PROPIEDADES DE LOS GASES Y LOS LIQUIDOS1.0.- LEYES DE LOS GASES1.1.- LEY DE AVOGADROBasada en la teora molecular de los gases, establece que volmenes iguales de gas a cualquier presin y temperatura dadas contienen igual nmero de molculas. Experimentalmente se comprob que en 1 gr-mol de cualquier gas a 0 C y 1 atm existen 6.02 x 10molculas. De esta ley se establece que cualquier gas a14.7 psia y 60 F tiene un volumen de 379 pies cbicos, equivalentes a 2.7 x 1026 molculas 1.2.- ECUACION GENERAL DE LOS GASESLa ley que relaciona la presin, temperatura y volumen es conocida como ecuacin general. Los gases naturales a bajas presiones (no mayor a 50 psig) pueden considerarse ideales y aplicarse la ecuacin :P V = n R T (1)Donde :P = Presin en unidades absolutasT = Temperatura en unidades absolutasV = Volumenn = Nmero de molesR = Constante universal de los gases ( Valor depende de las unidades que se trabajan)Los gases naturales a presiones mayores a 50 psig no siguen el comportamiento ideal, por lo que la ecuacin (1) debe corregirse de acuerdo a los varios trabajos y estudios realizados. La industria petrolera ha adoptado el concepto del factor de compresibilidad (Z)FACTOR DE COMPRESIBILIDAD (Z), tambin llamado factor de supercompresibilidad, factor de desviacin es una cantidad adimensional para corregir el comportamiento ideal de los gases a su comportamiento real. Su smbolo es ZPara gases ideales Z = 1A presiones y temperaturas elevadas Z puede ser 1La ecuacin general de los gases para gases reales esta dada por :P V = Z n R T(2)van der Waals demostr que el factor de compresibilidad es funcin de la presin y temperatura reducidas Z = f (Pr, Tr) Donde :Pr = P / Pc y Tr = T / Tc(3)

Los valores del factor de compresibilidad Z son determinados en funcin de estos valores reducidos y las grficas 1 adjuntas1.2.1.- CONDICIONES PSEUDO-CRITICASEn una mezcla de gases y/o lquidos, como es el caso del gas natural y los hidrocarburos lquidos es necesario determinar sus condiciones crticas, para el efecto W.B. Kay en 1936 introdujo el concepto de pseudo-crtico de una mezcla.Las condiciones pseudo-crticas de un gas natural estn dadas por Psc = p(Pc) = Yi Pc i Tsc = p(Tc) = Yi Tc i(4)

Y para una mezcla de lquidos

Psc = p(Pc) = X i Pc i Tsc = p(Tc) = X i Tc i(5) (5Donde :Psc = p(Pc) = Presin pseudo-crtica del sistemaTsc = p(Tc) = Temperatura pseudo-crtica del sistemaPc i = Presin crtica del componente i Tc i = Temperatura crtica del componente iXi = Fraccin molar del componente i en el lquidoYi = Fraccin molar del componente i en el gas

Las propiedades reducidas de una mezcla de gas natural o petrleo lquido estn dadas por: Pr = P / p (Pc) [ P / Psc]Tr = T / p(Tc) [ T / Tsc](6)

1.2.2.- CONDISIONES PSEUDO-CRITICAS DE HEPTANOS Y COMPONENTES PESADOSLa composicin de cualquier corriente ya sea lquida o gaseosa se reporta en funcin de la fraccin de los hidrocarburos individuales que la constituyen: impurezas ( N2, CO2 SOH), metano, etano exano mas una fraccin llamada heptanos-mas ( C 7+), que contiene todas las fracciones de los hidrocarburos pesados a partir del heptano.Esta fraccin es un lquido residual, que se determina en laboratorio por destilacin fraccionada y especificada por dos propiedades PESO MOLECULAR Y GRAVEDAD ESPECIFICA.Estas propiedades se han correlacionado con la presin y temperatura pseudo-criticas de las fracciones heptanos-mas, dandp como resultado los grficos de las figuras 2 adjuntas1-3.- PRESION O TENSION DE VAPORMide la tendencia de las molculas a escaparse de una fase lquida para formar una fase gaseosa. Es yna presin creciente de la temperatura y especfica de cada cuerpo.La tensin de vapor de un hidrocarburo puro a cualquier temperatura se determina con la ayuda de la grfica de Cox, que se muestra en la figura 3 adjunta.Para una mezcla liquida la presin de vapor se calcula por:

P o = X i (P o) i (7)Donde: P o = Presin de vapor de la mezcla a la temperatura del sistema (P o) i = Presin de vapor del componente i a temperatura del sistema

PROPIEDADES FISICASPESO MOLECULAREs el peso en libras o gramos de una libra-mol o gramo-mol de una substancia. Los pesos moleculares de los hidrocarburos puros estn dados en la tabla de constantes fsicasEl peso molecular de una mezcla de gases o lquidos, llamada tambin peso molecular aparente o promedio, se calcula mediante:(MW) = fi (MW) i (8)Donde(MW) = Peso molecular de la mezcla gaseosa o lquida(MW) i = Peso molecular del componente if i = Fraccin molar del componente i en la mezcla

DENSIDAD Es la propiedad definida por el peso por unidad de volumen. Que es la relacin de la masa o peso de la mezcla que sale del pozo por unidad de volumen.a ) DENSIDAD DE LOS GASESUtilizando la ecuacin general de los gases reales vamos a derivar una ecuacin para calcular la densidad del gas de una corrienteSegn la ecuacin general de los gases Z n R T=P V(2)Sabemos que n : nmero de moles de gas es igual a: (9)

Reemplazando n en la ecuacin (3) se tiene que:

(10)

Por definicin, la densidad ( ) es el peso (W) dividido por su volumen (V), por lo tanto

(11)

En trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse la ecuacin de Brill que es igual:

g = (12)

Donde : 2.7 = es denominado constante de gas a 14.7 psi y 60F.b)

b ) DENSIDAD DE LOS LQUIDOS (PETRLEO)La densidad de los hidrocarburos lquidos puros se dan en la tabla de constantes fsicas adjunta.Para mezclas estudiaremos el mtodo desarrollado por Standing y Katz, que consiste en correlacionar la densidad del sistema conteniendo metano y etano con la fraccin de propanos mas, el peso por ciento del etano en la fraccin etanos-mas y el peso por ciento del metano en el sistema, mediante el grafico 4 y las ecuaciones

( Wt % C1) C1+ = (13)

(Wt % C2) C2+ = (14)

() C3+ = (15)

Donde: ( Wt % C1) C1+ = Porcentaje del metano en la fraccin metano-mas (Sistema)(Wt % C2) C2+ = Porcentaje del etano en la fraccin etano-mas() C3+ = Densidad de la fraccin propano-mas Con el mtodo expuesto se determina la densidad del lquido a 60 o F y 14.7 psia. Para valores a otras condiciones se corrige la densidad calculada por medio de los grficos 5.a y 5.bPara medir la densidad de los lquidos la industria petrolera usa el grado API ( o API ), definido por la American Petroleum Institute como una funcin de la gravedad especfica dada por:o (16) GRAVEDAD ESPECIFICAEs la relacin de la densidad del fluido a otro de referencia definidos ambos a 60 o F y 14.7 `psia.GAS.- Para gas el fluido de referencia es el aire, y se calcula por la ecuacin: GS = g / AIRE = MWg / MWAire = MWg / 28.96(17)LIQUIDOS.- Los lquidos tienen como referencia el agua, cuyas unidades de densidad est de acuerdo al sistema que se trabaje. En el sistema ingls es 62.396 libras por pie cbico ( lb / ft3) y la gravedad especfica esta dada por;GS = / agua = / 62.396(18)Se puede calcular la densidad de una mezcla lquida en funcin de su gravedad API, combinando las ecuaciones (16) y (18), dando como resultado:L = (19)Para unidades del sistema ingls, se tendr:L =(20)SISTEMAS LIQUIDO-GAS EN EQUILIBRIOEn los diagramas P-V-T, en la regin encerrada por las curvas de burbuja y roco existe equilibrio entre los estados lquido y gaseoso. El anlisis cuantitativo del sistema requiere la determinacin de las fracciones molares del gas y lquido a las condiciones de presin y temperatura dadas y el clculo de las composiciones de las fases coexistentesSOLUCIONES IDEALES LIQUIDO GAS EN EQUILIBRIO A presiones menores de 50 psia pueden aplicarse las leyes de Dalton y Raoult para soluciones ideales.La ley de Dalton llamada tambin de las presiones parciales, establece que la presin total de una mezcla gaseosa es igual a la suma de las presiones parciales de cada componente, si ocupara solo el volumen de la mezcla y que la presin parcial de cada componente es igual a la fraccin molar de este por la presin total de la mezcla gaseosa. Matematicamente se expresan:P = P1 + P2 + ..+ Pn = Pi (21)Pi = Yi P(22)La ley de Raoult dice que la presin ejercida por un componente de una mezcla es igual a l presin de vapor del componente multiplicada por su fraccin molar; o sea:(23)Cuando el gas y el lquido estn en equilibrio en el sistema, la presin parcial ejercida por un componente de la fase gaseosa, tiene que ser igual a la presin parcial ejercida por el mismo componente en la fase lquida, o sea que:Pi = Yi P = Xi P..(24) Las ecuaciones 21 a 24 determinan las relaciones de equilibrio lquido-gas aplicables para resolver problemas, si la solucin es idealCOEFICIENTES DE EQUILIBRIOCuando una solucin lquida-gas tiene presin mayor a 50 psig no sigue el comportamiento ideal y es necesario definir otras relaciones para resolver los problemas inherentes.La relacin de fracciones molares de la ecuacin (24)ki (25)Se define como coeficiente de equilibrio del componente i (k i) y es funcin de la temperatura, presin del sistema, la naturaleza y concentracin de los otros componentes de la mezcla.Existen diferentes bacos de diferentes autores para determinar los valores de los coeficientes de los componentes. Usaremos los presentados por NGPSA en su Engineering Data Book. Los coeficientes de equilibrio para el metano hasta el decano estn en funcin de la temperatura, presin del sistema y presin de convergencia de 3000 psiaCOEFICIENTES DE EQUILIBRIO PARA LAS FRACCIONES HEPTANOS-MASExisten varios procedimientos para calcular los coeficientes de equilibrio de las fracciones heptanos-masNosotros usaremos:k (26)PRESION DE CONVERGENCIAEl clculo de la mezcla lquido-gas en equilibrio de soluciones no ideales se efectua definiendo un parmetro representativo de la composicin, llamada PRESION DE CONVERGENCIA ( Pk).La presin de convergencia a una determinada temperatura se define como la presin a la cual el valor de los coeficientes de equilibrio k de los componentes tiende simultneamente a la unidadCALCULO DE LOS EQUILIBRIOS LIQUIDO-GAS En base a los conceptos de equilibrio, coeficientes apropiados y balance de materiales, la composicin del sistema lquido-gas en equilibrio y las fracciones de la mezcla existentes en cada fase pueden ser calculadas-Previo a enunciar las ecuaciones que permiten calcular los diferentes parmetros en los equilibrios lquido-gas se definen varios trminos que se usan en los clculosF = Moles que entran al sistemaV = Moles de gas que salen del sistemaL = Moles de lquido que salen del sistema Z i = Fraccin molar del componente i que entra al sistema X i = Fraccion molar del componente i en el lquido Y i = Fraccin molar del componente i en el gas

CALCULO DE LA COMPOSICION Y CANTIDAD DE CADA FASE EN UN SISTEM EN EQUILIBRIOLas ecuaciones que permiten calcular la composicin y cantidad de las fases lquida y gas se obtienen complementando las ecuaciones de equilibrio con las de balance de materia y sonYi = k i X i F = V + L(27) X i = (28) X i ; Y i ; Z i = 1(29)CALCULO DEL PUNTO DE ROCIO DE UN GAS Se considera todo el sistema como gas mas una pequea cantidad infinitesimal de lquido (primera gota), o sea: V = 1 ; L = 0 ; Z i = Y iLa composicin de la primera gota se determina por: X i = 1 ; X i = (30)CALCULO DEL PUNTO DE BURBUJA DE UN LIQUIDOEl sistema se considera de una fase, lquida ms una pequea cantidad infinitesimal de gas, tal que: V = 0 ; L = 1 ; Z i = X i Y la composicin de la primera burbuja se calcula por Y i = 1 ; Y i = (31)

SEPARACION DE FASESEl proceso de separacin de los fluidos de formacin, que est constituido por la mezcla de gas, petrleo y agua y que salen de los pozos a la superficie durante la produccin se produce debido al efecto de la liberacin 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 fisicoqumicas, ya sea por efecto de vaporizacin o condensaciones y que cuando emergen a la superficie ya se produce un fenmeno de separacin flash o separacin instantnea y que el proceso es completada en los equipos de separacin que son diseados en funcin a las caractersticas de todo tipo de crudos que circularn por las bateras, cuya capacidad sea variable de acuerdo a la capacidad de los pozos productores seleccionados para descargar su caudal en dichas bateras. En este proceso, la eficiencia de separacin vara de acuerdo con los siguientes factores:-Caractersticas de la mezcla de fluidos a ser separados.-- Propiedades fsicas y qumicas de cada componente de la mezcla.-Volumen de la mezcla que ingresaran a los sistemas de separacin.-Caractersticas y tipos de separadores que sern seleccionados para el campo.-Presiones y temperaturas de operacin de los separadores seleccionados.(En el recorrido de un fluido desde la formacin a superficie, por efecto de los cambios de presin y temperatura una corriente gasfera se puede condensar y una corriente lquida evaporar, o sea que de un sistema monofsico en el yacimiento se ha generado un sistema bifsico (Gas y lquido) en superficie y a este sistema se tiene que separar las fasesSEPARACION LIQUIDO GASLos equipos diseados para separar estas fases usan varios mtodos. La gran mayora de los usados en la industria petrolera emplean como principio de separacin la fuerza de la gravedad. Este mtodo consiste en reducir la velocidad de la corriente para que las gotas de lquido se decanten por gravedad.La separacin de las fases lquida y gaseosa tiene el propsito de obtener una mxima cantidad de lquidos estables a condiciones de superficie.y consiste en una o varias etapas que operan a una secuencia determinada de presiones.SEPARACION INICIAL.- Llamada generalmente primera etapa, consiste en separar el grueso del lquido presente en la corriente. La presin ptima de separacin inicial se obtiene por cualquiera de los siguientes mtodos:a.- La presin de separacin inicial puede obtenerse de la construccin de pruebas en laboratorio a diferentes presiones del proceso de separacin. Estas pruebas se obtienen en laboratorio de la siguiente forma.- Se obtienen muestras del lquido y gas producidos en pruebas de terminacin- Se recombinan las muestras en proporcin rigurosa a la produccin de cada fase- Se somete a las muestras recombinadas a presin y temperatura del yacimiento- A presiones escogidas se efecta destilaciones instantneas, midiendo los volmenes resultantes- Se grafica los resultados, colocando en absisas las presiones y en ordenadas la recuperacin de lquido- Se obtiene una grfica como la mostrada, donde se escoge la presin ptima de separacin

b.- Por medio de tanteos se determina la presin que de lugar a mayor recuperacin de lquidos, en basea clculos para separacin de fases, que veremos a continuacinSEPARACIONES SECUNDARIASEl lquido obtenido en la separacin inicial tiene por lo general alta tensin de vapor, que hace necesario someter al lquido a reducciones de presin con sus respectivas vaporizaciones, de tal manera que se obtenga un mnimo de prdidas en las fracciones pesadas. Esto se efecta por medio de una serie de presiones escalonadas, cada de las cuales constituye una etapa de separacin.En los lquidos livianos(condensados), condensados retrgrados, mas de una etapa secundaria sin estabilizacin implica perder muchas fracciones de los componentes pesados, esto se evita separando (eliminando) la mxima cantidad de livianos en una etapa secundaria y estabilizando el lquido remanente. CALCULOS PARA SEPARACION DE FASES La aplicacin de las frmulas 25 a 31 son suficientes para determinar la composicin y cantidad de las corrientes lquida y gaseosa.Los pasos a seguir para el efecto son los siguientesPASO 1.- Determinar y tabular la composicin y cantidad del alimento Si ste esta dado en mols/hora, la fraccin molar se calcula por

Zi = (32)

PASO 2.- Determinar la presin de separacin por alguno de los mtodos explicados PASO 3.- Asumir una temperatura de separacin de 10 a 15 o F menos que el alimentoPaso 4.- Con los valores de presin y temperatura determinados en los pasos 2 y 3 tabular las constantes de equilibrio de las grficas del Engineering Data Book del NGPSAPaso 5.- Tomando como base, F = a un mol de alimento, asumir valores de lquido (L) y gas (V) de manera que se cumpla la ecuacin (27) Paso 6.- Con los valores obtenidos en los pasos 4 y 5 calcular la fraccin molar del lquido con la ecuacin 28Paso 7.- Si la ecuacin 29 X i = 1 , verifica los valores asumidos, estos son correctos. Si es diferente se asume otros valores de L y V hasta que se cumpla la igualdad 29Paso 8.- Se calcula la fraccin molar de los componentes en el gas mediante la ecuacin 25 Y i = k i X i, que deben estar confirmados por la ecuacin 31 Y i = 1, si los valores de X i y k i estn correctosPaso 9.- Se calcula los moles por hora de las corrientes lquida y gaseosa, multiplicando los moles / hora delalimento por los valores L y V determinados en los pasos 5 a 7.Paso 10.- Se calcula las cantidades de los componentes multiplicando las fracciones X e Y determinados ppor los moles / hora del lquido y gas respectivamente.

La densidad del ad del petrleo durante el proceso de separacin se calcula en funcin a la medida de su gravedad API.( )+=3;5.1315.141ftlb en tenerparaAPIdo( )+=335.1314.625.141 ftlbAPIftlbd oc)Gravedad especfica del gas Se define como la relacin de la densidad del gas respecto a la densidad del aire a presin y temperatura estndar, o sea, P = 14.7 psi y T = 60F.( )( )( )aggddGE=Tambin puede calcularse como funcin de los pesos moleculares, o sea:( )( )( )aggWmWmGE=d)Factores volumtricos Se define como la relacin del volumen de petrleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumen ojojo del petrleo a condiciones de separacin.( ) separacin decondiciones a medidogas deft m3 yacimiento decondiciones medidoftm g33331=Y el factor volumtrico del petrleo (( )o) es la relacin del volumen de petrleo saturado con gas a presin y temperatura de yacimiento respecto a una unidad c de volumen de petrleo a condiciones de separacin o estndar.( )( ) = oomBlestndaroseparacin de condicionespetrleo de volumen de unidad yacimiento decondicionespetrleo de Vol 311.e)Relacin de solubilidad Rs Que es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petrleo a condiciones de presin y temperatura de ojojo .=Blfterficiedes condicioneapetrleo deBl yacimiento decondicionesftengas de Vol RS1sup1.33(Docente: Ing. Ral Maldonado 6)ESTUDIO DE LOS EQUIPOS SUPRFICIALES DE PRODUCCINLos equipos superficiales para el control de produccin de pozos gasferos y petrolferosson instalados y ensamblados en boca de pozo una vez concluida la instalacin de los equipos sub-superficiales. Los objetivos de los equipos superficiales es el de controlar la circulacin de los fluidos que salen desde el fondo de pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulacin superficial, hasta los separadores gas petrleo. Los equipos superficiales estn bsicamente constituidos por los siguientes componentes:a) Cabezales del pozob) rbol de Navidad.c) Lneas de flujo que son lneas de recoleccin y las lneas de descarga.d) Estrangulador de flujo o choque superficiale) Manifold de control.f) Bateras de separacin gas petrleo utilizadas en campos petrolferos y de gas y condensado.g) Plantas de gas para yacimientos gasferos.DESCRIPSIN DE LOS COMPONENTES SUPERFICIALES1.- RBOL DE NAVIDADSon denominados tambin como vlvulas de surgencia instalados en boca de pozo, ensamblados sobre las cabezas de las caeras gua intermedia y de revestimiento a travs de accesorios mecnicos e hidrulicos tales como las cabezas, las bridas, niples, adaptadores y los colgadores de tuberas para permitir la circulacin controlada de los fluidos de pozo. Sus funciones principales son:a) Facilitar a travs de los colgadores la instalacin del tubing de produccin de acuerdo al tipo de terminacin programada.b) Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta, por ejemplo, amagos de descontrol en la etapa de produccin o cuando se presenta reventones de caera en cualquier nivel encima del productor.c) Soportar las velocidades y presiones de circulacin de petrleo o gas por la tubera.d) Regular los caudales de produccin, las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de pozo en diferentes tipos de terminaciones de pozos.e) Soportar todos los esfuerzos de tensin y compresin de las tuberas por efecto delas variaciones de temperatura en el pozo.1.1 CLASIFICACIN DE LOS RBOLES DE NAVIDADLa clasificacin est basada en las normas API que toma como base las caractersticas y especificaciones tcnicas de los cabezales de pozo clasificndolos en los siguientes tipos:a ) rbol de Navidad para terminacin simpleLlevan bridas superiores de correccin para un solo cabezal de tubera donde se instala una sola columna para producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presin para pozo petrolfero o gasfero.b ) rboles de Navidad para terminaciones doblesQue estn constituidos por los cabezales de tubera para instalar dos columnas de produccin y explotar simultneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presin, los dos niveles gasferos o petrolferos, o niveles combinados entre gasferos y petrolferos.c ) rbol de Navidad para terminaciones triples o mltiplesQue se caracterizan por estar equipadas con tres cabezas de tubera para instalar tres columnas de produccin y producir simultneamente tres niveles, que pueden serde alta, mediana o baja presin, combinados o simples arenas petrolferas o gasferas. Para todos estos tipos de rboles las normas especifican rangos de presiones de trabajo y caudales de produccin as como los dimetros que deben ser consideradas en funcin al arreglo de caeras en el pozo.

CRITERIOS DE SELECCINLa seleccin y el diseo de los rboles de navidad adecuadas a las condiciones de trabajo de los pozos se realiza en base a los siguientes datos:-Tipos de terminacin de acuerdo al nmero de arenas productoras.-Profundidad de las arenas productoras.-Presiones de pozo, o sea, P Fo (Presin de formacin), PFp (presin fondo de pozo), Pw (Presin fluyente), Pbp (Presin boca de pozo).-Tipos de fluidos de pozo (gas o petrleo)-Dimetro de las caeras (gua, superficial, intermedia, caera de revestimiento y dimetro de tubera).En base a estos criterios la seleccin de los rboles de navidad se especifica de la siguiente manera para cada caso. Ejemplo: Para terminacin simple.RBOL DE NAVIDAD SHAFFER: 8 x 5 x 2 7/83-5000 psi. O sea que el rbol de navidad ser instalada en un pozo con x caera intermedia de 8, caera de revestimiento de 5 y tubera 2 7/8 para una presin mnima de trabajo de 3000 psi y mxima de 5000 psi.Ejemplo: Para terminacin doble. RBOL DE NAVIDAD CAMERON: 9 5/8 x 8 x 2 7/8 x 2 5-10000 psiEjemplo: Para terminacin triple.RBOL DE NAVIDAD CAMERON: 13 3/8 x 9 5/8 x 8 x 2 3/8 x 2 x 2 10-15000 psi10-20000 psiPresiones de aplicacin en rboles de navidadCuando el rbol de navidad va a ser instalado, es sometida a dos tipos de presiones:a ) Presin de prueba , denominada tambin de trabajo nominal, que es la presin a laque el rbol de navidad es sometida en fabrica para verificar su resistencia a los rangos de presin mxima y su sensibilidad a fugaz de fluidos a travs de sus empaquetaduras, en la practica las presiones de prueba son generalmente 25, 50 y hasta un 100% de exceso en relacin a la presin de trabajo, a la que ser sometida en el pozo.b ) Presin de trabajo , es el valor real de presin con que el rbol de navidad trabajar en el pozo y que es igual a la siguiente relacin:PT= P surgencia del pozo + FsFs = Factor de seguridad variable entre 25 50 y hasta 100% de la presin mxima de pozo. En los rangos de presin y para rboles de navidad se considera los siguientes:- rboles de Navidad de baja presin, aquellos que tienen presiones de trabajo entre 1 3000 psi.- rboles de Navidad de mediana presin, aquellos que tienen presiones de trabajo entre 3 5000 psi.- rboles de Navidad de alta presin, aquellos que tiene presiones de trabajo mayores a 5000 psi.1.2 OPERACIONES DE MONTAJE DEL RBOL DE NAVIDADSe aplica la siguiente secuencia de trabajo:a ) Instalacin de la tubera, con anclaje de packer y se verifica si el pozo esta ahogado, o sea PEA= 0; Pbp= 0.b) Instalar y anclar en interior de tubera, vlvula de retencin de alta presin, para sostener presin de pozo en tubera temporalmente.c) Desarmar BOP, instalar rbol de navidad con todos sus accesorios, o sea: colgadores, portachokes, conexiones a las lneas de flujo y a las lneas de recoleccin.d) Efectuar prueba de presin del rbol de navidad, utilizando la vlvula de retencin e inyeccin de fluido con una presin igual a la presin de pozo mas su factor de seguridad, desanclar vlvula de seguridad y abrir las vlvulas de flujo del rbol de navidad para iniciar la produccin y orientar flujo de petrleo hacia los separadores.1.3 COMPONENTES DEL RBOL DE NAVIDAD1.4 CHOKES O ESTRANGULADORES DE FLUJOSon accesorios de control instalados en el portachoke del rbol de navidad ubicado entre su salida principal y la lnea de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones ptimas de produccin durante la descarga de fluidos de pozo por el rbol de navidad. Sus objetivos de uso son los siguientes:a ) Mantener la produccin con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa.b ) Minimizar riesgos de dao en las formaciones a travs de control de flujo racional.c ) Proteger los equipos de superficie.d ) Controlar posibilidades de conificacin de agua o de gas en pozos petrolferos.e ) Permite obtener informacin real para calcular el ndice de productividad y controlar la estabilidad de la presin y el caudal.Cuando el pozo esta en produccin la relacin de presiones en las lneas de descarga son las siguientes:Sin choke : P1 = P2 Produccin incontrolada.Con choke: P1 P2 Produccin controlada. Considerando los objetivos de los chokes, en todos los casos de pozos petrolferos y gasferos, no es recomendable prescindir de los chokes para la etapa de produccin, debido que es el nico instrumento que permite optimizar y racionalizar la energa del yacimiento para mantener la explotacin controlada de las arenas, midiendo dicho control con el valor de la presin en boca de pozo y que se calcula con las siguientes ecuaciones:a ) Para pozos petrolferos:

(1)

Donde: Qo: Caudal de produccin de petrleo en BPD.RGP: Relacin gas petrleock: Dimetro del choque en pulgadas

b ) Para pozos gasferos. (2)

Donde:Q(g) : Caudal de gas en ft3/D (PCD)(g): Viscosidad del gas en cp.T(g): Temperatura de gas en superficie R.ck: Dimetro del choque en pulgadasCd : coeficiente de descarga, funcin del nmero de Reynolds . Generalmente se toma el valor de 0.865.

Tipos de choqueExisten dos tipos de choke:a ) Los choques positivos , denominados tambin chokes fijos, porque para cambiar su dimetro durante las pruebas de produccin o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del rbol de navidad para instalar otro dimetro distinto demorando las operaciones de produccin y de chokeo con la necesidad de cerrar pozo a travs de la vlvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables, desde 1/64, 2/64, 3/64,., 126/64 de dimetro.b ) Chokes variables, denominados tambin chokes ajustables debido a que para cambiar su dimensin no es necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalacin de acuerdo a las especificaciones que vienen sealadas en los catlogos respectivos donde indica el nmero de vueltas que se debe practicar para aumentar o disminuir la dimensin del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las dimensiones desde 1/64, 2/64, 3/64,.,126/64 de dimetro.

Criterios de seleccin del tipo de chokeSe utiliza los siguientes criterios:- Presin esttica (Ps) y presin fluyente (Pw) del pozo, programado. (*)- Caudal de produccin en funcin a las presiones. (**)- Relacin RGP y RAP.- Tipo de rbol de navidad, lneas de descarga del rbol de navidad(*) Ms importantes (**= Variando la dimensin del choke

1.5 OTROS EQUIPOS SUPERFICIALESSe tiene los siguientes:-Cmara de recoleccin o Manifold de control.-Las lneas de flujo.-Las lneas de descarga. Las lneas de flujo y de descarga estn constituidos generalmente por tuberas cuyos dimetros varan entre 3 y 3 y 4 4 , tienen la funcin de conducir a los fluidos de pozo a l manifold de control y de este a lo as bateras de separacin.MANIFOLD DE CONTROLEs un conjunto de vlvulas y niples de tubera de 4 y 65,de acuerdo a los caudales que van a ser manejados y orientados desde las lneas de descarga, su funcin es el de reunir la produccin de los pozos y derivarlos con presiones controladas a las bateras de separacin en el caso de la produccin de petrleo y a las plantas de gas en el caso de la produccin de gas.2.PROCESOS DE SEPARACIN GAS PETROLEOEl proceso de separacin de los fluidos de formacin, que est constituido por la mezcla de gas, petrleo y agua y que salen de los pozos a la superficie durante la produccin se produce debido al efecto de la liberacin 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 fisicoqumicas, ya sea por efecto de vaporizacin o condensaciones y que cuando emergen a la superficie ya se produce un fenmeno de separacin flash o separacin instantnea y que el proceso es completada en los equipos de separacin que son diseados en funcin a las caractersticas de todo tipo de crudos que circularn por las bateras, cuya capacidad sea variable de acuerdo a la capacidad de los pozos productores seleccionados para descargar su caudal en dichas bateras. En este proceso, la eficiencia de separacin vara de acuerdo con los siguientes factores:-Caractersticas de la mezcla de fluidos a ser separados.-- Propiedades fsicas y qumicas de cada componente de la mezcla.-Volumen de la mezcla que ingresaran a los sistemas de separacin.-Caractersticas y tipos de separadores que sern seleccionados para el campo.-Presiones y temperaturas de operacin de los separadores seleccionados.Las propiedades fsicas y qumicas de los componentes que afectan significativamente a la eficiencia de trabajo de los separadores son los siguientes:PROPIEDADES DE LOS GASES Y LOS LIQUIDOSLEYES DE LOS GASESLEY DE AVOGADROBasada en la teora molecular de los gases, establece que volmenes igualesPROPIEDADES FISICASPESO MOLECULAREs el peso en libras o gramos de una libra-mol o gramo-mol de una substancia. Los pesos moleculares de los hidrocarburos puros estn dados en la tabla de constantes fsicasEl peso molecular de una mezcla de gases o lquidos, llamada tambin peso molecular aparente o promedio, se calcula mediante:(MW) = fi (MW) i (3)Donde(MW) = Peso molecular de la mezcla gaseosa o lquida(MW) i = Peso molecular del componente if i = Fraccin molar del componente i en la mezcla

DENSIDAD Es la propiedad definida por el peso por unidad de volumen.Que es la relacin de la masa o peso de la mezcla que sale del pozo por unidad de volumen.a ) Densidad de los gasesDurante el proceso de separacin y condiciones de yacimiento la densidad se calcula utilizando la ecuacin general de estado de los gases reales: ZnRT=PVDonde :n : Nmero de moles de gas y es igual a: n = (3)

R = Constante de los gases T = Temperatura del yacimiento. P = Presin del yacimientoZ = Factor de compresibilidad del gas que a condiciones de yacimiento se define como la relacin del volumen real ocupado por el gas a presin y temperatura del yacimiento respecto al volumen de gas en superficie.Reemplazando n en la ecuacin 1 se tiene que:

PV = (Wg / MWg) ZRT (4) Por definicin, la densidad ( ) es el peso (W) dividido por su volumen (v), por lo tanto

g = (Wg / V) = MWg x P / ZRT (5)

En trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse la ecuacin de Brill que es igual:

g = (6)

Donde : 2.7 = es denominado constante de gas a 14.7 psi y 60F.b)

b ) Densidad del petrleoLa densidad del petrleo La densidad del petrleo durante el proceso de separacin se calcula en funcin a la medida de su gravedad API.( )+=3;5.1315.141ftlb en tenerparaAPIdo( )+=335.1314.625.141 ftlbAPIftlbd oc)Gravedad especfica del gas Se define como la relacin de la densidad del gas respecto a la densidad del aire a presin y temperatura estndar, o sea, P = 14.7 psi y T = 60F.( )( )( )aggddGE=Tambin puede calcularse como funcin de los pesos moleculares, o sea:( )( )( )aggWmWmGE=d)Factores volumtricos Se define como la relacin del volumen de petrleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumen ojojo del petrleo a condiciones de separacin.( ) separacin decondiciones a medidogas deft m3 yacimiento decondiciones medidoftm g33331=Y el factor volumtrico del petrleo (( )o) es la relacin del volumen de petrleo saturado con gas a presin y temperatura de yacimiento respecto a una unidad c de volumen de petrleo a condiciones de separacin o estndar.( )( ) = oomBlestndaroseparacin de condicionespetrleo de volumen de unidad yacimiento decondicionespetrleo de Vol 311.e)Relacin de solubilidad Rs Que es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petrleo a condiciones de presin y temperatura de ojojo .=Blfterficiedes condicioneapetrleo deBl yacimiento decondicionesftengas de Vol RS1sup1.33(Docente: Ing. Ral Maldonado 6)

2.1 SEPARADORES GAS PETROLEO Son considerados como recipientes de alta presin diseados para separar los componentes de los fluidos de pozo, bajo ciertas condiciones de presin, temperatura y volumen. Se definen como equipos hermticos, cerrados cuyos elementos internos, que varan de acuerdo al tipo de separador, provocan un proceso de separacin por el mecanismo de funcionamiento que es comn para todo los tipos de separadores y que de acuerdo a la utilizacin mxima de su eficiencia deben separar los mximos porcentajes delos componentes incluyendo los sedimentos que salen con la mezcla.Clasificacin de separadoresSe clasifican en los siguientes tipos:a)Separadores horizontales.b)Separadores verticalesc)Separadores esfricos.De estos tres tipos principales de separadores derivan los siguientes modelos de separadores.a) Separadores mono cilndricos o monofsicos , son de una sola fase o etapa, utilizados en campos netamente petrolferos con poco porcentaje de gas, o sea, sirven solo para obtener petrleo puro.b) Separadores bifsicos , o de dos fases, para instalar en campos productores de petrleo con mayores porcentajes de gas y poco porcentaje de agua. En estos separadores el gas es evacuado por la parte superior o salida de gas y el petrleo por los tubos de descarga o salidas de petrleo.c) Separadores trifsicos , los separadores trifsicos son considerados como separadores convencionales de tres fases para separar los tres componentes comunes del fluido de pozo, o sea, gas petrleo agua. El gas sale por la salida superior o salida de gas, el petrleo por sus salidas correspondientes ubicadas en laparte inferior del cuerpo y el agua mas sedimentos por las tuberas de drenaje ubicadas en la base del separador. Para el diseo y seleccin de los separadores se utiliza la siguiente combinacin de tipos de separadores:esinBajaesinMedianaesinAltaTrifsiesinBajaesinAltaBifsiesHorizontalsSeparadore PrPrPrcosPrPrcosesinBajaesinMedianaesinAltaTrifsiesinBajaesinAltaBifsiVerticaless Separadore PrPrPrcos PrPr cos esin MedianaesinAlta TrifsiEsfris Separadore PrPrcoscosDocente: Ing. Ral Maldonado7

En las operaciones de separacin utilizando los tipos de separadores indicados, la eficiencia de separacin depende de los siguientes factores:a) Tamao de las partculas, liquidas y gaseosas.b) Densidad de la mezcla.c) Velocidad de circulacin del gas desde la seccin primaria hasta el extractor de niebla.d) Temperatura y presin de separacin. A mayor presin, mayor la capacidad de separacin lquida. A mayor temperatura, mayor la capacidad de separacin de gas.e) Densidad de los lquidos. La capacidad de separacin es directamente proporcionala la diferencia de densidades entre el petrleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad de gas.f)Viscosidad del gas. Es un factor que afecta a la velocidad de asentamiento de las partculas lquidas, por tanto a mayor viscosidad de gas menor la velocidad de asentamiento del petrleo.SECCIONES DE UN SEPARADORPara un trabajo de separacin eficiente los separadores horizontales, verticales o esfricos estn constituidos por las siguientes secciones:a)Seccin de separacin primaria , sirve para la separacin del mayor volumen de lquidos de la mezcla mediante la reduccin de la turbulencia a travs de un cambio de direccin que experimenta el lquido que ingresa por la entrada al chocar con el ngulo de impacto o placa desviadora, a partir del cual se imparte un movimiento circular de gran velocidad para luego pasar a la seccin de separacin secundaria con velocidad reducida. El efecto de la velocidad circular es el que determina el grado de eliminacin de las partculas lquidas con una separacin parcial de la fase gas o sea que es completada en la seccin secundaria.b) Seccin de separacin secundaria , la mezcla gas petrleo agua parcialmente separado pasa a la seccin secundaria que trabaja con mayor presin de separacin para separar las gotas mas pequeas de lquido hasta 100 micrones por efecto del mecanismo de separacin que esta basada en el asentamiento por gravedad de las partculas lquidas que es arrastrada por el gas y que cae a la seccin de acumulacin. El gas ms puro pasa por el extractor de niebla para ser orientada hacia una seccin vaca del separador y de este a las salidas del gas. La eficiencia de separacin de esta seccin depende principalmente de las propiedades del gas, el tamao de las partculas lquidas y el grado de turbulencia del gas que en el interior del separador es controlada por accesorios denominados rompeolas o mediante la estabilizacin de la mezcla aadiendo a la corriente de petrleo aditivos qumicos estabilizadores.c) Seccin de extraccin de niebla , es la seccin donde se elimina al mximo las gotas mas pequeas de lquido, 10 micrones, que han quedado en la corriente de gas despus de que la mezcla ha pasado por las dos anteriores secciones. El principio de funcionamiento del extractor esta basado en el efecto del choke de burbujas en la superficie metlica del extractor donde se origina fuerzas centrfugas que hacen funcionar al extractor de niebla para reducir el contenido de lquido impregnado en el gas en una proporcin de 0.1 gal/MPC gas. Los separadores en general pueden estar equipados con tres tipos de extractores que son:-Los de serpentines de alambre.-Los modelos tipo paleta.-Los modelos de platos concntricos.Durante este proceso la eficiencia de los extractores es funcin de la velocidad de circulacin de la mezcla en el interior del equipo, por lo que si estas velocidades no son apropiadas, de acuerdo con las presiones de separacin, un porcentaje de (Docente: Ing. Ral Maldonado 8)partculas lquidas continuarn en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse para caer por gravedad a la seccin de acumulacin.d) Seccin de acumulacin de los lquidos , es la seccin donde se descarga y se almacena los lquidos separados. Debe tener la suficiente capacidad para almacenar y mantener volmenes constantes sin el peligro de rebalses por efecto de incrementos de flujo o cada de las partculas lquidas. Para este efecto esta equipada de accesorios tales como rompeolas para evitar estas turbulencias, flotadores, purgas y los controles de nivel para evitar rebalses de lquido.3.CARACTERSTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES3.1SEPARADORES VERTICALESSe caracterizan por tener una configuracin cilndrica vertical donde el fluido de la mezcla entra en forma tangencial por la parte media originando un movimiento circular delos fluidos creando fuerzas centrifugas y gravitacionales que provocan una eficiente separacin en la seccin primaria donde el deflactor cnico ojojo orienta al lquido separado a la seccin secundaria desde donde las partculas mas livianas caen por su peso y por efecto de la gravedad hasta el fondo. Ojojo El gas separado sube directamente a la seccin secundaria para que las gotas mas pequeas, 10 micrones, atrapadas en el flujo de gas, desciendan, el gas viaja a la parte superior hasta el extractor de niebla donde las partculas de 10 micrones se acumulan hasta tener un peso suficiente para caer por gravedad a la seccin de acumulacin desde donde es expulsado a las lneas de salida de petrleo y de este hacia el oleoducto. El gas sale del extractor de niebla por su tubo de descarga que generalmente esta conectada a las lneas de gasoducto y los sedimentos eliminados a travs de la purga del separador.Ventajas y desventajas de los separadores verticalesSe sealan los siguientes:a)Presentan mejores rendimientos para la separacin de crudos livianos y de densidad es intermedias.b)Tienen mayor capacidad de separacin lquida por volumen de gas, debido a las mayores velocidades de cada vertical de las partculas mas pesadas que el gas.c)Tienen un buen sistema de atenuacin de turbulencias y formacin de emulsiones que es reducida cuando la mezcla choca con el deflactor cnico.d)Son de menor capacidad volumtrica en comparacin de los separadores horizontales. En este caso la capacidad de separacin es funcin del dimetro del separador.e) Prdidas que se originan, tanto volmenes de lquido y de gas por vaporizacin en el interior del separador y que es efecto de la temperatura son menores en relacin a los otros tipos de separadores.f)No requieren mucho espacio ni la construccin de fundaciones grandes para su instalacin.3.2 SEPARADORES HORIZONTALESEl mecanismo de funcionamiento de los separadores horizontales es similar a los verticales y sus caractersticas son las siguientes:a)Tienen mayor eficiencia de separacin de gas que los separadores verticales y los esfricos debido a que el rea de interfase gas petrleo es mayor en relacin a los otros tipos de separadores, esta caracterstica hace que las burbujas de gas arrastradas por el lquido son liberadas ms fcilmente por el efecto combinado de(Docente: Ing. Ral Maldonado 9)impacto, velocidad de ojojo y fuerza de gravedad que actan mas intensamente en el ngulo de impacto antes de pasar por la seccin primaria.b)La capacidad de manejo y eliminacin de slidos es menor en relacin a losseparadores verticales por lo que algunas instalaciones es necesario colocar hasta dos drenajes para facilitar la evacuacin de agua y los sedimentos.c) Una desventaja de estos separadores radica en el hecho de que para su instalacin sobre todo cuando se trate de bateras de gran capacidad con tres, cuatro o hasta seis unidades en paralelo se requiere de una infraestructura mayor de fundaciones hacindose ms dificultoso el de conseguir igualar los niveles de fluido en la seccin de acumulacin en relacin a los otros dos tipos de separadores.d)Su ventaja mayor radica en el hecho de que son mas econmicos, de mayor volumen de separacin, son mas adecuados para manejar petrleos emulsionados, petrleos con porcentajes de espumas y algunos crudos con altas RGP. Los separadores horizontales se clasifican en dos tipos:-Separadores horizontales monocilndricos , constituidos por un solo ojojo son conocidos tambin como separadores simples y pueden ser de dos o tres fases de baja presin de mediana presin y de alta presin. Los de dos fases sirven para separar petrleo ms gas con poco porcentaje de agua. Los sepradores de tres fases o separadores convencionales sirven para separar los tres componentes del fluido de pozo (petrleo gas agua).-Separadores horizontales bicilndricos, estn constituidos por dos cilndricos o cuerpos de separacin montadas una sobre otra y conectadas por canaletas verticales de drenaje o circulacin vertical, ojojo evacuan parte delquido mas gas del cilindro superior al inferior donde se completa el proceso de separacin. En algunos casos de campos petrolferos productoras de crudos pesados con poco porcentaje de gas es conveniente instalar separadores bicilndricos o tambin combinar un bicilndrico con monocilndrico instalando como primer separador de alta presin el bicilndrico para luego instalar un monocilndrico de mediana y otro bicilndrico de baja presin para completar el proceso.3.3CARACTERSTICAS DE LOS SEPARADORES ESFRICOSTienen la configuracin esfrica que son adecuadas para trabajos a elevadas temperaturas y presiones por tanto son generalmente de alta presin, son de menor capacidad que los dos anteriores tipos y ms comnmente son utilizados como separadores de prueba para pozos exploratorios o algunos pozos de desarrollo con alta presin. Su principio de funcionamiento es similar a los verticales y horizontales generalmente no su utilizan para armar bateras de separacin .En resumen los componentes bsicos de los separadores son los siguientes:-Recipiente o cuerpo del separador.-Tubos de entrada y de salida de fluidos.-Angulo de impacto.-Secciones de separacin (primaria, secundaria, extractor de niebla)-Vlvulas de descarga de los componentes separados.-Seccin de acumulacin de lquidos.-Accesorios internos y externos tales como:-Vlvulas de control interno.-Manmetros.-Niples.-Vlvulas internas de contrapresin.-Flotadores.(Docente: Ing. Ral Maldonado 10?4.DISEO DE LOS SEPARADORES Los siguientes datos y criterios tcnicos son utilizados para seleccionar los separadores gas petrleo y armar las bateras donde se procesar todo el volumen de produccin del campo. De acuerdo a la extensin y el nmero de pozos productores del campo se instalan dos o mas bateras de separacin con una agrupacin racional de pozos para cada batera. Los criterios tcnicos utilizados son:a)Caractersticas del fluido de pozo, o sea las caractersticas fsicas, las caractersticas qumicas y la cantidad de slidos.b)Volumen de produccin que ingresar a cada batera.c)Capacidad del sistema de recoleccin de las lneas de flujo y de las lneas de descarga, capacidad del manifold de control.d)Etapas de separacin de acuerdo al tipo de crudos.e)Presiones y temperaturas de separacin que ser aplicada en funcin al volumen. En base a estos datos se realiza la seleccin de los tipos de separadores para cada batera con el objeto de obtener mximos rendimientos en la recuperacin de lquidos. Para este efecto se dispone de los siguientes sistemas de separacin.a)Sistema de separacin en una sola etapa , que se utiliza en algunos tipos de yacimiento con la instalacin de uno o dos separadores que trabajan en paralelo conun a misma presin, su aplicacin se limita a pozos de baja presin, baja relacin gas petrleo agrupando dos o hasta tres pozos por batera.b)Sistema de separacin por etapas , la mayor recuperacin de lquidos se obtiene con este sistema de separacin instalando bateras en campos con una densidad de pozos mayores a 20 en plena etapa de desarrollo .Este sistema se caracteriza por el uso de instalacin de separadores que operan con presiones sucesivas, o sea de mayor presin a presiones cada vez mas reducidas hasta alcanzar el separador de mas baja presin debido a que los fluidos de campos productores siempre se descargan a un separador de mayor presin pasando luego al separador de mediana presin para concluir el proceso con un separador de baja presin.La separacin por etapas se divide en dos tipos:-Separacin en dos etapas, que son aplicados en campos de mediana presincon relaciones gas petrleo menores a 1500 pie 3 de gas por 1 m3 de petrleo. RGP< 1500 ft 3 /m3. En este caso se instalan separadores de mediana presin para primera etapa y separadores de ojojo para la segunda etapa.- Separadores en tres etapas, que es aplicado en campos productores demediana y alta presin con RGP > 1500 ft 3 /m3. En este caso se instala bateras con formadas por tres tipos de separadores donde la mezcla ingresa primero al separador de alta presin pasando luego al de mediana presin y de este al de baja presin donde se completa el proceso, los siguientes rangos de presin se considera para calificar a los separadores de baja presin menores a 500 psi.Separadores de mediana presin: menores a 1500 psi y mayores a 500 psi.Separadores de alta presin: mayores o iguales a 1500 psi.5.CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORESLa separacin de los fluidos de pozo en los separadores se obtiene por el efecto combinado de la fuerza de gravedad, las fuerzas centrfugas y el choque de las partculas gaseosas y lquidas en el interior del separador. La capacidad de los separadores sean verticales, horizontales esfricos se define como el volumen de la mezcla gas petrleo agua que es procesado en el separador durante un perodo completo de 24 horas de trabajo para obtener individualmente cada uno de esos componentes y se mide en Bls, ft 3 , m3todo por da .La capacidad de los separadores vara de acuerdo a los siguientes factores:-, L y H de los separadores.- Condiciones fsicas del separador .Docente: Ing. Ral Maldonado11- Tipo y procesos de separacin (petrleo puro o con gas condensado).- Tipo de separadores adecuados al campo, o sea (Verticales, horizontales y esfricos).- Nmero de etapas de separacin que se aplicar en el campo.- Caractersticas fsicas y qumicas de los fluidos que sern separados.- Nivel de lquido que ser depositada en la seccin de acumulacin.- Contenido de slidos del fluido de pozo.- Tendencia de la mezcla de formar emulsiones cuando sale a la superficie.5.1 CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORESa) CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALESa1) Clculo de la capacidad de gas de los separadores verticales1 Mtodo de clculoEs funcin de la velocidad de sentamiento de las partculas lquidas en la seccin primaria y directamente proporcional a la presin y temperatura de separacin. Uno de los mtodos utilizados para calcular la capacidad de gas esta basada en la velocidad de cada de las partculas lquidas al fondo regida por la ley de Store para un valor de la gravedad igual a 32.174 ft/s2.Tomando en cuanta la ley de Store el clculo del caudal mximo que ser separado en los separadores verticales se realiza con la siguiente ecuacin:( )( )( )TopopVgVzTDvPQ=26104.2MMPCDEc.1.Donde:( )opP: Presin de operacin del separador vertical en psi.2Dv: Dimetro interno del separador vertical.( )opT: Temperatura de operacin F.TV:Velocidad de circulacin de las partculas de gas en el interior del separador en ft/s y se calcula con la siguiente ecuacin:( )( )dgdogdpkVgT=182Ec. 2.Donde:k: Factor de conversin de separacin para tener elTVen pie/s y es igual a1487.26.g: Valor de la gravedad, 31.174 ft/sReemplazando valores y la ecuacin 2 en 1 se tiene:( )( )( )( )( )( )2283.6381 DvdgdozTdpPQgopopVg=Donde:dp: Dimetro de las partculas lquidas que circulan en el interior delseparador en micras,1micra = 3.28 x106ft.do: Densidad del petrleo en lb/pie3.dg: Densidad del gas en lb/pie3.( )g: Viscosidad del gas en cp.Docente: Ing. Ral Maldonado12

2 Mtodo de clculoUtiliza la ecuacin que esta basada en las variaciones del nmero de Reynolds paraflujo vertical. Para este caso la ecuacin de clculo es la siguiente:( )( )( )( )( )5.022=fdgdodpzTDvPQopopVgMMPCDDonde:f: Factor de friccin de las partculas de gas y lquidos por efecto de arrastre de la mezcla y generalmente se toma una constante de 0.44.3 Mtodo de clculoUtiliza la siguiente ecuacin prctica de clculo del caudal de gas separado. Es el ms aplicado en trabajos de campo de acuerdo a las condiciones observados durante las operaciones y la ecuacin es la siguiente:( )( ) ( )( ) ( )( )( )CDvdgdozPTTPQgsopsopVg=282.67Donde:( )sT: Temperatura estndar 60F.( )sP: Presin estndar 14.7 psi.C: Constante del separador vertical y que vara 0.06 < C > 0.35dependiendo del tamao y del tipo del material del que esta constituido elseparador viene especificado por cada fabricante. Para aplicar esta ltima ecuacin en caso de no disponer los datos de las densidades puede ser utilizada las siguientes ecuaciones de clculo.APIdo+=5.1314.625.141 ( ) ( )( )opopgTzPGdg=7.2(Ec. De Brill)( )gG: Gravedad especfica del gas.a2) Clculo de la capacidad lquida de los separadores verticalesLa capacidad lquida de los separadores verticales depende de los siguientes datos:-Altura del nivel del lquido en la seccin de acumulacin del separador.-Tiempo de retencin del lquido en el separador.-Dimetro interno del separador vertical.-( )ofactor volumtrico del petrleo que es funcin de las condiciones de separacin (temperatura, presin).El tiempo de retencin es un parmetro importante que permite determinar la capacidad real del separador para manejar un volumen de lquido en un tiempo t y obtener una eficiente separacin de la mezcla. Los tiempos mnimos de retencin que se aplican en las operaciones normales de separacin son los siguientes:* P/sep. Gas Pet de mediana presin: - de 0 600 psi t = 60segDocente: Ing. R Maldonad13-de 600 1000 psi t = 50 - Para > a 1000 psi t = 30 * P/sep. Gas Pet Agua de alta presin: - Para presiones de separacin > 1000 psi temperatura variable entre 2 3min* P/sep. Gas Pet Agua de baja presin:- a temp. estndar de sep. 60F t = 5min- Para temp. de 100Ft = 10 min- Para temp. de 90Ft = 10 15min- Para temp. de 80Ft = 15 20min- Para temp. de 70Ft = 20 25minEl factor volumtrico de petrleo es otro parmetro importante en la capacidad de ojojo de separacin y su valor se determina directamente mediante los anlisis PVT en laboratorio con muestras de crudo obtenidas en pozos productores. En base a estos factores la capacidad lquida de los separadores verticales se calcula con la siguiente ecuacin:( )( )tverticalseparadordelVol QoVo=Donde:t: tiempo de retencin (seg o min).Luego42hdVolVSEP=( )( )thdQoVo =42Donde:h:Es la altura del separador en ft.d: Dimetro del separador vertical en ft .Para calcular el caudal en Bl/Dia se consideran los siguientes valores:1 da = 1440 min1 Bl = 5.6 ft3; utilizando estos valores.( )( )()thdthdQooVo==227.201257 414.3( )( )=daBlthdQoVo27.2015.2 CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS Y LQUIDO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALESa)CAPACIDAD DE GASLa capacidad de gas de los separadores es proporcional al rea de su seccin transversal disponible para el flujo de gas y es funcin del dimetro y la altura del nivel de lquido en la seccin de acumulacin. Para aplicar las ecuaciones de clculo de la capacidad de gas se considera los siguientes criterios tcnicos:Docente: Ing. Ral Maldonado14Que la trayectoria de las partculas de gas al separarse de la mezcla en laseccin secundaria del separador es funcin de la velocidad de circulacin de laspartculas lquidas (vt)de la velocidad de cada de esas partculas en la seccin de acumulacin y la velocidad de gas en el extractor de niebla.-Que la longitud de la seccin secundaria del separador es dependiente del dimetro externo (De) y la longitud (L).En base a estos criterios la capacidad de gas de los separadores horizontales se calcula con la siguiente ecuacin:( )( )( )( )FtopopHgAvhzTLDeDiP Q=/100563.3 Ec. 1.Donde:tv: Velocidad de circulacin de las partculas lquidas ft/seg y se calcula conla siguiente ecuacin:( )( )dgdogdpkvgt=182Ec. 2 .Reemplazando 2 en 1 y tomando los valores de: g = 31.174 ft/seg2, k = 1487.26Se tiene que:( )( )( )( )( )( )FgopopHgAdgdodphzTLDeDiP Q=18174.3226.1487 /100563.3 26Luego:( )( )( )( )( )( )FgopopHgAdgdohLDeDizTdpPQ=/9.81242Donde:Di: Dimetro interno del separador en pulgadas, plg.De: dimetro externo del separador en pulgadas, plg.AF: rea de flujo del interior del separador, plg2.h : altura del separador, plg.L : Longitud o largo del separador, plg.dp : dimetro de las partculas lquidas, micras, 1 micra = 3.28 x 10-6pies.b) Clculo de la capacidad lquida de los separadores horizontalesEs el volumen de petrleo que los separadores horizontales procesan en un perodo de24 hrs. De trabajo y se mide en Bl/da (BD), en las operaciones de campo los volmenes mximos de separacin depende de los siguientes factores:-Altura del nivel del lquido en el separador y que es medida en su seccin de acumulacin.-Dimetro interno y dimetro externo del separador.-Tiempo de retencin (t) de la mezcla en el interior del separador. Luego la capacidad lquida se calcula con las siguientes ecuaciones:( )( )tVQoSHHL=257Donde:FSHALV=;42DAF=Luego: Docente: Ing. Ral Maldonado15

tLDtLDQooHL ==47.201425722; BD5.3 Clculo de la capacidad de los separadores esfricosLos fundamentos tericos a los de los horizontales y verticales y las ecuaciones de clculo son los siguientes:a)Capacidad de gas( )( ) ( )( ) ( )=gopEopEgdgdozTDPQ378.0b) Capacidad lquida del separador horizontal( )5.03251.33=eiEoDtDQCOMPONENTES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORESLos componentes son similares en todos los tipos de separadores:1.Recipiente o cuerpo del separadore2.Secciones del separador seccin de separacin primaria, secundaria, deacumulacin y de extractos de niebla3.Defsacircnico atenua la presin de ingreso4.Platos difusores5.Flotadores6.Rompe olas en la seccin de acumulacin7.Salidas del separador pet agua y gas8.Control de nivel (mantiene el nivel del petrleo) y es graduado por el inge.9.Tuberias internas de circulacin que conectan a las secciones de separacin.Docente: Ing. Ral Maldonado16

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