UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA

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1 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS) UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL Por: Mario Elias Torres Ramirez PROYECTO DE GRADO Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico Sartenejas, Julio de 2008

2 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS PROFESIONALES COORDINACIÓN DE INGENIERIA MECÁNICA ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS) UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL Por: Mario Elías Torres Ramírez Realizado con la Asesoría de: Dr. Miguel Asuaje PROYECTO DE GRADO Presentado ante la ilustre Universidad Simón Bolívar Como requisito parcial para optar al título de Ingeniero Mecánico Sartenejas, Julio de 2008

3 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Mecánica ESTUDIO DE UN SEPARADOR TRIFASICO (AGUA-PETROLEO-GAS) UTILIZANDO HERRAMIENTAS DE DINAMICA COMPUTACIONAL PROYECTO DE GRADO Presentado por: Mario Elías Torres Ramírez REALIZADO CON LA ASESORIA DE: Dr. Miguel Alejandro Asuaje Tovar RESUMEN El petróleo al momento de su extracción es un fluido multifásico (agua, arena, gas, petróleo), el cual no es comercializable debido a la presencia de fluidos que se encuentran mezclados dentro del mismo. Es por esto que es necesaria la separación de los distintos fluidos en las proporciones adecuadas para aprovecharlo como combustible o materia prima que requiere el mercado. La separación física de estas fases es una de las operaciones fundamentales en la producción, procesamiento y tratamiento de los crudos y del gas natural. En este trabajo se presenta el dimensionamiento y el análisis fluido dinámico utilizando un programa de fluido computacional (CFD). Los Separadores representan la primera instalación del procesamiento y refinación del crudo dentro de una estación de flujo la cual está compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta la producción de varios pozos para enviarla posteriormente a otros sitios según las operaciones que se realicen. El presente estudio contiene la evaluación de un separador trifásico. Luego de dimensionar el separador y realizar la geometría del mismo, se realizaron simulaciones con fluido monofásico (agua), bifásico (agua y aire) y trifásico (agua, aire y petróleo). Todas las simulaciones bajo las condiciones operacionales de un separador trifásico existente en una estación de flujo. Se observó el perfil de presiones, la separación de fase dentro del separador, como también el comportamiento en el tiempo del separador. PALABRAS CLAVES: Multifásico, CFD, Simulaciones, Separador. Aprobado con mención: Mención Sobresaliente Sartenejas, Julio de 2008

4 iii INDICE GENERAL RESUMEN...ii INDICE GENERAL...iii INDICE DE TABLAS...v INDICE DE FIGURAS...vi CAPITULO Introducción Planteamiento del Problema Objetivos Generales Objetivos Específicos Metodología... 4 CAPITULO Marco Teórico Flujo Multifásico Definiciones Fundamentos de Mecánica de Fluidos Ecuaciones Fundamentales Separación de Flujo Separadores de producción Equipos Separadores de Fase Funciones que debe realizar un Separador Descripción de un Separador Mecanismos de Separación Clases de Separadores Factores que afectan la separación entre el gas y líquido Dimensionamiento del Separador Diseño Mecánico del Separador Dinámica de Fluido Computacional (CFD) Metodología de la Simulación... 42

5 iv Geometría y Mallado Definiciones Físicas (Pre-Procesador) Solvers (Procesador) Post-Procesador Modelos Multifásico dentro de CFD Modelo de Turbulencia Eddy Viscosity Turbulence Models CAPITULO Dimensionamiento del Separador Diseño Mecánico del Separador CAPITULO Revisión de Ingeniería de Proceso Geometría del Separador 3-D Mallado de la Geometría Validación de Malla Simulación Bifásica Régimen Permanente Régimen Transitorio Simulación Trifásica Simulación A. Malla No-Estructurada Simulación B, Malla Estructurada Comparación de Simulaciones Modificación de la Salida del Agua Simulación con Valores de Entradas Alteradas Modificación de la Geometría, Deflector de Momento en la Entrada CAPITULO Conclusión y Recomendaciones Referencia Bibliográfica ANEXO ANEXO

6 v INDICE DE TABLAS Tabla 3.1 Requisitos mínimos para el diseño del separador Tabla 3.2 Datos necesarios para el Dimensionamiento Mecánico del Separador Tabla 4.1 Flujo de Entrada a la Estación de Flujo por pozos Tabla 4.2 Propiedades del Petróleo Tabla 4.3 Condiciones de operación del Separador Tabla 4.4 Dimensión de las Boquillas Tabla 4.5 Dimensiones Básicas del Separador Tabla 4.6 Altura de Interfase Tabla 4.7 Desviación de los Diferentes Modelos Tabla 4.8 Validación Malla Tabla 4.9 Validación Malla Tabla 4.10 Validación Malla Tabla 4.11 Validación Malla Tabla 4.12 Validación Malla Tabla 4.13 Condiciones para la simulación bifásica Tabla 4.14 Comparación de Modelos de Turbulencia, Simulación Bifásico Tabla 4.15 Simulaciones Trifásicas Realizadas Tabla 4.16 Condiciones de Operación para la Simulación Trifásica en condiciones de Operación Tabla 4.17 Comparación entra la simulación A y la Simulación B Tabla 4.18 Comparación entra la Geometría Original y la Modificada

7 vi INDICE DE FIGURAS Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo... 5 Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas... 8 Figura 2.2 Tensión superficial σ... 9 Figura 4.1 Diagrama de Flujo Mecánico del Separador Existente (FWKO) Figura 4.2 Esquema de las alturas de las Interfases Figura 4.3 Ubicación de los Componentes del Separador Figura 4.4 Plano del Separador Figura 4.5 Malla No Estructurada (Workbench) Figura 4.6 Malla Estructurada (ICEM) Figura 4.7 Muestra de una Capa Inflada Figura 4.8 Validación de la Malla, Criterio Variación de Presión Figura 4.9 Validación Malla Figura 4.10 Validación Malla Figura 4.11 Validación Malla Figura 4.12 Validación Malla Figura 4.13 Validación Malla Figura 4.14 Esquema de Validación para la Simulación Figura 4.15 Campo de Presiones, Simulación Bifásica Régimen Permanente Figura 4.16 Fracción Volumétrica del Agua, Simulación Bifásica Régimen Permanente Figura 4.17 Fracción Volumétrica del Aire, Simulación Bifásica Régimen Permanente Figura 4.18 Imágenes de la Simulación Transitoria cada 10 segundos Figura 4.19 Condiciones Iniciales de la Simulación Trifásica Figura 4.20 Plano de Corte para Simulación Trifásica Figura 4.21 Plano de interfase Figura 4.22 Campo de Presiones, Simulación Trifásica. Modelo SST Figura 4.23 Fracción Volumétrica del Petróleo. Modelo SST... 84

8 vii Figura 4.24 Fracción Volumétrica del Agua. Modelo SST Figura 4.25 Fracción Volumétrica del Aire. Modelo SST Figura 4.26 Velocidad del Petróleo. Modelo SST Figura 4.27 Velocidad del Agua. Modelo SST Figura 4.28 Velocidad del Aire. Modelo SST Figura 4.29 Campo de Presión, ICEM Figura 4.30 Fracción Volumétrica del Petróleo, ICEM Figura 4.31 Fracción Volumétrica del Agua, ICEM Figura 4.32 Fracción Volumétrica del Aire, ICEM Figura 4.33 Geometría Modificada, Nueva Ubicación de Salida del Agua Figura 4.34 Simulación Con la Geometría Modificada, Salida del Agua Figura 4.35 Modificación de la Geometría, Momento Flector Figura 4.36 Campo de Presiones, con Deflector de Momento Figura 4.37 Fracción Volumétrica del Petróleo, con Factor de Momento Figura 4.38 Fracción Volumétrica del Agua, con Flector de Momento Figura 4.39 Fracción Volumétrica, con Flector de Momento... 97

9 CAPITULO Introducción El petróleo es un fluido que se extrae mediante la perforación del pozo sobre un yacimiento, este sale como una mezcla completa de hidrocarburos con pequeñas cantidades de otros compuestos. La proporción de hidrocarburos que integran el petróleo varía de acuerdo con cada yacimiento. Este fluido extraído de los yacimientos es por lo general de naturaleza multifásico, pues contiene sustancias con propiedades termodinámicas gaseosas, como el gas natural, líquidas como el agua y el petróleo, y sólidas como arena y otras partículas. Este fluido multifásico como una gran variedad de hidrocarburos, no se separa por sí solo, es necesario la utilización de equipos para ese fin. El primer equipo que es utilizado en la industria petrolera es el separador trifásico, este separa el líquido multifásico que sale del yacimiento en gas y las dos fases de los líquidos inmiscibles. Este separador por lo general se encuentra en la estación de flujo que está cerca del yacimiento. Este proceso se lleva a cabo para facilitar el manejo del petróleo, y así poder llevarlo por tuberías hasta las plantas de refinación. Conociendo la importancia de un separador trifásico, es que se deriva el estudio de la fluido dinámica del separador. Con la tecnología que se cuenta en la actualidad, los diferentes programas de computación para diseñar y simular el comportamiento de cualquier sistema. Con la simulación, se busca comprender el comportamiento físico de las fases en el interior del equipo. En un futuro, con los resultados se espera establecer criterios para la optimización y análisis de desempeño de tan importantes equipos para la industria petrolera. Este trabajo se encuentra estructurado en los siguientes capítulos:

10 2 En el presente capítulo, se introduce al trabajo realizado, así como la importancia y objetivos del mismo. En el capítulo 2, se describe la teoría y los aspectos fundamentales en que se basó este trabajo, se realiza un resumen de flujo multifásico, se describen los distintos separadores que existen así como también algunos aspectos básicos de estos y por último se habla del programa Dinámica de Fluido Computacional o CFD por sus siglas en inglés. En el capítulo 3, se muestra el procedimiento de dimensionamiento del separador utilizando las normativas de PDVSA y las normas ASME para las dimensiones del separador y el espesor respectivamente. En el capítulo 4, se realiza el análisis de las simulaciones realizadas por el programa CFD, se muestra como fue evolucionando el trabajo y las discusiones de los resultados obtenidos por tales simulaciones. En el capítulo 5, se presentan las conclusiones del trabajo, teniendo en cuenta las discusiones realizadas en el capitulo Planteamiento del Problema La producción del petróleo ha evolucionado con el paso del tiempo, se ha mejorado su refinamiento, desde los inicios rudimentarios en la era del oro negro, hasta nuestros días que se utiliza lo último en tecnología. El separador representa la primera etapa en el proceso de refinamiento del petróleo, de ahí su gran importancia. Para mejorar el funcionamiento de estos es necesario que se conozca el comportamiento de los fluidos en su interior, la separación de las fases, el campo de presiones, velocidad de las corrientes internas entre otras características. De esta manera se podrán tomar decisiones acertadas de mejoras o cambios en el diseño de separadores que aumenten su eficiencia.

11 3 1.3 Objetivos Generales Esta investigación tiene por objetivo evaluar el comportamiento fluido dinámico de la mezcla dentro de un separador trifásico con las condiciones de operación de un separador horizontal existente, modelo free water knockout (FWKO) que se encuentra en operación en una estación de flujo localizado en el Delta Amacuro. Este trabajo se desarrollará utilizando el programa CFD y realizando simulaciones en la versión CFX-11. Con estas simulaciones se obtendrá el campo de presiones del separador en operación, así como también el comportamiento fluido dinámico en régimen permanente y así comprender el comportamiento físico del separador en su interior y poder realizar mejoras al diseño del mismo. 1.4 Objetivos Específicos El dimensionamiento del separador, utilizando las normas PDVSA No y las condiciones de operación del separador existente, así como también el cálculo del espesor del mismo utilizando las normas ASME. La utilización de distintos programas computacionales para cumplir diferentes funciones de la siguiente manera: El diseño de la geometría en un programa CAD del separador. El mallado de la geometría en Workbench y ICEM. La simulación monofásica (agua) y validación del mallado, la simulación bifásica (agua y aire) y la simulación trifásica (agua, aire y petróleo) utilizando el programa ANSYS CFX 11.

12 4 1.5 Metodología En la figura 1.1 se observa la metodología empleada para realizar este trabajo, el primer paso es la revisión bibliográfica en la cual se investiga de libros y publicaciones internacionales todo lo relacionado a los separadores usados en la industria petrolera, es decir los tipos de separadores y su funcionamiento. Se estudia también la ingeniería de procesos del separador existente. Después de la revisión se procede a calcular las dimensiones del separador utilizando las normativas de PDVSA, para posteriormente realizar las mallas, una estructurada y otra no estructurada. La malla realizada se debe validar con las simulaciones utilizando varios criterios para esto. Al conseguir una malla que cumpla los criterios con menos carga computacional se deben realizar las simulaciones bifásica y trifásica. Con las simulaciones bifásicas se obtienen las condiciones de borde que cumplen los criterios de convergencia. En esta parte del trabajo se realizan dos tipos de simulaciones, una en estado permanente y otro en estado transitorio. Al tener la mejor condición de borde, se realizan las simulaciones trifásicas, solo en estado permanente. Se realizan varias simulaciones cambiando la geometría del separador para observar su comportamiento y la diferencia con los cambios realizados.

13 5 METODOLOGIA Revisión Bibliográfica y Revisión de Ingeniería de Procesos Cálculo de las Dimensiones del Separador Geometría del Separador INVENTOR 10 (CAD) Mallado del Dominio Malla No Estructurada Malla Estructurada Simulación en CFX-11 Preprocesamiento PRE Procesamiento SOLVER Postprocesamiento POST Validación de Malla Simulación en Régimen Transitorio Simulación Bifásica Simulación Trifásico (Agua-Aire-Petróleo) Se encuentra el mejor sistema de control con las Condiciones de Borde Análisis de los Resultados Figura 1.1 Esquema de la Metodología del Trabajo

14 6 CAPITULO 2 Marco Teórico 2.1 Flujo Multifásico Para el contexto de este trabajo, el término corriente multifásico se utiliza para referirse a cualquier fluido que conste de más de una fase o componente. Se excluye de estas circunstancias, el que los componentes estén bien mezclados por encima del nivel molecular. En consecuencia, en los flujos que se han considerado en este trabajo los componentes de las fases se encuentran separados a una escala muy por encima del nivel molecular. Esto deja todavía un enorme espectro de diferentes corrientes de multifásico. Un tema persistente a lo largo del estudio del flujo multifásico es la necesidad de modelos para predecir el comportamiento detallado de los flujos y los fenómenos que se manifiestan [1]. Hay tres maneras en que esos modelos se exploran: (1) experimentalmente, a través del laboratorio utilizando escalas de los modelos equipados con la correspondiente instrumentación, (2) teóricamente, utilizando ecuaciones matemáticas y modelos de flujo, y (3) computacionalmente, usando el poder de las computadoras modernas para hacer frente a la complejidad de la corriente y su comportamiento físico. Es evidente que hay algunas aplicaciones en las que se puede implementar la escala de un modelo dentro del laboratorio para hacerlo posible. Pero en muchos casos, el modelo de laboratorio debe tener una escala muy diferente a la del prototipo y es en estos casos que entra un socio fiable, el modelo teórico o modelo computacional, estos modelos son esenciales para la confianza en la extrapolación a la escala del prototipo. En consecuencia, la capacidad predictiva y la comprensión física dependen en gran medida de modelos teóricos y/o computacionales. Sin embargo la complejidad del comportamiento de la mayoría de los flujos multifásico presentan un gran obstáculo para estos modelos. Tal vez sea posible en algún tiempo lejano la utilización de las ecuaciones de Navier-Stokes para cada una de las fases y además

15 7 tener el poder de calcular todos los detalles de una corriente multifásico, el movimiento de todo el líquido que rodea y esta dentro de cada partícula, la posición de cada interfaz. Pero en la actualidad la potencia de los ordenadores y su velocidad están muy lejos de alcanzar esa realidad. Cuando una o dos fases se convierten en turbulentas como la mayoría de las veces ocurre, el reto es astronómico. Es por ello que se necesitan las simplificaciones de los modelos reales para la mayoría de los flujos multifásico. 2.2 Definiciones Flujo No-Homogéneo El flujo multifásico no-homogéneo se refiere al caso donde existen diferentes campos de velocidad y otras características pertinentes para cada líquido. El campo de presión es compartida por todos los fluidos. El fluido interactúa por medio de los términos de transferencia de interfase. Flujo Homogéneo El flujo multifásico homogéneo es un caso límite del fluido multifásico Eulerian- Eulerian donde todos los fluidos que comparten los mismos campos de velocidad y otras características pertinentes tales como la temperatura, turbulencias, etc. El campo de presión también es compartida por todos los fluidos. Superficie Libre La superficie libre de un flujo se refiere a una situación en la que el fluido multifásico (para el presente caso de estudio agua, aire y petróleo) está separado por distintas interfaces. El fluido en superficie libre con el modelo no homogéneo puede ser usado para permitir la separación entre dos fase, esto es requerido si se encuentra una fase dentro de otra y se quiere que se separen de nuevo. Tensión Superficial

16 8 La tensión superficial en la interfaz de un líquido y un gas, que es una fuerza de tensión distribuida a lo largo de la superficie, se debe primordialmente a la atracción molecular entre moléculas parecidas (cohesión) y a la atracción molecular entre moléculas diferentes (adhesión). En el interior de un líquido (véase la figura 2.1) las fuerzas cohesivas se cancelan, pero en la superficie libre del líquido las fuerzas cohesivas desde abajo exceden las fuerzas adhesivas desde el gas localizado por encima, dando como resultado una tensión superficial. Figura 2.1 Fuerzas cohesivas y fuerzas adhesivas [2] Ésta es la razón por la cual una gota de agua adquiere una forma esférica, y los pequeños insectos pueden posarse en la superficie de un lago sin hundirse. La tensión superficial se mide como una intensidad de carga lineal σ tangencial a la superficie y se da por unidad de longitud de una línea dibujada sobre la superficie libre. Además, la carga es perpendicular a la línea, como se muestra en la figura 2.2, donde AB se localiza sobre la superficie libre. σ se conoce como coeficiente de tensión superficial y es la fuerza por unidad de longitud transmitida desde la superficie de fluido localizada a la izquierda de AB hasta la superficie de fluido localizada a la derecha de AB con una dirección perpendicular a la línea AB.

17 9 Figura 2.2 Tensión superficial σ [2] 2.3 Fundamentos de Mecánica de Fluidos A continuación se definirá la densidad y la viscosidad, estas propiedades son de gran interés en el estudio del separador. Densidad La densidad es la masa por unidad de volumen, y viene dada por: m ρ = V Donde m es la masa en kg y V es el volumen en m 3 en unidades del sistema internacional. Viscosidad Para un flujo bien ordenado o laminar, es decir, que está libre de fluctuaciones macroscópicas de velocidades, en el que las partículas de fluido se mueven en líneas rectas y paralelas (flujo paralelo), la ley de viscosidad de Newton establece que para ciertos fluidos conocidos como fluidos newtonianos, el esfuerzo cortante sobre una interfaz tangente a la dirección de flujo es proporcional a la tasa de cambio

18 10 de la velocidad con respecto a la distancia, donde la diferenciación se toma en una dirección normal a la interfaz. Matemáticamente se establece como: V τα n La figura 2.3 puede explicar con más detalle esta relación. Se escoge un área infinitesimal en el flujo que sea paralela al eje de velocidad horizontal, como se muestra. Se dibuja la normal n a esta área y se grafican las velocidades del fluido en puntos a lo largo de la normal, formando de esta manera un perfil de velocidad. La pendiente del perfil hacia el eje n en la posición correspondiente al elemento de área es el valor V/ n, el cual se relaciona, tal como se planteó anteriormente, con el esfuerzo cortante presente en la interfaz. Figura 2.3 Flujo paralelo bien ordenado [2] Al insertar el coeficiente de proporcionalidad en la ley de viscosidad de Newton se llega al resultado: τ = µ V n Donde µ se conoce como el coeficiente de viscosidad dinámica. En el sistema de unidades cgs, la unidad de viscosidad es el poise, que corresponde a 1 g/cms. El

19 11 centipoise es l/loo de un poise. La unidad SI para la viscosidad es 1 kg/ms. Ésta no tiene un nombre en particular y es 10 veces mayor que el poise, como se deduce utilizando las unidades básicas. En el sistema USCS, la unidad del coeficiente de viscosidad es 1 slug/pies y en el sistema SI no tiene nombre. Otro coeficiente de viscosidad, llamado viscosidad cinemática, viene definido por: µ ν = ρ Donde ρ es la densidad del fluido y ν es la viscosidad cinemática cuyas unidades son m 2 /s. Como se estableció previamente, la viscosidad no depende en gran medida de la presión. Sin embargo, se observa que la viscosidad de un líquido disminuye con un aumento en la temperatura, mientras que en un gas curiosamente ocurre lo contrario. La explicación de estas tendencias es la siguiente: en un líquido las moléculas tienen una movilidad limitada con fuerzas cohesivas grandes presentes entre las moléculas. Esto se manifiesta en la propiedad del fluido que se ha llamado viscosidad. Un aumento en la temperatura disminuye la cohesión entre las moléculas (en promedio, se apartan más) y existe un decrecimiento en la pegajosidad del fluido, es decir, un descenso en la viscosidad. En un gas las moléculas tienen una gran movilidad y generalmente están apartadas pues, en contraste con un líquido, existe poca cohesión entre ellas. Sin embargo, las moléculas interactúan chocando unas con otras durante sus movimientos rápidos. La propiedad de viscosidad resulta de estos choques. [3] La variación de la viscosidad de los gases con la temperatura puede aproximarse por alguna de las siguientes dos leyes conocidas, respectivamente, como la ley de Sutherland y la ley de potencia, como sigue: µ = µ 0 T To 3 2 T + S ( T + S) 0

20 12 µ = µ 0 T T 0 n Donde µ 0 es una viscosidad conocida a una temperatura absoluta T 0 y donde S y n son constantes determinadas mediante el ajuste de una curva. Nótese que T es la temperatura absoluta a la cual está µ. Para determinar la viscosidad de los líquidos, se utiliza la siguiente f6rmula simple: µ = A e BT Donde A y B son constantes encontradas nuevamente al ajustar datos a una curva para un líquido particular. 2.4 Ecuaciones Fundamentales A continuación tendremos las ecuaciones fundamentales para resolver la fluido dinámica del separador. Fracción Volumétrica Volumen de un componente dividido por la suma de todos los componentes antes de la mezcla. El tanto por ciento en volumen representa 100 veces la fracción en volumen, como se observa en las ecuaciones a continuación: Q i α i = α i = 1 Qtotal Para un separador trifásico sería de la siguiente manera: α petróleo +α agua +α gas = 1 Conservación de la masa

21 13 A partir del balance de masa en un volumen de control infinitesimal, haciendo que el flujo neto de masa que entra en el elemento es igual a la rapidez de cambio de la masa del elemento. m & entra m& sale = m& t elemento La ecuación de continuidad es una consecuencia del principio de conservación de la masa. Para un flujo permanente, la masa de fluido que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido, por unidad de tiempo, es constante. Esta puede calcularse como sigue: ρ 1 A1 V1 = ρ 2 A2 V2 = constante Que para fluidos incomprensibles: Q A V = A = constante (en m 3 /s) = V2 Donde A 1 y V 1 son, respectivamente, el área de a sección recta en m 2 velocidad media de la corriente en m/s. y la Ecuaciones de Navier Stokes Si el fluido es real y por tanto viscoso. Una deducción de las ecuaciones de Euler, conduce a las ecuaciones diferenciales del movimiento de un fluido viscoso o ecuaciones de Navier Stokes. Su expresión es la siguiente: dvx 1 p 2 = + ν. v dt ρ x x

22 14 y y v y p dt dv = ν ρ z z v z p g dt dv = ν ρ Donde 2 es el operador de Laplace, cuya expresión es: z y x + + = Y υ es la viscosidad cinemática. Ecuación de Bernoulli Se obtiene la ecuación de la energía al aplicar al flujo de fluido el principio de conservación de la energía. La energía que posee un fluido en movimiento está integrada por la energía interna y las energías debidas a la presión, a la velocidad y a su posición en el espacio [3]. En la dirección del flujo, el principio de la energía se traduce en la siguiente ecuación, al hacer el balance de la misma, para los flujos permanentes de fluidos incompresibles se reduce a: + + = z g V p H H H z g V p E L A ω ω 2.5 Separación de Flujo La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento,

23 15 almacenamiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petróleo, al cual está asociado un cierto volumen de gas. Estación de Flujo En la industria petrolera a nivel mundial siempre se cumple las fases de explotación, producción y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados, una vez que el petróleo llega a la superficie este se recolecta mediante procesos asociados al manejo de crudo, el gas se separa para ser transferidos a las plantas de compresión, mientras que el crudo es bombeado a los patios de tanques para su adecuación y distribución. Las estaciones de flujo juegan un papel muy importante en toda esta cadena, siendo esta instalación de superficie muy importante para la distribución del crudo hacia las diferentes áreas donde será llevado el crudo producido. Los diferentes tipos de crudos recolectados que llegan a las estaciones de flujo, son transferidos a través de tuberías hacia separadores y los patios de tanques, donde finalmente se almacena la producción de petróleo de una determinada área, con el objeto de ser tratado, eliminándose el agua, el gas y colocando el crudo bajo especificaciones comerciales para la venta. Un esquema de una estación de flujo se puede observar en la figura 2.4. El control de todos estos procesos es un tema que requiere de toda la atención ya que al realizarlos bajos las normas establecidas se obtendrán excelentes beneficios tanto para la empresa como para el estado.

24 16 Figura 2.4 Esquema de una Estación de Flujo Múltiple de Admisión En la estación de flujo y de recolección, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pasar por los separadores como también el aislamiento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos. Un múltiple de admisión se muestra en la figura 3.5

25 17 Figura 2.5 Múltiple de Admisión 2.6 Separadores de producción Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y horizontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a determinadas presiones y etapas de separación, varía de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamiento requeridos. Los separadores se fabrican de acero, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y petróleo es muy importante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas salga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la presión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo. La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión levemente mayor o igual a la atmosférica.

26 18 Además de un proceso tecnológico, la separación procura envolver la mayor obtención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está acompañada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamiento como el calentamiento, aplicación de anticorrosivos, demulsificadores, lavado y desalación del crudo, tanques especiales para asentamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que finalmente acondicionen el crudo y el gas producidos para satisfacer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes. [6] 2.7 Equipos Separadores de Fase Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas, neblina y gas libre. El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el tratamiento de petróleo y gas. Los separadores de petróleo y gas separan los componentes líquidos y de gas que existen en una temperatura y presión específica mecánicamente, para eventualmente procesarlos en productos vendibles. Un recipiente de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y reducir la capacidad de la instalación completa. Los separadores son clasificados de dos fases si separan gas de la corriente total de líquidos como se muestra en la figura 2.6 y de tres fases si también separan la

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