Universidad Central del Ecuador

Facultad de Ingeniería en Geología, Minas,

Petróleos y Ambiental

Escuela de Ingeniería de Petróleos

Estudio de la Factibilidad de Implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y

Deshidratador Electrostático en la Estación Central Lago Agrio

Tesis Previa a la Obtención del Título de Ingeniero de Petróleos

Autores: Luis Alberto Alabuela Toapanta Paúl Eduardo Lara Pazos

Tutor: Ingeniero Gustavo Pinto Arteaga Miembro: Ingeniero José Cepeda Miembro: Ingeniero Marco Guerra

Quito, julio 2008

Declaración de Originalidad En calidad de miembros del Tribunal de Tesis de Grado, designados por la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador, declaramos que el tema de tesis “Estudio de la factibilidad de implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y Deshidratador Electrostático en la Estación Central Lago Agrio”, es inédita y fue completamente desarrollada y presentada, por los Señores. Luis Alberto Alabuela Toapanta y Paúl Eduardo Lara Pazos, por lo cual ratificamos y dejamos constancia de su autenticidad.

Ing. Gustavo Pinto Arteaga Tutor

Ing. José Cepeda Ing. Marco Guerra Primer Vocal Segundo Vocal

Cesión de Derechos de Autor

En reconocimiento a la Primera Casa de Estudios del País, establecimiento educativo que nos albergó y brindó el soporte técnico y académico, a través de su Personal Docente, para realizar nuestros estudios universitarios, por nuestra propia voluntad, nosotros: Luis Alberto Alabuela Toapanta y Paúl Eduardo Lara Pazos, cedemos los derechos de autoría sobre nuestro trabajo de tesis de grado intitulada “Estudio de la factibilidad de implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y Deshidratador Electrostático en la Estación Central Lago Agrio”, a favor de la Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad Central del Ecuador.

Quito, 14 de julio de 2008

Luis A. Alabuela T. Paúl E. Lara P.

C.I.: 171388476-3 C.I.: 171282472-9

Agradecimientos

Por su apoyo incondicional, a mi Mami, Por su confianza, a mis Hermanos,

Por siempre estar ahí, a mis Amigos, A la Escuela de Petróleos, a todos mis Profesores

A Petroecuador y todos quienes colaboraron En el desarrollo del presente trabajo.

Dedicatoria

A Dios A Mi Mami,

Mis Hermanos y Mis Amigos

Luis Alberto

Dedicatoria

Al Tribunal elegido para la revisión de la Tesis de Grado Ings. Gustavo

Pinto, José Cepeda y Marco Guerra, y por su intermedio a la Facultad de

Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la Universidad

Central del Ecuador, que me han impartido los conocimientos necesarios

para el desempeño en la vida profesional, y a todos mis amigos.

A Petroecuador, por el apoyo en el auspicio de la Tesis de Grado,

especialmente a los Ings. Héctor Román, Leopoldo Simisterra, y a todas

las personas que tanto en las oficinas como en el campo han aportado

con su ayuda para el desarrollo del proyecto.

Paúl E. Lara P.

Agradecimientos

A Dios, a mi madre Elsa D. Pazos que esta en el cielo, a mis padres

Oswaldo Lara, Isabel Acosta, que gracias a su sabiduría impartida

durante mi vida plasmaron el valor de seguir adelante para alcanzar los

anhelos deseados.

A mis hermanos Miguel, Cristian, John, Steven por darme el apoyo

incondicional, en esos momentos difíciles que día tras día hay que

superarlos.

Paúl E. Lara P.

RESUMEN DOCUMENTAL

Tesis sobre Ingeniería de Producción, específicamente sobre facilidades de producción; separadores. El objetivo fundamental es incrementar la producción de petróleo, a través del mejoramiento de la eficiencia de separación de fluidos con nueva tecnología. El problema identificado es: colapso de instalaciones de almacenamiento, contaminación de pozo inyector y desconocimiento de producción real. La hipótesis dice: los separadores Cilindros Ciclónicos Gas-Líquido (CCGL) y el deshidratador electrostático, incrementan la eficiencia de separación de crudo en un cien por ciento, alargan la vida útil del pozo re-inyector y permite conocer el valor real de la producción. Marco referencial: descripción del Campo Lago Agrio y de la Estación Lago Central, descripción y situación actual de las facilidades de producción. Marco conceptual: separadores: desarrollo tecnológico, estudios experimentales y aplicaciones de campo. Marco teórico: flujo multifásico en tuberías, diseño de separadores. Marco Metodológico: evaluación de facilidades de producción, diseño del programa Separador CCGL-LA, cálculo de patrones de flujo, caracterización de separadores, propuesta de instalación. La conclusión general se refiere al éxito de la separación de fluidos por la aplicación de los separadores propuestos. Con la recomendación de realizar un análisis PVT con datos actualizados del Campo, a fin de obtener un diseño con un mínimo de incertidumbre. DESCRIPTORES: <FACILIDADES DE PRODUCCION-ESTACION LAGO CENTRAL> <SEPARADORES BIFASICOS – PRODUCCION> <SEPARADORES-GAS-LIQUIDO><SEPARADORES-LIQUIDO-LIQUIDO> <SEPARADORES - DISEÑO CCGL><PATRONES DE FLUJO> CATEGORIAS TEMATICAS: <CP-INGENIERIA DE PETROLEOS><CP-INGENIERIA DE PRODUCCION> <CS-FACILIDADES DE PRODUCCION> AUTORIZACION Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a través de su Biblioteca Virtual por INTERNET.

Atentamente,

Luis Alberto Alabuela T. Paúl Eduardo Lara P.

C.I.:171388476-3 C.I.:171282472-9

SUMMARY

Thesis about of Production Engineering, specifically about facilities of production; separators. The fundamental objective is to increase the production of petroleum, through the improvement of the efficiency of separation of fluids with new technology. The identified problem: collapse of storage facilities, contamination of well injector and ignorance of real production. The hypothesis says: the separators Cylinder Cyclonal Gas-liquid (GLCC) and the electrostatic dehydratator, increase the separation efficiency of raw by a hundred percent, they lengthen the useful life of the well re-injector and permit to know the real value of production. Referential Mark: description of Field Lagro Agrio and of the Station, description and current situation of production facilities. Theoretical Mark: separators: develop technological, experimental studies and field applications. Theoretical Mark: two-phase flow in pipes, separators design. Methodological Mark: evaluation of production facilities, design of the program Separator GLCC-LA, calculation of patterns of flow, separators characterization, installation proposal. The general conclusion refers to the success of the separation of having flowed by the application of the proposed separators. With the recommendation to make an analysis PVT with modernized data of Field, in order to obtain a design with a minimum of uncertainty. DESCRIBERS: <FACILITIES OF PRODUCCION - ESTATION LAGO CENTRAL> <SEPARATORS - PRODUCTION> <SEPARATORS-GAS-LIQUIDO><SEPARATORS-LIQUID-LIQUID> <SEPARATORS - DESIGN CCGL>< FLOW PATTERN> THEMATIC CATEGORIES: <CP-PETROLEUM ENGINEERING><CP- PRODUCTION ENGINEERING > <CS-FACILITIES OF PRODUCTION> AUTHORIZATION We authorize BIFIGEMPA, for this thesis can be disseminating through your Virtual Library by INTERNET.

Regards,

Luis Alberto Alabuela T. Paúl Eduardo Lara P. C.I. :171388476-3 C.I. :171282472-9

ÍNDICE GENERAL

Antecedentes ........................................................................................... 1

Objetivos .................................................................................................. 3

Objetivo General ........................................................................................ 3

Objetivos Específicos................................................................................. 3

Capitulo I .................................................................................................. 5

1.1. Descripción Del Proyecto (Estación Lago Central) ....................... 5

1.1. Generalidades..................................................................................... 5 1.1.1. Campo Lago Agrio ....................................................................... 5 1.1.2. Estación Central Lago Agrio......................................................... 6

1.2. Ubicación Geográfica.......................................................................... 6

1.3. Características De Los Equipos (Estación Lago Central) ................... 7 1.3.1. Manifold........................................................................................ 8 1.3.2. Separadores................................................................................. 9

1.3.2.1. Separador De Prueba ............................................................ 9 1.3.3.2. Separador De Producción.................................................... 10

1.3.4. Depurador (Scrubber)................................................................. 10 1.3.5. Bota De Gas............................................................................... 11 1.3.6. Tanque De Lavado..................................................................... 12 1.3.7. Tanque De Surgencia................................................................. 12 1.3.8. Bombas ...................................................................................... 13 1.3.9. Calentador.................................................................................. 14 1.3.10. Quemadores............................................................................. 15

1.4. Estado Actual De Los Equipos De La Estación Central Lago Agrio.. 15

1.5. Producción Actual De La Estación Central Lago Agrio ..................... 17 1.5.1. Químicos .................................................................................... 18

Capìtulo II ............................................................................................... 19

2.1. Desarrollo Tecnológico Del Separador CCGL.............................. 19

2.2. Estudios Experimentales Y Aplicaciones De Campo De Los Separadores CCGL ................................................................................. 19

2.3. Medición Multifásica Utilizando Separadores CCGL......................... 22

2.4. Estudios De La Conducta Hidrodinámica De Flujo ........................... 25

Capitulo III............................................................................................... 28

3. Evaluación De Los Equipos De Separación De Fluido De La Estación Central Lago Agrio................................................................. 28

3.1. Historiales Del Manejo De Fluido De Los Separadores .................... 28 3.1.1. Promedio Anual De Producción ................................................. 28 3.1.2. Promedio Mensual De Producción ............................................. 29

3.2. Resultados De La Evaluación ........................................................... 30 3.2.1 Promedio Diario De Producción .................................................. 30

3.3. Eficiencia Del Separador................................................................... 31

3.4. Muestreo Y Análisis Del Fluido ......................................................... 31

3.5. Especificaciones Del Producto Separado: Agua, Gas, Petróleo ...... 33

Capitulo IV .............................................................................................. 35

4. Determinación De Los Tipos De Flujo De La Estación Central Lago Agrio ....................................................................................................... 35

4.1. Flujo Multifásico ................................................................................ 35 4.1.1. Definición De Flujo Multifásico Y Clasificación De Los Patrones De Flujo................................................................................................ 35

4.1.1.1. Flujos Horizontales Y Semi-Horizontales............................. 36 4.1.1.2. Tuberías Inclinadas Y Verticales Con Flujo Ascendente .... 40 4.1.1.3. Tuberías Inclinadas Con Flujo Descendente. ...................... 43

4.1.2. Variables Del Flujo Multifásico ................................................... 44 4.1.2.1. Tasa De Flujo Másico, W (Kg/S).......................................... 44 4.1.2.2. Tasa De Flujo Volumétrico, Q (M^3/S)................................. 45 4.1.2.3. Colgamiento (Liquid Holdup), Y Fracción De Gas (Gas Void Fraction), Α (-)................................................................................... 45 4.1.2.4. Velocidades Superficiales.................................................... 46 4.1.2.5. Velocidad De La Mezcla ..................................................... 46 4.1.2.6. Coligamiento Sin Resbalamiento......................................... 47

4.1.2.7. Flujo De Masa, G (Kg/M^2s)................................................ 47 4.1.2.8. Velocidad Actual, V (M/S) .................................................... 47 4.1.2.8. Velocidad De Resbalamiento (Slip Velocity)........................ 48 4.1.2.9. Velocidad De Arrastre (Drift Velocity), (M/S)........................ 48 4.1.2.10. Flujo De Arrastre (Drift Flux), J (M/S)................................. 49 4.1.2.11. Velocidades De Difusión (Difusión Velocities), (M/S)......... 49 4.1.2.12. Calidad De La Masa Del Flujo (Quality), X (-) .................... 49 4.1.2.13. Concentración De Masa, C (-). .......................................... 50

4.1.2.14. Propiedades Promedias De Los Fluidos............................ 50 4.1.3. Fenómeno Fundamental En El Flujo De Dos Fases (Gas-Líquido)............................................................................................................. 51 4.1.4. Complicaciones En Las Ecuaciones Básicas ............................. 52

4.1.4.1. Resbalamiento (Slippage) Y Colgamiento (Liquid Holdup) .......................................................................................................... 54

4.2. Cálculos De Los Tipos De Flujo........................................................ 56 4.2.1. Predicción De Los Patrones De Flujo......................................... 56

4.2.1.1. Predicción Y Ploteo Del Patrón De Flujo En Tuberías Mediante Flopatn .............................................................................. 57 4.2.1.2. Programa Para El Cálculo De La Caída De Presión En Flujo Multifásico A Través De Tuberías Dpdl (Multiphase-Flow Pressure-Loss Cumputer Code)....................................................................... 61

Capitulo V ............................................................................................... 62

5. Diseño Del Separador CCGL............................................................. 62

5.1. Introducción ...................................................................................... 62

5.2. Principios De Diseño Del Separador CCGL...................................... 63 5.2.1. Desarrollo Operacional............................................................... 65

5.3. Funcionamiento Del Separador CCGL ............................................. 66

5.4. Diseño Del Separador CCGL............................................................ 66 5.4.1. Diseño Simplificado Del Separador CCGL................................. 66

5.4.1.1. Análisis De La Entrada Inclinada ........................................ 67 5.4.1.2. Predicción Del Patrón De Flujo En La Entrada .................... 68 5.4.1.3. Análisis De Entrada Para Flujo Estratificado ....................... 69 5.4.1.4. Patrones De Flujo En La Parte Alta Del Separador CCGL . 75 5.4.1.5. Zona Donde El Colgamiento Tiende A Cero (Zero-Net Liquid Holdup) ............................................................................................. 76 5.4.1.6. Desarrollo Operacional ........................................................ 78

Capitulo VI .............................................................................................. 81

6. Diseño Del Deshidratador Electrostatico......................................... 81

6.1. Introducción ...................................................................................... 81

6.2. Principios De Diseño De Deshidratadores Electrostáticos................ 85

6.3. Funcionamiento ................................................................................ 86

6.4. Diseño Del Deshidratador Electrostático ......................................... 89

6.4.1. Cálculo De La Capacidad Del Deshidratador ............................. 89 6.4.2. Tiempo De Retención................................................................. 90 6.4.3. Capacidad De Gas ..................................................................... 92 6.4.4. Calor Necesario.......................................................................... 92 6.4.5. Acción Del Campo Eléctrico ....................................................... 93 6.4.6 Campos Electrostáticos............................................................... 97 6.4.7. Fuerzas Electrostáticas ............................................................ 101

6.5. Propiedades Del Petróleo .............................................................. 105

6.6. Voltajes Eléctricos........................................................................... 108

6.7. Frecuencia Electrostática................................................................ 108

6.7.1. Resultados De La Modulación Electrostática. .......................... 111

6.8. Modelo Propuesto........................................................................... 113 6.8.1. Parámetros PVT y Diseño Según Programa ........................... 113 6.8.2. Esquema Del Modelo Propuesto.............................................. 115

6.9. Normas De Diseño.......................................................................... 115 6.9.1. Presiones De Diseño................................................................ 115 6.9.2. Materiales................................................................................. 116 6.9.3. Placa De Nombre ..................................................................... 117

Capitulo VII ........................................................................................... 118

7. Programa Piloto De Implementación Del Separador CCGL En La Estación Central Lago Agrio............................................................... 118

7.1. Características Del Separador CCGL ............................................. 118 7.1.1. Datos Del Campo Lago Agrio................................................... 118 7.1.2. Programas Adicionales............................................................. 118 7.1.3. Modelo Final Propuesto............................................................ 119

7.1.3.1. Procedimiento Para El Dimensionamiento Del Separador Ccgl Mediante Programa “Diseño CCGL 1.0”................................ 119 7.1.3.2. Dimensionamiento Del Separador CCGL Mediante El Programa Glccvx.7.9 ...................................................................... 124

7.1.3.2.1. Reporte De Simulación De Separador Cilindro Ciclónico Gas Líquido, Glccvx.7.9. ............................................................. 126

7.1.4. Comparación De Los Dos Modelos.......................................... 129 7.1.5. Instrumentación........................................................................ 129

7.2. Ubicación Del Separador CCGL ..................................................... 131

Capitulo VIII .......................................................................................... 133

8. Análisis Económico......................................................................... 133

8.1. Costo Del Deshidratador Electrostático Propuesto. ........................ 133

8.2. Costo Del Separador Ccgl Lc Propuesto. ....................................... 133

Capitulo IX ............................................................................................ 136

9. Conclusiones Y Recomendaciones ............................................... 136

9.2. Nomenclatura.................................................................................. 139

9.3. Bibliografía ...................................................................................... 141

9.5. Glosario........................................................................................... 146

9.4. Anexos............................................................................................ 158

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Separador CCGL Y Deshidratador Electrostático (Sistema Integrado de Separación). .................................................................. 2

Figura 2. Ubicación De La Estación Central Lago Agrio. ........................... 7 Figura 3. Esquema De La Estación Lago Central. Elaborado Por LAAT-

PELP. ................................................................................................. 8 Figura 4. Manifolds LA ............................................................................... 8 Figura 5. Separador De Prueba LC. .......................................................... 9 Figura 6. Separador De Producción LC. .................................................. 10 Figura 7. Depurador LC. .......................................................................... 11 Figura 8. Bota De Gas LC........................................................................ 11 Figura 9. Tanque De Lavado LC.............................................................. 12 Figura 10. Tanque De Surgencia LC. ...................................................... 13 Figura 11. Bombas De Transferencia LC................................................ 14 Figura 12. Calentador LC......................................................................... 14 Figura 13. Quemadores LC. .................................................................... 15 Figura 14. Tanque Provisional LC............................................................ 16 Figura 15. Promedio Anual De Producción LC. ....................................... 29 Figura 16. Promedio Mensual De Producción LC. ................................... 30 Figura 17. Promedio Diario De Producción LC. ....................................... 31 Figura 18. Normas Para Análisis Químicos. Fuente ASTM ..................... 33 Figura 19. Prueba ACT Estación Lago Central. Fuente Petroproducción.34 Figura 20. Patrones De Flujo Estratificados En Tuberías Horizontales Y

Semi-Horizontales. ........................................................................... 36 Figura 21. Patrones De Flujo Intermitentes En Tuberías Horizontales Y

Semi-Horizontales. ........................................................................... 37 Figura 22. Patrones De Flujo Anulares En Tuberías Horizontales Y Semi-

Horizontales...................................................................................... 39 Figura 23. Patrón De Flujo Burbuja Dispersa En Tuberías Horizontales. 40 Figura 24. Patrón De Flujo Tapón (Slug) Y Anular En Flujo Vertical

Ascendente....................................................................................... 41 Figura 25. Patrones De Flujo: Burbuja-Dispersa, Revuelto, Y Burbuja En

Tuberías Verticales. .......................................................................... 43 Figura 26. Patrones De Flujo En Tuberías Inclinadas Y Verticales Con

Flujo Descendente............................................................................ 44 Figura 27. Consideración De La Continuidad En Flujo De Una Fase Y

Multifásico......................................................................................... 52 Figura 28. Esquema De La Relación De Colgamiento Y Resbalamiento. 54 Figura 29. Esquema De Las Secciones Del Separador CCGL. ............... 63 Figura 30. Desarrollo Operacional Del Separador CCGL. ...................... 65 Figura 31. Vista Esquemática De La Entrada Inclinada Del Separador

CCGL................................................................................................ 68 Figura 32. Flujo Estratificado. Nomenclatura Y Geometría En La Entrada.

.......................................................................................................... 70 Figura 33. Componentes De La Velocidad En La Entrada Del CCGL. .... 74

Figura 34. Esquema Del Patrón De Flujo Revuelto En El Separador CCGL................................................................................................ 75

Figura 35. Esquema Del Patrón De Flujo Anular En El Separador CCGL76 Figura 36. Nomenclatura Del Modelo Mecánico Del Separador CCGL. . 79 Figura 37. Desarrollo Histórico De La Tecnología Electrostática. Fuente:

Multiphase System Integration (MSI) 2007. ...................................... 83 Figura 38. Tratador Electrostático............................................................ 84 Figura 39. Fenómeno De Coalescencia De Gotas De Agua.................... 84 Figura 40. Composición Y Polaridad De Una Molécula De Agua. ........... 86 Figura 41. Tiempo De Retención. ............................................................ 91 Figura 42. Movimiento De Una Gota De Agua Entre Dos Electrodos De

Polaridad Dual. Fuente Marfisi S, Salager J. L. ............................... 96 Figura 43. Esquema Del Proceso De Electrocoalescencia. Fuente Marfisi

S, Salager J. L. ................................................................................. 97 Figura 44. Deshidratador Convencional AC............................................ 98 Figura 45. Campo Ac Deshidratador........................................................ 99 Figura 46. Instalación Combinada De AC/DC........................................ 100 Figura 47. Instalación Combinada De AC/DC........................................ 100 Figura 48. Fuerzas Coalescedoras. ....................................................... 101 Figura 49. Fuerzas De Gota Combinadas C/DC.................................... 105 Figura 50. Densidad Agua/Petróleo. ...................................................... 106 Figura 51. Voltaje De Arranque.............................................................. 108 Figura 52. Voltaje Vs Conductividad Del Petróleo Aplicada................... 110 Figura 53. Desarrollo De La Frecuencia Base. ...................................... 112 Figura 54. Incremento De La Modulación De Frecuencia...................... 113 Figura 55. Calculo Del Dimensionamiento Del Deshidratador. Programa

MSI. ................................................................................................ 114 Figura 56. Esquema Del Deshidratador Electrostático Propuesto. ........ 115 Figura 57. Valores De Presiones De Trabajo Y Tamaño De Separadores

Horizontales.................................................................................... 116 Figura 58. Esquema De Una Placa De Nombre. Fuente: ASME 2000. . 117 Figura 59. Datos Campo LC. ................................................................. 119 Figura 60. .Correlaciones Utilizadas. ..................................................... 120 Figura 61. Patrones De Flujo Del Programa. ........................................ 120 Figura 62. Datos En La Sección Vertical .............................................. 120 Figura 63. Resultados De La Sección Vertical....................................... 121 Figura 64. Datos En La Sección Inclinada. ............................................ 121 Figura 65. Resultados De La Sección Inclinada. ................................... 122 Figura 66. Ingreso De Datos Campo LC................................................ 122 Figura 67. Resultados Obtenidos Del Diseño Del Separador CCGL. .... 123 Figura 68. Ingreso De Datos En El Programa GLCCvx7.9. ................... 124 Figura 69. Resultados Mediante El Programa CCGLvx.7.9................... 125 Figura 70. Cálculos Del Cuerpo Del Separador CCGL. ......................... 125 Figura 71. Cálculos De La Entrada Inclinada......................................... 125 Figura 72. Cálculos De La Salida De Gas Del Separador CCGL........... 126 Figura 73. Cálculos De La Salida De Líquido Del Separador CCGL. .... 126 Figura 74. Dispositivos de Control del Separador CCGL-LC. Elaborado

Por: LAAT- PELP............................................................................ 130

Figura 75. . Comparación De Medidores De Flujo. ................................ 131 Figura 76.. Diagrama De La Estación Lago Central Instado El Separador

CCGL-LC Y Deshidratador Electrostático....................................... 132

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Situación Actual De Equipos De La Estación Lago Central. ...... 16 Tabla 2. Producción Por Pozo. Fuente: Petroproducción. Mayo 2008..... 17 Tabla 3. Producción Diaria Estación Lago Central. Fuente

Petroproducción. Mayo 2008. ........................................................... 17 Tabla 4. Tipo De Levantamientos De Pozos LC. ..................................... 18 Tabla 5. Químicos Utilizados En Separadores Estación Lago Central. ... 18 Tabla 6.. Químicos Utilizados En Levantamiento Hidráulico Estación Lago

Centra. .............................................................................................. 18 Tabla 7. Promedio Anual De Producción. Estación LC............................ 28 Tabla 8. Promedio Mensual De Producción. Estación LC. ...................... 29 Tabla 9. Promedio Diario De Producción Estación LC............................. 30 Tabla 10. Relación Del Porcentaje De Agua Con La Distancia Y

Coalescencia. ................................................................................... 89 Tabla 11. Valores De La Constante “C”. .................................................. 89 Tabla 12. Temperaturas Promedio De Tratamiento................................. 90 Tabla 13. Comparación Del Diseño El Separador CCGL Mediante Los

Programas: Diseño De Separador CCGL Y Glccvx.7.9. ................. 129 Tabla 14. Tabla. Costos De Construcción Del Separador CCGL........... 134 Tabla 15.Costo Total: Implementación De Separador CCGL Y

Deshidratador Electrostático En La Estación LC. ........................... 135 

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Tamaño De Las Partículas En Los Procesos De Separación. 158 Anexo 2. ºAPI Y Gravedad Específica De La Estación Lago Central. ... 159 Anexo 3. Gravedad Del Gas De Las Estación Lago Central.................. 160 Anexo 4. Cromatografía Estación Lago Central. Fuente: Petroproducción

........................................................................................................ 161 Anexo 5. Propiedades Y Presiones Aceptables De Trabajo Para Tuberías.

........................................................................................................ 162 Anexo 6. Propiedades De Materiales Para Construcción De Separadores.

........................................................................................................ 163 Anexo 7. Rugosidad Absoluta De Tubería Nueva (Pulgadas) ............... 164 Anexo 8. Medición De La Calidad De Fluidos Efluentes........................ 164 Anexo 9. Costo De Químicos Utilizados En La Estación Lago Central.

Fuente: Petroproducción................................................................. 164 Anexo 10. Tabla Comparativa De Costos Estimados De Tratadores

Electrostáticos Vs Tratadores Caloríficos. ...................................... 165 Anexo 11. Procedimiento General De Prueba De Operación Del

Separador CCGL. ........................................................................... 165 Anexo 12. Procedimiento De Prueba Liquid Carry Over (LCO). ............ 166 Anexo 13. Procedimiento De Prueba Para Condiciones Normales De

Operación (NOC)............................................................................ 166

1

ANTECEDENTES

La industria del petróleo a lo largo de su desarrollo ha diseñado e

implementado varios métodos de separación de crudo, siendo los más

utilizados los separadores convencionales monofásicos, bifásicos y

trifásicos horizontales y verticales, los mismos que si bien han demostrado

un buen rendimiento, sin embargo su construcción y costos de operación

y mantenimiento son muy elevados.

Los altos costos del procesamiento de crudo obligan a la industria a

buscar nuevos sistemas de separación de petróleo agua y gas, más

económicos y con alta eficiencia de separación, entre estos sistemas se

encuentran los separadores compactos, separadores en línea,

separadores cilindros ciclónicos, deshidratadores electrostáticos, y otras

variedades de separadores .

Los nuevos mecanismos de separación de crudo nos permiten integrar las

tecnologías, con los sistemas existentes, permitiéndonos mejorar la

eficiencia de separación de los separadores convencionales.

Uno de estos sistemas, de reciente desarrollo, es el separador Cilindro

Ciclónico Gas-Líquido (CCGL), el cual nos permite separar las fases

liquidas y gaseosas del fluido, incrementando la eficiencia de separación

del fluido, reduciendo la turbulencia y el adicionamiento de químicos en

los separadores, minimizando los costos de mantenimiento y producción

de crudo. Luego de que el crudo es tratado en los separadores, la fase

líquida, aún mantiene impurezas, como: agua y sedimentos, los cuales

son indispensables eliminarlos, para lo cual se propone implementar un

deshidratador electrostático, que permita eliminar estas impurezas.

Por esta razón se decidió analizar la forma de incrementar la eficiencia de

los separadores de la estación de producción Central Lago Agrio,

2

implementado un Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL), el

cual es un separador compacto compuesto de una tubería vertical en la

cual está instalada una entrada tangencial inclinada, con salidas de flujo

para el gas y líquido en la cima y en la base respectivamente. El crudo

ingresa al cilindro y por fuerzas centrifugas, flotación y gravedad, las fases

son separadas, el líquido gira radialmente hacia la pared del cilindro y es

recogido en el fondo, mientras el gas se mueve al centro del ciclón y sale

por la toma superior. La fase líquida que sale del separador CCGL

ingresa al deshidratador electrostático, con el fin de eliminar el agua y los

sedimentos que en la primera etapa no son removidos, quedando el crudo

en condiciones optimas para ser trasportado a los tanques de

almacenamiento.

Figura 1. Separador CCGL y deshidratador electrostático (Sistema Integrado de

Separación).

3

OBJETIVOS

Objetivo General • Estudiar la factibilidad de incrementar la eficiencia de separación de

crudo de la Estación Central Lago Agrio, mediante la implementación del

Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido (CCGL) y deshidratador

electrostático.

Objetivos Específicos • Establecer datos generales de la Estación Central Lago Agrio

• Diagnosticar el estado actual de los sistemas de separación de crudo de

la Estación Central Lago Agrio.

• Determinar los patrones de flujo que se tiene en la producción de crudo.

• Analizar la teoría de separación de crudo.

• Caracterizar el Separador CCGL y el Deshidratador electrostático.

• Justificar desde el punto de vista económico la aplicación y desarrollo

del Separador CCGL y del deshidratador electrostático.

• Realizar un programa del diseño del Separador CCGL y del

deshidratador electrostático, basándose en la información recopilada.

• Conocer las normativas que se aplican en la implementación del

Separador CCGL y del deshidratador electrostático.

4

• Efectuar los respectivos programas de producción, diseño de facilidades,

toma de muestras, etc.

• Realizar una comparación de los sistemas de separación utilizados en la

actualidad para separar crudo.

• Mostrar la importancia económica que representa el diseño de sistemas

Integrados de separación.

5

CAPITULO I 1.1. DESCRIPCIÓN DEL PROYECTO (ESTACIÓN LAGO CENTRAL) 1.1. Generalidades

1.1.1. Campo Lago Agrio

En 1967, el consorcio norteamericano Texaco-Gulf descubre con la

perforación del pozo Lago Agrio 1 en el nororiente ecuatoriano, a una

profundidad de 10175 pies, una producción a flujo natural de 2955 BPPD

y un crudo de 29º API, provenientes de la formación Hollín, dando así el

inicio de la industria petrolera en la región Amazónica del Ecuador.

En el campo Lago Agrio se han perforado un total de 46 pozos, con una

producción acumulada de 152.0 millones de barriles de petróleo

proveniente de las Formaciones Tena, Napo y Hollín, de diferentes

unidades de producción tales como la arena Basal Tena, areniscas “U”

Sup., “U” Inf., “T” Sup., “T” Inf. y la arena Hollín, todas ellas productoras

de petróleo, con excepción de LAG-19, considerado un pozo seco. El

pozo LAG-16B es el único pozo de disposición de aguas de formación.

El Campo Lago Agrio geológicamente se encuentra alineado al conjunto

de campos Tigüino, Cononaco, Auca, Sacha, Palo Azul-Rojo y Charapa

que entrampan hidrocarburo en tres etapas migratorias en las secuencias

detríticas de las formaciones Hollín, Napo y Tena. El Campo Guanta-

Dureno, geológicamente está relacionado a una estructura anticlinal

fallada que se extiende de Norte-Sur.

6

1.1.2. Estación Central Lago Agrio

El proyecto es desarrollado en la Estación Central Lago Agrio

denominada comúnmente como Lago Central, de la Compañía Estatal

Petroproducción, la cual se encuentra en operación con una producción

promedio de 2000 BPPD. Parte de la producción es usada para bombeo

Hidráulico. Se dispone de una planta de generación eléctrica con un

promedio de generación de 2750 KW, la cual se encuentra operando con

diesel, debido a la insuficiente cantidad de gas que está produciendo el

campo.

1.2. Ubicación Geográfica La Estación Lago Central está ubicada entre las latitudes 0°00’ - 0°10’ N y

longitudes 76°50’ - 76°57’. Localizado al Norte - Oeste de la cuenca

Amazónica, en la provincia de Sucumbíos. Su área es de 41.8 Km2

La Estación Lago Central opera dentro de la unidad de Petroproducción

denominada Unidad Lago Agrio (ULA), la cual comprende las estaciones:

Lago Norte, Lago Centro y Guanta. (Ver figura 2)

7

Figura 2. Ubicación de la Estación Central Lago Agrio. 1.3. Características de los equipos (Estación Lago Central)

La figura 3 muestra un esquema de las facilidades de producción que se

encuentran en operando en la Estación Lago Central.

8

Figura 3. Esquema de la Estación Lago Central. Elaborado por LAAT-PELP.

1.3.1. Manifold Está constituido por una serie de válvulas que permiten que varios pozos

lleguen al separador de prueba y de producción.

Figura 4. Manifolds LA.

9

1.3.2. Separadores En la Estación Central Lago Agrio están instalados dos separadores

trifásicos horizontales: un separador de prueba y un separador de

producción, el primero es de menor capacidad y sirve para medir la

producción de gas y producción de líquido, cuando un pozo es puesto a

prueba. El separador de producción tiene la capacidad suficiente para

alojar el fluido proveniente de todos los pozos.

Las funciones de los separadores son:

• Remover aceite de gas.

• Remover gas de aceite.

• Separar agua de aceite.

• Remover impurezas del gas.

• Remover sólidos y lodos de líquidos.

• Purificar corrientes gaseosas.

1.3.2.1. Separador de Prueba

El separador de prueba, opera a una presión de operación 25 Psi, y su

capacidad es de 10000 Bls.

Figura 5. Separador de prueba LC.

10

1.3.3.2. Separador de Producción

El separador de producción opera a una presión de operación 25 Psi y

su capacidad es de 15000 Bls.

Figura 6. Separador de producción LC. 1.3.4. Depurador (Scrubber)

El Depurador (Scrubber) instalado tiene la función de retirar una fracción

muy pequeña de líquido en la corriente gaseosa que sale del separador

de producción. Una vez que el gas está libre de impurezas y de

fracciones de líquido es usado como combustible para el calentador, y el

gas remanente es enviado hacia los quemadores.

11

Figura 7. Depurador LC. 1.3.5. Bota de gas

La bota de gas es el equipo usado para desprender la fase gaseosa de la

corriente de crudo que sale del separador de producción, para luego

pasar al tanque de lavado.

Figura 8. Bota de gas LC.

12

1.3.6. Tanque de Lavado El tanque de lavado se encuentra clasificado como parte del sistema de

almacenamiento, sin embargo es en este tanque donde se rompe la

emulsión, separando el agua del petróleo. El tanque de lavado es muy

susceptible a la corrosión en su parte inferior, debido al agua de

formación acumulada. El tanque de lavado instalado en la estación Lago

Central tiene una capacidad de almacenamiento de 14700 Bls.

Figura 9. Tanque de lavado LC. 1.3.7. Tanque de Surgencia

El tanque de Surgencia es donde el crudo reposa para alcanzar el BSW

necesario (menor al 1%). La capacidad de almacenamiento del tanque de

surgencia de la Estación Lago Central es de 15120 Bls.

13

Figura 10. Tanque de Surgencia LC.

1.3.8. Bombas Las bombas incrementadotas de presión (Booster) de 50 HP nos permiten

transferir el petróleo desde el tanque de surgencia hacia el sistema de

Oleoducto.

El agua producto de la separación es llevada al sumidero, donde se

inyecta químicos anticorrosivos para ser enviada mediante bombas

incrementadotas de presión de 100 HP al sistema de reinyección de agua

de la Estación Lago Norte.

En el sistema de levantamiento hidráulico (Power Oil), se emplea bombas

incrementadotas de presión de 100 HP para enviar el petróleo del tanque

de surgencia hacia los pozos que operan con este tipo de levantamiento.

Los sistemas de inyección de químicos emplean bombas de ¼ HP

mientras que las bombas instaladas en el sumidero son de 15 HP.

Cada uno de los sistemas mencionados, están instalados en paralelo con

el propósito de mantener siempre activas las operaciones ante cualquier

14

eventualidad de la bomba que se encuentra operando o cuando entra en

mantenimiento.

Figura 11. Bombas de transferencia LC. 1.3.9. Calentador El calentador que se encuentra operando en la Estación Lago Central

utiliza como combustible el gas proveniente del depurador (scrubber), su

objetivo es calentar el agua que se encuentra recirculando a través del

sistema de calentamiento del tanque de lavado, incrementando la

temperatura del tanque y facilitando la separación agua-petróleo.

Figura 12. Calentador LC.

15

1.3.10. Quemadores El gas del depurador y de la bota de gas que no se emplea como

combustible es enviado a los quemadores.

Figura 13. Quemadores LC.

1.4. Estado actual de los equipos de la Estación Central Lago Agrio

La Estación Central Lago Agrio se encuentra operando, con los equipos

que se muestran en el diagrama de flujo (ver figura 3). Sin embargo el

Tanque de Lavado entró a mantenimiento desde inicios del año (enero

2008), por lo que se utiliza el Tanque Provisional que en este caso es un

Tanque Empernado (Empernard Tank), cuya capacidad de 10000 Bls,

para suplir las funciones del tanque de lavado.

16

Figura 14. Tanque Provisional LC.

La tabla 1 muestra un resumen de la situación actual de los equipos

instalados en la estación Lago Central a junio de 2008.

EQUIPOS DE PRODUCCIÓN INSTALADOS ESTACION LAGO CENTRAL

CANT. EQUIPOS INSTALADOS DE PRODUCCIÓN ESTADO 1 Manifold (Pozos 4,9A,13,21,22,25,27,38, 39 y 45) Operando 1 Separador de producción Operando 1 Separador de pruebas Operando 1 Bota Operando 1 Depurador (Scrubber) Operando 1 Tanque de Lavado (14,690 Bls) Mantenimiento 1 Tanque Provisional (10214 Bls) Operando 1 Tanque de Surgencia (15,120 Bls) Operando

2 Bombas incrementadotas de presión (Booster) de inyección de químicos Operando

2 Bombas incrementadotas de presión (Booster) de transferencia Operando

2 Bombas incrementadotas de presión (Booster) de reinyección de agua Operando

1 Bomba incrementadotas de presión (Booster) pequeña de recirculación Operando

1 Sumidero con su respectiva bomba Operando 5 Bombas de químicos Operando 1 Calentador con su respectiva bomba Operando 2 Mecheros Operando 1 Laboratorio Operando

FUENTE: PETROPRODUCCIONTabla 1. Situación actual de equipos de la Estación Lago Central.

17

1.5. Producción actual de la Estación Central Lago Agrio La tabla 3 muestra la producción diaria del campo, reinyección de agua y

el consumo de químicos utilizados en la Estación Lago Central.

POZO Arena % BSW INY. GAS G.O.R

ºAPI BPPD correg.

BAPD correg. MPCD

4 H 18.8 28.8 850 78 18 11 141

09ª T 3.5 29.5 580 349 13 32 92

13 T 35.8 28.8 1100 87 48 32 368

21 0 0.0 0.0 0 0 0 0 0

22 BT 4.0 29.2 910 231 10 29 126

25 U+T 6.0 28.7 0 576 37 5 22

27 H 15.8 29.1 960 266 50 14 53

38 U 13.5 31.5 820 117 18 56 479

39 H 50.6 29.5 1250 402 412 26 65

45 Hi 36.6 28.1 1010 77 44 43 558

46-D Hs 80.0 29.0 0 94 378 0 0

TOTAL: 29 7480 2277 1028 248 Tabla 2. Producción por pozo. Fuente: Petroproducción. Mayo 2008.

LAGO CENTRAL PROD. DIARIA = 2277

PROD GAS (MPCND) GOR L. CENTRAL 517 240

REINYECCIÓN DE AGUA POZO REINY. L.A -16

PROD. LN/ LC 1169 685 BLS. INY 1854

OPERACIONES CAMPOS INY PSI Nro .POZOS HRS UNIDADES P.

OIL

CENTRAL 7480 3731 9 96 CONSUMO DIARIO DE QUIMICOS.

DMO DW COR CAL XT 4612 275 825 3087 47

10.0 5.0 4.0 10.0 0.0 Tabla 3. Producción diaria Estación Lago Central. Fuente Petroproducción. Mayo 2008.

18

La tabla 4 indica el tipo de levantamiento con el que produce cada pozo

de la Estación Lago Central.

POZO TIPO DE TIPO DE BOMBA EFICIENCIAS

LEVANT MOTOR BOMBA

4 P. OIL JET-8A 65% 25%

09ª P. OIL P.OILM.3X48 108% 96%

13 P. OIL JET-7-H 0% 0%

21 P. OIL JET CLAW 9-I 0% 0%

22 P. OIL PIST.KOB D 1X1 59% 61%

25 BES 0% 0%

27 P. OIL JET-B+4 0% 0%

38 P. OIL PLI 2 1/2X2X1 5/8 60% 56%

39 P. OIL JET-8A 0% 0%

45 P. OIL PIST 2½X2X1 1/2 18% 128%

46-D BES Centrilif P-22 0% 0%Tabla 4. Tipo de levantamientos de pozos LC. 1.5.1. Químicos La tabla 5 y 6 muestra los químicos utilizados en los procesos de

separación y levantamiento hidráulico.

QUIMICOS PARA SEPARADORES TIPO DE QUIMICOS  Gal/Día  NOMBRE COMERCIAL Emulsificante  11  DMO‐4612 Antiespumante  2.6  A‐2680 Antiescala  1.5  CALNOX‐3087 

Tabla 5. Químicos utilizados en Separadores Estación Lago Central.

QUIMICOS PARA LEVANTAMIENTO HIDRAULICO (POWER OIL) TIPO DE QUIMICOS  Gal/Día  NOMBRE COMERCIAL Emulsificante  3.7  DMO‐4612 Antiparafinico  4.7  DW‐275 Anticorrosivo  2.4  COR‐825 Antiescala  1.5  CALNOX‐3087 

ELABORADO POR: LAAT‐EPLP          FUENTE: PETROPRODUCCION 

Químicos utilizados en Levantamiento Hidráulico Estación Lago Centra.

19

CAPÌTULO II

2.1. Desarrollo tecnológico del separador CCGL Los separadores Cilindros Ciclónicos Gas-Líquido (CCGL), han sido

desarrollados en los últimos 15 años, por la industria del petróleo,

convirtiéndose rápidamente en opciones de reemplazo de los

separadores convencionales. Comparaciones entre los separadores

convencionales y los cilindros ciclónicos gas-líquido han sido publicados

en los últimos años, así como nuevos aportes en el desarrollo y

perfeccionamiento del modelo.

Detallada literatura sobre separadores compactos han sido dados por

Arpandi, (1995). Shoham y Kouba, (1998), quienes presentaron nuevos

estudios sobre el modelo del separador CCGL. Mohan y Shoham, (1999),

presentaron el desarrollo de los diseños del modelo del separador CCGL

para un flujo de tres fases.

Extensos estudios teóricos y experimentales han sido llevados a cabo con

el fin de comprender la separación del líquido y gas dentro del separador

CCGL.

A continuación se muestra un breve resumen, de la información literaria

más importante de los estudios de separación compacta, dado por Shaya,

M. (1997).

2.2. Estudios experimentales y aplicaciones de campo de los separadores CCGL

Se han llevado a cabo varios estudios de la separación de las fases en el

separador CCGL, y el diseño del separador.

20

Davies, (1984), Davies y Watson (1979) y Oranje, (1990) estudiaron los

separadores compactos para producción costa afuera con respecto al

peso, costos y eficiencia de separación versus los separadores

convencionales. Oranje, (1989). Reportó a gran escala el desarrollo de

cuatro tipos de separadores gas-líquido con una eficiencia de 100% en

reducción de tapones (slugs). Bandyopadhyay, (1994) de Naval Weapons

Research Laboratory, consideró el uso de separadores ciclónicos gas-

líquido para separar burbujas de gas de hidróxido de sodio líquido en

sistemas de baterías en base a oxido de aluminio. El ciclón usó una

entrada y salida tangencial, con un arreglo para cambiar el ángulo y esto

demostró que el gas es sensible al ángulo de inclinación de la entrada y

salida del separador, se observaron dos configuraciones básicas: flujo

directo y helicoidal-espiral. El ángulo óptimo más estable ha sido

encontrado como función de la tasa de flujo y la geometría del separador.

El separador ciclónico usado para separar gas y petróleo desarrollado por

Nebrensky, (1980) incluía una entrada rectangular y tangencial equipada

con una paleta, arreglo que permitía cambiar el área de entrada, y

controlar la velocidad de entrada independientemente de la dirección y

extendiendo el rango de operación del separador. Este ciclón también usó

una salida de vórtice para el gas.

Un separador gas-líquido con entrada rectangular tangencial cerca del

fondo fue desarrollado por Zhikarev, (1985) determinando las

dimensiones y regímenes de operación con los que puede operar el

separador con entrada de gotas líquidas, basados en investigaciones

experimentales y teóricas.

Un cilindro ciclónico con paletas espirales internas llamado separador

Auge fue desarrollado por ARCO (Kolpak, 1994) y mostró una separación

de gas de 2% a 18% cuando fue probado en Alaska.

21

Weingarten, (1995) buscó alternativas a los métodos convencionales de

control de líquidos dentro de los separadores usando flotadores y válvulas

de diafragma ahogadoras, operadas por la cabeza hidrostática del tanque.

Estas pruebas determinaron la sensibilidad del nivel del líquido, dentro del

cilindro ciclónico, a la caída de presión en los niveles de gas y liquido.

Arato y Barnes, (1992) usaron un separador en línea libre de vórtice

antes de una bomba multifásica, para separar gas-líquido. Parte del

líquido separado fue recirculando a la bomba para reducir la relación

volumétrica del gas en la fase mixta de la entrada. Esto produjo una

mejora en la capacidad de la bomba.

Baker y Entress, (1991) probaron un nuevo diseño llamado Sistema de

Bombeo de Separación vertical Anular (Vertical Annular Separation

Pumping System (VASPS)), para facilidades y separación bajo el mar.

Este sistema habilitó la producción de los reservorios en aéreas remotas y

campos marginales, ellos buscaron la separación en superficie y un

método de bombeado para largas distancias, particularmente en aguas

profundas.

Kanyua y Freeston, (1985) estudiaron experimentalmente la posible

aplicación de un sistema denominado Separador Centrífugo para Flujo

Vertical (Vertical Flow Centrifugal Separator) para aplicaciones

geotermales, y reportaron el efecto de la geometría en la eficiencia del

separador para separación pozo abajo. El estudio fue extendido a

operaciones en superficie, seguidas satisfactoriamente de prototipos para

separación pozo abajo. Estos diseños de separadores incluían un

generador de vórtice, una sección difusora y un tubo de vórtice de gas

montado en una configuración compacta. Esto concluyó que un generador

de vórtice era factible para operar en superficie, en aplicaciones a bajas

22

presiones, mientras un tubo vórtice de gran diámetro fue preferible para

operaciones bajo superficie, para aplicaciones a altas presiones.

Davies y Watson, (1979) desarrollaron separadores compactos

miniaturizados para plataformas costa afuera donde los requerimientos de

espacio no permitían montar separadores convencionales. Estas

unidades fueron económicas y fáciles de operar. Un grupo de tubos-

vórtices fueron desarrollados para sistemas de pruebas. El grupo de tubos

se ponía dentro del tanque del separador, cada tubo vórtice comprimía

una parte del gas, en la parte alta se permitía la salida del gas, en la parte

periférica baja se abría la salida del líquido, de manera tangencial.

Forsyth, (1984) usó un diseño similar para separar líquido y partículas

sólidas de un sistema de transmisión de gas natural, poniendo un grupo

de separadores ciclónicos dentro de un tanque presurizado, produciendo

gas seco y limpio, eliminando la necesidad de usar filtros de aceite y de

otros tipos de filtro.

2.3. Medición multifásica utilizando separadores CCGL

Las aplicaciones que más se han desarrollado en el estudio del separador

CCGL han sido para sistemas de medición multifásica.

A continuación se muestra un resumen de las aplicaciones de campo de

un trabajo presentado por Kouba, (2006).

Chevron dirigió y operó diseños de separadores GLCC con bajo GOR

para mediciones de flujo.

Liu y Kouba, (1994). Kouba, (1995) condujeron varios estudios

auspiciados por Chevron en el desarrollo de medición multifásica,

23

incorporando un sistema denominado Net Oil Computer, donde el gas y el

líquido fueron separados por un separador CCGL, medidos, y luego

recombinados para su transportación. El separador CCGL diseñado tenía

6” de diámetro, 12 ft de altura con una entrada simple. Un medidor

(Humble test facility) fue usado por Kouba, (2002) para medir el gas y

varias combinaciones de crudo, agua y gas natural, se usaron

densitómetros nucleares localizados en la entrada vertical y a la salida del

líquido del separador CCGL.

Colorado Engineering Experimental Station Inc. (CEESI). Wang, (2002)

experimentaron con un separador CCGL de 6” de entrada y una presión

de 200 a 1000 Psi, con gas natural. Se probaron configuraciones de

separadores GLCC donde fueron probados flujos de gas y líquido 25

MMscfd y 900 Bfpd respectivamente. El separador CCGL fue equipado

con: Annular Film Extractors (AFE) localizados sobre la parte baja del

separador CCGL y entradas superiores.

Las proporciones de flujo de gas y líquido de 34 Mscfd y 2000 Bfpd

respectivamente, fueron usados para probar un separador CCGL con

entrada dual de 6”, y sistema de medición multifásica de adquisición de

datos en un campo experimental para un corte de agua de 0 a 100 %.

Wang, (2006) integró instrumentos de medición multifásica en línea

denominada: Inline Water Separation (IWS), sistema que consistió en un

separador CCGL, Liquid-Liquid Pipe Separator (LLPS), un Liquid-Liquid

Cylindrical Cyclone (LLCC) y un Liquid-Liquid Hydrocyclone Cylindrical

(LLHC), los cuales fueron probados en una estación experimental para

separar una proporción significante de agua. Con los productos

remanentes de la producción de fluidos (gas, petróleo y agua) enviados

de las facilidades de producción existentes.

24

Un separador CCGL de 60” de ID y 20 ft de altura, el más grande en el

mundo empleado en Minas para separación-medición. (Marrelli, 2000)

operaba a 170 Psia y 260 ºF, manejando tasas de producción de líquido y

gas de 160,000 Bfpd y 70 MMscfd respectivamente, y equipado con

válvulas de control sofisticadas en los niveles de líquido y gas.

Se diseñó un separador CCGl para Duri, un campo de Indonesia, para el

manejo de producción con arena y baches de líquido (Marrelli, 2000). El

análisis comparativo de los separadores convencionales con el CCGL

demostró que la aplicación solo para el área-10 del campo Duri

consideraba un ahorro de 3.2 millones de dólares.

Un separador CCGL con una configuración de 12” de diámetro y 12 ft de

alto, fue instalado para mediciones en CNOOC, una plataforma offshore

de China. (Wang and Zhang, 2005). Una entrada de 42” de diámetro y 23

ft de alto fue instado por CNOOC para remover parcialmente gas (gas

knockout) en una plataforma offshore.

El primer separador CCGL para remoción de líquido en flujo de gas, en

aplicaciones de gas lift fue instalado en Nigeria (Bodunrin, 1997),

demostrando éxito a gran escala del desarrollo del separador CCGL para

altas presiones. Este CCGL fue de 12” de diámetro y 12 ft de alto y

separaba 4 MMscfd de gas de alrededor de 500 Bfpd a una presión de

1700 Psig.

El separador CCGL, con amortiguador de baches a la entrada, fue

diseñado por Kouba, (2002). Fue instalado en Indonesia en Duri, este

amortiguador de baches ha sido desarrollado por el Proyecto Tecnológico

de la Universidad de Tulsa (Tulsa University Separation Technology

Projects (TUSTP)), algunas unidades han sido instaladas en California.

25

Chevron instaló un separador CCGL aguas abajo de bombas multifásicas

tipo tornillo (Kouba, 1995) para separar y recircular un suministro

adecuado de líquido a la entrada de la bomba. Protegiendo a la bomba de

cavitación, no se diseñó la bomba con entrada de gas para un 95% de

velocidad.

La primera aplicación de separador CCGL diseñada para operaciones

bajo el mar y construidos por Curtiss Wright, (Campen, 2006) ha sido

desarrollada para Petrobras y localizado aguas abajo de una bomba

multifásica, separando y re-circulando líquido antes de la entrada de

succión de la bomba.

2.4. Estudios de la conducta hidrodinámica de flujo Esta sección describe brevemente los estudios realizados de la conducta

del flujo hidrodinámico que se tiene en el separador CCGL.

Millington and Thew, (1987) reportaron las medidas de velocidad de los

separadores cilindros ciclónicos mediante: Anemómetro Laser Dopler

(Laser Doppler Anemometer (LDA)). Estos estudios revelaron que la

distancia, entre la entrada y salida, controlan la tasa de salida del gas, y

sugieren el uso de entradas opuestas al eje de simetría y estabilidad del

gas en el centro. Además determinaron que el separador cilíndrico

ciclónico era superior a los ciclones en términos de mejor equilibrio,

también hicieron una observación importante del vórtice que ocurre en el

cilindro ciclónico, forzando la velocidad tangencial.

Reydon y Gauvin, (1981) estudiaron la conducta del flujo del vórtice en el

ciclón cónico. Sus estudios mostraron que la magnitud de la velocidad de

la entrada no cambia la forma de la velocidad tangencial, la velocidad

axial y los perfiles de presión. Sin embargo los resultados mostraron que

26

un incremento en la entrada de la velocidad tangencial, incrementa la

velocidad de todas las cantidades anteriores, y el ángulo de la entrada no

tienen ningún efecto en los perfiles de la velocidad axial o perfiles de

presión tangencial.

Tubos pitot estáticos fueron usados para medir la velocidad tangencial en

el cilindro ciclónico por Farchi, (1990). Su medición confirmó que un

vórtice forzado ocurre en el ciclón. Sin embargo, el diámetro del ciclón

aumenta, y la velocidad de distribución tiende a enfrentar un perfil de

vórtice libre.

Kurokawa y Ohtaik, (1995) confirmaron la existencia de un perfil de

velocidad compleja por una fase líquida simple medida en un estudio

sobre flujo gas-líquido, característica en ciclones espirales horizontales

con generador de vórtice. Este estudio distinguió un vórtice forzado,

generando una región de inyección con alta velocidad de remolino sobre

el centro de la tubería, de una segunda región de remolino formada por un

vórtice libre cerca de la pared y también un incremento de la región antes

de flujo con alta velocidad de remolino. Este perfil de velocidad compleja

puede ser atribuido a la entrada del gas y a las configuraciones de salida.

Arpandi, (1996) llevó a cabo experimentos para buscar el desarrollo

operacional, definiendo las condiciones para las cuales debería haber gas

y líquido residuales. Equilibrando el nivel de líquido, la forma de la

interfase gas-líquido, velocidad y mantenimiento de la distribución de

gotas a través del separador CCGL.

Movafaghian, (2000) adquirió datos experimentales para tres diferentes

geometrías de entrada, cuatro diferentes viscosidades de líquidos, tres

sistemas de presión y efectos de surfactantes. Los datos experimentales

comprenden el equilibrio del nivel de líquido, flujo de zona neta de líquido

y desarrollo operacional para el líquido separado.

27

Erdal, (2001) midió velocidades axiales y tangenciales, y las intensidades

turbulentas a través del separador CCGL, para 24 diferentes

localizaciones de eje, usando Velocímetros Laser Doppler (Laser Doppler

Velocitimeter (LDV)), donde las mediciones fueron conducidas con agua,

para tasas de flujo líquido de 10, 30 y 72 gpm, para diferentes

configuraciones de entrada y orientaciones de salida con un amplio rango

de Número de Reynolds, de alrededor de 5000 a 67000. Las mediciones

fueron usadas para crear contornos de color en diagramas de velocidad

axial, tangencial y energía de turbulencia cinética. Erdal, (2001) obtuvo

grandes medidas locales de datos de flujo espiral de dos fases en la parte

baja del separador CCGL y datos de la salida de gas para flujo de aire-

agua.

Oropeza y Vazquez, (2001) estudiaron experimentalmente conductas de

flujo en separadores Cilindros Ciclónicos Líquido-Líquido (CCLL) y

separadores compactos CCGL, como separadores de agua libre (free

water knockout). La eficiencia de separación de etapa simple, del

separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido-Líquido (CCGLL), revelaron

datos de la eficiencia de separación, también como un free water

knockout. Esto ocurre solo para concentraciones de aceite en la entrada

bajo el 10%.

Reinoso, (2002) realizó investigaciones experimentales en flujos

conocidos, amortiguadores de baches, fueron usados aguas arriba del

separador CCGL. La programación de mediciones del bache, se realizó

frente al amortiguador de baches, presiones diferenciales a través del

segmento de orificio, en el nivel de líquido del separador CCGL y a la

salida del flujo líquido y presión estática en el CCGL, fueron medidos. Sus

datos probaron que el amortiguador de baches es capaz de disipar

grandes baches, asegurando equitativamente tasas de líquido en el

separador CCGL.

28

CAPITULO III 3. EVALUACIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACIÓN DE FLUIDO DE LA ESTACIÓN CENTRAL LAGO AGRIO 3.1. Historiales del manejo de fluido de los separadores

El historial de producción proporciona información sobre el

comportamiento productivo del campo, el cual es una herramienta

invaluable para su evaluación.

3.1.1. Promedio anual de producción

PROMEDIO ANUAL LAGO CENTRAL AÑO 2004 2005 2006 2007 Oil (Bls) 1195265 947685 684304 660449 AGUA PRODUCIDA (BAPA) 24220 22713 310033 418257 GAS FORMAC (MPCA) 3938 2920 2627 3442 GAS QUEMADO (MPCA) 3501 2212 1886 2896 GAS COMBUST (MPCA) 5407 720 718 1378

ELABORADO POR: LAAT-PELP FUENTE: PETROPRODUCCIÓN Tabla 6. Promedio anual de producción. Estación LC.

29

PROMEDIO ANUAL DE PRODUCCION LAGO CENTRO

500

200500

400500

600500

800500

1000500

1200500

1400500

2003 2004 2005 2006 2007

AÑOS

Oil (Bls)AGUA PRODUCIDA (BAPA)GAS FORMAC (MPCA)

Figura 15. Promedio Anual de Producción LC. 3.1.2. Promedio mensual de Producción

En este año (2008) se pudo obtener una producción mensual promedio

de 5014 Bfpd. A 10 de abril (2008), no se está utilizando el gas como

combustible para las turbinas debido a la baja producción.

PROMEDIO MENSUAL LAGO CENTRAL AÑO 2004 2005 2006 2007 * 2008 Oil (Bls) 99605 78974 57025 55037 60051 AGUA PRODUCIDA (BAPM) 2018 1893 25836 34855 33596 GAS FORMAC (MPCM) 328 243 219 287 373 GAS QUEMADO (MPCM) 292 184 157 241 396 GAS COMBUST (MPCM) 451 60 60 115 0

ELABORADO POR: LAAT-PELP FUENTE: PETROPRODUCCIÓN

* Incremento por recuperación de pozos Tabla 7. Promedio mensual de producción. Estación LC.

30

PROMEDIO MENSUAL DE PRODUCCION LAGO CENTRAL

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

2004 2005 2006 2007 * 2008

AÑOS

Oil (Bls)AGUA PRODUCIDA (BAPM)GAS FORMAC (MPCM)

Figura 16. Promedio Mensual de Producción LC.

3.2. Resultados de la evaluación En la siguiente tabla se muestra, que el gas es insuficiente para usarlo

como combustible en las turbinas, el agua que produce el campo es

reinyectada al pozo LA Norte 16, la tasa de petróleo se incrementa debido

a los reacondicionamientos de pozos. Esta tendencia en el incremento de

producción de petróleo de puede observar en la grafica de producción

mensual de la figura 16.

3.2.1 Promedio diario de producción

AÑO 2008 PROMEDIO ENERO-MAYO PROMEDIO JUN. Oil (Bls) 1937 2277AGUA PRODUCIDA (BAPD) 1084 1028GAS FORMAC (MPCD) 373 248GAS QUEMADO (MPCD) 396 248GAS COMBUST (MPCD) 0 0ELABORADO POR: LAAT-PELP FUENTE: PETROPRODUCCIÓN

Tabla 8. Promedio diario de producción Estación LC.

31

0

500

1000

1500

2000

2500

BPD

Oil (Bls) AGUAPRODUCIDA

(BAPD)

GAS FORMAC(MPCD)

PROMEDIO DIARIO JUNIO 2008

Oil (Bls)AGUA PRODUCIDA (BAPD)GAS FORMAC (MPCD)

Figura 17. Promedio Diario de Producción LC.

La figura 17 muestra el promedio diario de producción de la estación Lago

Central del mes de junio de 2008, con una producción de petróleo de

2200BPPD, 950 BAPD y 240 MPCD.

3.3. Eficiencia del separador

La eficiencia del separador de prueba y del separador de producción, no

se la determino debido a la falta de dispositivos toma muestras a la salida

de líquido y gas en los separadores, que nos permitan determinar la su

eficiencia.

3.4. Muestreo y análisis del fluido

El muestreo se lo realiza bajo supervisión del departamento de Ingeniería

de Petróleos en el laboratorio de Corrosión y Tratamiento Químico Lago

Agrio, mediante las normas indicadas. (Ver figura 18).

32

Pruebas de calidad para petróleo crudo Métodos de prueba para petróleo crudo

Gravedad ºAPI, Densidad, Densidad relativa de petróleo crudo D287, D1298, D5002 Contenido de sedimentos en el petróleo crudo D473 Contenido de agua en el petróleo crudo D4006 Contenido de sulfuros en el petróleo crudo (ver también pruebas de sulfuros) D4294 W&S (centrifugación) D96, D4007 Residuos de Carbón - Conradson/MCTR D189, D4530 Cloruros- Organicos (Incluyen corte de Nafta) D4929 Cloruros-Totales UOP588, D4929 Cloruros inorgánicos UOP588 Métodos de ensayo para petróleo crudo Ensayos para petróleo crudo Destilación, Atmosférica D89 Modificado Destilación, Fraccional D2892 Destilación, (Vacuum Potstill) D5236 Destilación, Reducción de Presión D1160 Destilación, simulada por G.C. D5307 Luz en aceite crudo GC Mercaptanos y sulfuros hidrogenados SMS2268-1/UOP136 Metales en el crudo Ni/V/Na (dilución de solventes) AAS, AES D5863B Metales en el crudo Ni/V/Fe (Asimilación, Cenizas) AAS, AES D5863A

Pruebas de calidad para petróleo crudo Métodos de prueba para petróleo crudoContenido de Metanol GC Punto de vertimiento D97 Punto de vertimiento de petróleo crudo D5853 (Procedimiento A) Punto de vertimiento de petróleo crudo D5853 (Procedimiento B) Presión de Vapor Reid D323 Contenido de sal D3230/D6470/IP77 Sedimentos por membrana de filtración D4807 Presión de Vapor D6377 Viscosidad-Cinemática a 40 y 100 C (100 y 200 F es necesario) D445 Viscosidad-Cinemática a otras temperaturas D445 Contenido de agua- Karl Fisher D4377/D4928 Contenido de cera UOP46

33

Pruebas de calidad para petróleo crudo Métodos de prueba para petróleo crudo

Sulfatos ASTM E291 Sulfuros ASTM D5623 Cenizas sulfatadas IP 163 Cenizas sulfatadas de productos de petróleo DIN 51575 Contenido de ácido sulfúrico BS 3903 Contenido de Sulfuros: ASTM D2784 Oxidación Microcolometrica ASTM D3120 ASTM D2784 Fluorescencia UV ASTM D5453

ASTMD2784 Método de combustión a alta presión IP 61

ASTM D2784 Método de lámpara de combustión IP 107 ASTM D2784 Microlorimetrico IP 373

ASTM D2784 Método de combustión Wickbold ISO 4260

Bomba ASTM D129 Método de combustión Wickbold NFEN 24260

(EDXRF) ASTM D2622 EDXRF IP 336 (Método de lámpara) ASTM D1266 EDXRF ISO 8754

(WDXRF) ASTM D2622 Productos del petróleo e Hidrocarburos- Método de combustión Wickbold

Hidrogenoides ASTM D4045 Figura 18. Normas para análisis químicos. Fuente ASTM 3.5. Especificaciones del producto separado: agua, gas, petróleo

El petróleo procesado en la estación Lago Central es entregado al

sistema de Oleoducto, con los parámetros que muestra la figura 19.

INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

LABORATORIO DE CORROSIÓN L.A.

CARACTERIZACION CRUDO DE ACT`S ESTACIÒN LAGO CENTRAL

FECHA DEL ANÁLISIS: 20 ABRIL 2008

PARAMETROS UNIDADES NORMA ASTM ACT`S ESTACIÒN LAGO

API OBERVADO / TEMPERATURA º F 29,8 / 69º F

API 60 ºF º API 29.2

API SECO º API 29.24

GRAVEDAD ESPECIFICA G/E D-1298 0.8805

AGUA LIBRE % 0.2

EMULSION % 0

SEDIMENTOS POR CENTRIFUGACION % 0

PARAFINA % 2

BSW % 96/88 0.2

34

PARAMETROS UNIDADES NORMA ASTM ACT`S ESTACIÒN

LAGO

AZUFRE % PESO D-4294 0.861

SAL EN CRUDO lbNaCl/1000bls D - 3230 49.6

PODER CALORIFICO BTU/ lbs D-240 19050

PODER CALORIFICO KJ / Kg 44252.7

PODER CALORIFICO K/ CAL 10563

VISCOSIDAD cSt 80 º F cSt 33.83

VISCOSIDAD cSt 104 º F cSt 14.23

VISCOSIDAD cSt 120 º F cSt D-445 8.99

CENIZAS % PESO D-482 0.020

CARBON CONRADSON % PESO D-189 0.060

DESCOMPOSICION TERMICA (FK) ºF 668

TEMPERATURA MEDIA VOLUMETRICA º F 430.6

RELACION CARBON HIDROGENO C/H 7.4

FACTOR DE CARACTERIZACION Koup 11

CALOR LATENTE DE VAPORIZACION BTU 112.5

PESO MOLECULAR g/MOL 165

DESTILACIÒN IBP / º F D-86 IBP / 155

DESTILACIÒN %V / º F D-86 5% / 225

DESTILACIÒN %V / º F D-86 10% / 275

DESTILACIÒN %V / º F D-86 20% / 386

DESTILACIÒN %V / º F D-86 30% / 480

DESTILACIÒN %V / º F D-86 40% / 556

DESTILACIÒN %V / º F D-87 45% / 668 PRESION DE VAPOR REID KPa/psi D-323 40,5/5,9

Figura 19. Prueba ACT Estación Lago Central. Fuente Petroproducción.

35

CAPITULO IV 4. DETERMINACIÓN DE LOS TIPOS DE FLUJO DE LA ESTACIÓN CENTRAL LAGO AGRIO 4.1. Flujo multifásico 4.1.1. Definición de flujo multifásico y clasificación de los patrones de flujo La diferencia fundamental entre el flujo de una sola fase y el flujo

simultáneo de dos fases (gas-líquido), en una tubería, es la existencia de

los Regímenes o Patrones de flujo. Los Patrones de flujo se refieren a la

configuración geométrica de las fases gaseosas y líquidas dentro de la

tubería. Estas configuraciones son variadas, y difieren una de otra en la

distribución espacial de la interfase, resultando en diferentes

características de flujo tales como la velocidad y distribución del nivel

ocupado por el líquido. (Shoham, O. 2005). La existencia de los patrones

de flujo en sistemas gas-líquido depende de las siguientes variables:

• Parámetros operacionales, llamados tasas de flujo de gas y líquido.

• Variables geométricas, incluyendo el diámetro de la tubería y el

ángulo de inclinación.

• Las propiedades físicas de las dos fases (densidades,

viscosidades, tensiones superficiales, etc.). (Shoham, O. 2005).

Los patrones de flujo dados por Shoham, O. (2005) se fundamentaron en

datos adquiridos experimentalmente de flujos en tuberías horizontales,

verticales e inclinadas con diversos rangos de inclinación.

A continuación se detallan los patrones de flujo dados por Shoham, O.

(2005).

36

4.1.1.1. Flujos Horizontales y Semi-Horizontales Los patrones de flujo existentes en estas configuraciones pueden ser:

Flujo Estratificado (Stratified), Estratificado-Liso (Stratified-Smooth) y

Estratificado-Ondulado (Stratified-Wavy)), Flujo Intermitente (Flujo Slug) y

Burbuja-Elongado, (Elongated Bubble)).

Flujo estratificado (Stratified) (ST)

Figura 20. Patrones de Flujo Estratificados en tuberías horizontales y semi-horizontales.

Ocurre a bajas tasas de gas y líquido, las dos fases son separadas por

gravedad, donde la fase líquida se dirige al fondo de la tubería y la fase

gaseosa se sitúa en la parte superior de la tubería. El patrón de flujo

estratificado es dividido en:

Flujo Estratificado liso (stratified Smooth) (SS). Donde la

interfase gas líquida es uniforme (sin formación de ondas). (Ver figura 20).

37

Flujo Estratificado ondulado (Stratified Wavy) (SW). Ocurre a

tasas relativamente altas, la interfase gas-líquido es ondulada. (Ver figura

20).

Flujo Intermitente (I)

El flujo intermitente es caracterizado por alternar flujo de gas y líquido.

Baches (slugs) de líquido son ocupados completamente por la tubería,

seguidos de baches de gas, una parte del líquido es estratificado en el

fondo de la tubería y distribuido a lo largo de la misma.

Figura 21. Patrones de flujo Intermitentes en tuberías horizontales y semi-horizontales.

El mecanismo de este flujo es un rápido movimiento del tapón líquido

delante de una película líquida de bajo movimiento. El tapón de líquido

arrastra pequeñas burbujas de gas las cuales son concentradas en frente

del bache (slug) y en la parte superior de la tubería.

Este patrón de flujo es dividido en:

38

Flujo Bache (Slug) (SL) y Flujo Burbuja-Elongado (Stratified-Bubble) (EB). Estos patrones de flujo tienen conducta similar al flujo

intermitente. El patrón de flujo burbuja-elongado es considerado el límite

del patrón de flujo bache, cuando el bache líquido está libre de burbujas.

Esto ocurre a tasas relativamente bajas de gas cuando el flujo es lento. A

tasas altas de gas, donde el flujo en la frontera del bache está en forma

de un remolino con burbujas (causado por el bajo movimiento de la

película), el flujo es llamado flujo bache. (Ver figura 21).

Flujo Anular (Annular) (A)

El flujo anular ocurre a tasas muy altas de flujo de gas. El gas está a alta

velocidad en el centro, y puede contener gotas de líquido. El líquido fluye

como una película delgada pegada a la tubería. La interfase es muy

ondulada, resultando en una alta tensión de corte interfacial. La película

del fondo es usualmente mas gruesa que en la parte alta. Dependiendo

de las magnitudes de la tasa de flujo del gas y del líquido, a bajas tasas

de flujo de gas, el líquido fluye al fondo de la tubería, mientras ondas

inestables barren alrededor de la periferia de la tubería y esto ocasiona

que la pared de la tubería se humedezca. Este flujo ocurre en los límites

de transición entre el flujo Ondulado-estratificado y Bache-anular. Eso no

es una Onda-estratificada porque el líquido es barrido alrededor de la

tubería mojando la pared con una fina película. El flujo no es Bache

porque no se forma puentes de líquido en la sección transversal de la

tubería. Como resultado, las ondas de espuma no son aceleradas por la

fase gaseosa, pero a baja velocidad. No se desarrolla completamente el

flujo anular, mientras no se tenga una película estable alrededor de la

periferia de la tubería. (Ver figura 21).

39

Figura 22. Patrones de flujo Anulares en tuberías horizontales y semi-horizontales.

Este patrón de flujo es denominado algunas veces como “Proto-Slug”. En

base a las definiciones y mecanismos de flujos Anular y Slug, este

régimen es llamado flujo Anular-Ondulado (Wavy Annular) (WA), y

clasificado como un subgrupo de flujo Anular. (Ver figura 22). La

diferencia entre el flujo bache y el flujo Ondulado-anular es más

distinguible en el flujo inclinado hacia arriba. Durante el flujo bache, se

observa que la película líquida es retenida entre cada bache de líquido,

mientras en flujo Ondulado-Anular, el líquido se mueve ascendentemente

delante de las ondas superpuestas sobre la película. Este movimiento de

ondas se mueve mucho mas bajo que la fase gaseosa.

Flujo Burbuja-Disperso (Dispersed-Bubble) (DB)

A tasas muy altas de flujo líquido, la fase líquida es la fase continua, en la

que la fase gaseosa está dispersa en forma de pequeñas burbujas. La

transición para este patrón de flujo esta definida entre las condiciones

donde las primeras burbujas están suspendidas en el líquido o en bolsas

de gas, y cuando tocan la parte alta de la tubería, estas se destruyen;

40

cuando esto ocurre, las burbujas se localizan cerca de la parte alta de la

tubería, a altas tasas líquidas, las burbujas de gas son dispersadas más

uniformemente en toda la sección transversal de la tubería, las dos fases

se mueven a igual velocidad, y el flujo es considerado homogéneo sin

resbalamiento (slippage). (Ver figura23).

Figura 23. Patrón de flujo Burbuja dispersa en tuberías horizontales.

4.1.1.2. Tuberías inclinadas y verticales con flujo ascendente En este rango de incremento de ángulos, el régimen Estratificado

desaparece y el nuevo patrón de flujo observado es llamado Flujo

Revuelto (Churn). Usualmente, los patrones de flujo son más simétricos

alrededor del eje de la tubería, y menos dominados por la gravedad. Los

patrones de flujo existentes son: flujo bache, flujo burbuja, flujo Anular,

flujo Burbuja-disperso.

Flujo Bache (Slug (SL)). El régimen de flujo bache en tuberías verticales

es simétrico alrededor del eje de la tubería, se debe a que la fase

gaseosa está localizada en una bolsa de gas en forma de bala

denominada “Burbujas de Taylor” con un diámetro similar al diámetro de

la tubería. El flujo consiste de sucesivas “Burbujas de Taylor” y baches

líquidos, que ocupan la sección transversal de la tubería. Una película

delgada fluye descendentemente entre la “Burbuja de Taylor” y la pared

41

de la tubería. La película penetra dentro del siguiente bache líquido,

creando una zona mixta ventilada por las pequeñas burbujas de gas. (Ver

figura 24).

Flujo Anular (A). Como en el caso del flujo horizontal, este flujo se

caracteriza por un movimiento rápido en el centro gaseoso con entrada de

gotas líquidas y un bajo movimiento de la película líquida alrededor de la

pared de la tubería. El flujo está asociado con una estructura de onda

interfacial, que resulta en una alta tensión de corte interfacial. En flujo

vertical, el espesor de la película líquida alrededor de la tubería es

aproximadamente uniforme. (Ver figura 24).

Figura 24. Patrón de flujo Tapón (Slug) y Anular en flujo vertical ascendente.

Flujo Burbuja (bubble flow) (B). En el flujo burbuja, la fase gaseosa es

dispersa como pequeñas burbujas, moviéndose ascendentemente de

42

manera zigzagueante, en la fase líquida. Para flujo vertical, la distribución

de las burbujas es aproximadamente homogénea a lo largo de la sección

transversal de la tubería. El flujo Burbuja ocurre a tasas relativamente

bajas de líquido, con baja turbulencia, y es caracterizado por

resbalamiento (slippage) entre la fase gaseosa y la fase líquida.

Resultando en grandes valores de fracción de volumen ocupada por el

líquido (Holdup). (Ver figura 25).

Flujo Revuelto (Churn (CH)). Este patrón de flujo es caracterizado por un

movimiento oscilatorio de la fase líquida. El flujo Revuelto es similar al

flujo Bache, pero se ve mucho más caótico, sin límites limpios entre las

dos fases. Esto ocurre a altas tasas de flujo de gas, donde el bache

líquido recorre la tubería volviéndose espumoso. Los baches estallan a

través de la fase gaseosa, y entonces ellos se rompen, cayendo hacia

atrás, y emergiendo con el siguiente bache. Como resultado de esto, la

burbuja Taylor en forma de bala es destruida y ocurre un remolino. (Ver

figura 25).

Flujo burbuja-dispersa (DB). Similar al caso de flujo horizontal, el flujo

burbuja-disperso en tuberías verticales y con inclinaciones fuertes ocurre

a tasas de líquido relativamente altas, bajo estas condiciones la fase

gaseosa es dispersa como diminutas burbujas dentro de la fase líquida

continua. Para este patrón de flujo, la fase líquida dominante lleva las

burbujas de gas, y no hay lugar al resbalamiento entre las fases. De aquí

que el flujo es considerado homogéneo sin resbalamiento. (Ver figura 25).

43

Figura 25. Patrones de flujo: Burbuja-Dispersa, Revuelto, y Burbuja en tuberías verticales. 4.1.1.3. Tuberías inclinadas con flujo descendente.

Presenta los patrones de flujo en un rango completo de inclinación de

ángulos. Para flujos con inclinación hacia abajo, el patrón de flujo

dominante es Estratificado-Ondulado, ocurre sobre un amplio rango de

inclinación de ángulos hacia abajo, entre flujo horizontal y bajo los -80º, y

cubriendo un amplio rango de tasas de flujo líquido y flujo de gas. (Ver

figura 26).

Como se observó en flujo horizontal e inclinado ascendente, flujo Burbuja-

disperso y flujo Anular ocurren a tasas altas de flujo de líquido y gas,

respectivamente. Para flujo vertical descendente, el patrón de flujo

estratificado desparece y existe el régimen de flujo Anular también a bajas

tasas de flujo de gas, en forma de película que desciende. El patrón de

flujo Bache en flujo vertical hacia abajo es similar al que ocurre en flujo

44

hacia arriba, excepto que usualmente la “burbuja Taylor” es inestable y

localizada excéntricamente fuera del eje de la tubería. La burbuja Taylor

puede ascender o descender, dependiendo de las tasas relativas de la

fase líquida y gaseosa. (Ver figura 26).

Figura 26. Patrones de flujo en tuberías inclinadas y verticales con flujo descendente.

4.1.2. Variables del flujo multifásico 4.1.2.1. Tasa de flujo másico, W (kg/s)

LW = tasa de flujo de masa de líquido.

GW = tasa de flujo de masa de gas.

W = tasa de flujo de masa total.

GL WWW += (4.1)

45

4.1.2.2. Tasa de flujo volumétrico, q (m^3/s).

Lq = tasa de flujo volumétrico de líquido.

Gq = tasa de flujo volumétrico de gas.

q = tasa de flujo volumétrico total.

Y

GL qqq += (4.2)

4.1.2.3. Colgamiento (Liquid holdup), LH y Fracción de gas (Gas void

Fraction), α (-). El colgamiento (Liquid Holdup) es la fracción de un elemento de volumen

en un flujo de dos fases ocupado por la fase líquida. De igual manera, la

fracción de gas es la fracción de un elemento que es ocupado por la fase

gaseosa. Para flujo de dos fases, 0<HL o α<1, y HL+α=1. Para flujo de

una sola fase, α o HL están entre 0 o 1. Diferentes definiciones de

fracción de volumen pueden ser usados, como se discute a continuación.

El Colgamiento instantáneo, LH (r,t), se refiere a un elemento de volumen

diferencial, y representa el colgamiento dado en un tiempo y punto del

espacio en el flujo. Para esta condición de elemento de volumen muy

pequeño, LH (r,t), debe estar entre 1 o 0. La integración del colgamiento

instantáneo con respecto al tiempo produce el colgamiento en la

localización dada. Para flujo en tuberías, son requeridas más definiciones,

el tiempo y espacio promedios de colgamiento están dados por:

∫ ∫∫∫=

−

dtdr

drdttrHH

LL

),( (4.3)

46

Por simplicidad, el promedio del colgamiento es designado por LH , dos

promedios prácticos son usados para flujo de tuberías: El colgamiento de

la sección transversal y el promedio del colgamiento volumétrico. Estos

promedios se refieren al área de la sección transversal de la tubería y a

un volumen finito del límite de la tubería en la pared, y dos planos

imaginarios perpendiculares al eje de la tubería, respectivamente. Se

debe dar cuenta que los parámetros de la sección transversal y el

colgamiento volumétrico está en función del tiempo y espacio.

4.1.2.4. Velocidades superficiales, SLV y SGV (m/s). La velocidad superficial de una fase es el flujo volumétrico de la fase, que

representa la tasa de flujo volumétrica por unidad de área. En otras

palabras, la velocidad superficial de la fase es la velocidad que ocurre si

solo esa fase fluyera por la tubería. Las velocidades superficiales del

líquido y el gas son, respectivamente:

p

LSL A

qv = p

GSG A

qv = (4.4)

Donde PA es la sección transversal de la tubería.

4.1.2.5. Velocidad de la Mezcla, Mv (m/s) La velocidad de la mezcla es la tasa de flujo volumétrica total de las dos

fases por unidad de área, que es referida a la velocidad del centro de

volumen y es dada por:

47

SGSLp

GLM vv

Aqq

v +=+

= (4.5)

4.1.2.6. Coligamiento sin resbalamiento, Lλ Es la relación de la tasa de flujo volumétrico del líquido a la tasa de flujo

volumétrica total, calculada a partir de las condiciones de flujo (P y T)

existentes, dada por:

SGSL

SL

GL

LL vv

vqq

q+

=+

=λ (4.6)

4.1.2.7. Flujo de masa, G (Kg/m^2s)

==p

LL A

WG Flujo de masa líquido

==p

GG A

WG Flujo de masa de gas

G= flujo de masa total

Y

GLp

GL GGA

WWG +=+

= (4.7)

4.1.2.8. Velocidad actual, v (m/s) La velocidad superficial definida anteriormente no es la velocidad actual

de la fase, cada fase ocupa una sola fracción de la sección de la tubería,

48

por lo tanto, la velocidad actual de las fases líquida y gaseosa, son,

respectivamente:

L

SL

L

LL H

vAqV == , y

L

SG

G

GG H

vAqV

−==

1 (4.8)

4.1.2.8. Velocidad de resbalamiento (Slip Velocity), SLIPv (m/s)

La velocidad actual del líquido y del gas usualmente son diferentes. La

velocidad de resbalamiento representa la velocidad relativa entre las dos

fases, está dado por:

LGSLIP vvv += (4.9)

4.1.2.9. Velocidad de arrastre (Drift velocity), Dv (m/s)

La velocidad de arrastre de una fase, es la velocidad de la fase relativa a

una superficie moviéndose a la velocidad mixta (centro de volumen).

MLDL vvv −= , y

MGDG vvv −= (4.10)

49

4.1.2.10. Flujo de arrastre (Drift Flux), J (m/s)

El flujo de arrastre representa la tasa de flujo de una fase por unidad de

área, a través de una superficie moviéndose en el centro del volumen de

velocidad.

( )MLLL vvHJ −= , y ( )( )MGLG vvHJ −−= 1 (4.11)

4.1.2.11. Velocidades de difusión (Difusión velocities), MLv y MGv (m/s)

La velocidad de difusión es la velocidad de una fase relativa a una

superficie moviéndose en el centro de la velocidad de la masa, dado por:

mLML

Gvvρ

−= ,

mGMG

Gvvρ

−= (4.12)

Donde G es el flujo de masa total, y mρ es la densidad promedio de a

mezcla, dada en la ecuación 4.15.

4.1.2.12. Calidad de la masa del flujo (Quality), x (-)

La calidad es la relación del flujo de masa de gas al flujo de masa total,

dado por:

50

m

G

LG

G

WW

wWWx =+

= (4.13)

4.1.2.13. Concentración de masa, c (-).

La concentración de masa, es la relación de la masa de una fase a la

masa total de un volumen dado. Las concentraciones de masa de gas y

líquido son, respectivamente:

M

LLL

Hcρρ

= , y M

LLG

Hcρ

ρ)1( −= (4.14)

4.1.2.14. Propiedades promedias de los fluidos

Las densidades y viscosidades promedias de las dos fases,

respectivamente son:

)1( LGLLm HH −+= ρρρ (4.15)

)1( LGLLm HH −+= μμμ (4.16)

Cuando la fase líquida contiene agua y petróleo, la densidad de la fase

líquida, viscosidad y tensión superficial son promediadas en base a la

fracción de flujo volumétrico del agua, asumiendo condición sin

resbalamiento entre el agua y el petróleo. Como sigue.

)1( WCOWCWm ff −+= ρρρ (4.17)

)1( WCOWCWL ff −+= μμμ (4.18)

51

)1( WCOGWCWGLC ff −+= σσσ (4.19)

Donde WCf , es la fracción de volumen de agua (corte de agua), es la

relación del flujo volumétrico del agua a la tasa de flujo de fluido total,

dado por:

OW

wWC qq

qf+

= (4.20)

Note que los cálculos de la viscosidad del líquido en la ecuación 4.18,

están basados en un promedio simple de agua y viscosidad del petróleo,

usando sus respectivas fracciones de volumen. En realidad, las mezclas

de agua y petróleo exhiben un fenómeno físico complejo, que tiene un

desarrollo especial de correlaciones para la predicción de las

viscosidades.

4.1.3. Fenómeno fundamental en el flujo de dos fases (gas-líquido)

El hidrodinamismo del flujo de una fase simple han sido bien estudiados

en la actualidad. Pero la conducta de la caída de presión vs. la tasa de

flujo y los procesos de transferencia de calor para flujo de fase simple

pueden ser determinados de manera sencilla.

Las simulaciones de flujo de dos fases en una tubería complican

considerablemente los procesos simultáneos de transporte. Considerando

una tubería llevando gas y líquido, como se ve en la figura 22 las

variables típicas para condiciones de flujo incluyen las tasas de flujo de

volumen o masa, sus propiedades, y el diámetro e inclinación de tubería.

Estos datos son suficientes para cálculos de flujo de una sola fase. Para

sistemas de dos fases, se requiere información adicional, que se ilustrará

en la siguiente sección.

52

4.1.4. Complicaciones en las ecuaciones Básicas

Considerando un sistema de flujo de una sola fase fluyendo a una tasa,

por una tubería de diámetro y con un ángulo de inclinación, y propiedades

físicas de un fluido dado. Para este caso, como se ve en la figura 27, en la

parte a), a una localización axial aguas abajo, es posible calcular la

velocidad del fluido de la ecuación de continuidad dada por:

ApvW **ρ= , y

ApWv*ρ

= (4.21)

Una vez que la velocidad es determinada, se puede proceder al cálculo

para determinar el proceso de transporte, tal como la caída de presión y a

transferencia de calor. Análisis similares han sido realizados para

sistemas de dos fases.

Figura 27. Consideración de la continuidad en flujo de una fase y multifásico.

53

Para estos casos, como se ve en la figura 27. Parte b), los parámetros de

entrada incluyen los flujos de masa de líquido y gas, diámetro de tubería e

inclinación, y las propiedades físicas de las fases. Dos ecuaciones de

continuidad pueden ser escritas para las fases líquidas y gaseosas,

produciendo, respectivamente:

LLLL AvW **ρ= Y GGGG AvW **ρ= (4.22)

Sustituyendo por las áreas de las fases en términos del colgamiento,

resulta:

LpLLL HAvW ***ρ= y )1(*** LpGGG HAvW −= ρ (4.23)

Las dos ecuaciones de continuidad anteriores, tienen tres variables

desconocidas Lv , Gv , LH , y no pueden ser resueltas de manera sencilla,

para un sistema de fase simple. Se requiere información adicional para

resolver las ecuaciones y proceder con los cálculos de caída de presión y

procesos de transferencia de calor.

Una simplificación del sistema puede ser llevado asumiendo que las dos

fases se mueven a igual velocidad ( )( LG vv = , condición de colgamiento

sin resbalamiento), que generalmente no es verdad.

Con estas asunciones, las ecuaciones anteriores pueden ser resueltas

para el colgamiento y las velocidades comunes de las fases. Este debería

ser siempre el procedimiento con los cálculos de los procesos de

transporte. Por lo tanto, este es el caso más general. Cuando las

velocidades del gas y del líquido no son iguales, otros análisis son

requeridos.

54

4.1.4.1. Resbalamiento (Slippage) y Colgamiento (Liquid Holdup)

La figura 28 es una descripción esquemática de la relación entre el

resbalamiento y el colgamiento. En la parte a) se muestra el caso para

condiciones sin resbalamiento, en el que las fases liquidas y gaseosas

viajan a igual velocidad )( LG vv = . Para estas condiciones es posible ver

de la definición de velocidad de resbalamiento que el colgamiento es igual

al colgamiento sin resbalamiento, como se ve en la ecuación (4.24).

L

SL

L

SGLGSLIP H

vH

vvvv −−

=−==1

0 (4.24)

Resolviendo para el colgamiento:

LSGSL

SLL vv

vH λ=

+=

(4.25)

Figura 28. Esquema de la relación de colgamiento y resbalamiento.

55

Físicamente para condiciones de colgamiento (no-slip), cuando las dos

fases viajan a igual velocidad, el colgamiento es simple, igual a la relación

de la tasa de flujo volumétrica del líquido a la tasa de flujo volumétrica

total, que es el Colgamiento sin Resbalamiento (no-slip liquid holdup).

Condiciones de colgamiento ocurren, por ejemplo, en flujo homogéneo o

flujo burbuja-dispersa, con altas tasas de líquido y bajas tasas de flujo de

gas. Bajo estas condiciones de flujo, la fase gaseosa como burbujas

pequeñas en una fase de líquido es continua, por que de la tasa alta de

flujo, las burbujas de gas son llevadas por la fase líquida a la misma

velocidad, resultando en cero resbalamiento. Por lo tanto, para estas

condiciones de flujo, el colgamiento in situ es igual al colgamiento sin

resbalamiento ( LLH λ= ).

Usualmente, el líquido y el gas no viajan a la misma velocidad, y toma

lugar el resbalamiento entre las dos fases. La fase gaseosa se mueve a

mayor velocidad que la fase líquida por las bajas fuerzas de fricción.

En la figura 28 en la parte b), la sección transversal de la fase gaseosa se

reduce, mientras la sección transversal del líquido incrementa. Este

resultado es el líquido acumulado en la tubería y el colgamiento in-situ

empieza a ser más grande que el colgamiento sin resbalamiento. Este no

es un fenómeno de región de entrada, contrario a que debe ser empleada

de la figura 23 parte b). Ocurre en algún lugar a lo largo de la tubería. Un

ejemplo de este caso es el flujo burbuja en tuberías verticales, a tasas

bajas de flujo líquido. Bajo esta condición de flujo, por el empuje, la fase

gaseosa se mueve más rápidamente que la fase líquida, o menor

resbalamiento, a una velocidad ov llamada Velocidad ascendente de

escape de burbuja (bubble-swarm-rise velocity). Este resultado en el

colgamiento, empieza a ser más alto que el colgamiento sin

resbalamiento, LLH λ> .

56

Hay una excepción para el fenómeno de resbalamiento, para flujo

descendente, bajo condiciones de muy bajo flujo de gas, la fase líquida se

mueve más rápida que la fase gaseosa por la gravedad. Para este caso el

colgamiento es menor que el colgamiento sin resbalamiento, LLH λ< .

4.2. Cálculos de los tipos de flujo 4.2.1. Predicción de los patrones de flujo

Los acercamientos hechos recientemente para predecir los patrones de

flujo han sido por medio de aproximaciones empíricas. Estas

determinaciones de los patrones de flujo han sido principalmente de

manera visual. Usualmente los datos fueron mapeados en dos

dimensiones, determinando los límites de las transiciones entre los

diferentes patrones de flujo. A tales mapas se los denominó Mapas de

patrones de Flujo.

En la mayoría de los casos, las coordenadas eran cambiadas

arbitrariamente, sin fundamento físico, es así como tales mapas fueron

expuestos para ser confiables solo en un rango de condiciones similares a

los cuales los datos fueron adquiridos, y la extensión a otras condiciones

permanecía siendo incierta.

Han sido propuestos algunos sistemas de coordenadas para construir los

mapas de patrones de flujo, debido a que son adimensionales, tales como

las tasas de flujo de masa, flujos de momento, o de velocidades

superficiales, que fueron usadas por Mandhane (1974).

57

4.2.1.1. Predicción y ploteo del patrón de flujo en tuberías mediante FLOPATN

Un programa de computadora FLOPATN ha sido desarrollado por Pereyra

y Torres (2005), para plotear los mapas de patrones de flujo. El programa

provee información importante y necesaria para el diseño de sistemas

multifásicos. Para una entrada de variables, incluyendo las propiedades

físicas de las fases liquidas y del gas, diámetro de la tubería e inclinación

del ángulo. FLOWPATN determina los límites de transición entre las

diferentes regiones de los patrones de flujo, como una función de las

velocidades superficiales del gas y del líquido. Los límites de transición

calculados son ploteados en forma de mapas de patrones de flujo y

usando la Vsl y Vsg como sistemas de coordenadas. El programa está

escrito en Fortran, con interfase Visual Basic (Excel).

Alcance de FLOWPATN.

FLOWPATN, es aplicable para entrada de rangos de tubería con

inclinación de -90º≤ө≤90º. Por lo tanto los mapas de patrones de flujo

pueden ser generados para flujo horizontal, vertical, inclinación

descendente e inclinación ascendente. El código de programación esta

basado en modelo unificado de Barnea (1986), con las siguientes

ecuaciones y mecanismos de límites de transición.

Estratificado a No-Estratificado (Stratified a Nonstratified)

Modelo de Transición A. Taitel y Dukler (1976). Para flujo estratificado

inestable.

58

( ) 5.0

1*1 ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −≥

SA

dh

vG

GGLLG ρ

ρρ

(4.26)

11

15.0

12

2 ≥⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜

⎝

⎛

−−

−

−

G

G

L A

Sv

hF

(4.27)

Donde:

GA = área del gas, m²

d = diámetro, m

1h = altura del líquido, m

Gv = velocidad del gas, m/s

Gρ = densidad del gas, Kg/m³

1ρ = densidad del líquido, Kg/m³

1S = perímetro del líquido, m

Modelo de Transición L. Barnea (1982). Para transición de película

decreciente anular.

⎟⎟⎟⎟

⎠

⎞

⎜⎜⎜⎜

⎝

⎛⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

>L

L

L fdhgd

v1cos

2θ

(4.28)

Donde:

g = gravedad, m/s²

Lf = factor de fricción del líquido

θ = ángulo de inclinación, radianes

59

Estratificado Liso a Estratificado Ondulado (Strafied-smooth to

strafied-Wavy)

Modelo de Transición A. Taitel y Dukler (1976)

( ) 5.0cos4

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −≥

LGL

GLLG vS

gv

ρρθρρμ

(4.29)

Modelo de Transición K. Barnea (1976). Esta transición es válida para

flujo inclinado descendente a bajas tasas de gas.

15>=L

L

ghvFr

(4.30)

Donde:

Fr = número de Fraude, adimensional.

Transición para flujo burbuja dispersa

Modelo de Transición F-G. Barnea (1986).

CDdd ≤max y CBdd ≤max (4.31)

Donde:

maxd = diámetro máximo, m

CDd = diámetro crítico, m

CBd = diámetro de estabilidad, m

60

Transición para flujo Anular

Modelo de transición J. Barnea (1986)

( ) [ ] ( ) 0)(

)21()(161)(2)21(sin 32

22222 =⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡−

−+−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−−−− −

−

LL

LLLnSL

n

L

LLLLLL vdCdLGg

ξξξξξ

μρρξξξθρρ

(4.33)

24.0≥LH 24.0≥−

Lξ (4.34)

Donde:

LH = colgamiento, adimensional.

LC = altura del líquido, m

Lξ = espesor de la película líquida, adimensional.

Burbuja (Bubble) a Bache (Slug)

Transición E. Taitel (1980)

( ) 25.0

215.10.3 ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −−=

L

GLSGSL

gvvρ

σρρ

(4.35)

( ) 36.42

≥⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡− σρρ

ρ

GL

L gd

(4.36)

Donde:

σ = tensión superficial, kg/s²

61

4.2.1.2. Programa para el cálculo de la Caída de Presión en flujo Multifásico a través de tuberías DPDL (Multiphase-Flow Pressure-Loss Cumputer Code).

Programa desarrollado y actualizado por Gómez (2005). Escrito en

Fortran, es capaz de predecir la distribución y caída de presión en

tuberías gas-líquido, a través de líneas usando unidades de campo.

Alcance de DPDL El programa calcula la caída de presión para una sección de la tubería

(segmento). Asumiendo condiciones isotermales (temperatura constante

a lo largo de la tubería), la sección de la tubería puede ser de cualquier

longitud, para un grupo de entrada datos, el programa calcula la

distribución de presión de toda la tubería, y la caída de presión a lo largo

de la tubería se puede calcular en las dos direcciones de flujo (forward o

backward). El programa puede ser corrido varias veces para un sistema

con varios segmentos de tubería.

62

CAPITULO V 5. DISEÑO DEL SEPARADOR CCGL 5.1. Introducción Los separadores compactos CCGL, han sido objeto de estudio en los

últimos años, debido a los grandes beneficios que prestan, frente a los

separadores convencionales los cuales ocupan espacio, son pesados, y

de costos muy altos de construcción y operación.

Los estudios realizados han sido enfocados a las diversas secciones que

tiene el separador CCGL, la entrada tangencial, en donde el fluido tiende

a estratificarse, el slot o área de reducción de entrada, la cual incrementa

la velocidad de las fases con el propósito de generar una fuerza de

vórtice, el cuerpo del separador CCGL, que se divide en dos secciones;

la parte alta del CCGL en donde los estudios han observado la región de

gotas (droplets), la parte baja del CCGL, donde se ubica la región de

burbujas (Bubbles), y la región donde se forma el vórtice de líquido. Estas

secciones se las puede observar en la figura 29.

La separación de las fases líquida y gaseosa en el separador CCGL se

produce debido a la fuerza centrifuga que genera el vórtice y por

diferencia de densidades de los fluidos que ingresa por la entrada

tangencial. El control del flujo y de las velocidades del líquido y del gas

entrante, determina el nivel de equilibrio de las fases en el separador

CCGL. El entendimiento de la conducta del flujo (hidrodinamismo) y del

fenómeno físico de la separación de las fases, es la clave para un óptimo

desarrollo operacional del separador CCGL.

63

En la sección de funcionamiento del separador CCGL, se detalla la

sección de operación del separador CCGL.

Figura 29. Esquema de las secciones del separador CCGL.

5.2. Principios de diseño del separador CCGL

El desempeño del separador CCGL está limitado por dos fenómenos

denominados: salida de líquido en la corriente de salida del gas (Liquid

Carry-Over (LCO)), y la salida de gas en la corriente de salida del líquido

(Gas Carry-Under (GCU)). La habilidad para predecir estos dos

fenómenos aseguran los parámetros de diseño óptimos para la operación

del separador CCGL. Kolla, S. (2007).

El LCO juega un papel importante en el análisis del desarrollo del

separador CCGL. Varios estudios de LCO han sido llevados a cabo. Los

estudios están concentrados en capturar los efectos de las propiedades

64

del petróleo y del corte de agua en el líquido producto de la separación

desarrollada en el separador CCGL, donde los niveles de líquido y presión

son controlados.

Los siguientes criterios del flujo hidrodinámico de las dos fases en los

separadores CCGL, han sido dados por Arpandi (1996).

1. Diámetro del CCGL. El diámetro necesario debe ser lo

suficientemente grande para que la velocidad del gas sea menor

que la velocidad crítica requerida para levantar las gotas de líquido

más pequeñas fuera del CCGL, dado por Kouba (1995).

2. Diámetro de la entrada inclinada. El diámetro de la entrada

inclinada debe ser suficientemente largo para asegurar la

estratificación.

3. Área de abertura de la entrada. Se debe asegurar que la velocidad

tangencial en la entrada este en el rango de 5 a 15 ft/s. El objetivo

es para obtener suficiente fuerza de centrifugación para provocar la

separación de las fases, mientras se eviten problemas asociados

con la alta velocidad, que pueden provocar la turbulencia, cortes y

erosión/corrosión.

4. Nivel líquido en el separador CCGL. El nivel de líquido debe ser lo

suficientemente alto para mantener la presión en la medición del

flujo, manteniendo la liberación del gas de la fase líquida y para

prevenir que el gas salga por la fase líquida. También el nivel de

líquido debe estar lo suficientemente debajo de la entrada, para

evitar que el líquido salga por la salida del gas.

5. Componentes externos. Los componentes externos, como

accesorios y medidores, deben ser seleccionados para minimizar la

caída de presión entre el nivel del líquido y el nivel del gas dentro

del separador CCGL.

65

5.2.1. Desarrollo Operacional Esta sección muestra un detalle del desarrollo operacional de los niveles

de líquido y control de presión en el separador CCGL. El desarrollo

operacional para el LCO está definido por los parámetros de vsl y vsg,

velocidad superficial del líquido y velocidad superficial del gas,

respectivamente, para que el líquido empiece a ser llevado por el gas.

Esto ocurre, bajo extremas condiciones de operatividad de altas tasas de

flujo de gas y/o líquido. Ploteando estos parámetros de las tasas de flujo

de líquido y velocidades superficiales en la región del LCO se obtiene la

figura 30.

Figura 30. Desarrollo operacional del separador CCGL.

El área bajo la curva es el desarrollo operacional (OPEN) es la región de

condiciones normales de operación (NOC). En esta región no hay líquido

llevado por el separador. La región sobre OPEN representa las

condiciones de flujo para un LCO continuo. El punto (a) en la figura 30

66

representa NOC en el GLCC. El punto (b) marca la iniciación del

fenómeno del LCO en el GLCC. Este punto representa la proporción de

flujo de gas mínima requerida para que inicie un LCO a una tasa de flujo

líquido dado. Para altas tasas de flujo de gas en el punto (c), el líquido es

llevado dentro de la corriente continua de gas.

5.3. Funcionamiento del separador CCGL

El separador CCGL opera mediante la presión del flujo entrante, el cual

ingresa con: Vsl y Vsg, parámetros que son importantes en el diseño del

separador CCGL, el flujo que ingresa y atraviesa la boquilla (slot),

creando una región de vórtice, desplazando al gas hacia arriba por

diferencia de densidad, y enviando el líquido al fondo. En las secciones

siguientes se detalla el comportamiento del flujo en la parte alta del

separador CCGL (región de gotas) y en la parte baja del separador CCGL

(región de burbujas), y muestra también las ecuaciones que rigen en

estas regiones donde el comportamiento del flujo es muy complejo.

5.4. Diseño del separador CCGL 5.4.1. Diseño Simplificado del separador CCGL El modelo presentado a continuación fue revisado por Movafaghian

(1997) del modelo de Arpandi (1995). Se incluye ecuaciones del modelo

simplificado de Kolla (2007), incluyendo el corte de agua en las

ecuaciones. Con las siguientes asunciones:

1) la fase gaseosa es compresible

2) la fase líquida es incompresible; y

3) las condiciones de flujo son isotérmicas.

67

5.4.1.1. Análisis de la entrada inclinada

Srinivas, K. (2007), los patrones de flujo complejos que se tienen a la

entrada del separador CCGL, hacen difícil desarrollar un modelo exacto

de predicción de flujo. Existen en la parte superior del separador CCGL

patrones de flujo tipo niebla mientras que en la parte baja del separador

CCGL, generalmente consiste de vórtice líquido con un filamento de gas

en el centro. La sección de la entrada determina la distribución de gas-

líquido entrante y las velocidades tangenciales iníciales de las dos fases

en el separador GLCC. Los patrones de flujo a la entrada del separador

GLCC son principalmente estratigráfico, burbujas dispersas o flujo anular.

Investigaciones dirigidas por Kouba (1995) han demostrado que una

entrada inclinada mejora el funcionamiento del separador GLCC,

promoviendo la estratificación y proporcionando una separación

preliminar de gas a la entrada del separador vertical convencional qué

tradicionalmente usa una entrada horizontal. También la inclinación

descendente causa que el líquido se mueva en forma espiral debajo de la

entrada del separador GLCC, permitiendo que el gas ocupe la parte

superior del separador GLCC.

La entrada del separador CCGL es mostrada en la figura 31. La forma de

la entrada es aproximadamente un rectángulo para simplificar el área. El

área de la parte 2 está dada por:

( ))..(..........

100Re%

dLLWduccionA

A hheqvin

slot ⟨=×

= (5.1)

Donde inA es la sección transversal del área de la región de entrada en

la parte 1, eqvW es el equivalente al ancho de la entrada rectangular, y

hL es la altura del sector de entrada perpendicular al eje de la entrada.

68

Puede notarse que la altura de la entrada en el cuerpo de GLCC es

θcos' h

hLL = , Mostrado en la Figura 31.

Figura 31. Vista esquemática de la entrada inclinada del separador CCGL.

5.4.1.2. Predicción del patrón de flujo en la entrada

Gómez, L. (1998) predijo los diferentes patrones de flujo basados en los

unificación de Barnea (1987).

La transición de flujo no-estratificado a flujo estratificado está basada en

análisis de estabilidad. Kelvin-Helmholtz aplicaron a una sola onda que

fluye en la fase líquida bajo condiciones estratificadas. Un flujo

estratificado inestable ocurre cuando el gas acelera encima de la cresta

de la onda y la presión en la fase gaseosa disminuye, debido al Efecto de

Bernoulli y la onda tiende a crecer.

69

Este flujo estratificado inestable es encontrado por la fuerza gravitacional

que actúa en la onda, deteriorando la amplitud de la onda y promoviendo

la estratificación. Taitel y Dukler (1975) sugieren la ecuación dada abajo

basada en el número de Froude para encontrar la transición de flujo no-

estratificado a estratificado.

11

2

2

2 ≥

⎥⎥⎥⎥⎥⎥⎥

⎦

⎤

⎢⎢⎢⎢⎢⎢⎢

⎣

⎡

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ −

−−

=

==

gl

l

lg

Ah

hd

AdV

F (5.2)

Donde F es el número modificado de Froude dado por:

( ) θρρρ

cosdg

vF sg

gl

g

−=

(5.3)

Y las variables adimensionales están dadas como

gsg

gg

ggl

AA

vv

vdA

AdAA

dh

h =====−−−−

,,1, 221

1 (5.4)

5.4.1.3. Análisis de entrada para flujo estratificado

Un esquema de flujo estratificado se muestra en la figura 32. Para

condiciones de estratificación en la entrada, la altura de nivel de líquido

incrementa a 2lh como resultado de la reducción del área en la entrada,

mientras la altura del nivel del líquido en la sección 1 es 1lh . Las

velocidades del líquido y del gas son lv y gv respectivamente. Como

70

resultado de la reducción del área, las velocidades del gas y del líquido

son mayores en la sección 2 que en la sección 1

Figura 32. Flujo estratificado. Nomenclatura y geometría en la entrada.

Taited y Dukler (1975) presentaron un modelo basado en el momento

(fuerza) de equilibrio de las fases líquida y gaseosa, usados para

determinar los parámetros de flujo, llamados velocidad del líquido,

velocidad del gas y nivel de líquido. La combinación de la ecuación de

momento para las dos fases elimina el gradiente de presión y es obtenido

como sigue.

( ) 0sin11=−+⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++− θρρτττ g

AAS

AS

AS

glgl

iil

lwi

g

gwg

(5.5)

La combinación de la ecuación de momento es una ecuación implícita de

la ecuación de lh , nivel del líquido en la entrada de la tubería. Diferentes

variaciones de fuerza y parámetros geométricos son necesarios para

determinar la solución de la ecuación para lh . Las tensiones interfaciales

están dadas por:

71

2

2ll

lwlv

fρ

τ = (5.6)

2

2gg

gwg

vf

ρτ =

(5.7)

2)( 2

lggii

vvf

−=

ρτ

(5.8)

Gomez (1998) determinó el factor de fricción del líquido 1f , incorporando

las tasas de gas y de líquido basadas en la correlación desarrollada por

Liagan-Biao y Aziz (1996). La ecuación de Blasius es usada para calcular

el factor de fricción del gas gf . El factor interfacial 1f es calculado usando

la ecuación de Baker (1988). La velocidad interfacial es 1v (<< gv ). Todos

los parámetros geométricos son función de la altura de equilibrio del

líquido h1. Las aéreas de las fases de liquido y gas Ag, Al y Sl, Sg, los

perímetros mojados por la interfase, liquido y gas respectivamente son

incluidas en esta ecuación.

Las velocidades actuales del líquido y del gas en la sección 1, son

definidas por la relación de la tasa de flujo a la correspondiente área,

como sigue

ll A

qv 1

1=

(5.9)

g

gg A

qv =

1 (5.10)

72

En orden para determinar el hidrodinamismo de flujo entrante en el CCGL,

el análisis de la entrada, es tomando las velocidades de la fase líquida y

gaseosa. El momentum y ecuaciones de continuidad son aplicadas entre

la sección 1 y 2 para el análisis separadamente de la conducta de las dos

fases.

La ecuación de Bernoulli puede ser usada en lugar de la ecuación de

momentum y el flujo es asumido sin fricciones y por lo tanto aplicando

Bernoulli y la ecuación de continuidad para la fase líquida, la ecuación

resulta:

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛++=⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+++

θρθθ

ρ cos2cossin

222

221

21 1 ll

l

ll

l

hgvPh

gvP

(5.11)

2

12

leqvl hW

qv = (5.12)

De manera similar, para la fase gaseosa, dejando los efectos de la

gravedad

22

222

211 g

g

g

g

vPvP+=+

ρρ (5.13)

( )2

2lheqv

gg hLW

qv

−=

(5.14)

Las ecuaciones de la caída de presión de líquido y del gas lg PP Δ=Δ ,

dada la relación (Gómez 1988).

73

021

22

23

24

25 =+−+++ fehdhchbhah lllll

(5.15)

Donde los coeficientes son:

θcosga =

(5.16)

θθθ

ρρ

cos2

cossin

221

21

21 hllg

l

g gLhg

vvb −⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ +−−⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

(5.17)

hgl

ghh

lhl Lv

gLL

hgLvc 2

1

212

1 coscossin2 ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−+⎟

⎠

⎞⎜⎝

⎛ ++=ρρ

θθθ

(5.18)

2

221

221

2

222

1 2cossin

221

eqv

lh

lhl

eqv

ghg

l

g

Wq

Lh

gLv

Wq

Lvd +⎟⎠

⎞⎜⎝

⎛ +−−⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

θθ

ρρ

(5.19)

2

2

eqv

hl

WLq

e = (5.20)

2

22

2 eqv

hl

WLq

f = (5.21)

El método de Newton Raphson es usado para resolver la ecuación

polinomial de 5º grado obtenida en la ecuación. (5.15). La solución

numérica de tercer orden polinomial representa un equivalente de flujo de

canal abierto, usado como valor inicial para las variables, en orden para

74

asegurar la convergencia numérica a la solución interactiva final. Este

acercamiento es justificado, como la solución para flujo estratificado, es

similar a la entrada de canal de flujo, incorporando los efectos de la fase

gaseosa.

La solución de la ecuación produce el nivel de líquido en la entrada

2lh que sigue los cálculos de las correspondientes velocidades de gas y

líquido. Esas velocidades en la entrada son orientadas a lo largo del eje

de la entrada inclinada. La velocidad tangencial, componentes de la nariz

(entrada del CCGL) disminuye la velocidad perpendicular al eje de

separador CCGL y son responsables del movimiento del torbellino dentro

del separador CCGL. Por lo tanto, el líquido tangencial y la velocidad del

gas en la entrada del separador CCGL, debe ser calculada de las

anteriores ecuaciones, como sigue:

θcos2 eqvl

ltl Wh

qv =

(5.22)

( ) θcos12 eqvslot

gtg WhA

qv

−=

(5.23)

Figura 33. Componentes de la velocidad en la entrada del CCGL.

75

5.4.1.4. Patrones de flujo en la parte alta del separador GLCC Hay dos regímenes de flujo distintos responsables para llevar el líquido a

la parte superior del GLCC. Ellos son: flujo Churn (revuelto) y el flujo

anular. (Kolla, S. 2007).

Flujo Revuelto (Churn flow)

A altas tasas de flujo de líquido y bajas tasas de flujo de gas, el líquido

revuelto sube y baja en la parte alta del GLCC. Bajo esta condición, el

líquido es llevado hacia arriba dentro del gas en la forma de flujo revuelto.

Este fenómeno se presenta en figura 34.

Figura 34. Esquema del Patrón de Flujo Revuelto en el separador CCGL.

76

Flujo anular (Annular flow)

A tasas de flujo de gas relativamente altas y tasas de flujo líquido bajas, el

patrón de flujo en la parte alta del separador CCGL es flujo Anular. Bajo

estas condiciones el líquido es llevado por la corriente de gas en forma de

gotas, como se ve en la figura 35.

Figura 35. Esquema del Patrón de Flujo Anular en el separador CCGL

5.4.1.5. Zona donde el colgamiento tiende a cero (Zero-net Liquid Holdup)

Una modificación a la burbuja de Taylor aumenta la expresión de la

velocidad del flujo en la zona de colgamiento que tiende a cero,

desarrollada por Chirinos (2000), para calcular la velocidad del gas en la

77

parte alta del separador CCGL, asumiendo un flujo turbulento en la parte

alta:

sl

glsgogo gDvCv ⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −+=

ρρρ

35.0 (5.24)

La constante Co para el flujo es asumida para flujo bache y flujo

turbulento, está dado por: Co = 1.15

El líquido mantenido en la parte alta, Chirinos (2000):

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟

⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

top

d

go

sglo L

Lvv

H 11 (5.25)

Donde 1gL es la altura total del nivel del CCGL sobre la entrada, flujo

turbulento ocurre en la región baja sobre la entrada, mientras en la región

alta el líquido es presentado primeramente en forma de gotas. La longitud

de la región de gotas, dL debe ser determinada de un análisis

simplificado de gota. Esto es igual a la longitud de la trayectoria de la gota

antes de que golpee la pared, asumiendo que la fracción de gas en esta

región es aproximadamente 1. Asumiendo esto debería resultar en una

velocidad de gas ascendente siendo aproximadamente igual a la

velocidad superficial del gas.

De esta manera la longitud de la región de la gota, dL , es dada por

Gómez (1998).

78

( )cl

sggd

sg

d

gv

Cv

gL

σρρ

323

22

12

2 −=

5.26)

Donde dC , el coeficiente de arrastre de la gota es dada por:

( )687.0Re15.01Re24

+=dC (5.27)

5.4.1.6. Desarrollo operacional

Bajo estas ecuaciones generales se realiza la predicción de la caída de

presión en la tubería de salida de gas (gas leg) y tubería de salida de

líquido (liquid leg) en el separador CCGL.

Caída de presión en la tubería de salida de gas (gas leg) La ecuación general para calcular la caída de presión de la tubería de

salida de gas, entre la entrada y salida del gas, para cero por ciento LCO.

(Ver figura 36).

1outgGCVSEP PPP ++Δ= φ (5.28)

Aquí SEPP es la presión en el separador CCGL, GCVPΔ es la caída de

presión por fricción en la válvula de control, 1outP es la presión en la salida

79

del gas en la válvula de control y gϕ es la caída de presión por fricción

del gas, término que es dado por:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∑+∑===

2

1

2

12 sgii

m

ii

sgiiin

i

gg vK

DvLfρ

φ (5.29)

A continuación se muestra un esquema completo de las secciones

analizadas en los apartados anteriores.

Figura 36. Nomenclatura del modelo mecánico del separador CCGL.

Las pérdidas por fricción en los diferentes segmentos de la tubería están

dadas por los primeros términos de la ecuación (5.29) y el segundo

término representa las perdidas en los diferentes accesorios de la

tubería.

80

Caída de presión en tubería de salida de líquido (liquid leg)

La ecuación general para el cálculo de la caída de presión en la parte

liquida, para cero por ciento LCO es:

2outLCVlznlhllevellSEP PPgLgLP +Δ++−−= φρρ (5.30)

En la anterior ecuación los términos de fricción, lφ , está dado por:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛∑+∑===

2

1

2

12 slii

m

ii

sliiin

i

ll vK

DvLfρ

φ (5.31)

Las pérdidas de fricción en los diferentes segmentos de la tubería, están

dados por el primer término de la ecuación (5.31) y el segundo término

representa los términos de los diferentes accesorios de la tubería.

81

CAPITULO VI 6. DISEÑO DEL DESHIDRATADOR ELECTROSTATICO 6.1. Introducción En la actualidad gran parte de la producción mundial de crudo se obtiene

en forma de emulsión, que necesariamente debe ser tratada. El agua

salada fluye con el aceite en forma de baches (más o menos grandes) o

como pequeñas gotas dispersas en forma estable en la masa del aceite,

en el primer caso se trata de una simple mezcla de aceite y agua, en el

segundo de una emulsión.

Los problemas de desemulsificación de crudos son cada vez más difíciles

de resolver, debido a que el aceite producido bajo los modernos métodos

de recuperación adquiere un grado mayor de emulsificación. Los métodos

de tratamiento de las emulsiones han evolucionado notablemente, desde

el simple reposo en tanques convencionales hasta la aplicación de

voltajes eléctricos elevados, pasando por los diferentes métodos

mecánicos, térmicos y químicos. Generalmente, el tratamiento de las

emulsiones se efectúa combinando los efectos gravitacionales,

mecánicos, térmicos, químicos y eléctricos. Aunque el conocimiento de la

naturaleza de las emulsiones de agua y aceite ha influido en el

establecimiento de la tecnología básica para su tratamiento, los enfoques

empíricos para el desarrollo de procesos y productos en estudios de

laboratorio, plantas piloto e instalaciones de campo siguen siendo factores

decisivos. El desarrollo de productos químicos que ayudan a la

desemulsificación, no es la excepción.

Queda manifiesta la importancia de la deshidratación y desalado de crudo

al nivel más alto posible, mediante la selección apropiada del proceso y

equipo de campo.

82

Si en algún punto del sistema no se obtiene el crudo bajo condiciones

aceptables, debe modificarse o instalarse la planta de deshidratación para

no deteriorar el trabajo ya realizado.

La deshidratación de crudos es el proceso mediante el cual se separa el

agua asociada con el crudo, ya sea en forma emulsionada o libre, hasta

lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente especificado.

Generalmente, este porcentaje es igual o inferior al 1 % de agua. Una

parte del agua producida por el pozo, llamada agua libre, se separa

fácilmente del crudo por acción de la gravedad, tan pronto como la

velocidad de los fluidos es lo suficientemente baja. La otra parte del agua

está íntimamente combinada con el crudo en forma de una emulsión de

gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión

agua/aceite (W/O).

Las emulsiones producidas en la producción de crudo requieren

tratamientos para obtener niveles aceptables de contenido de agua y

sedimentos (BS&W). Uno de estos tratamientos que ofrece ventajas

económicas de deshidratación de crudo, es el uso los tratadores

electrostáticos. Este capitulo describe los procesos, relacionados con el

tratamiento de emulsiones mediante deshidratadores electrostáticos.

La aplicación de los campos electrostáticos en la industria

hidrocarburífera en los últimos años ha ganado terreno, incrementando la

utilización de estos equipos, debido a su eficiencia para tratar crudo.

83

Figura 37. Desarrollo histórico de la tecnología electrostática. Fuente: Multiphase System Integration (MSI) 2007.

Deshidratadores Electrostáticos Los tratadores electrostáticos son recipientes cilíndricos colocados

horizontalmente, provistos internamente de dos secciones claramente

limitadas (ver figura 38). La primera corresponde a la zona de

calentadores tubulares cuyos quemadores consumen gas o diesel. En la

segunda se encuentran colocadas dos rejillas para, entre ellas, crear el

campo electrostático; una de las rejillas es móvil con el fin de graduar el

potencial eléctrico. La separación entre la sección de calentamiento y la

sección de rejillas para el campo electrostático es mediante una platina

(baffle) vertical.

84

Figura 38. Tratador electrostático

Los deshidratadores electroestáticos promueven la coalescencia de las

gotas de agua, el cual es un fenómeno de aglomeración de diminutas

gotas que están dispersas en el petróleo hasta formar una gota de agua

más grande. Dependiendo de que tipo de electricidad se utilice se tendrá

la forma de coalescencia de las gotas de agua. Ver figura 39.

Figura 39. Fenómeno de coalescencia de gotas de agua.

La coalescencia electrostática a alto voltaje es utilizada en los campos

petroleros y refinerías que trabajan con petróleos crudos que contienen

agua salada.

85

Para mejorar la eficiencia de la operación, los tratadores electrostáticos

en los campos se han rediseñado de tal forma que en el mismo recipiente

se incorporen tanto elementos de calentamiento en la zona de operación

de gas y remoción de agua libre, como en los elementos correspondientes

al tratamiento electrostático.

6.2. Principios de Diseño de Deshidratadores Electrostáticos.

Partiendo de un diseño adecuado del tratamiento, la separación del crudo

y agua emulsionados se convierte en un problema mecánico. La

velocidad de sedimentación para varios diámetros de gotas puede ser

calculada por la gravedad y viscosidad de cualquiera de los fluidos en

emulsión por la ley de Stokes:

Unidades SI:

( )o

owmt

gdVμ

ρρ18

2 −= (6.1)

Unidades de campo:

( )o

mot

dGSVμ

26 *..10*78.1 Δ=

−

(6.2)

Donde:

Vt = velocidad de asentamiento de las gotas de agua relativa al petróleo

como fase continua, ft/s

dm = diámetro de la gota de agua, micrones

∆S.G. = diferencia de las gravedades específicas del petróleo y agua.

oμ = viscosidad dinámica del petróleo como fase continua, (cp).

De acuerdo con esta ley, la velocidad de sedimentación de las gotas a

través del fluido es directamente proporcional a la diferencia de

86

densidades del fluido y al cuadrado del diámetro de la gota, e

inversamente proporcional a la viscosidad del fluido. Conociendo la

velocidad de sedimentación de las gotas y el área transversal de la zona

de sedimentación, se puede calcular la capacidad de cualquier tratador.

6.3. Funcionamiento

Una vez que el petróleo crudo ha sido sometido al calentamiento y se le

ha retirado el gas y el agua libre, pasa caliente a la zona de tratamiento

electrostático.

El hecho que hace posible el fenómeno de coalescencia electrostática, es

la composición molecular del agua, una parte de oxígeno y dos de

hidrógeno, unidas de tal forma que presentan naturaleza polar, es decir

que en una misma molécula existen dos polos, uno positivo y el otro

negativo, de tal manera que al ubicarse dentro de un campo electrostático

se orientan de acuerdo con éste. (Ver figura 40).

La unión de dos elementos hidrógeno al elemento oxígeno ocurre

formando un ángulo de 105°, quedando como vértice el oxígeno que es

componente negativo y en los lados del ángulo los hidrógenos, que son el

componente positivo.

Figura 40. Composición y polaridad de una molécula de agua.

87

El agua separada en esta zona fluye a la sección de rejillas por la parte

inferior de la platina vertical, donde se mezcla con el agua separada de

dicha sección, para luego ser retirada por una válvula neumática actuada

por un solenoide, que recibe una señal enviada desde un censor que

mide y controla el nivel del agua en el separador.

La emulsión petróleo-agua caliente, fluye a un colector por dos ranuras

colocadas en una platina separadora, hacia la sección de las rejillas para

ser distribuido por medio de placas dentadas, dispuestas en forma de “V”

invertida unidas a la platina separadora y colocadas por debajo de las

rejillas.

En esta segunda sección es donde se separa el agua del petróleo, con la

ayuda del campo electrostático creado entre las rejillas, el cual hace que

las diminutas gotas de agua en emulsión se unan y formen gotas más

grandes que por su propio peso desciendan al fondo del recipiente de

donde son retiradas posteriormente.

El crudo sin agua y libre de impurezas es retirado del tratador por un tubo

recolector dispuesto en la parte superior de la sección de rejillas; la señal

para evacuación del crudo proviene de un controlador de nivel ubicado en

la zona de calentamiento.

Las rejillas que producen el campo electrostático reciben la corriente de

un transformador elevador de voltaje, el cual posee una protección

térmica que lo pone fuera de servicio cuando sobrepasa el amperaje

nominal.

El deshidratador electrostático posee varios termostatos encargados de

medir y controlar la temperatura en el crudo y la cantidad de calor

producida en los calentadores tubulares, de tal manera que el petróleo

88

fluya a temperatura constante dentro del tratador. Generalmente estos

termostatos se ubican en el centro del tratador en la zona del

calentamiento, cerca a la sección de rejillas, y otros termostatos son

ubicados cerca de los quemadores de los calentadores.

Estos termostatos apropiadamente graduados efectúan un doble control;

de un lado controlan la temperatura del crudo, y de otro la inyección de

combustible a los quemadores, para así asegurar una entrega moderada

y continua de calor.

Los deshidratadores electrostáticos tienen una serie de aditamentos que

facilitan su operación y mantenimiento. En la sección de calentamiento se

tiene una cámara que recolecta los sedimentos separados inicialmente

para ser drenados junto con el agua y ser enviados a un tratador API. Se

cuenta también con mezcladores, en los cuales se inyecta agua caliente

para lavar el crudo y ayudar a eliminar la sal presente.

Según se posean dos o más deshidratadores electrostáticos, se podrán

pensar en hacer arreglos para operación en serie o en paralelo, aunque

generalmente se tienen disposiciones en paralelo, por la cantidad de flujo

a tratar y la facilidad de un mejor control.

El campo eléctrico es casi nulo cuando la distancia entre las dos gotas de

agua es aproximadamente ocho veces el diámetro promedio de ella, esto

corresponde a un porcentaje de agua remanente por debajo del 0.2 %.

El potencial aplicado varía de 11000 a 35000 voltios

El crudo puede ser tratado a una menor temperatura, lo que implica

ahorro de energía, obteniendo mejor calidad del crudo y menores

pérdidas por evaporación de livianos.

89

PORCENTAJE

AGUA

DISTANCIA COALESCENCIA

5 2 diámetros Alta

1 4 diámetros Lenta

0,2 8 diámetros Despreciable Tabla 9. Relación del porcentaje de agua con la distancia y coalescencia.

6.4. Diseño del deshidratador electrostático 6.4.1. Cálculo de la capacidad del deshidratador

En la fórmula (6.3), aparece una constante universal “C”, la cual varía de

acuerdo con el diámetro de las partículas de agua en la emulsión. Para

estos cálculos se procede suponiendo diámetros de las partículas en

diferentes tipos de emulsión y tomando el valor respectivo de la

constante, como aparece en la Tabla 8.

Características de

Emulsión

Diámetros gotas

Micrones (metros x 10 – 6)

C

Agua Libre 200 1.101

Emulsión fácil 150 619

Emulsión moderada 100 275

Emulsión fuerte 60 99

Tabla 10. Valores de la constante “C”. La capacidad del tratador se determina de la siguiente fórmula:

( )( )HLCQo

ow⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ −=

μγγ (6.3)

Donde:

Q = tasa de flujo de crudo, BPD

90

C = constante de la tabla anterior

wγ = gravedad específica del agua a la temperatura de tratamiento

wγ = gravedad específica del petróleo a la temperatura de tratamiento

oμ = viscosidad del crudo a la temperatura de tratamiento,

centipoises.

L = longitud del área de interfase en el recipiente horizontal, ft

H = ancho del área interfacial del tratador, pies ft

Para determinar la capacidad de un tratador es necesario suponer o

adoptar una temperatura de tratamiento.

En la Tabla 10 se presentan temperaturas promedias de tratamiento para

varios tipos de emulsiones. Por lo general se parte de una temperatura

inicial.

Después de seleccionar una temperatura de tratamiento se determina la

densidad relativa (gravedad específica) del crudo y agua y la viscosidad

del crudo a la temperatura de tratamiento.

Características de la

Emulsión

Temperatura oF

Emulsión Fácil 85 – 100

Emulsión Moderada 100 – 110

Emulsión fuerte 110 – 135

Tabla 11. Temperaturas promedio de tratamiento. 6.4.2. Tiempo de retención. El tiempo de retención (residencia, asentamiento o sedimentación) del

fluido en la sección, es función de la tasa de flujo y del volumen de

asentamiento disponible dentro del tratador. Debe ser determinado para

91

el crudo y el agua por separado. Puede determinarse por la siguiente

fórmula:

QVT )(440.1

= (6.4)

Donde:

T = tiempo de retención, minutos

Q = tasa de flujo, BPD

V = volumen de asentamiento en el tratador, B.

La figura 41 muestra un diagrama para calcular el tiempo de retención en

deshidratadores electrostáticos.

Figura 41. Tiempo de retención.

92

En el deshidratador electrostático, la capacidad de crudo se puede

determinar por el área del sistema de parrillas. Un sistema de corriente

directa puede manejar 50 barriles de crudo y emulsión por pie 2 por día,

típico para diferentes fabricantes, mientras que un sistema AC/DC puede

manejar hasta 75 B/ pie 2 / día.

6.4.3. Capacidad de gas

Al dimensionar deshidratadores es necesario considerar el volumen de

gas. Sin embargo, si un deshidratador seleccionado no tiene adecuada

capacidad de gas es menos costoso instalar un separador suplementario

en lugar de un deshidratador más grande.

6.4.4. Calor necesario

Después de seleccionar el deshidratador es necesario determinar el calor

necesario para aumentar la temperatura del fluido hasta la de tratamiento.

Se hace principalmente para verificar que el tratador seleccionado tiene

suficiente capacidad en los tubos de fuego. El calor necesario puede

determinarse por la siguiente fórmula:

q= Qc (6,25 + 8,33X) (T2 – T1) (6.5)

Donde:

q = calor necesario, BTU/hr

Qc = cantidad de emulsión calentada, BPD

X = porcentaje de agua en la emulsión, expresada como fracción

T2 = temperatura de tratamiento, o F

T1 = temperatura de entrada, o F

93

El calor utilizado para calentadores directos se designa como base al flujo

de calor (heat flux). En el caso de crudo, se usa un valor en el rango de

6.000 a 8.000 BTU/hr X pie2 de superficie de calentamiento.

Las pérdidas de calor en el tratador se adicionan al necesario para

calentar la emulsión para así determinar la capacidad mínima de calor en

la sección de tubos de fuego.

Para deshidratadores no aislados se puede usar la siguiente fórmula:

q1 = K (D) (L) (Tt – Ta) (6.6)

donde:

q1 = pérdidas de calor, BTU/hr

K = Constante

= 15,7 para velocidad de viento 20 mph (millas por hora)

= 13,2 para velocidad de viento 10 mph

= 9,8 para velocidad de viento 5 mph

= 6,3 para velocidad de viento aire corriente

D = diámetro del tratador, pies

L = longitud del tratador, pies

Tt = temperatura de tratamiento, o F

Ta = temperatura mínima del ambiente, o F

Para deshidratadores aislados las pérdidas de calor pueden estimarse

cerca de 10% de las determinadas para deshidratadores no aislados.

6.4.5. Acción del campo eléctrico La fuerza resultante entre dos gotas cargadas está dada por la Ley de

Coulomb:

94

221

4 χπε o

qqF

−= (6.7)

Donde q es la carga de la gota, x es la distancia entre los centros de las

gotas y oε la permisibilidad de la fase continua. La dirección del

movimiento depende de la polaridad de la carga y del campo eléctrico.

Para una gota cargada por contacto directo con un electrodo, la fuerza

resultante se reescribe:

222

46

ErF oilεεππ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡= (6.8)

Siendo oilε la constante dieléctrica relativa del crudo y E el campo

eléctrico.

Esta fuerza ocasiona que la gota cargada migre hacia el electrodo de

carga opuesta y se inicie entonces el contacto con otras gotas,

permitiendo la coalescencia. Para dos gotas polarizadas de igual tamaño

alineadas en el campo eléctrico, la fuerza de atracción es:

4

622

xdErF oilεεπ= (6.9)

En un campo D.C. (corriente directa), las gotas migrarán en un patrón

continuo con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase

continua. Las gotas gradualmente perderán su carga, dependiendo del

tiempo de relajación de la fase continua. En un campo D.C. (corriente directa), las gotas migrarán en un patrón

continuo con una velocidad determinada por la viscosidad de la fase

95

continua. Las gotas gradualmente perderán su carga, dependiendo del

tiempo de relajación de la fase continua.

En el caso de corriente continua (A.C.), una gota cargada tenderá a

oscilar en una posición media entre los electrodos. Una gota puede llegar

a cargarse por otros mecanismos tales como: ionización, adsorción

preferencial de iones a la interfase (doble capa eléctrica) o transferencia

de carga convectiva desde un electrodo por la fase orgánica (Burris

1977).

En investigaciones realizadas se ha podido estudiar el fenómeno que

hace que los voltajes D.C. sean tan efectivos y permitan remover grandes

cantidades de agua (Burris 1977). Este principio se esquematiza en la

figura 8. En esta figura se representa un crudo fluyendo verticalmente con

una sola gota de agua presente. A medida que la gota entra en el alto

gradiente D.C. entre los electrodos, éste le induce una carga a la

superficie de la gota, que es igual a la del electrodo más cercano, por lo

que inmediatamente ambos se repelen y la gota es atraída hacia el

electrodo de carga contraria.

Cuando la gota se acerca al electrodo de carga contraria, la carga

superficial de la gota se altera por el gran potencial del ahora electrodo

más cercano, lo que hace que sea repelida de nuevo y atraída por el

electrodo de carga contraria. Este movimiento de la gota es una migración

ordenada entre los electrodos. Los altos potenciales D.C. retienen a las

gotas de agua hasta que sean suficientemente grandes como para

sedimentar.

Considerando lo anteriormente expuesto para un sistema de una

emulsión W/O con miles de gotas de agua. Las gotas polarizadas

(cargadas mitad positivamente y mitad negativamente) tenderán a

colisionar entre sí, por lo cual la coalescencia ocurrirá más rápido. Este

96

fenómeno también hace que gotas en medios más viscosos colisionen, y

es necesario altas temperaturas.

Figura 42. Movimiento de una gota de agua entre dos electrodos de polaridad dual. Fuente Marfisi S, Salager J. L.

Taylor (1988) encontró que la forma de tales perfiles puede explicarse de

la siguiente manera:

a) Un período inicial durante el cual ocurre el alineamiento de las gotas en

cadena como si fuera un rosario;

b) Un período en el cual las cadenas de gotas de gran longitud forman un

puente entre los electrodos, ocasionando un incremento en la

conductividad de la emulsión;

c) Un punto en el cual la conducción de corriente alcanza un máximo; y

d) Una región caracterizada por una conductividad altamente errática,

eventualmente disminuye a cero, como consecuencia de la disminución

del nivel de agua en la emulsión debido al progreso de coalescencia de

las gotas.

Taylor (1988) sugirió lo siguiente: “el proceso inicial es capacitivo,

resultando quizás de la conducción superficial en las gotas de agua que

se tocan, más que de la conducción a través de las gotas. Esta fase inicial

97

es influenciada por factores como: viscosidad de la fase aceite, volumen

de la fase dispersa y voltaje aplicado”.

En la última región la conducción ocurre a través de las gotas

(coalescencia), y la duración de está zona se ve afectada por el voltaje

aplicado y la presencia de aditivos químicos; a mayor voltaje o mayor

concentración de químicos, más rápida es la deshidratación”. En la figura

43 se ilustra esquemáticamente el proceso de electrocoalescencia.

Figura 43. Esquema del proceso de electrocoalescencia. Fuente Marfisi S, Salager J. L.

6.4.6 Campos electrostáticos Los fabricantes de deshidratadores cuentan con tres tipos fundamentales

de campos electrostáticos para favorecer la coalescencia de las gotas de

agua, conocidos como campo de corriente directa (DC), campo de

corriente alterna (AC) y campo combinado AC/DC. Campos DC son muy

eficientes pero promueven la corrosión electrolítica. Por lo tanto no son

usados en aplicaciones de desalinización de crudo, aunque si son usados

para deshidratación de crudo procesado a baja conductividad. Por otro

lado, los campos AC son usados por todos los fabricantes debido a las

tolerancias de altos cortes de agua y naturaleza no- electrolítica, y,

98

finalmente, la combinación de campos AC/DC proveen alta tolerancia de

agua del campo AC con mayor eficiencia (Burris, 1977).

Los deshidratadores con campos electrostáticos AC, utilizan un

transformador que proporciona energía AC a un solo electrodo horizontal,

con una conexión a tierra (earth), como se ve en la figura. Un débil

gradiente de AC es establecido entre el electrodo energizado y la

interfase agua/petróleo y un fuerte gradiente AC es establecido entre el

electrodo energizado y la conexión a tierra. (Ver figura 44)

Figura 44. Deshidratador convencional AC.

El fluido ingresa al recipiente sobre la interfase del agua y rápidamente

coalesce por el bajo campo AC, y entonces se extiende la coalescencia y

la deshidratación en la parte alta del campo. Una vez que el petróleo está

sobre el electrodo de tierra es imposible adicionar coalescencia

electrostática desde un campo eléctrico porque este ya no se puede

crear.

El deshidratador más eficiente utiliza transformadores AC y tres

electrodos como se ve en la figura 45. Son comúnmente para intensificar

el campo AC que procesa porque ellos establecen un campo AC entre la

interfase petróleo /agua y el colector de petróleo. El fluido ingresa sobre la

99

interfase donde el bajo campo AC promueve una coalescencia y

separación inicial.

Altos gradientes de campos AC son establecidos entre los tres electrodos

donde la coalescencia y separación alcanzan el desempeño requerido.

Figura 45. Campo AC deshidratador.

Un proceso electrostático agresivo utiliza una combinación de campos

AC/DC. Este deshidratador generalmente consisten de una serie de

electrodos verticales paralelos, posicionados diametralmente y

transversales sobre el tanque centrado, como se ve en la figura 46.

100

Figura 46. Instalación combinada de AC/DC

Estos deshidratadores utilizan de uno a tres transformadores que

contienen un par de diodos invertidos para establecer un campo DC entre

los electrodos adyacentes como se ve en la figura 47. Para una

combinación de tratador AC/DC, un campo AC es establecido entre el

fondo de los electrodos y la interfase petróleo/agua. Simplemente como el

deshidratador está con un bajo un gradiente de campo AC, promueve una

coalescencia de gotas inicial en la parte alta del corte de agua en el

ambiente sobre la interfase.

Figura 47. Instalación combinada de AC/DC.

101

6.4.7. Fuerzas Electrostáticas

Una gota de agua suspendida entre un par de electrodos esta sometida a

cinco fuerzas, como se indica en la figura 48. (Draxler and Marrs, 1993).

Dos de esas fuerzas son la gravedad y la fuerza hidráulica. Fuerza de

gravedad igual al peso de la gota actúan para mover la gota hacia arriba

desde el fondo del tanque. Fuerzas de arrastre impuestas por la subida

del petróleo moviéndose a través de las gotas de agua actúan para

elevarlas hacia arriba de la salida del petróleo. Si las gotas de agua son

más grandes que el diámetro de gota de Stokes, el peso es mayor que el

arrastre y la gota de agua debería separarse del aceite.

Figura 48. Fuerzas Coalescedoras.

102

Para maximizar el proceso de desalinización, las fuerzas electrostáticas

deben ser capaces de promover la coalescencia de las gotas de diámetro

mayor que las gotas de diámetro de Stokes ( Stoked ). Las tres fuerzas son,

dipolar, electroforéticas y di-electroforéticas.

( )

5.018

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

=ow

voStoke g

vdρρ

μ

(6.10)

1) Las fuerzas dipolares ( )dF son establecidas por la alineación de las

moléculas del agua polares y son proporcionales a los gradientes del

campo eléctrico, el diámetro de la gota de agua y el espaciamiento entre

las gotas se muestra en la ecuación 6.11.

4

626s

rKEFd = (6.11)

2) Las fuerzas Electroforéticas ( )eF son fuerzas de atracción y repulsión

establecidas en un campo de voltaje uniforme entre las gotas cargadas y

los electrodos. Ellos son proporcionales a la fuerza del campo, diámetro

de la gota y conductibilidad de aceite como se muestra en la ecuación

6.12.

( )cctce eErCF εσμεπ /223 −=

(6.12)

3) Las fuerzas de Di-electroforéticas ( )dielF son fuerzas de atracción

establecidas en un campo no-uniforme. Estas fuerzas inducen a la gota

hacia el campo de voltaje más alto y son proporcionales al diámetro de la

gota y a la conductibilidad del petróleo como se muestra en la ecuación

6.13.

103

23

22 ErF

Cd

cdcdiel ∇⎟⎟

⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+−

= ∗∗

∗∗

εεεεεπ

(6.13)

Estas tres fuerzas electrostáticas están presentes en todos los

deshidratadores, pero estos pueden ser manipulados para mejorar la

coalescencia y separación, por alteración de los campos de voltaje

eléctricos. La ecuación (6.10) muestra que la fuerza dipolar es

dependiente del tamaño de gota del agua y el espaciamiento entre ellos.

Asumiendo que las gotas de agua son de tamaños uniformes y

distribuidos uniformemente, es fácil ver que el espaciamiento (S) es

inversamente proporcional al volumen del agua dispersa, como se ve en

la ecuación 6.14. Por consiguiente, el agua dispersa coalesce y es

separada del petróleo, el espaciamiento entre las gotas aumenta y las

fuerzas dipolares declinan rápidamente. La ecuación (6.14) muestra que

al incrementar el radio de gota, incrementa el espaciamiento. Por lo tanto,

la fuerzas dipololares debilitan rápidamente cuando las gotas están

coalesciendose y separándose del petróleo.

333.0333.1

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛=

Xrs π

(6.14)

Como se ve en la ecuación 6.12, las fuerzas electroforéticas son

independientes del espaciamiento de gotas, pero son dependientes de la

viscosidad conductividad del petróleo. La fuerza electrofotéricas tiene un

tiempo constante igual al radio de la constante dieléctrica y conductividad

del petróleo. Esta ecuación muestra le fuerza electrofoéricas

deteriorándose rápidamente en conductividades de petróleo altas. Por lo

tanto la fuerza solo puede ser sostenida por el llenado frecuente de la

carga de gota.

104

La ecuación 6.13 muestra que la fuerza di-electroforéticas es

independiente del espaciamiento de gota, pero es dependiente de la

fuerza del campo que lleva las gotas más grandes dentro del campo con

altos gradientes. Esta fuerza actúa para acumular agua en áreas del

campo electrostático donde la divergencia es grande.

Fuerzas dipolares y dieléctricas son predominantes en procesos de

deshidratación AC. Las gotas para dejar caer las fuerzas dipolares son

grandes en el fondo del deshidratatador, donde el contenido de agua es

alto y las gotas están espaciadas estrechamente. Las fuerzas di-

electroforéticas llevarán gotas a la barra usada para construir la serie de

electrodos y por consiguiente incrementar la población de gotas y las

fuerzas dipolares. Desde la polaridad eléctrica en el electrodo AC

marchan hacia atrás en pocos milisegundos, la fuerza electroforéticas

también invierte dirección y tiene poca influencia en el proceso de

coalescencia.

La uniformidad del campo AC se establece entre los electrodos que

cuentan con la fuerza electroforéticas para empujar y tirar las gotas en el

plano horizontal entre electrodos. Una vez que las gotas de agua se

acercan a un electrodo energizado este es cargado de igual polaridad.

Luego de que la gota es cargada, la fuerza electroforéticas entonces

empuja a la gota hacia el electrodo adyacente y opuesto de carga.

(Urdahl, Williams, Bailey, and Thew, 1996). A medida que la gota se

aproxima al electrodo, la fuerza electroforéticas saca la gota hasta que la

carga de la gota es revertida. Por lo tanto, las fuerzas electroforéticas

proporcionan una fuerza que motiva el movimiento de la población de

gotas de agua en direcciones opuestas entre los electrodos. Las

colisiones resultantes logran una coalescencia eficaz, en grandes gotas y

una rápida separación. Estas acciones se pueden observar

esquemáticamente en la figura 49.

105

Figura 49. Fuerzas de gota combinadas AC/DC

6.5. Propiedades del petróleo Al determinar el tamaño apropiado de un deshidratador, las propiedades

físicas más importantes incluyen la viscosidad del petróleo, y la densidad

del petróleo y agua. Cuando estas propiedades se usan en la ley de

Stokes, junto con la velocidad vertical del aceite, el diámetro de gota

(Stokes) neutral puede ser calculado. Todas las gotas de agua más

grandes tendrán el suficiente peso para superar la viscosidad de arrastre.

Las gotas más pequeñas continuarán siendo levantadas por el fluido a la

salida del tratador.

Pueden ajustarse ciertos parámetros para lograr el contenido de BS&W

deseados a la salida. La velocidad del petróleo o flujo es directamente

106

proporcional al tamaño del tratador y al flujo de petróleo. Incrementando

la temperatura se reduce la viscosidad permitiendo a las gotas de agua

asentarse, por lo tanto incrementando la temperatura también cambia la

diferencia de densidades y afecta la tasa de separación de las gotas. La

figura 50 muestra la máxima diferencia de densidades, la cual esta

alrededor de 90º a 100 ºC y decrece si la temperatura del proceso

aumenta o disminuye.

Un equilibrio apropiado de la viscosidad, diferencia de densidades y tasa

de flujo del petróleo, son esenciales para asegurar el desempeño

apropiado del deshidratador. Mientras estos parámetros de diseño son los

primeros que influyen en la conducta del separador, otros dos parámetros

juegan un papel importante en la eficiencia del proceso electrostático.

Estos son denominados tensión interfacial y conductividad del petróleo.

Figura 50. Densidad agua/petróleo.

107

La tensión interfacial es usualmente medida en dinas/cm y rangos de 15 a

25 dinas/cm, son usadas para aceites típicos. Las altas tensiones

interfaciales dificultan la unión entre las gotas lo que hace necesario de

mayores fuerzas para romper la interfase de la gota.

La conductividad del petróleo usualmente es medida en nanosiemens

(nS), en un rango de 40 a 80 nS/m para un crudo típico, por lo tanto para

crudos mezclados como betún y petróleo SAGD (steam asisted gravity

drainage), la conductividad ha sido medida en 250 nS/m. La conductividad

del petróleo es un resultado de la excesiva acumulación de agua en la

zona de los electrodos, componentes polares orgánicos e inorgánicos

sólidos en el petróleo.

La alta conductividad del petróleo es afectada por los procesos

electrostáticos de manera adversa por tres motivos.

Primero, un incremento en la conductividad del petróleo resulta en un

incremento en la resistividad, el cual no contribuye al proceso de

coalescencia electrostática, esto puede requerir que el fabricante use una

unidad de poder más grande para mantener la eficacia del proceso de

coalescencia electrostático.

Segundo, la alta conductividad del petróleo reduce las fuerzas

electroforéticas las cuales reducen la movilidad del petróleo en los

campos combinados de AC/DC del tratador electrostático. Finalmente las

fuerzas di-electroforéticas también disminuyen para reducir aún más la

eficiencia de la coalescencia entre los procesos AC y combinados AC/DC.

Entendiendo los papeles que juegan la conductividad del aceite y la

tensión interfacial, es posible establecer un campo electrostático agresivo

que promueva la coalescencia y logre una deshidratación más eficiente.

(Eow and Ghadiri, 2003).

108

6.6. Voltajes eléctricos.

La combinación de los campos AC/DC utilizan las fuerzas electrostáticas

en forma tal que manipulan el campo eléctrico que benefician la

conductividad del petróleo y la tensión interfacial. El presente estudio

considera solo los campos electrostáticos combinados AC/DC.

En casi todas las aplicaciones es aplicado un nivel de voltaje simple a los

electrodos para beneficiar el nivel de deshidratación. Sin embargo cuando

las ecuaciones de fuerza muestran que las gotas más pequeñas

requieren altos voltajes para desarrollar suficiente fuerza para superar la

tensión superficial y promover la coalescencia, si el voltaje también es

alto, las fuerzas electrostáticas pueden exceder a las fuerzas interfaciales

resultando en una dispersión y rompimiento de gotas.

Dos voltajes definen los límites de un proceso eficiente de deshidratación.

El primero es el voltaje que puede ser considerado como un voltaje “de

arranque”. La figura 50 muestra un resultado experimental de laboratorio

conducido con una combinación de campos AC/DC.

Figura 51. Voltaje de arranque.

109

Este experimento fue usado para determinar el voltaje de arranque para

un crudo de 20º API con un contenido de 10% de agua fluyendo a través

de un tratador piloto. La aplicación de voltaje se incrementó de manera

suave, empezando con un bajo voltaje mientras se media la corriente

secundaria.

A los 12.5 V de corriente secundaria se incrementó pensando en que la

dispersión de agua empezaba a cargarse eléctricamente. Una vez que el

agua es energizada, la corriente empieza a decrecer rápidamente

indicando la coalescencia del agua. La figura 50 muestra el pico fallido de

la corriente secundaria, pero continua incrementando linealmente con el

voltaje. La colocación y alcance de las líneas de petróleo seco es

consistente con la conductividad del petróleo.

El experimento muestra claramente que operando a bajo voltaje no se

proporciona suficiente energía electrostática para iniciar la coalescencia.

Hay un beneficio en operar a nivel de voltaje cerca del voltaje arranque

(thershold) por que esto maximiza los diámetros de gota., Esto muestra

que operando a niveles tan bajos de voltaje es insuficiente alcanzar las

gotas más pequeñas necesarias para obtener las especificaciones de

agua y sal.

Para una perfecta deshidratación, toda el agua de la entrada se unirá a un

diámetro de gota más grande que el diámetro de gota de Stokes que se

separarán del aceite que se mantiene subiendo. Coalesen las gotas de

agua más pequeñas requiere un incremento de voltaje capaz de

desarrollar una fuerza electrostática significativa. Por lo tanto,

incrementando el voltaje, también incrementa las fuerzas electrostáticas

en las gotas más grandes que pueden separarse. La aplicación de voltaje

no debe aumentarse sobre un nivel que rompa las gotas de agua del

diámetro de Stokes. Este nivel de voltaje puede ser considerado el voltaje

de proceso “crítico”. La operación sustentada sobre este proceso de

110

voltaje crítico resulta en una reducción en el diámetro del las gotas y una

declinación significante en la deshidratación.

6.7. Frecuencia Electrostática. Así como hay dos límites de voltaje que definen los límites de la

deshidratación, existen dos frecuencias. Estas dos frecuencias son

dependientes del flujo de gotas cargadas y descargadas y la frecuencia

fundamental de oscilación de una gota de agua de diámetro de Stokes.

La figura 52 muestra, cuando usamos 50 o 60 Hz de poder, la rata de

voltaje decae en los electrodos, incrementando la conductividad del

petróleo que permite la carga en las gotas de agua para decrecer.

Figura 52. Voltaje vs Conductividad del petróleo aplicada.

Además, cuando la conductividad del petróleo aumenta, el voltaje de los

electrodos está por debajo del nivel inicial para una parte significativa del

111

ciclo de voltaje. Por consiguiente la carga de la gota mantiene las fuerzas

de coalescencia electrostática, y la frecuencia del voltaje aplicado debe

ser incrementada. La figura 52 muestra incremento de conductividad

eléctrica en el petróleo. Aplicando voltaje vs. Conductividad de petróleo a

una conductividad de 100 nS/m, la frecuencia debe estar cerca de los

1600 Hz, operando sobre esta base aseguramos un nivel alto de fuerzas

electrostáticas.

La frecuencia fundamental de oscilación de una gota de agua debe ser

determinada usando una analogía simple de masa (Ivanitskii, 1998). Para

un diámetro de Stokes de 750 micrones con una tensión interfacial de 15

dinas/cm la frecuencia fundamental es de 20 Hz. Por lo tanto cuando

operamos con 60 Hz de poder, las gotas de Stokes’ están oscilando a un

tercio armónico. El incremento de amplitud de oscilación puede resulta en

rompimiento de gotas debido al aumento de fuerzas electrostáticas. Por lo

tanto para operar a una frecuencia de “modulación” bajo 20 Hz, la

destrucción se debe a la oscilación armónica de la gota pudiendo

promover el máximo crecimiento de las gotas. (Bailes, Freestone and

Sams, 1997)

6.7.1. Resultados de la modulación electrostática.

Las figuras 53 y 54 muestran los beneficios de cambiar la base y

frecuencias de la modulación en un crudo 30º API a 125 ºF.

112

Figura 53. Desarrollo de la frecuencia base.

Con la baja de frecuencia incrementan las fuerzas electrostáticas y

también incrementa significativamente el desarrollo de la deshidratación.

Altas frecuencias pueden producir una excesiva carga, las cuales

disminuyen la tensión interfacial, resultando en una pérdida de desarrollo,

como muestra la figura.

La figura 53, muestra los beneficios obtenidos de la variación de

modulación de frecuencia, la oscilación lenta de la gota extiende la

película promoviendo la coalescencia. También alcanza el máximo nivel

de voltaje para energizar las gotas de agua más pequeñas promoviendo

su coalescencia. Y entonces lentamente alcanza el mínimo nivel de

voltaje donde el tamaño de gota es máximo.

113

Figura 54. Incremento de la modulación de frecuencia.

Combinación de campos AC/DC permiten aumentar el voltaje, pero no

promueven la coalescencia, solo la modulación, a través de unidades de

poder con alta frecuencia permiten mantener el voltaje suficiente para la

deshidratación.

6.8. Modelo propuesto. 6.8.1. Parámetros PVT y diseño según programa Las dimensiones del deshidratador electrostático se las determinó, por

medio del programa de la empresa MSI. (Sistemas Integrados

Multifásicos)

114

Figura 55. Calculo del dimensionamiento del deshidratador. Programa MSI.

115

6.8.2. Esquema del modelo propuesto

Figura 56. Esquema del deshidratador electrostático propuesto.

6.9. Normas de diseño

El diseño de los deshidratadores electrostáticos está basado en la norma

API 12J, especificación que contiene los requerimientos para el diseño,

fabricación y prueba para separadores gas-petróleo-agua, usados en la

producción de petróleo y gas. Algunos fabricantes adoptan el código de

diseño de la ASME, debido a que, las secciones que contienen, son

expuestas en más detalle. Particularmente la sección VIII, es referente a

diseño de tanques a presión (Pressure Vessel).

6.9.1. Presiones de Diseño Las temperaturas máximas y mínimas para recipientes deben determinar

los valores de esfuerzos máximos permitidos por el material que va a ser

usado en la fabricación del recipiente. La temperatura máxima usada en

116

el diseño no debe ser menor que la temperatura de operación. Es

necesario considerar la temperatura del ambiente y la auto refrigeración

del equipo. Hay que considerar las mínimas temperaturas de operación

que estipula la norma ASME.

En cuanto al diseño de presión para recipientes, la presión de diseño es

llamada “máxima presión de trabajo aceptable” (MAWP, por sus siglas en

ingles: Maximun Allowable Working Pressure). Que es conocida

normalmente como “presión de trabajo”. La MAWP determina el setting de

la válvula de alivio que debe ser más alta que la presión normal de los

procesos contenidos en el recipiente, la cual es denominada “presión de

operación”. Esta presión de operación es fijada por las condiciones de

operación.

Figura 57. Valores de presiones de trabajo y tamaño de separadores Horizontales. Nota:

a) La longitud generalmente es expandida en 2½ft medidos de tope a tope, y es un valor típico de 5ft, 7½ft o 7ft. Un mínimo de relación de diámetro de longitud usado es 2”.

b) Los diámetros del tanque generalmente se expanden en un incremento de 6”, medidos como diámetro externo (OD) o diámetro interno (ID). Los OD de separadores son generalmente construidos hasta 24” de diámetro, sobre este diámetro pueden ser tanques OD o ID.

6.9.2. Materiales

Los materiales, utilizados en la construcción de separadores, están dados

por el código ASME. La selección de materiales para fluidos corrosivos

117

son seleccionados en base a la norma API o NACE, los mismos que

garantizan la durabilidad del separador.

6.9.3. Placa de nombre

Los separadores deben ser identificados por una placa de nombre (ver

figura), de material resistente a la corrosión, con los siguientes ítems:

1. especificación 12J

2. Nombre del fabricante.

3. Numero de serie.

4. Año de construcción.

5. peso del equipo vacío.

6. Tamaño, OD x Longitud.

7. Presión máxima de trabajo, Psi. Máxima temperatura de trabajo, ºF.

8. Información requerida por el estado o por otras regulaciones políticas.

9. Información adicional requerida por el fabricante o por el comprador.

Figura 58. Esquema de una placa de nombre. Fuente: ASME 2000.

118

CAPITULO VII 7. PROGRAMA PILOTO DE IMPLEMENTACIÓN DEL SEPARADOR CCGL EN LA ESTACIÓN CENTRAL LAGO AGRIO

7.1. Características del separador CCGL

El modelo propuesto para ser aplicado en la estación Lago Central es

calculado por un programa desarrollado en plataforma Excel denominado

“Diseño CCGL1.0” (Desarrollado en el Presente Trabajo). El modelo

diseñado está basado en el modelo propuesto por Arpandi (1995) y

modificado por Movafaghian (1997). Adicionando a estos modelos,

fórmulas que incluyen el corte de agua, Kolla (2007).

7.1.1. Datos del Campo Lago Agrio

El prototipo propuesto denominado “Cilindro Ciclónico Gas-Líquido Lago

Central (CCGL-LC)”, se lo diseñó basado en los datos proporcionados

recopilados de la Estación Lago Central, con una producción esperada de

5600 BPPD para el año 2009, que se encuentra al momento en proceso

de incremento, con los trabajos que se están llevando a cabo de

perforación de nuevos pozos y reacondicionamiento de pozos existentes,

así como el cambio de pozos cerrados a pozos reinyectores.

7.1.2. Programas adicionales

Para el cálculo de las tensiones superficiales del agua y del petróleo se

utilizo el programa “PVT Calculation Using Black Oil”, Production Systems

(Wellbore and Pipeline) Diseñado por Shoham O., Gomez L. (2000), el

119

cual utiliza las correlaciones de Baker-Swerdloff para el calculo de la

tensión superficial del petróleo y la correlación de Hough para el cálculo

de la tensión superficial del agua.

Para el calculo del los patrones de flujo en tubería, se lo realizó mediante

el programa DPDL (Pérdidas de Presión en Flujo de tuberías) Shoham,

O. (2005). La figura muestra los resultados para una corrida del programa

DPDL asumiendo flujo horizontal. 7.1.3. Modelo final propuesto 7.1.3.1. Procedimiento para el dimensionamiento del separador CCGL mediante programa “Diseño CCGL 1.0” 1) Análisis del los patrones de flujo en la tubería horizontal con ayuda del

programa DPDL_IN.txt

Figura 59. Datos Campo LC.

1.2) Correlaciones del programa.

120

Figura 60. .Correlaciones utilizadas. 1.3) Patrones de flujo que predice el programa

Figura 61. Patrones de flujo del programa.

2) Determinación del Patrón de flujo en la sección vertical

Figura 62. Datos en la sección vertical.

121

2.1) Resultados del patrón de flujo en la sección vertical

Figura 63. Resultados de la sección vertical. 3) Cálculo en la sección inclinada

Figura 64. Datos en la sección inclinada.

122

3.1) Resultados

Figura 65. Resultados de la sección inclinada.

4) Los resultados obtenidos anteriormente ingresan en programa “Diseño

del separador CCGL 1.0”.

Figura 66. Ingreso de datos Campo LC. Elaborado por Luis Alabuela y Paúl Lara

123

5) Resultados obtenidos mediante el programa “Diseño de separador

CCGL 1.0”. La figura muestra los resultados obtenidos en la sección de

entrada del separador, la figura muestra las dimensiones del cuerpo del

separador y de las salidas de gas y líquido.

Figura 67. Resultados obtenidos del diseño del separador CCGL 1.0.

124

7.1.3.2. Dimensionamiento del separador CCGL mediante el programa GLCCvx.7.9 El programa GLCCvx7.9, software creado Gómez (2004), bajo la dirección

de Shoham, Moham y Kouba en el Proyecto de Tecnología de Separación

de la Universidad de Tulsa (TUSTP) se utilizó para realizar una

comparación con el programa desarrollado en el presente trabajo.

1) Ingreso de datos

Figura 68. Ingreso de datos en el programa GLCCvx7.9. 2) Resultados Obtenidos mediante GLCCvx7.9

Las siguientes figuras muestran los resultados obtenidos mediante el

programa GLCCvx.7.9.

125

Figura 69. Resultados mediante el programa CCGLvx.7.9.

Figura 70. Cálculos del cuerpo del separador CCGL.

Figura 71. Cálculos de la entrada inclinada.

126

Figura 72. Cálculos de la salida de gas del separador CCGL.

Figura 73. Cálculos de la salida de líquido del separador CCGL. 7.1.3.2.1. Reporte de simulación de Separador Cilindro Ciclónico Gas Líquido, GLCCvx.7.9. A continuación se muestra el reporte final del programa GLCCvx.7.9. el

cual muestra los resultados de los cálculos vistos en las figuras

anteriores. Estos resultados muestran en los parámetros de diseño del

separador.

127

******************************************************************* ____________________________________________________________________ __________________________________________________ T U S T P SIMULACION DEL SEPARDOR CILINDRO CICLONICO GAS-LÍQUIDO GLCC vx7.9 [May 2004] ESCRITO POR: Dr. LUIS E. GOMEZ __________________________________________________ === ARCHIVO DE DATOS = CCGL Lago Central === 04:02:12 07-09-2008 _____________________________________________________________________ Comentarios: _____________________________________________________________________ ********************************************************************* I. DATOS INGRESADOS 1. CONDICIONES DE OPERACION Tasa de petróleo = 4489,00 [STBbl/D] Tasa de agua = 2211,00 [STBbl/D] Tasa de gas = 450,00 [MSCF/D] Presión de entrada = 25,00 [Psia] Temperatura de entrada = 120,00 [F ] 2. PROPIEDADES PVT Gravedad específica del petróleo (Specific Gravity of oil) = 29,30 [API] Gravedad específica del gas (Specific Gravity of gas) = 1,16 Densidad del agua (Water density) = 62,93 [Lbm/Ft^3] Densidad del gas (Gas density) = 0,14 [Lbm/Ft^3] Viscosidad del petróleo (Oil viscosity) = 10,250 [cp] Viscosidad del gas (Gas viscosity) = 0,010 [cp] Viscosidad del agua (Water viscosity) = 0,539 [cp] Tensión superficial del petróleo (Surface tension of oil) = 29,43 [Dynes /cm] Tensión superficial del agua (Surface tension of water) = 69,74 [Dynes /cm] _________________________________________________________________________ II. RESULTADOS _________________________________________________________________________ 3. DIMENSIONES DE ENTRADA Diámetro nominal de entrada (Nominal Diameter of inlet) = 12,0 [Inch] Longitud de tubería de entrada (Inlet Pipe Length) = 7,8 [ft] Porcentaje de área de reducción (Percent of slot area) = 30,0 [%] Angulo de inclinación de la tubería (Pipe inclination angle) = -27,0 [Degree] 4. RESULTADO DE ANALISIS PARA CONDICIONES DE FLUJO TAPÓN Cálculo sin análisis de flujo tapón 5. GLCC DIMENSIONES Diámetro nominal del a tubería (ND)[Inch] Longitud [ft] Bajo la entrada 12,0 6,0 Sobre la entrada 12,0 5,5

128

6. DIMENSIONES DE SALIDA Salida de líquido (Liquid Leg) Tubería ND [Inch] Longitud [ft] Rugosidad absoluta [ft] 5,0 6,3 0,00015 5,0 2,1 0,00015 5,0 4,0 0,00015 Salida de Gas (Gas Leg) Tubería ND [Inch] Longitud [ft] Rugosidad absoluta [ft] 3,0 6,3 0,00015 3,0 2,1 0,00015 3,0 7,0 0,00015 7. ACCSESORIOS (FITTINGS) ND [Inch] Resist. Coeff.(K) Descripción Salida de Líquido 5,0 0,96 T de desviación (Tee Through Branch) 5,0 0,48 Codo (Elbow 90) 5,0 0,50 Tubería entrante (Pipe Entrance) 5,0 0,96 Tee Through Branch Salida de Gas 3,0 1,08 Tee Through Branch 3,0 0,54 Codo (Elbow 90) 3,0 0,50 Tubería entrante (Pipe Entrance) 8. INFORMACIÓN DE MEDIDORES DE FLUJO DE LÍQUIDO Tipo de Medidor = Sin Medidor 9. INFORMACION DE MEDIDORES DE FLUJO DE GAS Tipo de Medidor = Sin medidor 10. NIVEL DE LÍQUIDO Nivel de equilibrio de líquido = 4,1 [ft] 11. VELOCIDADES (VELOCITIES) Entrada Superficial de Líquido (Inlet Liquid Superficial) = 0,58 [ft/s] Entrada Superficial de Gas (Inlet Gas Superficial) = 4,50 [ft/s] Superficial de líquido CCGL = 0,58 [ft/s] Superficial de gas CCGL = 4,50 [ft/s] Liquid Leg Superficial = 3,45 [ft/s] Gas Leg Superficial = 73,93 [ft/s] Velocidad Crítica de Gas (Critical Gas Velocity) = 21,86 [ft/s] Velocidad Crítica de Líquido (Critical Liquid Velocity) = 0,50 [ft/s]

129

7.1.4. Comparación de los dos modelos La tabla muestra las características del separador CCGL diseñado por el

programa realizado en el presente estudio, dando como resultado una

aproximación del 10% al modelo calculado mediante el programa GLCCvx

7.9. Este porcentaje de aproximación es debido a los coeficientes en los

accesorios y válvulas que fueron asumidas en el programa “Diseño de

separador CCGL 1.0” del presente estudio.

COMPARACION DE LOS DOS MODELOS

CCGL 1.0 GLCCvx7.9 diámetro (in) Longitud (ft) diámetro (in) Longitud (ft)Entrada 10 7 12 7,8Angulo de inclinación 30º 30º Cuerpo 12 12 Sobre la entrada 6 Bajo la entrada 6 Total 12 Salida de Gas 3 4 3 6,3 Salida de Liquido 6 4 5 6,3 Nivel de equilibrio del líquido 2.2 4.1

Tabla 12. Comparación del diseño el separador CCGL mediante los programas: Diseño de separador CCGL 1.0 y GLCCvx.7.9. 7.1.5. Instrumentación Para determinar la eficiencia del separador es necesario equiparlo con

instrumentos que permitan la medición del flujo de gas y líquido que

ingresan y salen del separador.

130

El plano de la figura 73 muestra los dispositivos de medición que deben

instalarse en el separador CCGL-LC con el objeto de mantener la presión

dentro del separador, mediante la regulación de la velocidad del fluido que

ingresa en el separador CCGL, las válvulas de salida tanto de gas como

de líquido permiten regular el nivel de equilibrio del vórtice que se forma

bajo la entrada del separador CCGL.

Figura 74. Dispositivos de control del separador CCGL-LC. Elaborado por: Luis Alabuela y Paúl Lara (LAAT- PELP).

SIMBOLOGIA:

Línea neumática

Válvula reguladora de presión

Válvula no retorno (Check)

131

PVC = Válvula controladora de presión

PI = Indicador de presión

LCV = Válvula controladora de nivel

FR = registrador de caudal

Figura 75. . Comparación de medidores de flujo.

7.2. Ubicación del separador CCGL El esquema de la estación Lago Central implementando el separador

CCGL y deshidratador electrostático se puede observar en la figura 75.

El diagrama muestra la disposición de los equipos en la Estación Lago

Central. Como se puede observar con la utilización de los dos

separadores no es necesario instalar una bota de gas y un tanque de

lavado, el petróleo luego de salir del deshidratador electrostático pasaría

directamente al tanque de almacenamiento para su posterior transporte a

Oleoducto.

132

Figura 76.. Diagrama de la estación Lago Central instado el separador CCGL-LC y deshidratador electrostático Elaborado por Luis Alabuela y Paúl Lara.

133

CAPITULO VIII 8. ANÁLISIS ECONÓMICO El siguiente análisis tiene como objetivo demostrar por qué el Estudio de

la Factibilidad de Implementar el Separador Cilindro Ciclónico Gas-

Liquido (CCGL) y Deshidratador Electrostático en la Estación Central

Lago Agrio es beneficioso desde el punto de vista económico y técnico,

comparada con la implementación de un separador convencional. El

objetivo es realizar un análisis económico general, y posteriormente

implementarlo en cualquier campo petrolero del País.

8.1. Costo del deshidratador Electrostático propuesto.

El costo estimado del deshidratador electrostático es de 600000 USD.

Con las siguientes características:

El deshidratador electrostático horizontal, se entrega como unidad

completa, montado sobre patín (skid) con tuberías de interconexión,

soportes, válvulas manuales de control, instrumentación y tablero de

control.

8.2. Costo del Separador CCGL LC propuesto.

El costo de diseño, construcción, supervisión, operación y puesta a

prueba del equipo es de 150000 dólares.

La tabla 14 muestra los costos de construcción del separador CCGL LC.

134

Item Descripción Cantidad Precio unitario Precio total

MATERIALES

Bridas 4"X150 welding neck (cuello largo) 22 23.76 522.72 8"x150 Brida ciega 1 34.78 34.78

6"x150 Brida Slip-on (cuello corto) Raise face (con empaque) 8 46.9 375.2

Válvulas check 4" Valvulas check 1 540 540

Tubería c / ft STD 4WT 3.65lb/ft SMLESS,BFW,API-SL,GD,B,DRL 4 ½ 30 3.68 110.4 STD 4WT 3.65lb/ft SMLESS,BFW,API-SL,GD,B,DRL 6 ½ 10 4.67 46.7

Pernos 3" esparragos completos 5/8x3 4 c / brida 124 1.97 244.28

Empaques c/u 4"x1/16 11 1.69 18.59

c/u 6"x1/16 4 2.1 8.4

Medidores

4" medidor de turbina,ANSI 150 Flanged end Conections RF 1 13000 13000

Registrador de presión Barton SWP, 2500 Psi 1 3691.98 3691.98

SUB TOTAL 18593.05

PERSONAL Horas Equipo de suelda costo*hora 5 29.68 148 Personal de apoyo (cuadrilla 4 personas) 72 52.61 3788

SUB TOTAL 3936

MAQUINARIA Retroexcavadora 3 19.96 59.88 Pluma 2 49.89 99.78

SUB TOTAL 159.66

IMPREVISTOS 908

TOTAL 23597 Tabla 13. Tabla. Costos de construcción del separador CCGL.

135

La tabla 15 muestra el costo total para implementar la tecnología de los

separadores CCGL y deshidratadores electrostáticos en la estación Lago

Central.

Separadores: Dólares:

Separador CCGL 600000

Separador electrostático 150000

TOTAL 750000 Tabla 14.Costo total: implementación de separador CCGL y deshidratador electrostático en la estación LC.

136

CAPITULO IX 9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La elaboración del proyecto requirió del análisis previo de varios factores,

como los análisis de patrones de flujo en tuberías verticales, horizontales

e inclinadas, análisis PVT de fluidos, estudio de las facilidades de

producción: diseño construcción de separadores, y líneas de flujo.

Además de la parte teórica y económica se analizó la factibilidad o

vialidad de ejecución del mismo.

Estación Lago Central.

Se realizó una recopilación de datos del Campo Lago Central, con

el fin de saber las características del campo, de los fluidos, y lograr

así su evaluación, análisis y desarrollo de esta tesis.

Realizar un seguimiento continuo de las condiciones de los

separadores de producción y de prueba.

Mejorar la eficiencia del quemador, instalando un dosificador de

aire, para lograr así una combustión completa, esto nos ayudará a

reducir las emanaciones al ambiente.

Separador Cilindro Ciclónico Gas-Líquido

Un programa en plataforma Excel ha sido creado para la

caracterización del separador CCGL, en función de la información

recopilada, el cual tiene un margen de aproximación del 10% al

diseño del separador CCGL realizado en el programa GLCCvx.7.9.

137

que ya a sido probado y se encuentra operando en varias partes

del mundo.

Construir un prototipo con el fin de afianzar los fundamentos

teóricos y proporcionar más información del comportamiento

operacional y diseño del separador.

Aplicar este proyecto en campos de mayor producción, donde se

observará con mayor notoriedad la eficiencia del proyecto.

Capacitar al personal técnico para el manejo de GLCC

Realizar una ampliación del presente trabajo, para la aplicación del

separador CCGL, como separador primario.

Implementar un sistema de control supervisorio (SCADA), que

optimice las variables del separador CCGL.

Complementar el estudio, realizando pruebas con diferentes tipos

de emulsiones, para determinar del comportamiento del flujo dentro

del separador CCGL.

Deshidratador Electrostático.

El deshidratador electrostático nos permite obtener un petróleo libre

de agua.

El agua libre obtenida posee menor cantidad de impurezas,

contaminantes y otros productos.

Utilizar este equipo en campos de mayor producción, y donde los

problemas de deshidratación de crudo sean mayores.

138

Capacitar al personal técnico para el manejo y operación del

deshidratador electrostático.

139

9.2. Nomenclatura A= Área

CCGL= Cilindro Ciclónico Gas-Líquido

LCO= Liquid Carry-Over

NOC= Normal Operate Condition

OPEN= Operational Envelope

ZNF= Zero-net Flow

H= Liquid Holdup

LC= Lago Central

Nomenclatura Capitulo VI:

C = Constante (Constant)

X = BS&W, entrada o salida

Vv = Velocidad Vertical del petróleo (Vertical Oil Velocity)

ρc = Densidad de la fase continua (Continuous phase density)

ρd = Densidad de la fase dispersa (Dispersed phase density)

wd = Peso de la gota dispersa (Weight dispersed droplet)

μc = Viscosidad de la fase Continua (Continuous phase viscosity)

μd = Viscosidad de la fase dispersa (Dispersed phase viscosity)

σc = Conductividad de la fase Continua (Continuous phase

conductivity)

σd = Conductividad de la fase dispersa (Dispersed phase

conductivity)

ω = Frecuencia (frequency)

εc = Permisividad de la fase Continua (Continuous phase

permittivity)

εd = Permisividad de la fase Dispersa (Dispersed phase

permittivity)

140

εc* = Permisividad de la fase compleja continua (Complex

Continuous phase permittivity)

= εc – j σc / ω

εd* = Permisibilidad de la fase dispersa compleja (Complex

Dispersed phase permittivity)

= εd – j σd / ω

Fd = Fuerza dipolara (Dipole Force)

Fe = Fuerza electroforética (Electrophoretic Force)

Fdiel = Fuerza di-electroforética (Di-Electrophoretic Force)

∇E= Gradiente de voltaje de campo (Voltage field gradient)

E = Voltage

r = droplet radius

γ = Interfacial tension

dStoke = Stokes’ droplet diameter

Factores.

Cd= Coeficiente de arrastre

D= Diámetro

f= Factor de fricción

g= Aceleración de la gravedad

141

9.3. Bibliografía Arnold K., and Stewart, M. Jr. (1995). Surface Production Operations:

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146

9.5. Glosario

Aceite Disuelto. El aceite se encuentra disuelto en agua y no en forma

de gotas por lo cual la separación por gravedad no aplica. Generalmente

es una mezcla de compuestos fenólicos, ácidos grasos, aromáticos

polinucleares, aromáticos volátiles y ácidos nafténicos. Son removidos por

métodos de separación no-convencionales: Ósmosis inversa, extracción,

filtración con carbón y tratamiento biológico, entre otros.

Aceite Emulsionado. El aceite se encuentra disperso en el agua en

forma de gotas muy pequeñas (10 μm) las cuales no se separan

fácilmente por gravedad. Cada una de estas gotas tiene una pequeña

carga eléctrica del mismo signo por lo que se repelen entre sí,

manteniendo estable la dispersión. Existen dos tipos de agentes

emulsificantes: Químicos como detergentes y surfactantes y físicos como

las bombas centrífugas y el flujo turbulento en tuberías.

Aceite Libre. Aceite disperso en agua en forma de gotas las cuales con

suficiente tiempo y condiciones de quietud se separan por gravedad. El

tamaño de las gotas varía usualmente entre 10 y 2000 micras.

Agua de Producción. Es el agua producida en conjunto con el petróleo

en operaciones de explotación de un yacimiento.

Agua libre. (Abreviado FW). Agua que existe como una fase separada.

Agua y sedimento. (Abreviado S&W). Todo material que coexiste con el

petróleo líquido sin ser parte del mismo; y que requiere ser medido, entre

otras razones, por la contabilidad de las ventas. Este material foráneo

puede incluir agua libre y sedimento (FW&S) y agua emulsificada o en

suspensión y sedimento (SW&S). La cantidad de material en suspensión

147

(SW&S) es determinada por el método de centrifugación u otros métodos

de laboratorio aplicados a petróleo liquido. (Véase también Agua libre).

AIME Instituto Americano de Minas, Metalúrgica e Ingenieros de

Petróleo.

ANSI Instituto Norteamericano de Estándares Nacionales.

API Sigla de American Petroleum Institute, que es una asociación

estadounidense de la industria petrolera, que patrocina una división de la

producción petrolera en la ciudad de Dallas, Texas

ASME Asociación Norteamericana de Ingenieros Mecánicos

ASTM Sociedad Norteamericana para Prueba de Materiales

Barril (barrel - bbl). Una medida estándar para el aceite y para los

productos del aceite.

Barriles por día (barrels per day - bpd or b/d). En términos de

producción, el número de barriles de aceite que produce un pozo en un

período de 24 horas, normalmente se toma una cifra promedio de un

período de tiempo largo. (En términos de refinación, el número de barriles

recibidos o la producción de una refinería durante un año, divididos por

trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado para

mantenimiento).

Bifásico. Estado de fluido que consiste en una mezcla de líquido con gas

o sólidos. Es también mezcla de gas con partículas sólidas o con gotas de

líquido.

148

Brida ciega (dispositivo de obstrucción). Disco de metal que se instala

en una tubería sostenido por bridas; se utiliza para evitar que haya flujo

en dicha tubería.

Brida de placa de orificio. Elemento tubular bajo presión, como un

conjunto de bridas de orificio o conexión, utilizado para mantener en

posición la placa de orificio en el sistema.

Tomas de brida. Posición de un par de tomas. La toma central de

corriente arriba se encuentra a 1 pulgada (2,54 centímetros) antes de la

cara de la brida contra el flujo y la toma central corriente abajo se

encuentra a 1 pulgada (2,54 centímetros) después de la cara de la brida a

favor de la corriente.

Bulbo. Elemento detector de temperatura en un dispositivo medidor de

temperatura.

BSW. Es el porcentaje de agua que contiene un petróleo crudo que fluye

del pozo a la superficie

Calidad del Agua. Se refiere a parámetros tales como temperatura, ph y

concentración de contaminantes en miligramos por litro o partes por millón

en cualquier punto del proceso.

Coalescencia. Es la ruptura de las películas interfaciales para formar

gotas más grandes.

Coalescedor Dispositivo que se utiliza para provocar la separación y

eliminación de un fluido del otro, como por ejemplo la eliminación de agua

de un hidrocarburo líquido.

149

Coeficiente de descarga de una placa de orificio. Relación entre el flujo

real y el flujo teórico, que se aplica a la ecuación de flujo teórico para

obtener el flujo real de un medidor de orificio.

Compresibilidad del gas. No debe confundirse con el factor de

desviación. Es el cambio de volumen debido a la presión reinante en el

depósito o yacimiento. zdpdz

pCg −=

1

Compresibilidad del petróleo. Es el cambio de volumen del fluido debido

a la presión que se encuentra sometido, este fluido pude contener gas en

solución cuando esta por sobre el punto de burbuja. La compresibilidad

del petróleo se determina mediante la expresión: )21()21(1

ppvvx

vCo

−−

=

Condiciones Condiciones ambientales (1) Condiciones externas (por ejemplo golpes,

vibración, y temperatura) a las que un medidor, transductor, instrumento,

etc., podría estar expuesto durante el embarque, almacenamiento,

manejo y operación. (2) Condiciones del medio (presión, temperatura,

humedad, etc.) que rodean un objeto dado como un medidor, instrumento,

transductor, etc.

Condiciones de operación. Condiciones de referencia Condiciones de

presión y temperatura a las cuales se deben corregir los volúmenes

medidos.

Cromatografía. Es el proceso mediante el cual se identifica los diferentes

componentes de un gas, dando a conocer la fracción molar del

componente.

150

Emulsión. Una emulsión es una mezcla íntima y estable de agua y

aceite. Más rigurosamente, una emulsión en un sistema heterogéneo

constituido, por lo menos, por un líquido no miscible disperso íntimamente

en otro en forma de gotas, cuyos diámetros son generalmente mayores

de 0.10 micras. La estabilidad de dicho sistema puede alterarse por medio

de agentes activos de superficie, sólidos finamente divididos, etc. La fase

formada por las gotas aisladas se llama fase dispersa o interna. La fase

que forma la matriz en donde las gotas están suspendidas, se llama fase

continua o externa.

Distribución de Tamaño de Partículas. El tamaño de las partículas no

es uniforme y normalmente la concentración más alta corresponde a las

partículas de tamaño medio.

Factor de compresibilidad z. Llamado también factor de desviación, es

un factor que se introduce a la ley de los gases ideales para tomar en

cuenta la desviación que sufre un gas real con relación al comportamiento

de un gas ideal. Por definición es la razón e volumen que ocupa un gas a

determinadas condiciones de P y T, al volumen que ocuparía el mismo

gas si se comporta como gas ideal.

Factor volumétrico de gas. Es la relación de volumen de gas libre, a

condiciones de presión y temperatura del yacimiento, por unidad

volumétrica de gas libre a condiciones normales. Es el factor que

representa el volumen a condiciones de yacimiento que ocupa un pie

cúbico de gas a C.N. cuyas unidades son. Bg = PY/PCN.

Factor volumétrico del petróleo. Es un factor que representa al volumen

de petróleo saturado con gas, a condiciones de P y T de yacimiento, por

unidad volumétrica de petróleo a C.N. Se expresa en barriles en

yacimiento por barriles normales. Bo = BNBY

> 1

151

GOR, relación gas petróleo. Es la cantidad de gas que se encuentra en

solución en un petróleo crudo a determinadas condiciones de P y T , Se

expresa en pie cúbico de gas a C.N por un barril de petróleo a

condiciones normales. PCN/BN

Gravedad API (API / gravity). La escala utilizada por el instituto

Americano del Petróleo para expresar la gravedad específica de los

crudos y productos de petróleo, cuyos valores se relacionan con la

gravedad específica.

Gravedad específica (specific gravity). La relación de la densidad de

una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C.

Gravedad específica del gas. Es la razón de la densidad de un gas a

determinadas condiciones de P y T, a la densidad del aire a las mismas

condiciones de P y T. La densidad de un gas se puede obtener a partir de

la siguiente expresión:

Hidrocarburo (hydrocarbon). Cualquier compuesto o mezcla de

compuestos, sólido, líquido o gas que contiene carbono e hidrógeno.

Medidor de desplazamiento positivo. Un medidor de desplazamiento

positivo es un equipo de medición de flujo que separa un líquido en

volúmenes discretos y los contabiliza de forma separada. La exactitud de

la cantidad medida depende de tres factores principales:

Que el volumen de la cámara de medición permanezca constante.

Que todo el líquido que entra al medidor vaya a la cámara de medición.

Que el flujo transferido pase por el medidor solo una vez

Medidores de Inferencia. Estos medidores infieren el flujo volumétrico

por medición de una propiedad dinámica del fluido. Las Turbinas son los

medidores mas comunes de este tipo para Transferencias en Custodia.

152

Medidor de turbina. Este en un medidor de inferencia (infiere el flujo), el

cual se determina por la rotación angular del rotor y con esta información

se deduce el volumen de líquido que ha pasado por el medidor.

Norma API. De acuerdo con la política 104 del API, conjunto de reglas,

condiciones, o requerimientos voluntarios relacionados con la definición

de términos, clasificación de componentes; definición de procedimientos,

especificación de dimensiones, criterios de construcción, materiales,

rendimiento, diseño u operaciones, mediciones de cantidad y calidad en la

descripción de materiales, productos, sistemas, servicios o prácticas o

descripciones que se atienen a la medida de tamaño.

Número de Reynolds (abreviado Re). Relación entre las fuerzas

inerciales y las fuerzas por viscosidad, medida de la turbulencia.

Parámetro que correlaciona el perfil actual del flujo con el perfil de flujo

totalmente desarrollado bajo condiciones de flujo estable de un fluido

newtoniano, homogéneo. Número adimensional definido como:

Re = Dup/µ

Donde:

D = diámetro interno de la tubería,

u = Velocidad de flujo promedio,

p = densidad del fluido,

µ = viscosidad del fluido, todas en unidades inconsistentes.

Obturador. Dispositivo colocado en una línea para restringir el flujo.

Petróleo (petroleum). Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo

petróleo crudo, gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva

del latín, oleum, presente en forma natural en rocas, petra.

153

Petróleo crudo. Mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida en

los yacimientos subterráneos y que permanece en fase líquida a presión

atmosférica después de pasar por elementos de separación en la

superficie.

Petróleo negociable. Término aplicado a hidrocarburos líquidos que se

consideran aceptables para transferencia de custodia a un transportista.

El petróleo se pone en reposo y no debe contener agua ni sedimentos

suspendidos o cualquier otra impureza en cantidades mayores a las

estipuladas.

Pozo (well). Agujero perforado en la roca desde la superficie de un

yacimiento a efecto de explorar o para extraer aceite o gas.

Pozo de exploración, de prueba o piloto (wildcat well) . Pozo

exploratorio perforado sin conocimiento detallado de la estructura rocosa

subyacente.

Presión de burbuja. Es la presión de un yacimiento de petróleo en el

punto de burbujeo, es decir cuando comienza a desprender gas que se

encuentra en solución en el crudo.

Presión de cabeza. Es la presión a la que se encuentran los fluidos de en

la cabeza del pozo de petróleo cuyo desplazamiento fue motivado por

fuerzas naturales o artificiales.

Presión de fondo fluyente. Es la presión que se tiene en la cara de la

arena productora de petróleo y/o gas, esta presión es menor que la

presión de reservorio, producto de una caída de presión de los fluidos que

se mueven desde el extremo del reservorio hasta el pozo.

154

Presión de reservorio. Presión a la cual es sometido el petróleo y/o gas

por efecto del peso de la corteza terrestre y la profundidad, la misma que

los empuja hacia la superficie, esta presión disminuye a medida que un

reservorio sea producido.

Presión hidráulica. Es la presión que ejerce una columna de fluido.

Presión hidrostática. Es la presión a la que están sometidos todos los

cuerpos de la superficie terrestre debido a la columna de gas que se

encuentra en la atmósfera.

Rango de flujo. Rango entre las tasas de flujo máximas y mínimas de un

medidor. Por lo general se determina mediante límites aceptables de error

Reinyección. Consiste en la inyección de agua de producción a una

formación del subsuelo, previo tratamiento.

Reservas (Reserves). Cantidades de hidrocarburos contenidos en un

reservorio que haya sido objeto de evaluación. Se distinguen cuatro

categorías de reservas:

Reservas posibles: referidas a yacimientos hasta ahora no conocidas así

como sobre el petróleo no convencional, se consideran yacimientos

probables en un 50 por ciento.

Reservas probadas: cantidades recuperables de petróleo con una

certidumbre razonable en las condiciones económicas y técnicas

existentes.

Reservas probables: cantidades adicionales a las reservas probadas

que las informaciones geológicas y técnicas del reservorio permiten

considerar recuperables.

155

Reservas totales: suma de la producción acumulada y de la totalidad de

las reservas probadas, probables y posibles.

Sedimento. Material sólido que puede incluir una combinación de arena,

sólidos, residuos y materia granulada.

Tamaño de Partícula. Se caracteriza por el diámetro de las partículas. En

mezclas agua-aceite el tamaño puede variar entre 0.1 - 2000 micrones

(μm).

Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, ó 159 litros.

Tensión superficial. La tensión superficial es una propiedad de los

líquidos que los distingue de los gases. En el seno de un líquido, las

moléculas se atraen entre sí estas fuerzas de atracción, que son una

combinación de fuerzas de Van der. Pals y de las fuerzas electrostáticas

que están en equilibrio. En la superficie del líquido, estas fuerzas no están

balanceadas ya que no hay moléculas de líquido en la parte superior. La

resultante es una fuerza perpendicular a la superficie. Puede decirse que

la superficie del líquido, por la acción de esta fuerza tiende a contraerse.

Tensión interfacial. Algunos autores consideran la tensión entre dos

líquidos.

Válvula, bloqueo y desahogo. Válvula de alta confiabilidad con sellos

dobles y diseñados para determinar si alguno de sus sellos tiene fugas.

Válvula de bloqueo de gas (presión), tanque. Dispositivo colocado en la

escotilla de medición en un tanque presurizado que permite la medición y

extracción manual de muestras sin la pérdida de vapor.

156

Válvula, contrapresión. Válvula que se utiliza para mantener

automáticamente una presión de manera uniforme en su entrada.

Válvula, exceso de flujo. Válvula utilizada para evitar automáticamente

que la tasa de flujo del líquido en una tubería exceda el límite más alto

permitido.

Válvula, presión diferencial. Válvula utilizada para regular

automáticamente una diferencia de presión uniforme entre dos puntos

específicos en una tubería.

Válvula, retención (check). Válvula utilizada para controlar el flujo en

una dirección seleccionada y evitar que el líquido fluya en la dirección

contraria.

Vertimiento. Es la disposición de agua de producción a un cuerpo

receptor en superficie: Lago, río, bajo, estero, etc., previo tratamiento.

Viscosidad. Es la propiedad física de los fluidos que mide la cantidad de

resistencia opuesta a las fuerzas cortantes, la viscosidad de debe

principalmente a las interacciones entre las moléculas del fluido.

Viscosidad, Segundos Saybolt Universal. (Abreviado SSU). Tiempo,

medido en segundos, que tarda una muestra de 60 ml de líquido en fluir a

través de un orificio universal calibrado bajo condiciones específicas.

Viscosidad, absoluta. Medida de la resistencia al corte por unidad de

tiempo de la fuerza cohesiva intermolecular de un fluido.

Viscosidad, cinemática. Relación entre la viscosidad absoluta y la

densidad. La unidad del SI es el metro cuadrado sobre segundo (m2/s).

157

Viscoso, hidrocarburo. Cualquier hidrocarburo líquido que requiere

tratamiento o equipo especial en su manejo o almacenamiento causado

por su resistencia al flujo.

Volumen bruto. Volumen indicado multiplicado por el factor del medidor

(MF) para el líquido específico y la tasa de flujo bajo la cual el medidor ha

sido probado.

Volumen bruto estándar. (Abreviado GSV). (a) Volumen total del

petróleo líquido más agua y sedimentos, excluyendo agua libre, corregido

por el factor de corrección de volumen apropiado (Ct1) para la

temperatura y gravedad API, densidad relativa o densidad observada, a

una temperatura estándar, como 60ºF o 15ºC y también corregido por el

factor de corrección de presión (Cp1) y el factor del medidor (MF). (b)

Volumen bruto a temperatura estándar corregido a presión estándar.

Volumen bruto observado (abreviado GOV). Volumen total de todo el

petróleo líquido más agua y sedimentos, excluyendo agua libre, a la

temperatura y presión observadas.

Vórtice. Movimiento giratorio de un líquido que sucede a menudo cuando

va entrando a través de la apertura de salida de un recipiente (tanque). El

vórtice (remolino) causa que el líquido arrastre cantidades considerables

de aire y vapor.

158

9.4. Anexos

Anexo 1. Tamaño de las partículas en los procesos de separación.

Fuente: Osmonic. Inc Minnetonka 1990. Minesota USA.

159

Anexo 2. ºAPI y gravedad específica de la estación Lago Central.

160

Anexo 3. Gravedad del gas de las Estación Lago Central.

161

Anexo 4. Cromatografía Estación Lago central. Fuente: Petroproducción.

162

Anexo 5. Propiedades y presiones aceptables de trabajo para tuberías.

163

Anexo 6. Propiedades de materiales para construcción de separadores.

164

Anexo 7. Rugosidad absoluta de tubería nueva (pulgadas).

Sin costura 0.01 a 0.1

Hierro 0.01

Hierro galvanizado 0.006

Acero al carbón 0.0018

Fiberglas epóxica 0.0003

Tubería dibujada 0.0001

Fuente: API

Anexo 8. Medición de la calidad de fluidos efluentes.

Medida Instrumento Petróleo en flujo de gas Espectómetro Laser de partículas líquidas

Gas en flujo de petróleo Densitómetro neuclónico

Agua en flujo de petróleo Monitor BS&W (Unidad de medida capacitancia)

Petróleo en flujo de agua Unidad de absorción ultravioleta

Petróleo en flujo de agua Extración de solvente/absorción infraroja

Fuente: API

Anexo 9. Costo de químicos utilizados en la Estación Lago Central. Fuente: Petroproducción.

COSTOS DE QUIMICOS TIPO DE QUIMICOS USD/Gal

NOMBRE COMERCIAL

Emulsificante 10 DMO-4612 Antiparafinico 7 DW-275 Antiespumante 7 A-2680 Antiescala 10 CALNOX-3087 Anticorrosivo 7 COR-825

165

Anexo 10. Tabla comparativa de costos estimados de Tratadores electrostáticos vs tratadores caloríficos.

Convencional ElectrostáticoCosto de combustible ($/año) 17.850 5.932 Petróleo Shrinkage(encogimiento)($/año) 46.530 8.212 Perdidas de gravedad API ($/año) 24.630 4.380 Costo de electricidad (&/año) - 1.682 Total ($/año) 89.017 20.206

Fuente: C. B. Cummings and C.E. Engeiman. Teeoría y economía de tratadores electrostáticos, SPE 18850, 1999,

Anexo 11. Procedimiento general de prueba de operación del separador CCGL. 1. Seleccionar el tamaño de plato de orificio para especificar el rango de

la tasa de flujo, si se utiliza este tipo de sistema de medición. Para

ajustar el sistema con el fin de diseñar la presión a la que se debe correr

la prueba.

2. Revisar la precisión de los medidores de orificio o de los elementos de

utilizados para la medición de flujo.

3. Inicial el flujo y permitir que el sistema se estabilice.

4. Realizar una tabla de los datos adquiridos, de los medidores de gas y

líquido utilizados, para futuros cálculos y ajustes.

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Anexo 12. Procedimiento de prueba Liquid Carry Over (LCO). 1. Iniciar el flujo de gas con la menor tasa posible.

2. Iniciar el flujo de líquido e incrementar el flujo de líquido hasta observar

LCO.

3. Adquirir datos de LCO para determinar las condiciones de operación.

4. Reducir el flujo de líquido para medir la regulación de la válvula, que

debe ser bajo el nivel de equilibrio del líquido (ELL), en el separador

CCGL.

5. Incrementar el flujo de gas hasta observar LCO. Además ajustar la

tasa de flujo de líquido que debe ser necesaria.

6. Recopilar los datos obtenidos.

Anexo 13. Procedimiento de prueba para condiciones normales de operación (NOC). El nivel de líquido en el separador CCGL es función de la caída de

presión de las dos fases las cuales dependen del las tasas de flujo. Esta

prueba es desarrollada para ver el nivel de equilibrio de líquido, por

medio de los cambios en los flujos de una fase y mantener la tasa de flujo

de la otra fase constante.

1. iniciar el flujo de gas para diseñar la válvula.

2. Iniciar lentamente el flujo de líquido y esperar que el sistema se

estabilice.

3. Revisar las tasas de flujo de gas para asegurar que se mantenga

constante, ajustar el flujo si es necesario.

4. Recopilar datos.

5. Incrementar el flujo de líquido y repetir los pasos de 2 a 4.