Separadores de petroleo y gas

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Estimacion de las Dimensiones y Capacidades de separadores de P y G

(Traducido del Petroleum Engineering Handbook cap. Nº 12 pag 21)
La capacidad de aceite y gas de los separadores variará como varian los siguientes factores:
1. Medidas (Diámetro y longitud) del separador.
2. Diseño y arreglo de la parte interna del separador.
3. Número de etapas de separación.4. Presión y temperatura de operación del separador.
5. Características físicas y químicas de los fluidos del pozo (gravedad específica viscosidad fase de equilibrio).
6. Variación del ratio gas/líquido.
7. Dimensiones y distribución de partículas de liquido en el gas dentro del separador, antes del extractor de niebla.
8. Mantenimiento del nivel del líquido en el separador.
9.Comportamiento del fluido del pozo, estable o fluyente.
10. Contenido de materias extraños en el fluido del pozo.
11. Tendencia del aceite a la espuma.
12. Condiciones físicas del separador y sus componentes.
13. Otros factores.
Los ítems 5 y 7 generalmente no son conocidos con suficiente detalle y precisión que permita un cálculo exacto de las dimensiones o comportamiento (performance) de unseparador. Sin embargo, tales cálculos pueden ser basados en datos empíricos y asunciones para propósitos y de presupuesto. Cuando los separadores han sido dimensionados para una máxima performance y cuando la performance debe ser garantizada los ítems 5 y 7 son muy importantes y debe estar obtenerse para el diseñador. En un separador vertical, las partículas del líquido a separarse del gas debencolocarse abajo contra la columna de gas de flujo ascendente. A la inversa, en un separador horizontal la ruta de una partícula de líquido que es separada del gas, fluye con éste a través del recipiente, semejante a la trayectoria de una bala disparada de un fusil. Esta diferencia en el patrón de flujo de las partículas del líquido separado indican que un separador horizontal de un diámetro y longituddado separan mayor volumen de fluido del pozo que un recipiente vertical de la misma dimensión. Esto es generalmente cierto, pero el nivel de líquido que puede ser llevado en un separador horizontal mono tubo hace disminuir esta ventaja y puede eliminarla completamente. Si el nivel de altura del líquido es mantenido en el separador horizontal.
La máxima velocidad del gas en un separador depetróleo y gas que permita separación de la niebla de líquido del gas puede ser calculado con la siguiente fórmula de la ley de stokes.
Vg = Fco*(ρL – ρg) (1)
ρg
Donde:

Vg= Máxima Velocidad del gas disponible ft/sec.
Fco= Factor de configuración y operatividad (empírica) (Ver fig 12.32 para valores).
ρL= Densidad del líquido en condiciones operativos libra masa / pie cúbico y
ρg= Densidaddel gas en condiciones operativos libra, masa/pie cúbico.

El valor de Fco en la ecuación (1) es una variable independiente empírica, que incluye todos los factores que afectan la separación de líquidos del gas en separadores de petróleo y gas excepto:
a) El factor de compresibilidad del gas.
b) Presión base y operativa.
c) Temperatura base y operativa.
d) Densidad de los fluidosque están separados.
Fco incluye y varía con el ratio longitud /diámetro (L/D) del separador, la configuración del recipiente separador, el diseño de las partes internas del separador, la profundidad del líquido en el separador, tendencia en la espuma del petróleo, flujo de gas/líquido, presencia de materias extrañas e impurezas y el grado de separación requerido. Fco varía en proporción directaal ratio L/P. De las variables indicadas anteriormente sobre la cual Fco es dependiente, el ratio L/P del recipiente separador es el más dominante. El uso de paletas o cilidros enderezadores, derivados, elementos espirales de degacificacion en el ingreso pueden incrementar el valor de Fco y la capacidad de separacion de un separador.
El valor original de Fco usado en ecuación usado (1)...
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