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Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
MUESTRA DE CÁLCULOS MANUALES PARA MUESTRA DE CÁLCULOS MANUALES PARA EL DISEÑO DE SEPARADORES VERTICALES EL DISEÑO DE SEPARADORES VERTICALES
Y HORIZONTALES Y HORIZONTALES GAS- PETRÓLEO.GAS- PETRÓLEO.
Dr. Fernando Pino Morales
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
API
5,131
5,141
8251,0405,131
5,141
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Caudal de Petróleo a condiciones de operación (QO), en pie3/s
s
pie
sBNPdía
díaPCxBNPxO
33
3249,0)(86400))((
))((6146,5)(105
Caudal de Gas a condiciones de operación (QG), en pie3/s
306,4
)(560))((73,10832,0)(
))()((97,287,0)(1000
Pie
lb
RxPClpcaxxlbmol
RlbmollbxxlpcaG
s
pie
slbxlbmolPCNxdía
díaPClbxlbmolPCNxG
37
61,7)(86400)(06,4))((6,379)(
))()((97,2870,0))((105
Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador
GQQo
Qo
= (0,3249 pie3/s) / (0,3249 pie3/s + 7,6222 pie3/s) = 0,0409
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Densidad del Petróleo , en lb/pie3
oo * 62,4 lb/pie3= 0,8251*62,4 lb/pie3 = 51,4845 lb/pie3
Densidad del Gas , en lb/pie3
G
OP
GOPG TZR
P
**
*96,28*
=4,06(lb/pie3)
Velocidad Crítica del Gas , en pie/s CV
)/()(*1 GGC FV = 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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
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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
MEV 60
= 24,5069 pie/s
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
????????????????
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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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Diámetro de la boquilla de salida del gas, en pulg
lg124
puVsg
QgDBSG
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
QoDBSO
lg12/31416,3
/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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
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Altura desde NAAO-Boquilla Entrada, en pulg
hhNAAO-BOQENTNAAO-BOQENT = D = DBOQ ENTBOQ ENT
hhNAAO-BOQENTNAAO-BOQENT = 8 pulg = 8 pulg
Altura desde la boquilla de entrada – fondo malla, en pulg
hhBOQENT-FM BOQENT-FM = 0,5 * D = 0,5 * DSS *12 pulg *12 pulg
hhBOQENT-FM BOQENT-FM = 0,5 * 4,2651 *12 pulg = 25,5906 pulg = 0,5 * 4,2651 *12 pulg = 25,5906 pulg
Área de la malla, en pie2
AAMallaMalla = Q = QGG/ V/ V
C C
AAMallaMalla = 7,622 / 0,5370 = 7,622 / 0,5370 = 14,1950 pie= 14,1950 pie22
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
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 * D * D
MallaMalla – D – DBSBSGG) / (2)) / (2)
hhoo= (12 pulg * 4,2651= (12 pulg * 4,2651 pie – 8 pulg) / (2) = 21,5906 pulgpie – 8 pulg) / (2) = 21,5906 pulg
Altura efectiva de separación del separador, en pie
LLEFFEFF=(h=(hFS-NAALFS-NAAL+h+h
NAAL-BOQENTNAAL-BOQENT+D+DBOQENTBOQENT+h+h
FMALLA-BoqEntFMALLA-BoqEnt+e+eMallaMalla+h+h
oo)/(F)/(F2525))
LLEFFEFF=(197,2919 pulg+8 pulg+8 pulg+25,5906 pulg+6 pulg+21,5906 pulg )/ 12=(197,2919 pulg+8 pulg+8 pulg+25,5906 pulg+6 pulg+21,5906 pulg )/ 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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR VERTICAL
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Datos:
QO = 7,5 MBNPD
QG = 74 MMPCND
POP = 1000 lpca
TOP = 100 F
( al aire)
API =40
Z = 0,98
R =10,73 lpca*pie3/ lbmol*R
tr = 1,5 min
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Cálculo de Parâmetros : La Gravedad Específica del Petróleo :
API
5,131
5,141
8251,0405,131
5,141
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Caudal de Petróleo a condiciones de operación (Qo), en pie3/s:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
s
pie
sxBNPdía
díapiexBNPxo
333
49,0)(86400))((
))((6146,5)105,7
Caudal de Gas a condiciones de operación (QG), en pie3/s:
s
pie
sxlbxlbmolPCNxdía
díaPClbxxlbmolPCNxG
37
30,13)(86400)(44,3))((6,379)(
))()((97,287,0))((104,7
Tasa Másica del Petróleo y Gas
GO x
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
Caudal de la Mezcla (Qm.), en pie3/s:
s
pieGoM
3
79,1330,1349,0
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MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Fracción Volumétrica de petróleo Alimentado al separador :
21055,330,1349,0
49,0
xGo
o
Densidad del Petróleo , en lb/pie3
= 0,8251*62,4 lb/pie3 = 51,4845 lb/pie3o
Densidad del Gas , en lb/pie3:
OP
GOPG TZR
P
**
*96,28*
3344,3
)()(560))((73,1098,0
))()((97,287,0)(1000
pie
lb
lbmolxRxpielpcax
Rlbmollbxxlpca
Densidad de la Mezcla , en lb/pie3:
)(
)(
gL
gLM
WW
3
20,5)49,030,13
33,2537,46
pie
lb
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Velocidad Crítica del Gas , en pie/s:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
G
GoC
)(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
Volumen de retención de petróleo entre NAO-NBO , en pie3
VrVr11 = Q = QOO * tr * 60 s= 0,4874 pie * tr * 60 s= 0,4874 pie33/s.*(1,5 s)*60 s = 43,8639 pie/s.*(1,5 s)*60 s = 43,8639 pie33
Volumen de retención de petróleo al accionarse una alarma , en pie3
VrVr22 = Q = Q
OO * 600 s= 0,4874pie * 600 s= 0,4874pie33/s. * 600 s = 292,4262 pie/s. * 600 s = 292,4262 pie33
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Volumen de retención máximo entre NAAO-NBBO , en pie3
Vr = Vr1 + Vr2 = 43,8639 pie3 + 292,4262 pie3 = 336,2901 pie3
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
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 = 6,2336 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.
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Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
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
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Área de la sección transversal vertical disponible para el gas en pie2
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
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 pie
F24*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
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Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
ANBBO-NAAO = Vr/LEFF
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) / 4
AS = (3,1416 * (6,5617)2) / 4 = 33,8160 pie2
Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2
AFS-NBBO = (A1*) * AS AFS-NBBO = 0,0631 * 33,8160 pie2 = 2,1338 pie2
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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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
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 4,0F24*LEFF / D 6,0
Diámetro del separador asumido: DS = 6,8898 Pie
F24*LEFF = 4 pie
LEFF = (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
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Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2
ANBBO-NAAO = Vr/LEFF
ANBBO-NAAO = 336,306 pie3/ 30 pie = 11,2097 pie2
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Área vertical entre el NBBO – NAAO, en pie2
ANBBO-NAAO = Vr/LEFF
ANBBO-NAAO = 336,306 pie3/ 30 pie = 11,2097 pie2
Área del separador (AS), en pie2
AS = (3,1416*(DS)2) / 4
AS = (3,1416*(6,8898)2) / 4 = 37,2819 pie2
Área vertical entre el NBBO-FS, en pie2
AFS-NBBO = (A1*) * AS
AFS-NBBO = 0,0591 * 37,2819 pie2 = 2,2034 pie2
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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 (AG) y se determino que esta área no es significativamente mayor que la requerida, por lo que 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 = ((ADG - AG / AG) * 100%
% Error = ((23,8689 pie2 – 22,6557 pie2) / 22,6557 pie2) * 100%
% Error = 4,0308 %
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Área vertical de petróleo requerida entre FS-NAAO, en pie2
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 FS-NAAO, en pie2
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 interpolo entre los dos números que lo contenían. Para ello se uso la siguiente ecuación: Números que contenían el valor calculado y la ecuación utilizada para obtener R2
*
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
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
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Distancia vertical entre el FS - NAAO, en pulg
hFS-NAAO = R2* * DS * 12 pulg
hFS-NAAL = 0,389 * 6,8898 pie * 12 pulg. = 32,1614 pulg
Área vertical entre el NBBO-NBO, en pie2
ANBBO-NBO = (Qo * 300s) / LEFF
ANBBO-NBO = (0,4874 *300 s) / 30 pie = 4,8738 pie2
Área vertical entre el NAAO-NAO, en pie2
ANAAO-NAO = ANBBO-NBLO
ANAAO-NAO = 4,8738 pie2
Área vertical entre el NAO-NBO, en pie2
ANAO-NBO = Vr1 / LEFF
ANAO-NBO = 43,8639 pie3 / 30 pie = 1,4621 pie2
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Área vertical entre el FS-NBO, en pie2
AFS-NBO = AFS-NBBO + ANBBO-NBO
AFS-NBO = 2,2034 pie2 + 4,8738 pie2 = 7,0771pie2
Área vertical entre el FS- NAO, en pie2
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 pie2
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 R3*:
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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Área fraccional de la sección transversal entre el FS-NAO, en pie2
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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Velocidad de entrada de la mezcla, en pie/s
M
MEV 60
spiepielb
V ME /4588,26/1424,5
603
Velocidad de salida del gas, en pie/sspie
pielbV GS /3378,32
/4426.3
603
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Velocidad de salida del petróleo, en pie/s
VSO = 3 pie/s
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Diámetro de la boquilla de entrada, en pulg
lg124
puV
QmD
BOQENTBOQENT
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
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Diámetro de la boquilla de salida del petróleo, en pulg
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
lg124
puVso
QoDBSO
lg477,5lg12/31416,3
/4874,04 3
pupuspie
spieDBSO
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 pie2
AMalla = QG/ VC
AMalla = (13,2876 pie3/s) / 0,5865 pie/s = 22,6557 pie2
Ancho de la malla, en pulg MallaAF 25Mallaa
lg1176,576557,22lg12 2 pupiepu Mallaa
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
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
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Distancia vertical disponible entre el Fondo Malla-NAAO, en pulg
hhFM-NAAO FM-NAAO = D= DSS - h - h
FS-NAAOFS-NAAO - h - hoo - e - e
Malla Malla
hhFM-NAAO FM-NAAO = (6,8898 *12) -32,1614 -23,5588 - 6 = 20,9569 pulg= (6,8898 *12) -32,1614 -23,5588 - 6 = 20,9569 pulg
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
Diseño de Separadores Horizontales de Gas- Petróleo- Agua. En. la figura 26 se presenta un Separador Horizontal Gas- Petróleo- Agua
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
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
Dr. Fernando Pino- [email protected]@cantv.net
b.- El contenido de agua del crudo que sale del separador, no debe de ser mayor al 5%(V/V) La tasa volumétrica del agua se determina por:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
W
WW
W
Para determinar la relación de áreas entre el agua y petróleo, se tiene que:
W
O
WA
A
0
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
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Para determinar la velocidad de elevación de las gotitas de petróleo a través de la fase de agua, para un tamaño de partículas de 150 micrones), se utiliza:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
W
WxDx
)(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
WWw
xDX
El tiempo de retención mínimo requerido para el petróleo:
O
WW
ht
La velocidad de elevación del petróleo se puede determinar, también por la siguiente ecuación:
oAoxL
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El tiempo de retención mínimo requerido para el agua es:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
W
ht
0
0
La velocidad de asentamiento del agua, se determina, por la siguiente fórmula:
w=hw x L
Para un asentamiento efectivo de las partículas es:
0
09060
A
xtx
A
xxtL o
W
WWW
0
0000
9060
2
3
A
xxt
A
xxtL o
o
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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:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
C
xgxD pPt 3
)(4
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
)(18
)(bajando
gxD pPt
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Para cuantificar el (trl) se pueden utilizar pruebas de campo, al no disponer de datos de campo se puede utilizar la ecuación de Stokes:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
))(()5,18( 21
2 P
P
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
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c.- Velocidad de Erosión La fórmula para determinar la velocidad de erosión
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
f
e
C
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 juegoConsecuencias del ArrastreDeterminación de las Condiciones Óptima de Separación de Petróleo y Gas Por 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
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La presión del separador esta sujeta a control directo por medios de La presión del separador esta sujeta a control directo por medios de instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina con instrumentos reguladores de presión. La temperatura se determina con el fluido que entra al separador. Y .en ciertos casos la temperatura del el fluido que entra al separador. Y .en ciertos casos la temperatura del separador es controlada por calentamiento o refrigeración.separador es controlada por calentamiento o refrigeración.
Proceso de Separación Gas- Petróleo:Proceso de Separación Gas- Petróleo: Si el proceso de separación- gas- Si el proceso de separación- gas- petróleo es de dos etapas de separación, en este caso se recomienda petróleo es de dos etapas de separación, en este caso se recomienda seguir los siguientes pasosseguir los siguientes pasos
a.- Se calcula la composición en moles de líquido y vapor por mol de a.- Se calcula la composición en moles de líquido y vapor por mol de petróleo del yacimiento petróleo del yacimiento b.- Se toma la fase líquida del separador cuya composición se ha calculado b.- Se toma la fase líquida del separador cuya composición se ha calculado y se determina la composición y los moles de líquido y vapor a las y se determina la composición y los moles de líquido y vapor a las condiciones de P y T del tanque.condiciones de P y T del tanque.c.- Se determina el volumen de una libramol. Este volumen se determina a c.- Se determina el volumen de una libramol. Este volumen se determina a través del peso molecular aparente del petróleo del yacimiento la través del peso molecular aparente del petróleo del yacimiento la densidad del petróleo a condiciones de presión y temperatura del densidad del petróleo a condiciones de presión y temperatura del yacimiento para ello se utiliza la fórmulayacimiento para ello se utiliza la fórmula
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
Yl
MV
0
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d.- El volumen por mol de cada componente se obtiene:
MUESTRA DE CÁLCULOS SEPARADOR HORIZONTAL
VMi =Mi/Li
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
5,131
5,141
0
API
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