PRESENTACION IPG

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La separación de las tres fases depende de diversos factores como:
a) Tiempo de residencia en el equipo.
b) Temperatura de operación.
c) Presión de operación.
e) Condiciones externas
a).- Tiempo de Residencia.
Para garantizar un tiempo de residencia adecuado para cada una de las fases líquidas y gaseosas (petróleo-agua-gas), se calcula el volumen necesario del separador, considerando los caudales de cada fase que se pretende separar. Quedan así determinados los niveles normales (NLL) de cada fase líquida dentro del recipiente. Estos niveles se controlan mediante válvulas de control de nivel.
En el caso del nivel de petróleo, este se encuentra a la altura del bafle, ya que rebalsa por encima del mismo hacia el cajón de petróleo. En el caso del nivel de agua, por ser ésta la fase más pesada de las tres, se debe controlar la altura de la interfase petróleo-agua.
FACTORES QUE INTERVIENEN EN LA SEPARACIÓN
b).- Temperatura.
Para garantizar la temperatura adecuada, la corriente proveniente del pozo debe calentarse hasta 50°C como mínimo. De ser necesario, se debe realizar un calentamiento previo.
c).- Presión.
En muchos casos, para garantizar una presión de operación adecuada, se establece un control de presión con una válvula de control en la línea de salida de gas.
En los casos en que los pozos no posean gas, la presión se mantiene con un sistema de gas de blanketing. Este sistema de blanketing consta de una válvula autorreguladora ajustada a la presión correspondiente.
d).-Velocidad del gas.
Para garantizar una velocidad de gas adecuada, se dimensiona, considerando el flujo transversal de gas en el equipo, la sección que se requiere para lograr la separación gas-líquido. Esto determina, junto con otras consideraciones, el diámetro del separador.
e).-Velocidad critica del gas.
Existe una velocidad critica del gas cuando se trabaja por debajo de ella, las fuerzas de gravedad controlan el movimiento del gas. Por consiguiente al diseñar el separador es necesario tratar de obtener una velocidad menor que la crítica, con el fin de lograr que las fuerzas de gravedad hagan caer las gotas del liquido y que estas no sean arrastradas por el gas.
Esto indica que para obtener las dimensiones de esta sección es fundamental poder calcular lo mejor posible ese parámetro.
PASOS PARA CALCULAR UN SEPARADOR HORIZONTAL TRIFASICO
1.- Calculo de la velocidad crítica
V g = velocidad del gas en pies/seg.
K= constante que toma diferentes valores dependiendo de la relación L/D
ρl = densidad del liquido en libras/pie3
ρg = densidad del gas en libras/pie3
2.5<L/D<4.0 = K=0.40
4.0<L/D<6.0 = K=0.50
L/D >6.0 = K= 0.5 (L/L Base) 0.05 con L base = (6.0) (D)
L= longitud del separador (pies) mínimo 7.5 pies
D= diámetro del separador en pies.
L/D = coeficiente de esbeltez
2.- Tasa de flujo volumétrica del gas
ρg = densidad del gas a T. y P de operación (lb. /pies3
Qg = tasa de flujo volumétrico de gas (pies3/seg.)
Wg= tasa de flujo de gas (lb. /Seg.)
3.- Área de la sección transversal del recipiente
Ag = área de la sección transversal para el gas (pies2)
Vg = velocidad del gas (pies/seg.)
4.- Diámetro interno del recipiente para A= 2 Ag
Di = diámetro interno del recipiente (pies)
A= área de la sección transversal del separador (pies2)
Esta área = 2 Ag es el área calculada para líquidos (petróleo y agua)
5.- Longitud del recipiente
Se comienza con un mínimo de 7.5 pies y se añaden secciones de 2.5 pies. El largo se mide de costura a costura. Se supone un valor para comenzar.
6.- Tasas volumétricas de petróleo y agua
Qo = Tasa volumétricas el petróleo (pie3/seg.)
Wo = Flujo másico del petróleo (lb. /Seg.)
ρo = densidad del petróleo a P. y T. (lb. /pie3)
Qw = tasa volumétrica del agua (pie3 /seg.)
Ww = flujo masico del agua (lb. /Seg.)
ρw = densidad del agua a P. y T. (lb. /pie3)
7.- Relación de áreas

Aw = área para el agua (pie2)
Al = área para el liquido (pie2) (ver punto 4) (Al = Ao + Aw)
Ao = área para el petróleo (pie2) = Al-Aw
9.- La altura del agua hw
Se puede hallar en las tablas de área segmental del GPSA-87 (6.21 y 6.22)
10.- Velocidad de elevación de las gotas de petróleo en el agua
Para un tamaño de 150 micrones
Vo = velocidad de elevación de las gotas de petróleo )pie/min.)
Do = diámetro de las gotas de petróleo (en micrones)
ρw = densidad del agua (gr. /cm3)
ρo = densidad de las gotas de petróleo (gr. /cm3)
µw= viscosidad del agua (centipoise)
11.- Velocidad de asentamiento de las gotas de agua en el petróleo
Para un tamaño de 150 micrones
Vw = velocidad de asentamiento de las gotas de agua (pie/min.)
Dw = diámetro de las gotas de agua (en micrones)
µo = viscosidad del petróleo (en centipoise)
Nota.- en las dos ecuaciones anteriores las densidades que están en gr. /cm3, compatibilizadas estas unidades mediante el factor de conversión que antecede al diámetro.
12.- Volumen de líquidos retenidos
13.- Tiempo de retención de líquidos
t = tiempo en minutos
Q = correspondiente en pie3/seg.
tro>to y trw> tw
14.- Tiempo de flotación del petróleo en el agua (tiempo de retención mínimo requerido para el petróleo)
tw = tiempo de flotación del petróleo en el agua (minutos)
hw = altura del agua en (pies)
Vo = velocidad del elevación del petróleo (pies/min.)
El tiempo de flotación debe ser menor que el tiempo de retención del agua.
15.- Tiempo de asentamiento del agua en el petróleo (tiempo de retención mínimo requerido para el agua)
tao = tiempo de asentamiento del agua en el petróleo (minutos)
ho = altura del petróleo (pies)
Vw = velocidad de asentamiento del agua (pies/ minuto)
El tiempo de asentamiento debe ser menor que el tiempo de retención del petróleo
Si los tiempos no concuerdan, se debe cambiar las dimensiones del separador, de la forma que le convenga más.
Ing. Hudoy Céspedes Villca
[email protected]

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