separadores petroleo

8/16/2019 separadores petroleo

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INFORMACIÓN TOMADA DE: http://www.oilproduction.net/cms3/files/Separadores%20Bifasicos%20y%20Trifasico.pdf . Trabajo de grado DISEÑO Y EVALUACIÓN DESEPARADORES BIFÁSICOS Y TRIFÁSICOSClasificación de los tipos de fluidos de yacimientos

os di!ersos tipos de fluidos de yacimientos son:

"etróleo #e$ro

"etróleo ol&til

'as (etro$rado

'as )*medo

'as seco

"ara determinar cual+uiera de los cinco tipos de fluidos de yacimiento es necesario un

an&lisis de la,oratorio +ue confirme el tipo de fluido- conocer la ('" relación 'as"etróleo

del poo1 la $ra!edad del fluido y el color del fluido1 a pesar de +ue no es un ,uen indicador

de forma independiente1 los datos "T- conocer las condiciones iniciales de presión y

temperatura.

Per!"eo Negro #b"a$% o&"' Cr(do:

i$. 4ia$rama de fase petróleo ne$ro

Consiste en una mecla con amplia !ariedad de especies +u5micas caracteriadas por tener

en promedio mol6culas $randes1 pesadas y no !ol&tiles. 7l dia$rama de fases cu,re unamplio ran$o de temperatura- el punto cr5tico se sit*a ,ien arri,a de la pendiente de la

en!ol!ente de fases y las cur!as de iso!olumen est&n espaciadas m&s o menos en forma

constante i$. .

a l5nea 8283 es una reducción isot6rmica de presión1 o,s6r!ese +ue el punto +ue

representa el separador se encuentra a condiciones de presión p y temperatura T de

superficies. Cuando la presión del yacimiento cae entre los puntos y 2 se dice +ue el

crudo es su,saturado1 es decir1 se encuentra por encima de la presión de ,ur,u9eo y es

capa de disol!er m&s $as si estu!iera presente. Cuando la presión del yacimiento se

encuentra en el punto 21 el crudo est& en el punto de ,ur,u9a y se denomina crudo saturado1

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el crudo contiene en solución la cantidad m&ima de $as +ue le es posi,le disol!er. 7stando

en el punto 21 una reducción de presión har& +ue el $as se li,ere del l5+uido formando una

capa de $as en el yacimiento. (educiendo la presión entre los puntos 2 y 31 se contin*a

li,erando $as1 las cur!as de iso!olumen l5+uido !an reduci6ndose desde 00% hasta cerca

de ;;% en el punto 31 lo +ue corresponde a un aumento de $as desde 0% a (elación $as/petróleo ? a 2000 "C#/B,l.

> a historia de producción de la relación $as/petróleo incrementar& mientras la presión del

yacimiento cae por de,a9o de la presión de ,ur,u9a.

> a $ra!edad del crudo de tan+ue ser& menor a


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condiciones del separador muestra un menor porcenta9e de l5+uidos. as ecuaciones de

,alance de materiales desarrolladas para crudo ne$ro1 no funcionan para crudos !ol&tiles1

ya +ue el $as asociado a un crudo ne$ro1 se considera $as seco cierto a presiones

relati!amente altas1 mientras +ue el $as asociado a un crudo !ol&til es muy rico y se

considera $as retro$rado. 7ste $as li,era una $ran cantidad de l5+uidos en su !ia9e hasta la

superficie1 lo +ue in!alida el uso de las ecuaciones para crudo ne$ro.

=dentificación en Campo:

> a l5nea di!isoria entre petróleo ne$ro y petróleo !ol&til es casi ar,itraria1 la diferencia

depende del punto en el cual las ecuaciones de ,alance de materiales comienan a tener

una precisión intolera,le.

> a l5nea di!isoria entre crudo !ol&til y $as retró$rado es clara1 ya +ue un crudo !ol&til de,e

tener la temperatura cr5tica mayor +ue la temperatura del yacimiento.

> a relación $as/petróleo de producción inicial est& en el ran$o entre 2000 y 3300

"C#/B,l. > a relación $as/petróleo de producción incrementar& con la producción mientras

la presión del yacimiento est& por de,a9o de la presión de ,ur,u9a.

> a $ra!edad del crudo en tan+ue es alrededor de


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condensado y el l5+uido producido directamente del yacimiento tam,i6n es llamado

condensado. n me9or nom,re es l5+uido retró$rado. 7n la l5nea 82831 inicialmente el

punto es $as retró$rado1 totalmente en el yacimiento. Cuando la presión decrece en el

yacimiento hasta el punto 21 el $as retró$rado ehi,e un punto de roc5o. Conforme la

presión contin*a disminuyendo en el yacimiento1 l5+uido condensa desde el $as1 formando

una capa de l5+uido en el yacimiento- normalmente este l5+uido no fluir& y no podr& ser

producido. 7n el la,oratorio se ha o,ser!ado +ue conforme se contin*a ,a9ando la presión

l5nea 2831 el l5+uido comiena a re!aporiarse. Sin em,ar$o no se espera repetir este

comportamiento en el yacimiento ya +ue las composiciones cam,ian.

=dentificación de campo:

> 7l l5mite menor de la relación $as/petróleo de producción inicial es alrededor de 330

"C#/B,l- el l5mite superior no est& ,ien definido1 !alores so,re ;0000 "C#/B,l.

> )a sido o,ser!ada una relación $as/petróleo inicial de producción en el ran$o de 3300 a

;000 "C#/B,l1 lo +ue indica una $as retro$rado muy rico1 +ue condensara suficiente l5+uido

para llenar 3;% o m&s del !olumen del yacimiento. 'eneralmente1 este l5+uido no fluir& y no

podr& ser producido.

> 7n t6rminos pr&cticos1 si la relación $as/petróleo inicial de producción es mayor +ue ;0000

"C#/B,l1 la cantidad de l5+uidos retró$rados en el yacimiento es muy pe+uea y el fluido del

yacimiento puede ser tratado como un $as h*medo.

> a relación $as/petróleo de producción incrementar& con la producción y mientras la

presión del yacimiento cae por de,a9o de la presión de roc5o.

> a $ra!edad del crudo en tan+ue est& entre


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i$. < 4ia$rama de

fase $as h*medo

7l $as h*medo est& compuesto en $eneral de hidrocar,uros con mol6culas pe+ueas. 7l

ran$o de temperatura +ue cu,re el dia$rama de fases ser& menor +ue la temperatura del

yacimiento1 la l5nea 82 durante el proceso de a$otamiento a temperatura constante1 no se

tocar& la re$ión de dos fases. 7l fluido siempre estar& a condiciones de yacimiento- lascondiciones del separador caen en la re$ión de dos fases1 por lo +ue al$o de l5+uido se

forma a condiciones de superficie. 7l l5+uido en superficie al$unas !eces se llama

condensado y al yacimiento de $as frecuentemente se le llama yacimiento de $as

condensado1 lo +ue aumenta la confusión con el yacimiento de $as retró$rado. 7l t6rmino

h*medo no se refiere a la presencia de a$ua con el $as1 sino a los hidrocar,uros l5+uidos

+ue condensan del $as en superficie1 sin em,ar$o1 el $as del yacimiento siempre est&

saturado con a$ua fi$. a relación $as/petróleo de producción es siempre muy alta y se mantiene a lo lar$o de la

!ida producti!a del yacimiento.> 7n t6rminos pr&cticos1 si la relación $as/petróleo de producción es mayor +ue ;0000

"C#/B,l. "uede ser tratado como si fuera un yacimiento de $as h*medo.

> a $ra!edad del crudo de tan+ue est& en el mismo ran$o +ue la de $ases retró$rados1 sin

em,ar$o1 la $ra!edad A"= se mantiene constante a lo lar$o de la !ida producti!a del

yacimiento.

> os l5+uidos son $eneralmente de colores muy claros con tonos lechosos.

*a+ Se$o


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i$. ; 4ia$rama de fase $as seco


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a composición del $as seco es principalmente metano con al$unos intermedios. Todo el

dia$rama de fases est& a una temperatura menor +ue la temperatura de yacimiento1 la

mecla de hidrocar,uros +ue componen el $as natural se mantiene como $as durante toda

la !ida del yacimiento1 inclusi!e a las condiciones del separador en la superficie1 al$unas

!eces se condensa al$o de a$ua en la superficie. 7stos yacimientos normalmente se

conocen como yacimientos de $as. 7sto trae confusión si a los yacimientos de $as h*medo

o $as retró$rado tam,i6n solo se le llaman yacimientos de $as. as ecuaciones de ,alance

de materiales desarrolladas para $as seco1 pueden ser usadas para $as h*medo si se tiene

cuidado al definir las propiedades del $as h*medo. Son aplica,les para yacimientos de $as

retró$rado solo si la presión del yacimiento est& por encima de la presión de roc5o fi$. ;.

7s necesario conocer las propiedades de los fluidos y las caracter5sticas del tipo de fluido

de yacimiento1 al momento de seleccionar o disear el separador1 para optimiar tamao1

caracter5sticas1 diseo del mismo. 4e esta manera1 el conocer estos datos permite un

diseo efica y eficiente.

I.age/e+ o.ada+ de: 0T1e 2ro2er&e+ o3 2ero"e(. 3"(&d+45&""&a. D6 M$Ca&/7 8r69/d ed0$a2&("o 0T1e F&;e Re+er;o&r F"(&d+0

"ar&metros +ue inter!ienen en el diseo de separadores

Al iniciar el diseo de un separador1 sólo la eperiencia anuncia la posi,ilidad de +ue se trate de

uno horiontal o uno !ertical. a secuencia del c&lculo y el costo comparati!o de los recipientes

son los +ue !an a sealar la facti,ilidad de usar un determinado recipiente.

os principales par&metros +ue entran en 9ue$o para la decisión son los si$uientes:

Co.2o+&$&!/ de" 3"(&do


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7l !alor de determina el !olumen del $as en las condiciones de operación. 7l diseador de,er&

seleccionar el modelo m&s con!eniente para +ue los resultados coincidan con los !alores de

campo.

De/+&dad de "o+ 3"(&do+ e/ "a+ $o/d&$&o/e+ de o2era$&!/a densidad de los fluidos dentro del separador inter!iene de modo directo. 7s f&cil calcular la

densidad del $as en las condiciones de operación. 7n el caso de los l5+uidos1 muchas personastra,a9an en condiciones normales1 ,a9o el supuesto del efecto de los cam,ios de presión y

temperatura afectan muy poco los resultados finales.

Ve"o$&dad $r?&$aa !elocidad cr5tica es una !elocidad de !apor calculada emp5ricamente +ue se utilia para

ase$urar +ue la !elocidad superficial de !apor1 a tra!6s del separador1 sea lo suficientemente

,a9a para pre!enir un arrastre ecesi!o de l5+uido. Tal !elocidad no est& relacionada con la

!elocidad sónica.

Co/+a/e de @ #So(der+ Bro/'7s unos de los par&metros +ue mayor rele!ancia tiene en el momento de predecir el

comportamiento de los fluidos dentro de un recipiente. 7n cierto modo1 es el !alor +ue se acercao ale9a las predicciones del funcionamiento real del sistema. A pesar de +ue1 al comieno1 el

!alor de E atend5a a la deducción matem&tica de la fórmula1 es la eperiencia de campo y

me9oras tecnoló$icas +ue se le introducen a los diseos lo +ue ha !enido adaptando este

par&metro al comportamiento real de los recipientes. 7n la pr&ctica1 lo +ue suelen hacer los

fa,ricantes es disear el etractor de nie,la y a9ustar en el campo el !alor correspondiente1 para

predecir los resultados reales. "or esa raón1 se suelen encontrar unidades pe+ueas

$arantiadas para mane9ar cantidades de $as mucho mayores de lo esperado. Al utiliar

!elocidades cr5ticas m&s altas +ue las resultantes del uso directo de las fórmulas1 los

separadores ser&n de di&metros m&s pe+ueos.

T&e.2o de ree/$&!/

a capacidad l5+uido de un separador depende principalmente del tiempo de retención del

l5+uido en el recipiente1 una ,uena separación re+uiere de un tiempo suficiente para lo$rar

el e+uili,rio entre la fase l5+uida y la fase $aseosa a la temperatura y presión de separación.

Tiempos de retención

'ra!edades del petróleo Finutos T5picos

"or encima de


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Al contemplar los c&lculos +ue sir!en de soporte para seleccionar la unidad1 el diseador

tiene la o,li$ación de indicar las dimensiones m5nimas del recipiente +ue desea ad+uirir.

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