PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS PETROLEO El proceso de separación de los fluidos de formación, que esta constituido por la mezcla de gas, petróleo y agua y que salen de los pozos a la superficie durante la producción se produce debido al efecto de la liberación de presiones y los cambios de temperatura cuando la mezcla circula por el tubing hasta boca de pozo y de este hasta los separadores. En este recorrido los componentes van cambiando sus propiedades fisicoquímicas, ya sea por efecto de vaporización o condensaciones y que cuando emergen a la superficie ya se produce un fenómeno de separación flash o separación instantánea y que el proceso es completada en los equipos de separación que son diseñados en función a las características de todo tipo de crudos que circularán por las baterías, cuya capacidad sea variable de acuerdo a la capacidad de los pozos productores seleccionados para descargar su caudal en dichas baterías. En este proceso, la eficiencia de separación varía de acuerdo con los siguientes factores: !aract !aracterí erísti sticas cas de de la mezcla mezcla de flui fluidos dos a ser ser separ separado ados. s. "ropi "ropieda edades des físi físicas cas y quím química icass de cada cada comp compone onente nte de de la mezc mezcla. la. #olume olumenn de la mezc mezcla la que que ingres ingresara arann a los siste sistemas mas de de separa separació ción. n. !aracterís !aracterísticas ticas y tipos tipos de separa separadores dores que serán seleccion seleccionados ados para el campo campo.. "resio "resiones nes y temper temperatu aturas ras de oper operaci ación ón de los los separad separadore oress selecci selecciona onados dos.. $as propiedades físicas y químicas de los componentes que afectan significativamente a la eficiencia de traba%o de los separadores son los siguientes: a& 'ens 'ensid idad ad de los los flu fluid idos os (ue es la relación de la masa o pe)so de la mezcla que sale del pozo por unidad de volumen. 'urante el proceso de separación y c ondiciones de yacimiento la densidad se calcula utilizando la ecuación general de estado de los gases reales: PV = znRT 'onde: 'onde: n: *+mer *+meroo de mole moless de gas gas y es igua iguall a: W ( g ) n = Wm( g ) : !onstante de los gases - : -emperatura del yacimiento. z /actor de compresibilidad del gas que a condiciones de yacimiento se define como la relación del volumen real ocupado por el gas a presión y temperatura del yacimiento respecto al volumen de gas en superficie. eemplazando n en la ecuación 0 se tiene que: W ( g ) PV = RTz Wm( g ) 'e donde: W ( g ) P ⋅ Wm( g ) 1 por definición el peso de gas sobre su v olumen es igual a su densidad. = V RTz d g =
P ⋅ Wm( g ) RTz
1 donde - 2/, Wm( g ) lb3ft ), " 04.5 psi.
En traba%os de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse tambi6n la ecuación de 7rill que es igual: d g = 2.7
Ge( g ) ⋅ P ( s ) lb
T ( s ) ⋅ z ft 3
'onde: 8.51 es denominado constante de gas a 04.5 psi y 92/. 92/. b& $a dens densid idad ad del del pet petró róle leoo $a densidad del petróleo durante el proceso de separación se calcula en función a la medida de su gravedad ;"<.
1
d ( o ) =
lb ; para tener en 3 131.5 + API ft 141.5
d ( o ) =
lb 141.5 ⋅ 62.4 3 ft 131.5 + API
lb ⇒ 3 ft
c&
=ravedad específica del gas >e define como la relación de la densidad del gas respecto a la densidad del aire a presión y temperatura estándar, o sea, " 04.5 psi y - 92/. d ( g ) GE ( g ) = d ( a ) -ambi6n puede calcularse como función de los pesos moleculares, o sea: GE ( g ) =
Wm( g ) Wm( a )
d& /actores volum6tricos >e define como la relación del volumen de petróleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumen o%o%o del petróleo a condiciones de separación. β ( g ) =
m 3 ó ft 3 medido a condicione s de yacimiento 1 m 3 ó ft 3 de gas medido a condicione s de separación
? el factor volumetrico del petróleo @ β ( o ) & es la relación del volumen de petróleo saturado con gas a presión y temperatura de yacimiento respecto a una unidadc de volumen de petróleo a condiciones de separación o estándar. Vol . de petróleo a condicione s de yacimiento Bl
β ( o ) =
1
nidad de volmen de petróleo a condicione s de separación o estándar 1m 3 ( o )
e& elación de solubilidad s (ue es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petróleo a condiciones de presión y temperatura de o%o%o . Vol . de gas en ft 3 a condicione s de yacimiento ft 3 R ! = 1 Bl de petróleo a condicione s de sup erficie 1 Bl
SEPARADORES GAS PETROLEO >on considerados como recipientes de alta presión diseñados para separar los componentes de los fluidos de pozo, ba%o ciertas condiciones de presión, temperatura y volumen. >e definen como equipos herm6ticos, cerrados cuyos elementos internos, que varían de acuerdo al tipo de separador, provocan un proceso de separación por el mecanismo de funcionamiento que es com+n para todo los tipos de separadores y que de acuerdo a la utilización máAima de su eficiencia deben separar los máAimos porcenta%es de los componentes incluyendo los sedimentos que salen con la mezcla.
Clasificación de separadores >e clasifican en los siguientes tipos: a& >eparadores horizontales. b& >eparadores verticales c& >eparadores esf6ricos. 'e estos tres tipos principales de separadores derivan los siguientes modelos de separadores. a& >eparadores monocilíndricos o monofásicos, son de una sola fase o etapa, utilizados en campos netamente petrolíferos con poco porcenta%e de gas, o sea, sirven solo para obtener petróleo puro.
2
b&
>eparadores bifásicos, o de dos fases, para instalar en campos productores de petróleo con mayores porcenta%es de gas y poco porcenta%e de agua. En estos separadores el gas es evacuado por la parte superior o salida de gas y el petróleo por los tubos de descarga o salidas de petróleo. c& >eparadores trifásicos, los separadores trifásicos son considerados como separadores convencionales de tres fases para separar los tres componentes comunes del fluido de pozo, o sea, gas B petróleo B agua. El gas sale por la salida superior o salida de gas, el petróleo por sus salidas correspondientes ubicadas en la parte inferior del cuerpo y el agua mas sedimentos por las tuberías de drena%e ubicadas en la base del separador. "ara el diseño y selección de los separadores se utiliza la siguiente combinación de tipos de separadores:
Al ta Pr esión Bi fási cos Ba" a Pr esión !eparador se $orizontales Al ta Pr esión ana Pr esión Trifási cos #edi Ba" a Pr esión Al ta Pr esión Bi fási cos Ba" a Presión !eparador se Verticales Al ta Presión Trifási cos #e diana Pr esión Ba" a Pr esión Al ta Pr esión !eparador se Esf%ri cosTrifási cos ana Pr esión #edi En las operaciones de separación utilizando los tipos de separadores indicados, la eficiencia de separación depende de los siguientes factores:
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a& b& c& d&
-amaño de las partículas, liquidas y gaseosas. 'ensidad de la mezcla. #elocidad de circulación del gas desde la sección primaria hasta el eAtractor de niebla. -emperatura y presión de separación. ; mayor presión, mayor la capacidad de separación líquida. ; mayor temperatura, mayor la capacidad de separación de gas. e& 'ensidad de los líquidos. $a capacidad de separación es directamente proporcional a la diferencia de densidades entre el petróleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad de gas. f& #iscosidad del gas. Es un factor que afecta a la velocidad de asentamiento de las partículas líquidas, por tanto a mayor viscosidad de gas menor la velocidad de asentamiento del petróleo.
SECCIONES DE UN SEPARADOR "ara un traba%o de separación eficiente los separadores horizontales, verticales o esf6ricos están constituidos por las siguientes secciones: a& >ección de separación primaria, sirve para la separación del mayor volumen de líquidos de la mezcla mediante la reducción de la turbulencia a trav6s de un cambio de dirección que eAperimenta el líquido que ingresa por la entrada al chocar con el ángulo de impacto o placa desviadora, a partir del cual se imparte un movimiento circular de gran velocidad para luego pasar a la sección de separación secundaria con velocidad reducida. El efecto de la velocidad circular es el que determina el grado de eliminación de las partículas líquidas con una separación parcial de la fase gaseosa que es completada en la sección secundaria. b& >ección de separación secundaria, la mezcla gas B petróleo B agua parcialmente separado pasa a la sección secundaria que traba%a con mayor presión de separación para separar las gotas mas pequeñas de líquido hasta 0 micrones por efecto del mecanismo de separación que esta basada en el asentamiento por gravedad de las partículas líquidas que es arrastrada por el gas y que cae a la sección de acumulación. El gas más puro pasa por el eAtractor de niebla para ser orientada hacia una sección vacía del separador y de este a las salidas del gas. $a eficiencia de separación de esta sección depende principalmente de las propiedades del gas, el tamaño de las partículas líquidas y el grado de turbulencia del gas que en el interior del separador es controlada por accesorios denominados rompeolas o mediante la estabilización de la mezcla añadiendo a la corriente de petróleo aditivos químicos estabilizadores. c& >ección de eAtracción de niebla, es la sección donde se elimina al máAimo las gotas mas pequeñas de líquido, 0 micrones, que han quedado en la corriente de gas despu6s de que la mezcla ha pasado por las dos anteriores secciones. El principio de funcionamiento del eAtractor esta basado en el efecto del choCe de burbu%as en la superficie metálica del eAtractor donde se origina fuerzas centrífugas que hacen funcionar al eAtractor de niebla para reducir el contenido de líquido impregnado en el gas en una proporción de .0 gal3D"!gas. $os separadores en general pueden estar equipados con tres tipos de eAtractores que son: $os de serpentines de ala mbre. $os modelos tipo paleta. $os modelos de platos conc6ntricos. 'urante este proceso la eficiencia de los eAtractores es función de la velocidad de circulación de la mezcla en el interior del equipo, por lo que si estas velocidades no son apropiadas, de acuerdo con las presiones de separación, un porcenta%e de partículas líquidas continuarán en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse para caer por gravedad a la sección de acumulación. d& >ección de acumulación de los líquidos, es la sección donde se descarga y se almacena los líquidos separados. 'ebe tener la suficiente capacidad para almacenar y mantener vol+menes constantes sin el peligro de rebalses por efecto de incrementos de flu%o o caída de las partículas líquidas. "ara este efecto esta equipada de accesorios tales como rompeolas para evitar estas turbulencias, flotadores, purgas y los controles de nivel para evitar rebalses de líquido.
CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES SEPARADORES VERTICALES >e caracterizan por tener una configuración cilíndrica vertical donde el fluido de la mezcla entra en forma tangencial por la parte media originando un movimiento circular de los fluidos creando fuerzas centrifugas y gravitacionales que provocan
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una eficiente separación en la sección primaria donde el deflactor cónico o%o%o orienta al líquido separado a la sección secundaria desde donde las partículas mas livianas caen por su peso y por efecto de la gravedad hasta el fondo. o%o%o El gas separado sube directamente a la sección secundaria para que las gotas mas pequeñas, 0 micrones, atrapadas en el flu%o de gas, desciendan, el gas via%a a la parte superior hasta el eAtractor de niebla donde las partículas de 0 micrones se acumulan hasta tener un peso suficiente para caer por gravedad a la sección de acumulación desde donde es eApulsado a las líneas de salida de petróleo y de este hacia el oleoducto. El gas sale del eAtractor de niebla por su tubo de descarga que generalmente esta conectada a las líneas de gasoducto y los sedimentos eliminados a trav6s de la purga del separador.
Vena!as " des#ena!as de los separadores #ericales >e señalan los siguientes: a& "resentan me%ores rendimientos para la separación de crudos livianos y de densidades intermedias. b& -ienen mayor capacidad de separación líquida por volumen de gas, debido a las mayores velocidades de caída vertical de las partículas mas pesadas que el gas. c& -ienen un buen sistema de atenuación de turbulencias y formación de emulsiones que es reducida cuando la mezcla choca con el deflactor cónico. d& >on de menor capacidad volum6trica en comparación de los separadores horizontales. En este caso la capacidad de separación es función del diámetro del separador. e& "6rdidas que se originan, tanto vol+menes de líquido y de gas por vaporización en el interior del separador y que es efecto de la temperatura son menores en relación a los otros tipos de separadores. f& *o requieren mucho espacio ni la construcción de fundaciones grandes para su instalación.
SEPARADORES $ORI%ONTALES El mecanismo de funcionamiento de los separadores horizontales es similar a los verticales y sus características son las siguientes: a& -ienen mayor eficiencia de separación de gas que los separadores verticales y los esf6ricos debido a que el área de interfase gas B petróleo es mayor en relación a los otros tipos de separadores, esta característica hace que las burbu%as de gas arrastradas por el líquido son liberadas más fácilmente por el efecto combinado de impacto, velocidad de o%o%o y fuerza de gravedad que act+an mas intensamente en el ángulo de impacto antes de pasar por la sección primaria. b& $a capacidad de mane%o y eliminación de sólidos es menor en relación a los separadores verticales por lo que algunas instalaciones es necesario colocar hasta dos drena%es para facilitar la evacuación de agua y los sedimentos. c& na desventa%a de estos separadores radica en el hecho de que para su instalación sobre todo cuando se trate de baterías de gran capacidad con tres, cuatro o hasta seis unidades en paralelo se requiere de una infraestructura mayor de fundaciones haci6ndose más dificultoso el de conseguir igualar los niveles de fluido en la sección de acumulación en relación a los otros dos tipos de separadores. d& >u venta%a mayor radica en el hecho de que son mas económicos, de mayor volumen de separación, son mas adecuados para mane%ar petróleos emulsionados, petróleos con porcenta%es de espumas y algunos crudos con altas =". $os separadores horizontales se clasifican en dos tipos: >eparadores horizontales monocilíndricos, constituidos por un solo o%o%o son conocidos tambi6n como separadores simples y pueden ser de dos o tres fases de ba%a presión de mediana presión y de alta presión. $os de dos fases sirven para separar petróleo más gas con poco porcenta%e de agua. $os sepáradores de tres fases o separadores convencionales sirven para separar los tres componentes del fluido de pozo @petróleo B gas B agua&. >eparadores horizontales bicilíndricos, están constituidos por dos cilíndricos o cuerpos de separación montadas una sobre otra y conectadas por canaletas verticales de drena%e o circulación vertical, o%o %o evacuan parte de líquido mas gas del cilindro superior al inferior donde se completa el proceso de separación. En algunos casos de campos petrolíferos productoras de crudos pesados con poco porcenta%e de gas es conveniente instalar separadores bicilíndricos o tambi6n combinar un bicilíndrico con monocilíndrico instalando como primer separador de alta presión el bicilíndrico para luego instalar un monocilíndrico de mediana y otro bicilíndrico de ba%a presión para completar el proceso.
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CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES ES&'RICOS -ienen la configuración esf6rica que son adecuadas para traba%os a elevadas temperaturas y presiones por tanto son generalmente de alta presión, son de menor capacidad que los dos anteriores tipos y más com+nmente son utilizados como separadores de prueba para pozos eAploratorios o algunos pozos de desarrollo con alta presión. >u principio de funcionamiento es similar a los verticales y horizontales generalmente no su utilizan para armar baterías de separación. En resumen los componentes básicos de los separadores son los siguientes: ecipiente o cuerpo del separador. -ubos de entrada y de salida de flu idos. ;ngulo de impacto. >ecciones de separación @primaria, secundaria, eAtractor de niebla& #álvulas de descarga de los componentes separados. >ecció n de acumulación de lí quidos. ;ccesorios internos y eAternos tales como: #álvulas de control interno. Danómetros. *iples. #álvulas internas de contrapresión. /lotadores.
DISE(O DE LOS SEPARADORES $os siguientes datos y criterios t6cnicos son utilizados para seleccionar los separadores gas petróleo y armar las baterías donde se procesará todo el volumen de producción del campo. 'e acuerdo a la eAtensión y el n+mero de pozos productores del campo se instalan dos o mas baterías de separación con una agrupación racional de pozos para cada batería. $os criterios t6cnicos utilizados son: a& !aracterísticas del fluido de pozo, o sea las características físicas, las características químicas y la cantidad de sólidos. b& #olumen de producción que ingresará a cada batería. c& !apacidad del sistema de recolección de las líneas de flu%o y de las líneas de descarga, capacidad del manifold de control. d& Etapas de separación de acuerdo al tipo de crudos. e& "resiones y temperaturas de separación que será aplicada en función al volumen. En base a estos datos se realiza la selección de los tipos de separadores para cada batería con el ob%eto de obtener máAimos rendimientos en la recuperación de líquidos. "ara este efecto se dispone de los siguientes sistemas de separación. a& >istema de separación en una sola etapa, que se utiliza en algunos tipos de yacimiento con la instalación de uno o dos separadores que traba%an en paralelo con una misma presión, su aplicación se limita a pozos de ba%a presión, ba%a relación gas B petróleo agrupando dos o hasta tres pozos por batería. b& >istema de separación por etapas, la mayor recuperación de líquidos se obtiene con este sistema de separación instalando baterías en campos con una densidad de pozos mayores a 8 en plena etapa de desarrollo. Este sistema se caracteriza por el uso de instalación de separadores que operan con presiones sucesivas, o sea de mayor presión a presiones cada vez mas reducidas hasta alcanzar el separador de mas ba%a presión debido a que los fluidos de campos productores siempre se descargan a un separador de mayor presión pasando luego al separador de mediana presión para concluir el proceso con un separador de ba%a presión. $a separación por etapas se divide en dos tipos: >eparación en dos etapas, que son aplicados en campos de mediana presión con relaciones gas petróleo menores a 0F pie ) de gas por 0 m ) de petróleo. =" G 0F ft )3m). En este caso se instalan separadores de mediana presión para primera etapa y separadores de o%o%o para la segunda etapa. >eparadores en tres etapas, que es aplicado en campos productores de mediana y alta presión con =" H 0F ft)3m). En este caso se instala baterías conformadas por tres tipos de separadores donde la mezcla ingresa primero al separador de alta presión pasando luego al de mediana presión y de este al de ba%a presión donde se completa el proceso, los siguientes rangos de presión se considera para calificar a los separadores de ba%a presión menores a F psi. >eparadores de mediana presión: menores a 0F psi y mayores a F psi. >eparadores de alta presión: mayores o iguales a 0F psi.
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CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES $a separación de los fluidos de pozo en los separadores se obtiene por el efecto combinado de la fuerza de gravedad, las fuerzas centrífugas y el choque de las partículas gaseosas y líquidas en el interior del separador. $a capacidad de los separadores sean verticales, horizontales ó esf6ricos se define como el volumen de la mezcla gas B petróleo B agua que es procesado en el separador durante un período completo de 84 horas de traba%o para obtener individualmente cada uno de esos componentes y se mide en 7ls, ft ), m) todo por día. $a capacidad de los separadores varía de acuerdo a los siguientes factores: φ , $ y I de los separadores. !ondiciones físicas del separador. -ipo y procesos de separación @petróleo puro o con gas condensado&. -ipo de separadores adecuados al campo, o sea @#erticales, horizontales y esf6ricos&. *+mero de etapas de separación que se aplicará en el campo. !aracterísticas físicas y químicas de los fluidos que serán separados. *ivel de líquido que será depositada en la sección de acumulación. !ontenido de sólidos del fluido de pozo. -endencia de la mezcla de formar emulsiones cuando sale a la superficie.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALES C)lc*lo de la capacidad de +as de los separadores #ericales 1° Método de cálculo
Es función de la velocidad de sentamiento de las partículas líquidas en la sección primaria y directamente proporcional a la presión y temperatura de separación. no de los m6todos utilizados para calcular la capacidad de gas esta basada en la velocidad de caída de las partículas líquidas al fondo regida por la ley de >tore para un valor de la gravedad igual a )8.054 ft3s 8. -omando en cuanta la ley de >tore el cálculo del caudal máAimo que será separado en los separadores verticales se realiza con la siguiente ecuación: '( g )V
P ( op ) ⋅ &v 2 = 2.4 × 10 ⋅ V T DD"!' Ec.0. ⋅ T z ( op ) 6
'onde: P ( op ) : "resión de operación del separador vertical en psi.
&v 2 : 'iámetro interno del separador vertical. T ( op ) : -emperatura de operación 2/. V T : #elocidad de circulación de las partículas de gas en el interior del separador en ft3s y se calcula
con
la siguiente ecuación: ( ⋅ ( dp ) ⋅ g 2
V T =
18 ⋅ µ g
( do − dg ) Ec. 8.
'onde: ( : /actor de conversión de separación para tener el V T en pie3s y es igual a 04J5.89.
g : #alor de la gravedad, )0.054 ft3s eemplazando valores y la ecuación 8 en 0 se tiene: '( g )V
P ( op ) ⋅ ( dp) 2 ( do − dg ) 2 = 6381.83 ⋅ ⋅ &v T ( op ) ⋅ z µ ( g )
'onde:
7
dp: 'iámetro de las partículas líquidas que circulan en el interior del separador en micras, 0micra ).8J A0 9 ft. do: 'ensidad del petróleo en lb3pie ). dg : 'ensidad del gas en lb3pie ). µ ( g ) : #iscosidad del gas en cp. 2° Método de cálculo
tiliza la ecuación que esta basada en las variaciones del n+mero de eynolds para flu%o vertical. "ara este caso la ecuación de cálculo es la siguiente: '( g )V
P ( op ) ⋅ ( &v) 2 dp 2 ( do − dg ) 0.5 = ⋅ f T ( op ) ⋅ z
DD"!'
'onde: f : /actor de fricción de las partículas de gas y líquidos por efecto de arrastre de la mezcla y
generalmente se toma una constante de .44. 3° Método de cálculo
tiliza la siguiente ecuación práctica de cálculo del caudal de gas separado. Es el más aplicado en traba%os de campo de acuerdo a las condiciones observados durante las operaciones y la ecuación es la s iguiente: P ( op ) ⋅ T ( s ) ( do − dg ) 2 '( g ) V = 67.82 ⋅ ⋅ &v ⋅ ) T ( op ) ⋅ P ( s ) ⋅ z µ ( g ) 'onde: T ( s ) : -emperatura estándar 92/. P ( s ) : "resión estándar 04.5 psi. C : !onstante del separador vertical y que varía .9 G ! H .)F dependiendo del tamaño y del tipo del
material del que esta constituido el separador viene especificado por cada fabricante. "ara aplicar esta +ltima ecuación en caso de no disponer los datos de las densidades puede ser utilizada las siguientes ecuaciones de cálculo. do =
141 .5 ⋅ 62 .4
dg = 2.7
131 .5 + ° API
G( g ) ⋅ P ( op ) z ⋅ T ( op )
@Ec. 'e 7rill&
G( g ) : =ravedad específica del gas.
C)lc*lo de la capacidad l,-*ida de los separadores #ericales $a capacidad líquida de los separadores verticales depende de los siguientes datos: ;ltura del nivel del líquido en la sección de acumulación del separador. -iempo de retención del líquido en el separador. 'iámetro interno del separador vertical. β ( o ) factor volum6trico del petróleo que es función de las condiciones de separación @temperatura, presión&. El tiempo de retención es un parámetro importante que permite determinar la capacidad real del separador para mane%ar un volumen de líquido en un tiempo t y obtener una eficiente separación de la mezcla. $os tiempos mínimos de retención que se aplican en las operaciones normales de separación son los siguientes: K "3sep.
8
=as B "et de mediana presión:
de B 9 psi
t 9 seg
de 9 B 0 psi t F LM "ara H a 0 psi t ) LM K "3sep. =as B "et B ;gua de alta presión: "ara presiones de separación H 0 psi temperatura variable entre 8 B ) min K "3sep. =as B "et B ;gua de ba%a presión: a temp. estándar de sep. 92/ t F min "ara temp. de 02/ t 0 minM "ara temp. de N2/ t 0 B 0F min "ara temp. de J2/ t 0F B 8 min "ara temp. de 52/ t 8 B 8F min El factor volum6trico de petróleo es otro parámetro importante en la capacidad de o%o%o de separación y su valor se determina directamente mediante los análisis "#- en laboratorio con muestras de crudo obtenidas en pozos productores. En base a estos factores la capacidad líquida de los separadores verticales se calcula con la siguiente ecuación: '( o ) V =
Vol del separador vertical
β ( o ) ⋅ t
'onde:
t : tiempo de retención @seg o min&. $uego Vol !EP V =
π ⋅ d 2 ⋅ * 4
π ⋅ d ⋅ * 4 ⋅ β ( o ) ⋅ t 2
'( o ) V =
'onde: h : Es la altura del separador en ft. d : 'iámetro del separador vertical en ft.
"ara calcular el caudal en 7l3'ia se consideran los siguientes valores: 0 día 044 min 0 7l F.9 ft )1 utilizando estos valores. d 2 ⋅ * d 2 ⋅ * 3.14 '( o ) V = ⋅ 257 ⋅ = 201.7 β ( o ) ⋅ t β ( o) ⋅ t 4 '( o ) V = 201.7
d 2 ⋅ * Bl β ( o ) ⋅ t d+a
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS . LÍ/UIDO DE LOS SEPARADORES $ORI%ONTALES a0 CAPACIDAD DE GAS $a capacidad de gas de los separadores es proporcional al área de su sección transversal disponible para el flu%o de gas y es función del diámetro y la altura del nivel de líquido en la sección de acumulación. "ara aplicar las ecuaciones de cálculo de la capacidad de gas se considera los siguientes criterios t6cnicos: (ue la trayectoria de las partículas de gas al separarse de la mezcla en la sección secundaria del separador es función de la velocidad de circulación de las partículas líquidas @ vt) de la velocidad de caída de esas partículas en la sección de acumulación y la velocidad de gas en el eAtractor de niebla. (ue la longitud de la sección secundaria del separador es dependiente del diámetro eAterno @'e& y la longitud @$&. En base a estos criterios la capacidad de gas de los separadores horizontales se calcula con la siguiente ecuación: P ( op ) ⋅ ( &i − &e / - ) '( g ) $ = 3.0563 × 10 6 ⋅ vt ⋅ A , Ec. 0. T ( op ) ⋅ z ⋅ * 'onde: v t : #elocidad de circulación de las partículas líquidas ft3seg y se calcula con la siguiente ecuación:
9
( dp ) 2 ⋅ g vt = ( ⋅ ( do − dg ) Ec. 8. µ ⋅ 18 g eemplazando 8 en 0 y tomando los valores de: g )0.054 ft3seg 8, C 04J5.89 >e tiene que: P ( op ) ⋅ ( &i − &e / - ) 1487.26 ⋅ ( dp ) 2 ⋅ 32.174 6 '( g ) $ = 3.0563 × 10 ( do − dg ) A, µ T ⋅ z ⋅ * ⋅ 18 g ( op ) $uego: '( g ) $
P ( op ) ⋅ ( dp ) 2 ( &i − &e / - ) ( do − dg ) A, = 8124.9 µ T z * ⋅ ⋅ ( op ) g
'onde: Di : 'iámetro interno del separador en pulgadas, plg. De : diámetro eAterno del separador en pulgadas, plg.
;/ : Orea de flu%o del interior del separador, plg 8. h : altura del separador, plg. $ : $ongitud o largo del separador, plg. dp : diámetro de las partículas líquidas, micras, 0 micra ).8J A 0 9 pies.
10 C)lc*lo de la capacidad l,-*ida de los separadores 2ori3onales Es el volumen de petróleo que los separadores horizontales procesan en un período de 84 hrs. 'e traba%o y se mide en 7l3día @7'&, en las operaciones de campo los vol+menes máAimos de separación depende de los siguientes factores: ;ltura del nivel del líquido en el separador y que es medida en su sección de acumulación. 'iámetro interno y diámetro eAterno del separador. -iempo de retención @t& de la mezcla en el interior del separador. $uego la capacidad líquida se calcula con las siguientes ecuaciones: V ( !$ ) '( - ) $ = 257 β o ⋅ t 'onde: π ⋅ & 2 V !$ - A , 1 A , = =
⋅
4
$uego: '( - ) $
2 π ⋅ & 2 ⋅ & ⋅ = 257 = 201.7 1 7' 4 ⋅ β o ⋅ t 4 ⋅ β o ⋅ t
C)lc*lo de la capacidad de los separadores esf4ricos $os fundamentos teóricos a los de los horizontales y verticales y las ecuaciones de cálculo son los siguientes: a0 Capacidad de +as
P ( op ) ⋅ &( E ) 3 do − dg '( g ) E = 0.78 T ( op ) ⋅ z µ ( g ) 10 Capacidad l,-*ida del separador 2ori3onal '( o ) E
10
&i 3 &e 0.5 = 33.51 t 2
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