calculo de diseno de separadores

Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net

MUESTRA DE CMUESTRA DE CÁÁLCULOS MANUALES PARA EL LCULOS MANUALES PARA EL DISEDISEÑÑO DE SEPARADORES VERTICALES Y O DE SEPARADORES VERTICALES Y

HORIZONTALES HORIZONTALES GASGAS-- PETRPETRÓÓLEO.LEO.

Dr. Fernando Pino Morales


Datos:QO = 5 MBNPDQG = 50 MMPCNDPOPER = 1000 lpcaTOPER = 100 FAPI =40Z = 0,832R =10,73 lpca*pie3/lbmol*°Rtr = 1,5 min

Cálculo de Parámetros:La Gravedad Específica del Petróleo = 0,8251( )ογ

MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL

API°+=

5,131

5,141ογ

8251,0405,131

5,141 =+

=ογ


�Caudal de Petróleo a condiciones de operación (QO), en pie3/s

==

s

pie

sBNPdía

díaPCxBNPxO

33

3249,0)(86400))((

))((6146,5)(105ϑ

�Caudal de Gas a condiciones de operación (QG), en pie3/s

==3

06,4)(560))((73,10832,0)(

))()((97,287,0)(1000

Pie

lb

RxPClpcaxxlbmol

RlbmollbxxlpcaGρ

==

s

pie

slbxlbmolPCNxdía

díaPClbxlbmolPCNxG

37

61,7)(86400)(06,4))((6,379)(

))()((97,2870,0))((105ϑ

�Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador ( )λ

GQQo

Qo

+=λ = (0,3249 pie3/s) / (0,3249 pie3/s + 7,6222 pie3/s) = 0,0409



�Densidad del Petróleo , en lb/pie3( )ορ

=oρo * 62,4 lb/pie3= 0,8251*62,4 lb/pie3 = 51,4845 lb/pie3

�Densidad del Gas , en lb/pie3 ( )Gρ

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )OP

GOPG TZR

P

**

*96,28*

°=

γρ =4,06(lb/pie3)

� Velocidad Crítica del Gas , en pie/s( )CV

( ) )/()(*1 GGC FV ρρρο −= = 0,5369 pie/s

�Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO en pie2

AG = QG / VC= (7,6222 pie3/s.) / (0,5370 pie/s) = 14,1955 pie2



� Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO , en pie3

Vr1 = QO * tr * 60 s = 0.3249 pie3/s *(1,5 s)*60 s = 29,2426 pie3

�Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma , en pie3

Vr2 = QO * 600 s =0,3249 pie3/s * 600 s = 194,9508 pie3

�Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO , en pie3

Vr = Vr1 + Vr2 = 29,241pie3 + 194,94 pie3 = 224,1934pie3

�Diámetro del separador (DS), en pie

DS = (4* AG / 3,1416)1/2= (4* 14,1940 pie2 / 3,1416)1/2 = 4,2512 pie

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro del separador utilizado fue de 4,2651 pie



�Altura del petróleo entre NAAO – NBBO, en pulg

hNAAO-NBBO =( 4 * Vr / p* (DS)2 ) * 12 pulg

hNAAO-NBBO =( 4 * 224,181 pie3 / 3,1416 * (4,2512 pie)2)* 12 pulg

hNAAO-NBBO = 188,3031 pulg

�Altura desde el FS-NAAO, en pulg

hFS-NAAO = hNAAO-NBBO + hNBBO

hFS-NAAO = 188,2919 pulg + 9 pulg = 197,3031 pulg

�Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s

M

MEVρ60=− = 24,5069 pie/s



�Velocidad de salida del gas, en pie/s

3/0550,4

60

pielbV GS =− = 29,7960 pie/s

�Velocidad de salida del petróleo, en pie/s

VVSOSO = 3 pie/s= 3 pie/s

�Diámetro de la boquilla de entrada, en pulg

lg12/5053,241416.3

/9471,74 3

puspie

spieDBOQENT ×

××= = 7,7110 pulg

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de entrada utilizado fue de 8 pulg



�Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulg

lg124

puVsg

QgDBSG ×

××=

π

lg12/7959,291416,3

/622,74 3

puspie

spieDBSG ×

××= = 6,8485 pulg

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 8 pulg

�Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulg

lg124

puVso

QoD BSO ×

××=

πlg12

/31416,3

/3249,04 3

puspie

spieDBSO ×

××= = 4,4561 pulg

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del gas utilizado fue de 6 pulg



�Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en pulg

hhNAAONAAO --BOQENTBOQENT = D= DBOQ ENTBOQ ENT

hhNAAONAAO --BOQENTBOQENT = 8 = 8 pulgpulg

�Altura desde la boquilla de entrada – fondo malla, en pulg

hhBOQENTBOQENT--FM FM = 0,5 * D= 0,5 * DSS *12 *12 pulgpulg

hhBOQENTBOQENT--FM FM = 0,5 * 4,2651 *12 = 0,5 * 4,2651 *12 pulgpulg = 25,5906 = 25,5906 pulgpulg

�Área de la malla, en pie 2

AAMallaMalla = Q= QGG/ V/ VC C

AAMallaMalla = 7,622 / 0,5370= 7,622 / 0,5370 = 14,1950 pie= 14,1950 pie 22



�Diámetro de la malla, en pie

DDMallaMalla = D= DSS

DDMallaMalla = 4,2651= 4,2651 piepie

�Distancia mínima permisible entre el tope de la malla y la boquilla de salida de gas, en pulg

hhoo= (F= (F88 * * DDMallaMalla –– DDBSBSGG) / (2)) / (2)hhoo= (12 = (12 pulgpulg * 4,2651* 4,2651 pie pie –– 8 8 pulgpulg ) / (2) = 21,5906 ) / (2) = 21,5906 pulgpulg

�Altura efectiva de separación del separador, en pie

LLEFFEFF=(=(hhFSFS--NAALNAAL ++hhNAALNAAL --BOQENTBOQENT+D+DBOQENTBOQENT++hhFMALLAFMALLA --BoqEntBoqEnt ++eeMallaMalla ++hhoo)/(F)/(F2525))

LLEFFEFF=(197,2919 pulg+8 =(197,2919 pulg+8 pulg+8pulg+8 pulg+25,5906 pulg+6 pulg+21,5906 pulg+25,5906 pulg+6 pulg+21,5906 pulgpulg )/ 12)/ 12

LLEFF EFF = 22,2061 pie= 22,2061 pieComo esta longitud no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto la longitud efectiva de operación utilizada fue de 22,5 pie



Datos:QO = 7,5 MBNPDQG = 74 MMPCNDPOP = 1000 lpcaTOP = 100 F( al aire)API =40Z = 0,98R =10,73 lpca*pie 3/ lbmol*Rtr = 1,5 min

MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL

Cálculo de Parâmetros : La Gravedad Específica del Petróleo :( )ογ

API°+=

5,131

5,141ογ

8251,0405,131

5,141 =+

=ογ


� Caudal de Petróleo a condiciones de operación (Qo), en pie 3/s:


==

s

pie

sxBNPdía

díapiexBNPxo

333

49,0)(86400))((

))((6146,5)105,7ϑ

� Caudal de Gas a condiciones de operación (Q G), en pie 3/s:

==

s

pie

sxlbxlbmolPCNxdía

díaPClbxxlbmolPCNxG

37

30,13)(86400)(44,3))((6,379)(

))()((97,287,0))((104,7ϑ

� Tasa Másica del Petróleo y Gas

GO xρϑ

=s

lb

pies

lbxpie75,45

))((

)(44,3)(30,133

3

WG=

===s

lb

pies

lbxxpieW o 23,25

))((

)(4,628251,0)(49,03

3

00 ϑρ

�Caudal de la Mezcla (Q m.), en pie 3/s:

=+=+=

s

pieGoM

3

79,1330,1349,0ϑϑϑ



�Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador :( )λ

21055,330,1349,0

49,0 −=+

=+

= xGo

o

ϑϑϑλ

�Densidad del Petróleo , en lb/pie3

= 0,8251*62,4 lb/pie3 = 51,4845 lb/pie3oρ

�Densidad del Gas , en lb/pie3:

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )OP

GOPG TZR

P

**

*96,28*

°= γρ

==

3344,3

)()(560))((73,1098,0

))()((97,287,0)(1000

pie

lb

lbmolxRxpielpcax

Rlbmollbxxlpca

�Densidad de la Mezcla , en lb/pie 3:

++

=)(

)(

gL

gLM

WW

ϑϑρ

=

++=

320,5

)49,030,13

33,2537,46

pie

lb


�Velocidad Crítica del Gas , en pie/s:


G

GoC ρ

ρρυ )(157,0

+= spie/63,0

44,3

)49,5144,3(157,0 =+=

�Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO en pie2

)(11,21)(63,0)(

))((3,13 23

piepies

spieA

C

GG ===

υϑ

�Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO , en pie3

VrVr11 = Q= QOO * * trtr * 60 s= 0,4874 pie* 60 s= 0,4874 pie 33/s.*(1,5 s)*60 s = 43,8639 pie/s.*(1,5 s)*60 s = 43,8639 pie 33

�Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma , en pie3

VrVr22 = Q= QOO * 600 s= 0,4874pie* 600 s= 0,4874pie 33/s. * 600 s = 292,4262 pie/s. * 600 s = 292,4262 pie 33


�Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO , en pi e3

Vr = Vr1 + Vr2 = 43,8639 pie3 + 292,4262 pie3 = 336,2901 pie3


�Longitud efectiva de operación LEFF en pie

Como la POP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 F24*LEFF / D 6,0

�Diámetro del separador asumido: D S = 6,2336 pie

F24*LEFF = 4 pie

LEFF = (4*6,2336) / 1 = 24,9344 pie

Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 25 pie.


�Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2


ANBBO-NAAO = Vr/LEFF

ANBBO-NAAO = 336,2901 pie3/ 25 pie = 13,4516 pie2

�Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A1*)

R1* = hNBBO / DS

R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6.2336 pie = 0,120; con este valor se busco en la Tabla

A1* = 0,0680

�Área del separador (AS), en pie2

AS = (3,1416 *(DS)2) / 4

AS = (3,1416*(6,2336)2) / 4 = 30,5198 pie2

�Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2

AFS-NBBO = (A1*) * AS

AFS-NBBO = 0,0680 *30,5198 pie2 = 2,0753 pie2


�Área de la sección transversal vertical disponible para el gas en pie2


ADG = AS - (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO)

ADG = 30,5198 pie2 - (2,0753 pie2 + 13,4516 pie2) =14,9919 pie2

Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (AG) y se determino que esta área es menor que la requerida, lo que indica que el diámetro asumido es muy pequeño; por lo que se debió asumir un diámetro mayor al anterior y repetir el procedimiento

�Longitud efectiva de operación LEFF en pie

Como la POP >500 lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0 F24*LEFF / D 6,0

Diámetro del separador asumido: DS = 6,5617 pieF24*LEFF = 4 pie

LEFF = (4*6,5617) / 1 = 26,2467 pie

Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 27,5 pie


�Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2



ANBBO-NAAO = 336,2901 pie3/ 27,5 pie = 12,2287 pie2

�Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBBO (A1*)

R1* = hNBBO / DS

R1* = (9 pulg. /12 pie) / 6,5617 pie = 0,114; con este valor se busco en la

Tabla A, el valor de A1*:

A1* = 0,0631

�Área del separador (AS), en pie2

AS = (3,1416*(DS)2) / 4AS = (3,1416 * (6,5617)2) / 4 = 33,8160 pie2

�Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2

AFS-NBBO = (A1*) * ASAFS-NBBO = 0,0631 * 33,8160 pie2 = 2,1338 pie2


�Área de la sección transversal vertical disponible para el gas en pie2

ADG = AS – (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO )

ADG = 33,8160 pie2 – (2,1338 pie2+ 12,2287 pie2) = 19,4535 pie2


Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (AG) y se determino que esta área es menor que la requerida, lo que indica que el diámetro asumido es muy pequeño; por lo que se debió asumir un diámetro mayor al anterior y repetir el procedimiento

�Longitud efectiva de operación L EFF en pie Como la POP >500 Lpca, entonces la relación a utilizar es 4,0F24*LEFF / D 6,0Diámetro del separador asumido: DS = 6,8898 PieF24*LEFF = 4 pieLEFF = (4*6,8898) / 1 = 27,5591 pie

Pero como esta longitud efectiva no existe comercialmente, se redondea a una longitud comercial, por arriba, más cercana. Siendo esta longitud igual a 30 pie


�Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie 2


ANBBO-NAAO = 336,306 pie3/ 30 pie = 11,2097 pie 2


�Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie 2


ANBBO-NAAO = 336,306 pie3/ 30 pie = 11,2097 pie2

�Área del separador (A S), en pie 2

AS = (3,1416*(DS)2) / 4

AS = (3,1416*(6,8898)2) / 4 = 37,2819 pie2

�Área vertical entre el NBBO-FS, en pie 2

AFS-NBBO = (A1*) * AS

AFS-NBBO = 0,0591 * 37,2819 pie2 = 2,2034 pie2


�Área de la sección transversal vertical disponible para el gas, en pie2

ADG = AS – (AFS-NBBO + ANBBO-NAAO )ADG = 37,2819 pie2 – (2,2034 pie2+ 11,2097 pie2) = 23,8689 pie2

Se comparo esta área con el Área vertical requerida para el flujo de gas por encima del NAAO (A G) y se determino que esta área no es significativamente mayor que la requerida, por lo q ue se determino un % error entre ambas áreas, dando como resultado un error porcentual menor al 6%, porcentaje aceptable en la industria. Este % error se determino de la siguiente manera:

% Error = ((A DG - AG / AG) * 100%

% Error = ((23,8689 pie 2 – 22,6557 pie2) / 22,6557 pie2) * 100%

% Error = 4,0308 %



�Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en pie 2

AFS-NAAO = AFS-NBBO + ANBBO-NAAO

AFS-NAAO = 2,1997 pie2 + 11,2102 pie2 = 13,4130 pie2

�Area fraccional de la sección transversal entre el F S-NAAO, en pie 2

A2* = AFS-NAAO / AS

A2* = 13,4099 pie2 / 37,2823 pie2 = 0,360

Con este valor se busco en la Tabla A, el valor de R2*, pero como no

apareció directamente en la tabla, entonces se inter polo entre los dos números que lo contenían. Para ello se uso la s iguiente ecuación: Números que contenían el valor calculado y la ecuación utilizada para obtener R 2

*


R2* A2

* 0,385 0,355 0,360 0,390 0,361

R2

* = (0,390–0,385)/(0,361-0,355)*(0,360-0,355)+0,385 =

R2* =0,389


�Distancia vertical entre el FS - NAAO, en pulghFS-NAAO = R2

* * DS * 12 pulghFS-NAAL = 0,389 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 32,1614 pulg

Área vertical entre el NBBO-NBO, en pie 2

ANBBO-NBO = (Qo * 300s) / LEFF

ANBBO-NBO = (0,4874 *300 s) / 30 pie = 4,8738 pie 2

�Área vertical entre el NAAO-NAO, en pie 2

ANAAO-NAO = ANBBO-NBLO

ANAAO-NAO = 4,8738 pie2

�Área vertical entre el NAO-NBO, en pie 2

ANAO-NBO = Vr1 / LEFF

ANAO-NBO = 43,8639 pie3 / 30 pie = 1,4621 pie 2



�Área vertical entre el FS-NBO, en pie 2

AFS-NBO = AFS-NBBO + ANBBO-NBO

AFS-NBO = 2,2034 pie2 + 4,8738 pie2 = 7,0771pie2

Área vertical entre el FS- NAO, en pie 2

AFS-NAO = AFS-NBO + ANAO-NBO

AFS-NAO = 7,0771 pie2 + 1,4621 pie2 = 8,5393 pie2

�Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NBO, en pie 2

A3* = AFS-NBO / AS

A3* = 7,0771 pie2 / 37,2819 pie2 = 0,190

Con este valor se busco en la Tabla 1 del Apéndice A, el valor de R 3*:

R3* = 0,245

�Distancia vertical entre el FS-NBO, en pulg

hFS-NBO = R3* * DS * 12 pulg

hFS-NBO = 0,245 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 20,2394 pulg



�Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAO, en pie 2

A4* = AFS-NAO / AS

A4* = 8,5359 pie2 / 37,2819 pie2 = 0,229

Con este valor se ubico en la Tabla A, el valor de la altura de esa área R4

*:R4

* = 0,280�Distancia vertical entre el FS-NAO, en pulg

FS-NAO = R4* * DS * 12 pulg

hFS-NAO = 0,280 * 6,8898 pie * 12 pulg = 23,1497 pulg


�Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s

M

MEVρ60=− spie

pielbV ME /4588,26

/1424,5

603

==−

�Velocidad de salida del gas, en pie/sspie

pielbV GS /3378,32

/4426.3

603

==−


�Velocidad de salida del petróleo, en pie/s

VSO = 3 pie/s


�Diámetro de la boquilla de entrada, en pulg

lg124

puV

QmD

BOQENTBOQENT ×

××=

π

lg7700,9lg12/5183,261416,3

/9545,134 3

pupuspie

spieDBOQENT =×

××=

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de entrada utilizado fue de 10 pulg

�Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulg

lg124

puVsg

QgDBSG ×

××=

π


�Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulg


lg124

puVso

QoDBSO ×

××=

π

lg477,5lg12/31416,3

/4874,04 3

pupuspie

spieD BSO =×

××=

Como este diámetro no existe comercialmente, se redondeo a uno comercial, por arriba, más cercano; por lo tanto el diámetro de la boquilla de salida del petróleo utilizado fue de 6 pulg

�Área de la malla, en pie 2

AMalla = QG/ VC

AMalla = (13,2876 pie3/s) / 0,5865 pie/s = 22,6557 pie2

�Ancho de la malla, en pulgMallaAF ×= 25Mallaa

lg1176,576557,22lg12 2 pupiepu =×=Mallaa


�Distancia mínima permisible entre el Tope de Malla- Boquilla de salida gas, en pulg

ho = (DMalla – DBSG) / (2)

ho = (57,1176 pulg. – 10 pulg) / (2) = 23,5588 pulg


�Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla- NAAO, en pulg

hhFMFM--NAAO NAAO = D= DSS -- hhFSFS--NAAONAAO -- hhoo -- eeMallaMalla

hhFMFM--NAAO NAAO = (6,8898 *12) = (6,8898 *12) --32,1614 32,1614 --23,5588 23,5588 -- 6 = 20,9569 6 = 20,9569 pulgpulg


�Diseño de Separadores Horizontales de Gas- Petróleo- Agua. En. la figura 26 se presenta un Separador Horizontal Gas- P etróleo- Agua


Separador Horizontal

Gas- Petróleo- Agua

En estos separadores se ha de permitir que el agua y el petróleo se desprendan uno del otro. Luego, entonces para inicial el diseño de estos separadores Se parte de un valor arbitrario (hg/D=0,5). La velocidad crítica del gas se determina, por algunas de las ecuaciones señaladas Anteriormente. (AL)= área disponible para el líquido en (pie2) y (L)= es la longitud del separador en pies Los pies adicionales de longitud, espacio que se utilizará para acomodar los indicadores de nivel, controles de nivel, válvulas de drenaje etc


b.- El contenido de agua del crudo que sale del sepa rador, no debe de ser mayor al 5%(V/V) La tasa volumétrica del agua s e determina por:


=

W

WW

W

ρϑ

Para determinar la relación de áreas entre el agua y petróleo, se tiene que:

=

W

O

WA

A

ϑϑ0

El área para flujo de agua es: ( )WO

WOW AA

AAA

/1 ++

=

El Área para el flujo de petróleo se determina, según lo siguiente

AO= (AO+ Aw)- Aw


�Para determinar la velocidad de elevación de las go titas de petróleo a través de la fase de agua, para un tamañ o de partículas de 150 micrones), se utiliza:


W

WxDx

µρρυ )(10072,1 0

20

4

0

−=−

La velocidad de asentamiento de las gotas de agua en el petróleo para un tamaño de partículas de 150 micrones es:

0

024 )(10072,1

µρρυ −=

−WW

w

xDX

El tiempo de retención mínimo requerido para el petróleo:

=

O

WW

ht

υ

La velocidad de elevación del petróleo se puede determinar, también por la siguiente ecuación:

υ

oAoxLυ


El tiempo de retención mínimo requerido para el agua es:


=

W

ht

υ0

0

La velocidad de asentamiento del agua, se determina, por la siguiente fórmula:

υ w=hw x LPara un asentamiento efectivo de las partículas es:

0

09060

A

xtx

A

xxtL o

W

WWW

ϑϑ =

=

0

0000

9060

2

3

A

xxt

A

xxtL o

o

ϑϑ =

=


Sección de Manejo de Fluidos: Existen ocasiones, en que la sección de manejos del fluido líquido del separador tendrá un tamaño basado en el tiempo de retención. También hay ocasiones en que el separador tiene como función no solo separar fases, sino que también puede servir como compensador del líquido amortiguando las variaciones del flujo, de tal forma que los controles automáticos del separador aguas abajo puedan operar con no más de un minutos de perturbación. La velocidad de asentamiento, para lo cual se obtiene la siguiente ecuación:


C

xgxD pPt 3

)(4 ρρυ

−=

La ecuación se utilizará de dos formas, ambas forman se sustentan en que las burbujas del líquido que suben o caen a través del líquido, se fundamentan en un flujo de tipo flujo laminar, lo cual es válido cuando las partículas son de tamaño pequeño, la fórmula matemática queda:

)(18

)(subiendo

gxD PPt µ

ρρυ −=

)(18

)(bajando

gxD pPt µ

ρρυ

−=


Para cuantificar el (trl) se pueden utilizar pruebas de campo, al no disponer de datos de campo se puede utilizar la ecuación de Stokes:


µρρυ ))(()5,18( 21

2 −= PP

Dx

Problemas de operación de los separadores. Los principales problemas de operación de los separadores causan problema para y hacen disminuir la eficiencia del proceso de separación, y que además trae graves problemas para los procesos posteriores, y son:

a.- Crudos Espumosos .Uno de los puntos que se recomienda tener en cuenta en el manejo de los separadores, son las causales de la formación de espumasb.- Presencia de Arenas: Los principales problemas son:1.- Taponamiento de los dispositivos internos del separador2.- Erosión y corte de válvulas y líneas3.- Acumulación en el fondo del separador


c.- Velocidad de Erosión La fórmula para determinar la velocidad de erosión


f

e

C

ρυ =

d.- Parafinas.e.- Emulsiones.f.- Escape de Líquido y Gasg.- Problemas de Arrastre El arrastre es un fenómeno complejo donde gran cantidad de variables entran en juego�Consecuencias del Arrastre�Determinación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y GasPor lo general, cuando se habla de las condiciones óptimas, se refiere a los parámetros presión y temperatura La presión óptima de un separador es aquella que estabiliza en fase líquida el máximo número de moles de mezcla. De acuerdo a la definición, a la presión óptima se obtiene:a.- Máxima producción de petróleob.- Máxima gravedad API del crudoc.- Mínima relación gas - petróleod.- Mínimo factor volumétrico del petróleo


La presiLa presióón del separador esta sujeta a control directo por medios de n del separador esta sujeta a control directo por medios de instrumentos instrumentos reguladores de presireguladores de presióón. La temperatura se determina con el fluido que entra al n. La temperatura se determina con el fluido que entra al separador. Y .en ciertos casos la temperatura del separador es cseparador. Y .en ciertos casos la temperatura del separador es controlada por ontrolada por calentamiento o refrigeracicalentamiento o refrigeracióón.n.

Proceso de SeparaciProceso de Separacióón Gasn Gas-- PetrPetróóleo:leo: Si el proceso de separaciSi el proceso de separacióónn-- gasgas-- petrpetróóleo es leo es de dos etapas de separacide dos etapas de separacióón, en este caso se recomienda seguir los siguientes pasosn, en este caso se recomienda seguir los siguientes pasos

a.a.-- Se calcula la composiciSe calcula la composicióón en moles de ln en moles de lííquido y vapor por mol de petrquido y vapor por mol de petróóleo del leo del yacimiento yacimiento b.b.-- Se toma la fase lSe toma la fase lííquida del separador cuya composiciquida del separador cuya composicióón se ha calculado y se n se ha calculado y se determina la composicidetermina la composicióón y los moles de ln y los moles de lííquido y vapor a las condiciones de P y T quido y vapor a las condiciones de P y T del tanque.del tanque.c.c.-- Se determina el volumen de una Se determina el volumen de una libramollibramol. Este volumen se determina a trav. Este volumen se determina a travéés del s del peso molecular aparente del petrpeso molecular aparente del petróóleo del yacimiento la densidad del petrleo del yacimiento la densidad del petróóleo a leo a condiciones de presicondiciones de presióón y temperatura del yacimiento para ello se utiliza la fn y temperatura del yacimiento para ello se utiliza la fóórmularmula


Yl

MV

ρ0=


d.- El volumen por mol de cada componente se obtiene:


VMi =Mi/ρLi

e.- Se calcula el Factor Volumétrico (Bo) a cada presión del separador considerada y a temperatura del separador, según la fórmula siguiente:

T

l

V

VB =0

�Calculo de la Gravedad del Petróleo en el Tanque

4,620

0

ργ = 5,1315,141

0

−=γ

API

calculo de diseno de separadores

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