanza (dirección X).
Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST
Cuando observamos la figura 4.27, lo primero que sobresale es la velocidad de la fracción de agua por la salida del aire, un poco mas intensa que el caso del petróleo, también se puede observar la que el agua tiene presencia cerca de la salida del agua con una velocidad apreciable, esto ya se había comentado de la figura 4.24. Un factor que pudiera contribuir a la gran presencia de agua en la fase de aire son las propiedades del petróleo que se están utilizando para este trabajo, un petróleo muy espeso que impide a las partículas de agua asentarse en su fase. Es por esto que se necesita un tiempo muy largo para permitir que el agua llegue a su fase y obtener una excelente separación de fase. Este problema ya se tenia presente que pudiese ocurrir, desde el dimensionamiento del separador dándonos un tiempos de decantación muy grande.
88 En la figura 4.28 se muestra la velocidad del aire, observando que excepto en la zona de la
entrada de mayor turbulencia del separador las velocidades de aire
ocurren solo en su fase.
Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST
4.6.2 Simulación B, Malla Estructurada Se realizó una simulación con la malla estructurada como muestra en la tabla 4.15, en esta simulación se utilizó las mismas condiciones iniciales que para la malla no estructurada, estas condiciones se pueden observar en la tabla 4.16. Esta simulación sólo se realizó con el modelo de turbulencia SST, no se pudo realizar la simulación utilizando el modelo de turbulencia k-epsilon, debido a que durante la simulación imponía condiciones como la imposición de paredes en las condiciones de borde ocasionando un sobre flujo en el separador generando errores e impidiendo la convergencia de la simulación.
89 En la figura 4.29, se presenta el campo de presión obtenido de la simulación con la malla estructurada. Esta simulación se realizó
con 655540 nodos y 632836
elementos.
Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM
En la figura 4.30 se muestra la fase del petróleo, en ésta se puede observar mejor la gran perturbación originada por la entrada del separador. También se puede observar la presencia de petróleo en la fase del aire que es la parte de arriba del separador representada en azul.
Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM
90
Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM
Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM
En la figura 4.31 se observa la fracción volumétrica del agua, observando un cambio en el nivel de interfase a lo largo del separador, además de cierta cantidad de fracción de agua localizado en la zona de la entrada y en la salida de aire.
91
En la figura 4.32 se observa la fracción de aire en el separador, se puede notar la presencia de otra sustancia en la fase del aire compartiendo la fracción molar, estas sustancia no han asentado su fracción volumétrica por completo reflejándose en la fase del aire.
4.6.3 Comparación de Simulaciones. En la tabla 4.17 se comparan los resultados obtenidos por las simulaciones ya analizadas Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B
Comparación Workbench
ICEM
Modelos de Turbulencia % Balance Másico (error)
k.epsilon 13
SST 10
SST 55
% Arrastre de Agua % Arrastre de Petróleo
11 9
10 6
38 24
Y+
80
119
2600
Tiempo (D:H:M:S) POSEIDON
1:2:29:45 1:2:53:56 0:21:51:41
En la tabla 4.17 se observa que los valores Y + no se encuentra dentro del criterio para el modelo SST, esto se puede resolver con el refinamiento de la malla. Con respecto al tiempo, podemos decir que la malla estructurada converge mas rápido, aunque los porcentaje del balance másico y de los distintos arrastres son muy superiores a los utilizados por la malla no estructurada. Esto no quiere decir que el problema este en que una es estructurada y la otra no lo sea, sino que la malla realizada por el programa ICEM necesita refinarse, esto también se puede observar al ver el valor del parámetro Y +, aunque la malla no estructurada no se puede imponer capas infladas, si se puede imponer condiciones a la separación de los nodos en la superficie del separador para que de esta manera cumpla la misma función que la capas infladas en las mallas no estructuras.
92
4.6.4 Modificación de la Salida del Agua En la simulación bifásica en régimen transitorio, se pudo observar que la perturbación generada por la alimentación del separador, en algunos instante de tiempo llegaba a la salida del agua, además en las distintas simulaciones trifásicas se ha observado como la perturbación genera cambios de nivel en las distintas interfases a lo largo del separador, es por ello que tratando de evitar altas turbulencias en la salida del agua, se va a modificar la geometría del separado ubicando la salida del agua cerca de la pared de separación, de esta manera será similar a la mayoría de los separadores que tienen ubicado la salida del agua por la mitad del separador. La nueva geometría se puede observar en la figura 4.33.
Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua
La simulación realizada a esta geometría, paso por todos los pasos que se hicieron para realizar una simulación trifásica. Se realizó imponiendo las mismas condiciones de Simulación descritas en la tabla 4.16.
También se utilizó el mismo mallado
empleado para las geometrías anteriores, con esto no tenemos que realizar otra vez la validación de la malla, el modelo de turbulencia empleado fue el SST.
En la figura 4.35 se observa las fracciones volumétricas del petróleo, agua y aire además del campo de presiones que se obtienen de la simulación de la geometría modificando la salida del agua.
93
Fracción Volumétrica del Petróleo
Fracción Volumétrica del Aire
Fracción Volumétrica del Agua
Campo de Presión
Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua
Se puede observar la similitud que tienen con la simulación de la geometría original, aunque en la fracción volumétrica del agua se observa una cantidad considerable de fracción de agua en la fase del aire cerca de la salida. Esto se verá reflejado en la cantidad de agua que esta siendo arrastrada por la salida del gas.
En la tabla 5.18 se muestra una tabla comparativa entre las simulaciones trifásicas , cambiando la geometría pero utilizando el mismo modelo de turbulencia
94 Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada. Comparación Malla Geometria % Balance Másico (error) % Arrastre de Agua % Arrastre de Petróleo Y+
Workbench Original Modificada 10 15 10 16 6 6 119 200
En la tabla 5.18 se aprecian unos resultados pocos esperados, como es el aumento del error en el balance másico, el arrastre en la salida del aire y además el aumento en el valor Y +.
4.6.5 Simulación con Valores de Entradas Alteradas Se realizaron tres simulaciones con los valores de fracción volumétrica alterados, en dos simulaciones se dejó el mismo valor de la fracción de aire alterando el de agua y petróleo y se trató de realizar una simulación aumentando proporcionalmente las fracciones de petróleo y agua y disminuyendo la del aire, pero no se pudo obtener una convergencia de la simulación por la imposición de paredes en la condiciones de borde que impidió la convergencia de la simulación.
Las simulaciones utilizaron las mismas condiciones que las simulaciones trifásica con la excepción de la variación de la fracción volumétrica en la entrada así como las condiciones de borde para obligar a cerrar el balance de masa. En la tabla 4.19 se muestran las variaciones realizadas a la condición de operación, en este caso se aumentó el petróleo que le entra al separador. En cambio en la tabla 4.20 muestra las variaciones realizadas aumentando la cantidad de agua que ingresa al separador. Tabla 4.19 Condiciones de Simulación, Aumentando el Crudo Fraccion Volumétrica en la Entrada Agua 0.00728 Petroleo 0.01272 Aire 0.98 Condiciones de Borde Agua 36,65 Kg/seg Aire 62,34 Kg/seg Crudo 50 m/seg
95
Tabla 4.20 Condiciones de Simulación, Aumentando el Agua Fraccion Volumétrica en la Entrada Agua 0,01768 Petroleo 0,00232 Aire 0.98 Condiciones de Borde Agua 89,02 Aire 11,37 Crudo 50
En ambas simulaciones los resultados gráficos no cambian en comparación con la simulación realizada con las condiciones de operación. El comportamiento es similar observándose una alta perturbación en la entrada, generando cambios de nivel en las interfases a lo largo del separador y por último lo que puede ser la diferencia es la presencia de fracción volumétrica de la sustancia que se esta aumentando en la fase del aire por la zona de la salida de gas, se puede observar mas intenso en el aumento del agua. Esto es de esperarse debido que con las condiciones de operación original ocurría, y mas ahora que se aumento la cantidad de agua en el sistema necesitando mas tiempo para poder asentar esa cantidad de agua que se le agregó.
4.6.6 Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada Analizando los resultado obtenidos de las diferentes simulaciones realizadas, y tratando de evitar esa turbulencia en la entrada del separador, se modificó otra vez la última geometría. Diseñando un pequeño deflector de momento en la entrada del fluido, de esta manera eliminar en lo mas posible la perturbación, obteniendo un separador con menos movimientos en las interfases, generando una mejor separación entre las fases. En la figura 4.35 se observa la geometría modificada.
96
Deflector de momento
Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector
En la figura 4.36 se muestra el campo de presiones de la simulación. En la figura 4.37, 4,38 y 4,39 se muestran las fracciones Volumétricas del Petróleo, agua y aire respectivamente.
Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento
97
Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento
Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento
Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento
En estas figuras se observa una mejora en lo referente a la perturbación en la entrada del separador, aunque se puede ver como los niveles de las interfases todavía se ven afectadas, aunque con menos intensidad. En la figura 5.39 se observa la presencia de fracción volumétrica de agua en la parte superior del
98 separador, dándose con mayor intensidad en la parte de la salida del aire. En la figura 4.39 se puede ver por primera vez la presencia significativa a lo largo del separador de fracciones
volumétricas de otra sustancia pudiendo ser petróleo o
agua. También se nota un pequeño remolino que se produce en la salida del aire, este remolino es el arrastre de petróleo y agua.
En esta simulación se observa la necesidad de la utilización de baffles en el separador para disminuir la alteración en los niveles de la interfase, además es necesario realizar un simulación con la imposición de un extractor de niebla.
99
CAPITULO 5 Conclusión y Recomendaciones Se uso fluido monofásico para la validación de la malla no estructurada, dándonos resultados dentro del criterio establecido. Se recomienda la validación para el parámetro Y + en la simulación bifásica, para disminuir éste parámetro en la simulación trifásico.
Para la simulación con la malla estructurada, es necesario refinar la malla de manera de disminuir el valor Y +. Este refinamiento se realiza disminuyendo la distancia entre los nodos a medida que se acerca a la estructura del bloque que este en la superficie.
Se logró en la simulación una separación de fase partiendo del fluido multifásico en la alimentación del separador, observando una alteración en la altura de las interfases en las distintas simulaciones además de un arrastre considerable en la salida del aire, también se obtuvo el campo de presiones a la que trabaja el separador observando la presión hidrostática. Se obtuvo velocidades bajas favoreciendo a la separación de fase.
El utilizar el modelo k-epsilon o SST, no es mucha la diferencia en el gasto computacional, pero sí existe una diferencia no muy marcada en la calidad de los resultados esperados. Con respecto a la malla estructurada no se logró resultados con el modelo de turbulencia k-epsilon.
Se recomienda realizar una simulación, utilizando baffles para conocer el comportamiento y observar si influye en la eficiencia del separador. Con la presencia del arrastre en la salida del separador se recomienda simular el separador con un extractor de niebla en la salida del aire utilizando métodos que ofrece el paquete de CFD como las superficies porosas.
Se recomienda realizar metano en las simulación trifásica, siendo el gas que predomina en el hidrocarburo. De ésta manera observar las diferencias en la simulación debido a las propiedades del metano que son distintas a la del aire.
100
Referencia Bibliográfica [1]Christopher Earls Brennen. “Fundamentals of Multiphase Flow”. Primera Edición. Cambridge
UniversityPress.
Cambrige,
2005.
[2]Potter M. y Wiggert D. “Mecánica de Fluidos”. Segunda edición. Prentice Hall Hispanoamericana. Mexico D.F, 1997.
[3]Frank Kreith. “Mechanical Engineering Handbook”. CRC Press LLC. Boca Raton 1999. [4]Marcías J Martínez. “Diseño Conceptual de Separadores”. Primera edición. Ingenieros Consultores. Venezuela, 1991.
[5]Verteeg y Malalasekera “An introduction to Computational Fluid Dynamics, the finite volume method” Longman Scientific & Technical New York, 1995.
[6]Manual de Diseño de Procesos, Separación Física Tambores y Separadores. PDVSA MDP 03-S-03, 1995.
[7]Hallanger, Chritian Michelsen Research A.S.; Soenstaboe, F., ESSO Norway; Knutsen T. NORSK HYDRO. “A Simulation Model for Three Phase Gravity Separators”. SPE 36644 Society of Petroleum Engineers.
Ted Frankiewicz, Chang-Ming Lee, NATCO Group. “Using Computational Fluid Dynamics (CFD) Simulation to Model Fluid Motion in Process Vessels on Fixed and th
Floating Platforms”.
IBC 9 Annual Production Separation Systems Conference,
London, U.K, Junio 2002 .
Eduardo H Tabarrozzi. “Sistema de Tratamiento Free Water Knockout” INGEPET ‘99 EXPL-6-ET-01
101
ANEXO 1 Diagrama Mecánico de Flujo del Separador Free Water Knockout que se encuentra en la estación de flujo, dado por la empresa Petrodelta.
102
ANEXO 2 A continuación se presentara el programa realizado en Mathcad, para el dimensionamiento del separador. Los subíndices ww, oo y gg representan el agua, petróleo y aire respectivamente, estos se utilizará durante todo el programa.
DATOS DEL SEPARADOR FLUJO VOLUMETRICO
PRESION
3
Qww := 3.9
ft
P := 65psi
s
TEMPERATURA
3
Qoo := 2.601
ft
T := 150∆°F
s 3
Qgg := 636.582
ρww := 62.43
ft
gravedad := 810
s
2
s VISCOSIDAD CINEMATICA
lb ft
cm
υo := 92
3
µoil := 85 ρoo := 58.05
lb µoo := 0.85poise
3
ft ρgg := 0.15
VISCOSIDAD ADSOLUTA
lb
µww := 0.0045poise
3
ft
hww := 4.135ft
hww = 1.26 m
%w := .28
hoo := 3ft
hoo = 0.914 m
%o := .2
103 CALCULO DE GRADOS API DEL CRUDO GRAVEDAD ESPECIFICA ρoo
GEE:=
1000
GEE = 0.93
kg 3
m ºAPI :=
141.5
GEE
− 131.5
ºAPI = 20.672
SE DETERMINA EL AREA DEL GAS, PERO PRIMERO BUSCO LA VELOCIDAD CRITICA DE DISEÑO DEL GAS
La constante de Souders y Brown K=4 por suponer la relacion L/D menor a 4 ft K := 0.4 s VELOCIDAD CRITICA Vgg := K⋅
Agg :=
ρoo − ρgg ρgg
Qgg Vgg
Vgg = 7.859
ft
s AREA MINIMA DEL GAS 2
Agg = 81.003ft
2
Agg = 7.525 m
DIAMETRO1 SUPONIENDO QUE EL GAS OCUPA EL 50% DEL SEPARADOR D1 :=
4⋅ 2⋅ Agg π
Diametro practico
2
D1 = 14.362ft
D1 = 4.378 m
Asep :=
D1 ⋅ π 4
D11 := 4.5m
SE CONSIGUE LA LONGITUD DEL SEPARADOR CON LA RELACION L/D=4 Long := 4⋅ D11
Long = 18 m
2
Asep = 15.051m
104
SE CALCULA LA VELOCIDAD DE ELEVACION DE LAS GOTICAS DE PETROLEO A TRAVEZ DE LA FASE DE AGUA SUPONEMOS LA GOTA DE CRUDO EN 150 MICROMETROS, EN LA ECUACION SE COLOCA EL VALOR DE MIRONES...PARA SER CONSTANTE CON LAS UNIDADES LO VOY A PONER EN METROS.LAS DENSIDADES EN LA ECUACION SE ENCUENTRAN EN lb/pies3 Dgota := 150µm −4
Voo1 :=
1.072⋅ 10
⋅ Dgota ⋅ ( ρw − ρo ) 2
µww −4
Voo2 :=
1.072 × 10
( 2)
⋅ 150 ⋅ ( 1 − 0.93)
Voo2 = 0.375
0.45
ft
Voo := 0.375
min
ft min
AREA DEL CRUDO LO SUPONGO EN 25% DEL TOTAL DEL AREA DEL SEPARADOR 2
Aoo := Agg ⋅ 2⋅ %o
Aoo = 3.01 m
CALCULAR LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTICAS DE AGUA EN EL PETROLEO −4
Vww1 :=
1.072⋅ 10
⋅ Dgota ⋅ ( ρw − ρo ) 2
µoo −4
Vww2 :=
1.072⋅ 10
Aww := Agg ⋅ 2⋅ %w
2
⋅ 150 ⋅ ( 1 − 0.93) 85
−3
Vww2 = 1.986 × 10
ft min
− 3 ft
Vww := 1.986 × 10
min
2
Aww = 4.515 m
HALLAR LOS TIEMPO MINIMOS DE FLOTACION Y ASENTACION DEL PETROLEO Y DEL AGUA
tw :=
hww
to :=
hoo
Voo
Vww
tw = 661.6 s
tw = 11.027min
4
to = 9.063 × 10 s
3
to = 1.511 × 10 min
to = 25.176hr
105 TIEMPO DE RETENCION DEL LOS DIFERENTE LIQUIDOS VOLUMEN DE AGUA Volumenw := Aww⋅ Long
4
Volumenw = 8.127 × 10 L
TIEMPO DE RETENCION DEL AGUA
Volumenw
trw :=
trw = 12.266min
Qww
VOLUMEN DEL CRUDO Volumeno := Aoo ⋅ Long
4
Volumeno = 5.418 × 10 L
TIEMPO DE RETENCION DEL CRUDO tro :=
Volumeno tro = 12.261min
Qoo
ESPESOR Utilizando el Codigo ASME seccion 8 division 1
Poperacion := 75psi Ri := 88.583in E := 20000psi
RADIO
S := 1
FACTOR DE SEGURIDAD
tcorrosion :=
PROPIEDAD DEL MATERIAL
L := 2 ⋅Ri + tcorrosion
DIAMETRO
1in 8
ESPESOR POR CORROSION
106 CASCO CILINDRICO
P := Poperacion + 30psi
P = 105psi
R := Ri + tcorrosion
R = 88.708in
trequerido :=
P ⋅R S ⋅E − 0.6⋅P
SE TOMA EL MAYOR
trequerido = 0.467in
tdiseño := trequerido+ tcorrosion tdiseño = 0.592in
La lamina de acero comersial utilizada sera de t´ es dec0.625 plg CASCO TORIESFERICO
t := 0.885⋅P ⋅
L S ⋅E − 0.1⋅P
t = 0.824in
La lamina de acero comercial utilizada sera 0.825 in
