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8/18/2019 -produccion-i-cap-3-

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRESFACULTAD DE INGENIERIA PRODUCCION PETROLERA I

CAPÍTULO III

ESTUDIO DE LOS EQUIPOS SUPÉRFICIALES DE PRODUCCIÓN

Los equipos superficiales para el control de producción de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamboca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales.

Los objetivos de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondcon presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación superficial, hasta los separapetróleo.

Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes:a !rbol de "avidad o cabezales de pozo.b Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga.c #strangulador de flujo o choque superficial.d $anifold de control.e %aterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado.f &lantas de gas para yacimientos gasíferos.

1. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES SUPERFICIALES

ÁRBOL DE NAVIDAD'on denominados tambi(n como válvulas de surgencia instalados en boca de pozo, ensamblados sobre las cabeza

ca)erías guía intermedia y de revestimiento a trav(s de accesorios mecánicos e hidráulicos tales como las cabezas, lniples, adaptadores y los colgadores de tuberías para permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo.

'us funciones principales son:a *acilitar a trav(s de los colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de ter

programada.b 'oportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta, por ejemplo, amagos de descont

etapa de producción o cuando se presenta reventamientos de ca)ería en cualquier nivel encima del productorc 'oportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por la tubería.d +egular los caudales de producción, las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de p

diferentes tipos de terminaciones de pozos.e 'oportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las tuberías por efecto de las variaciones de tempe

el pozo.

1.1 CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD

La clasificación esta basada en las normas &- que toma como base las características y especificaciones t(cniccabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos:

a) Árbol ! Na"# a $ara %!r'a(# ' *#&$l!Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola colum

producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.

b) Árbol!* ! Na"# a $ara %!r'a(#o'!* obl!*ue están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y e

simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasípetrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos.

() Árbol ! Na"# a $ara %!r'a(#o'!* %r#$l!* o &+l%#$l!*ue se caracterizan por estar equipadas con tres cabezas de tubería para instalar tres columnas de produc

producir simultáneamente tres niveles, que pueden ser de alta, mediana o baja presión, combinados o simplepetrolíferas o gasíferas.

&ara todos estos tipos de árboles las normas especifican rangos de presiones de trabajo y caudales de producomo los diámetros que deben ser consideradas en función al arreglo de ca)erías en el pozo.

Docente: Ing. Raúl Maldonado1


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Cr#%!r#o* ! S!l!((# '

La selección y el dise)o de los árboles de navidad adecuadas a las condiciones de trabajo de los pozos se realizaa los siguientes datos:

0 1ipos de terminaciópn de acuerdo al n2mero de arenas productoras., &rofundidad de las arenas productoras., &resiones de pozo, o sea, &*o, &*p, &3, &bp., 1ipos de fluidos de pozo 4gas o petróleo, 5iámetro de las ca)erías 4guia, superficial, intermedia, ca)ería de revestimiento y diámetro de tuberí

#n base a estos criterios la selección de los árboles de navidad se especifica de la siguiente manera para cada cas#jemplo: &ara terminación simple.

!+%6L 5# " 7-5 5 8 '9 **#+: ;


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'us objetivos de uso son los siguientes:a $antener la producción con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa.b $inimizar riesgos de da)o en las formaciones a trav(s de control de flujo racional.c &roteger los equipos de superficie.d Dontrolar posibilidades de conificación de agua o de gas en pozos petrolíferos.e &ermite obtener información real para calcular el índice de productividad y controlar la estabilidad de la

caudal.

Duando el pozo esta en producción la relación de presiones en las líneas de descarga son las siguientes:'in choJe: &F H &> &roducción incontrolada.Don choJe: &F &> &roducción controlada.

Donsiderando los objetivos de los choJes, en todos los casos de pozos petrolíferos y gasíferos, no es recomprescindir de los choJes para la etapa de producción, debido que es el 2nico instrumento que permite optimizar y racenergía del yacimiento para mantener la e/plotación controlada de las arenas, midiendo dicho control con el valor deen boca de pozo y que se calcula con las siguientes ecuaciones:

a &ara pozos petrolíferos.

5onde: : Daudal de producción de petróleo en %5. +M&: +elación gas 8 petróleo

: 5iámetro del choque en pulgadas

b &ara pozos gasíferos.

donde: : Daudal de gas en ftA@5

: 7iscosidad del gas en cp.

: 1emperatuira de gas en superficie N+.

: 5iámetro del choque en pulgadasDd : coeficiente de descarga, función del n2mero de +eynolds y generalmente se toma el valor de B.

T#$o* ! (5o6!

#/isten dos tipos de choJe:a Los choques positivos, denominados tambi(n choJes fijos, porque para cambiar su diámetro durante las p

producción o durante las operaciones de choJeo es necesario sacar toda la unidad de choJe del árbol de navidinstalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de choJeo con la necesidad de cea trav(s de la válvula maestra. #/isten choJes positivos en las dimensiones variables, desde F@OPO@OP@OP


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0 +elación +M& y + &.0 1ipo de árbol de navidad, líneas de descarga del árbol de navidad4R $ás importantes7ariando la dimensión del choJe ojojo.

1.7 OTROS EQUIPOS SUPERFICIALES

'e tiene los siguientes:0 Dámara de recolección o $anifold de control.0 Las líneas de flujo.0 Las líneas de descarga.Las líneas de flujo y de descarga están constituidos generalmente por tuberías cuyos diámetros varían entre A y

P ;


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5e donde:

K por definición el peso de gas sobre su volumen es igual a su densidad.

K donde 1 H N*, H lb@ftA, & H FP.? psi. #n trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse tambi(n la ecuación de %rill que es ig

5onde: >.?K es denominado constante de gas a FP.? psi y OBN*.

b La densidad del petróleoLa densidad del petróleo durante el proceso de separación se calcula en función a la medida de su gravedad

c Mravedad específica del gas'e define como la relación de la densidad del gas respecto a la densidad del aire a presión y temperatura está

sea, & H FP.? psi y 1 H OBN*.

1ambi(n puede calcularse como función de los pesos moleculares, o sea:

d *actores volum(tricos

'e define como la relación del volumen de petróleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumedel petróleo a condiciones de separación.

S el factor volumetrico del petróleo 4 es la relación del volumen de petróleo saturado con gas a temperatura de yacimiento respecto a una unidadc de volumen de petróleo a condiciones de separación o estánda

e +elación de solubilidad +s



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ue es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petróleo a condiciones de presión y temperojojo .

.1 SEPARADORES 4AS PETROLEO

'on considerados como recipientes de alta presión dise)ados para separar los componentes de los fluidos de pozciertas condiciones de presión, temperatura y volumen. 'e definen como equipos herm(ticos, cerrados cuyos elinternos, que varían de acuerdo al tipo de separador, provocan un proceso de separación por el mecanismo de funcique es com2n para todo los tipos de separadores y que de acuerdo a la utilización má/ima de su eficiencia deben semá/imos porcentajes de los componentes incluyendo los sedimentos que salen con la mezcla.

Cla*#8#(a(# ' ! *!$ara or!*

'e clasifican en los siguientes tipos:a 'eparadores horizontales.

b 'eparadores verticalesc 'eparadores esf(ricos.5e 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 netpetrolíferos con poco porcentaje de gas, o sea, sirven solo para obtener petróleo puro.

b 'eparadores bifásicos, o de dos fases, para instalar en campos productores de petróleo con mayores porcengas y poco porcentaje de agua. #n estos separadores el gas es evacuado por la parte superior o salida de gpetróleo por los tubos de descarga o salidas de petróleo.

c 'eparadores trifásicos, los separadores trifásicos son considerados como separadores convencionales de trpara separar los tres componentes comunes del fluido de pozo, o sea, gas 8 petróleo 8 agua. #l gas sale por lsuperior o salida de gas, el petróleo por sus salidas correspondientes ubicadas en la parte inferior del cuerpo mas sedimentos por las tuberías de drenaje ubicadas en la base del separador.

&ara el dise)o y selección de los separadores se utiliza la siguiente combinación de tipos de separadores:



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#n las operaciones de separación utilizando los tipos de separadores indicados, la eficiencia de separación depensiguientes factores:

a 1ama)o de las partículas, liquidas y gaseosas.b 5ensidad de la mezcla.c 7elocidad de circulación del gas desde la sección primaria hasta el e/tractor de niebla.d 1emperatura y presión de separación. mayor presión, mayor la capacidad de separación líquida.

temperatura, mayor la capacidad de separación de gas.e 5ensidad de los líquidos. La capacidad de separación es directamente proporcional a la diferencia de de

entre el petróleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad de gas.f 7iscosidad del gas. #s un factor que afecta a la velocidad de asentamiento de las partículas líquidas, po

mayor viscosidad de gas menor la velocidad de asentamiento del petróleo.

SECCIONES DE UN SEPARADOR

&ara un trabajo de separación eficiente los separadores horizontales, verticales o esf(ricos están constituidosiguientes secciones:

a 'ección de separación primaria, sirve para la separación del mayor volumen de líquidos de la mezcla mreducción de la turbulencia a trav(s de un cambio de dirección que e/perimenta el líquido que ingresa por la chocar con el ángulo de impacto o placa desviadora, a partir del cual se imparte un movimiento circulavelocidad para luego pasar a la sección de separación secundaria con velocidad reducida. #l efecto de la vcircular es el que determina el grado de eliminación de las partículas líquidas con una separación parcial dgaseosa que es completada en la sección secundaria.

b 'ección de separación secundaria, la mezcla gas 8 petróleo 8 agua parcialmente separado pasa a la ssecundaria que trabaja con mayor presión de separación para separar las gotas mas peque)as de líquido hasmicrones por efecto del mecanismo de separación que esta basada en el asentamiento por gravedad de las palíquidas que es arrastrada por el gas y que cae a la sección de acumulación.

#l gas más puro pasa por el e/tractor de niebla para ser orientada hacia una sección vacía del separadoeste a las salidas del gas.

La eficiencia de separación de esta sección depende principalmente de las propiedades del gas, el tama)partículas líquidas y el grado de turbulencia del gas que en el interior del separador es controlada por acdenominados rompeolas o mediante la estabilización de la mezcla a)adiendo a la corriente de petróleo químicos estabilizadores.

c 'ección de e/tracción de niebla, es la sección donde se elimina al má/imo las gotas mas peque)as de líqu

micrones, que han quedado en la corriente de gas despu(s de que la mezcla ha pasado por las dos antesecciones. #l principio de funcionamiento del e/tractor esta basado en el efecto del choJe de burbujas en la smetálica del e/tractor donde se origina fuerzas centrífugas que hacen funcionar al e/tractor de niebla para rcontenido de líquido impregnado en el gas en una proporción de B.F gal@$&Dgas. Los separadores en geneestar equipados con tres tipos de e/tractores que son:

0 Los de serpentines de alambre.0 Los modelos tipo paleta.0 Los modelos de platos conc(ntricos.5urante este proceso la eficiencia de los e/tractores es función de la velocidad de circulación de la mezc

interior del equipo, por lo que si estas velocidades no son apropiadas, de acuerdo con las presiones de separporcentaje de partículas líquidas continuarán en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse para caer por grla sección de acumulación.

d 'ección de acumulación de los líquidos, es la sección donde se descarga y se almacena los líquidos separad

tener la suficiente capacidad para almacenar y mantener vol2menes constantes sin el peligro de rebalses pode incrementos de flujo o caída de las partículas líquidas. &ara este efecto esta equipada de accesorios talrompeolas para evitar estas turbulencias, flotadores, purgas y los controles de nivel para evitar rebalses de líq

0. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES

0.1 SEPARADORES VERTICALES



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'e caracterizan por tener una configuración cilíndrica vertical donde el fluido de la mezcla entra en forma tangenparte media originando un movimiento circular de los fluidos creando fuerzas centrifugas y gravitacionales que peficiente separación en la sección primaria donde el deflactor cónico ojojo orienta al líquido separado a la sección desde donde las partículas mas livianas caen por su peso y por efecto de la gravedad hasta el fondo. ojojo

#l gas separado sube directamente a la sección secundaria para que las gotas mas peque)as, FB micrones, atrapael flujo de gas, desciendan, el gas viaja a la parte superior hasta el e/tractor de niebla donde las partículas de FB miacumulan hasta tener un peso suficiente para caer por gravedad a la sección de acumulación desde donde es e/pulsalíneas de salida de petróleo y de este hacia el oleoducto. #l gas sale del e/tractor de niebla por su tubo de descargeneralmente esta conectada a las líneas de gasoducto y los sedimentos eliminados a trav(s de la purga del separador.

V!'%a9a* : !*"!'%a9a* ! lo* *!$ara or!* "!r%#(al!*

'e se)alan los siguientes:a &resentan mejores rendimientos para la separación de crudos livianos y de densidades intermedias.b 1ienen mayor capacidad de separación líquida por volumen de gas, debido a las mayores velocidades

vertical de las partículas mas pesadas que el gas.c 1ienen un buen sistema de atenuación de turbulencias y formación de emulsiones que es reducida cuando

choca con el deflactor cónico.d 'on de menor capacidad volum(trica en comparación de los separadores horizontales. #n este caso la capac

separación es función del diámetro del separador.e &(rdidas que se originan, tanto vol2menes de líquido y de gas por vaporización en el interior del separado

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.

0. SEPARADORES 2ORI;ONTALES

#l mecanismo de funcionamiento de los separadores horizontales es similar a los verticales y sus característicasiguientes:

a 1ienen mayor eficiencia de separación de gas que los separadores verticales y los esf(ricos debido a que einterfase gas 8 petróleo es mayor en relación a los otros tipos de separadores, esta característica hace qburbujas de gas arrastradas por el líquido son liberadas más fácilmente por el efecto combinado de impacto,de ojojo y fuerza de gravedad que act2an mas intensamente en el ángulo de impacto antes de por la sección primaria.

b La capacidad de manejo y eliminación de sólidos es menor en relación a los separadores verticales por lo qinstalaciones es necesario colocar hasta dos drenajes para facilitar la evacuación de agua y los sedimentos.c Tna desventaja de estos separadores radica en el hecho de que para su instalación sobre todo cuando se

baterías de gran capacidad con tres, cuatro o hasta seis unidades en paralelo se requiere de una infraestrmayor de fundaciones haci(ndose más dificultoso el de conseguir igualar los niveles de fluido en la seacumulación en relación a los otros dos tipos de separadores.

d 'u ventaja mayor radica en el hecho de que son mas económicos, de mayor volumen de separación, sadecuados para manejar petróleos emulsionados, petróleos con porcentajes de espumas y algunos crudos c+M&.

Los separadores horizontales se clasifican en dos tipos:0 'eparadores horizontales monocilíndricos, constituidos por un solo ojojo son conocidos t

como separadores simples y pueden ser de dos o tres fases de baja presión de mediana presión y de alta presde dos fases sirven para separar petróleo más gas con poco porcentaje de agua. Los sepáradores de tres f

separadores convencionales sirven para separar los tres componentes del fluido de pozo 4petróleo 8 gas 8 ag0 'eparadores horizontales bicilíndricos, están constituidos por dos cilíndricos o cuerpos de separación montsobre otra y conectadas por canaletas verticales de drenaje o circulación vertical, ojojo evacuade líquido mas gas del cilindro superior al inferior donde se completa el proceso de separación. #n algunoscampos petrolíferos productoras de crudos pesados con poco porcentaje de gas es conveniente instalar sepabicilíndricos o tambi(n combinar un bicilíndrico con monocilíndrico instalando como primer separador de albicilíndrico para luego instalar un monocilíndrico de mediana y otro bicilíndrico de baja presión para coproceso.

0.0 CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES ESFÉRICOS



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1ienen la configuración esf(rica que son adecuadas para trabajos a elevadas temperaturas y presiones por tageneralmente de alta presión, son de menor capacidad que los dos anteriores tipos y más com2nmente son utilizaseparadores de prueba para pozos e/ploratorios 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 bseparación.

#n resumen los componentes básicos de los separadores son los siguientes:0 +ecipiente o cuerpo del separador.0 1ubos de entrada y de salida de fluidos.0 ngulo de impacto.0 'ecciones de separación 4primaria, secundaria, e/tractor de niebla0 7álvulas de descarga de los componentes separados.0 'ección de acumulación de líquidos.0 ccesorios internos y e/ternos tales como:

0 7álvulas de control interno.0 $anómetros.0 "iples.0 7álvulas internas de contrapresión.0 *lotadores.

. DISEB en plena etapa de desarrollo.

#ste sistema se caracteriza por el uso de instalación de separadores que operan con presiones sucesivas,de mayor presión a presiones cada vez mas reducidas hasta alcanzar el separador de mas baja presión debidlos fluidos de campos productores siempre se descargan a un separador de mayor presión pasando luseparador de mediana presión para concluir el proceso con un separador de baja presión.

La separación por etapas se divide en dos tipos:0 'eparación en dos etapas, que son aplicados en campos de mediana presión con relaciones gas petróleo men

F=BB pieA

de gas por F mA

de petróleo. +M& U F=BB ftA

@mA

. #n este caso se instalan separadores de mediana presiónpara primera etapa y separadores de ojojo para la segunda etapa.0 'eparadores en tres etapas, que es aplicado en campos productores de mediana y alta presión con +M&

ftA@mA. #n este caso se instala baterías conformadas por tres tipos de separadores donde la mezcla ingresa primseparador de alta presión pasando luego al de mediana presión y de este al de baja presión donde se compproceso, los siguientes rangos de presión se considera para calificar a los separadores de baja presión menorpsi.

'eparadores de mediana presión: menores a F=BB psi y mayores a =BB psi.'eparadores de alta presión: mayores o iguales a F=BB psi.

7. CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES



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La separación de los fluidos de pozo en los separadores se obtiene por el efecto combinado de la fuerza de gravfuerzas centrífugas y el choque de las partículas gaseosas y líquidas en el interior del separador.

La capacidad de los separadores sean verticales, horizontales ó esf(ricos se define como el volumen de la mezcpetróleo 8 agua que es procesado en el separador durante un período completo de >P horas de trabajo para individualmente cada uno de esos componentes y se mide en %ls, ftA, mA todo por día.

La capacidad de los separadores varía de acuerdo a los siguientes factores:

0 , L y 9 de los separadores.0 Dondiciones físicas del separador.0 1ipo y procesos de separación 4petróleo puro o con gas condensado .0 1ipo de separadores adecuados al campo, o sea 47erticales, horizontales y esf(ricos .0 "2mero de etapas de separación que se aplicará en el campo.0 Daracterísticas físicas y químicas de los fluidos que serán separados.0 "ivel de líquido que será depositada en la sección de acumulación.0 Dontenido de sólidos del fluido de pozo.0 1endencia de la mezcla de formar emulsiones cuando sale a la superficie.

7.1 CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES

a) CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALESa1) C-l(=lo ! la (a$a(# a ! >a* ! lo* *!$ara or!* "!r%#(al!*1° Método de cálculo

#s función de la velocidad de sentamiento de las partículas líquidas en la sección primaria y directamente propopresión y temperatura de separación.

Tno de los m(todos utilizados para calcular la capacidad de gas esta basada en la velocidad de caída de las palíquidas al fondo regida por la ley de 'tore para un valor de la gravedad igual a A>.F?P ft@s>.

1omando en cuanta la ley de 'tore el cálculo del caudal má/imo que será separado en los separadores verticales secon la siguiente ecuación:

$$&D5 #c.F.5onde:

: &resión de operación del separador vertical en psi.

: 5iámetro interno del separador vertical.

: 1emperatura de operación N*.

: 7elocidad de circulación de las partículas de gas en el interior del separador en ft@s y se calculala siguiente ecuación:

#c. >.5onde:

: *actor de conversión de separación para tener el en pie@s y es igual a FP ?.>O.: 7alor de la gravedad, AF.F?P ft@s

+eemplazando valores y la ecuación > en F se tiene:

5onde:



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dp : 5iámetro de las partículas líquidas que circulan en el interior del separador en micras,Fmicra H A.> /FBO ft.

do : 5ensidad del petróleo en [email protected] : 5ensidad del gas en lb@pieA.

: 7iscosidad del gas en cp. 2° Método de cálculo

Ttiliza la ecuación que esta basada en las variaciones del n2mero de +eynolds para flujo vertical. &ara esteecuación de cálculo es la siguiente:

$$&D5

5onde:

: *actor de fricción de las partículas de gas y líquidos por efecto de arrastre de la mezcla ygeneralmente se toma una constante de B.PP.

3° Método de cálculo

Ttiliza la siguiente ecuación práctica de cálculo del caudal de gas separado. #s el más aplicado en trabajos de cacuerdo a las condiciones observados durante las operaciones y la ecuación es la siguiente:

5onde:

: 1emperatura estándar OBN*.

: &resión estándar FP.? psi.C : Donstante del separador vertical y que varía B.BO U D V B.A= dependiendo del tama)o y del ti

material del que esta constituido el separador viene especificado por cada fabricante.&ara aplicar esta 2ltima ecuación en caso de no disponer los datos de las densidades puede ser utilizada las si

ecuaciones de cálculo.

4#c. 5e %rill

: Mravedad específica del gas.a ) C-l(=lo ! la (a$a(# a l?@=# a ! lo* *!$ara or!* "!r%#(al!*

La capacidad líquida de los separadores verticales depende de los siguientes datos:0 ltura del nivel del líquido en la sección de acumulación del separador.0 1iempo de retención del líquido en el separador.0 5iámetro interno del separador vertical.

0 factor volum(trico del petróleo que es función de las condiciones de separación 4temppresión .

#l tiempo de retención es un parámetro importante que permite determinar la capacidad real del separador para mvolumen de líquido en un tiempo t y obtener una eficiente separación de la mezcla.



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Los tiempos mínimos de retención que se aplican en las operaciones normales de separación son los siguientes:

R &@sep. Mas 8 &et de mediana presión: 0 de B 8 OBB psi t H OB seg0 de OBB 8 FBBB psi t H =B C<0 &ara V a FBBB psi t H AB C<

R &@sep. Mas 8 &et 8 gua de alta presión: 0 &ara presiones de separación V FBBB psitemperatura variable entre > 8 A min

R &@sep. Mas 8 &et 8 gua de baja presión: 0 a temp. estándar de sep. OBN* t H = min0 &ara temp. de FBBN* t H FB min<0 &ara temp. de EBN* t H FB 8 F= min0 &ara temp. de BN* t H F= 8 >B min0 &ara temp. de ?BN* t H >B 8 >= min

#l factor volum(trico de petróleo es otro parámetro importante en la capacidad de ojojo de separacvalor se determina directamente mediante los análisis &71 en laboratorio con muestras de crudo obtenidas eproductores.

#n base a estos factores la capacidad líquida de los separadores verticales se calcula con la siguiente ecuación:

5onde:: tiempo de retención 4seg o min .

Luego

5onde:h : #s la altura del separador en ft.d : 5iámetro del separador vertical en ft.

&ara calcular el caudal en %l@5ia se consideran los siguientes valores:F día H FPPB minF %l H =.O ftAK utilizando estos valores.

7. CALCULO DE LA CAPACIDAD DE 4AS LÍQUIDO DE LOS SEPARADORES 2ORI;ONTALES

a) CAPACIDAD DE 4AS

La capacidad de gas de los separadores es proporcional al área de su sección transversal disponible para el flujoes 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 t(cnicos:0 ue la trayectoria de las partículas de gas al separarse de la mezcla en la sección secundaria del separa

función de la velocidad de circulación de las partículas líquidas 4vt) de la velocidad de caída de esas partículas en lasección de acumulación y la velocidad de gas en el e/tractor de niebla.

0 ue la longitud de la sección secundaria del separador es dependiente del diámetro e/terno 45e y la longitu#n base a estos criterios la capacidad de gas de los separadores horizontales se calcula con la siguiente ecuación:



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#c. F.5onde:

: 7elocidad de circulación de las partículas líquidas ft@seg y se calcula con la siguiente ecuación:

#c. >.+eemplazando > en F y tomando los valores de: g H AF.F?P ft@seg>, J H FP ?.>O'e tiene que:

Luego:

5onde:Di : 5iámetro interno del separador en pulgadas, plg.De : diámetro e/terno del separador en pulgadas, plg.

* : !rea de flujo del interior del separador, plg>.h : altura del separador, plg.L : Longitud o largo del separador, plg.dp : diámetro de las partículas líquidas, micras, F micra H A.> / FB0O pies.

b) C-l(=lo ! la (a$a(# a l?@=# a ! lo* *!$ara or!* 5or# o'%al!*

#s el volumen de petróleo que los separadores horizontales procesan en un período de >P hrs. 5e trabajo y se %l@día 4%5 , en las operaciones de campo los vol2menes má/imos de separación depende de los siguientes factore

0 ltura del nivel del líquido en el separador y que es medida en su sección de acumulación.0 5iámetro interno y diámetro e/terno del separador.0 1iempo de retención 4t de la mezcla en el interior del separador.

Luego la capacidad líquida se calcula con las siguientes ecuaciones:

5onde:

KLuego:

K %5

7.0 C-l(=lo ! la (a$a(# a ! lo* *!$ara or!* !*8 r#(o*

Los fundamentos teóricos a los de los horizontales y verticales y las ecuaciones de cálculo son los siguientes:a) Ca$a(# a ! >a*



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b) Ca$a(# a l?@=# a !l *!$ara or 5or# o'%al

COMPONENTES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES

Los componentes son similares en todos los tipos de separadores:F. +ecipiente o cuerpo del separadore>. 'ecciones del separador sección de separación primaria, secundaria, de acumulación y de e/tractos de nieblaA. 5efsacircónico atenua la presión de ingresoP. &latos difusores=. *lotadoresO. +ompe olas en la sección de acumulación?. 'alidas del separador pet agua y gas

. Dontrol de nivel 4mantiene el nivel del petróleo y es graduado por el inge.E. 1uberias internas de circulación que conectan a las secciones de separación.


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