UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5980/1/43822_1.pdf · DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFASICO DE PRODUCCIÓN ... 4.2.3 Cálculo de la Eficiencia

I

II

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS

TEMA: “ANÁLISIS DE SEPARADORES TRIFÁSICOS DE PRODUCCIÓN

MEDIANTE EL PROGRAMA HYSYS EN LA ESTACIÓN PICHINCHA CAMPO

LIBERTADOR PERTENECIENTE A PETROPRODUCCIÓN.”

TESIS DE GRADO

Previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos

AUTOR: Wilson S. Llerena M.

DIRECTOR: Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc

Quito DM, 2011

III

DECLARACIÓN

Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor.

Wilson S. Llerena M.

C.I. 1803629805

Autor

IV

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TESIS

Quito, 16 de Febrero del 2011

Sr. Ing. MBA. MSc.

Jorge Viteri Moya

DECANO

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

Presente

De mi consideración:

Me permito informarle que la tesis: “ANÁLISIS DE SEPARADORES TRIFÁSICOS

DE PRODUCCIÓN MEDIANTE EL PROGRAMA HYSYS EN LA ESTACIÓN

PICHINCHA CAMPO LIBERTADOR PERTENECIENTE A

PETROPRODUCCIÓN”, realizada por el Señor WILSON SANTIAGO LLERENA

MORALES , previa a la obtención del título de TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS,

ha sido concluida bajo mi dirección y tutoría, por lo tanto muy comedidamente solicito

a su autoridad el trámite subsiguiente.

Por la atención a la presente, le anticipo mi agradecimiento.

Atentamente,

Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc

DIRECTOR DE TESIS

V

CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA

VI

DEDICATORIA

Este trabajo está dedicado a mis padres en especial a mi madre GLORIA MORALES,

por ser el pilar fundamental de mi vida, quienes me han instruido la sabiduría para hacer

realidad mis ideales de superación profesional, como también la fuerza necesaria para

seguir adelante en todo momento y por saber guiarme por el camino correcto.

Wilson S. Llerena M.

VII

AGRADECIMIENTO

Principalmente a Dios que me ha bendecido con mi familia, la salud y por darme la

oportunidad de cumplir mis sueños y culminar una etapa más de mi vida.

A mis Padres y mi novia por ser siempre el apoyo y la inspiración de seguir adelante.

A la Universidad Tecnológica Equinoccial que me brindo la oportunidad de educarme y

adquirir mis conocimientos para alcanzar mis objetivos de ser un profesional de bien.

Mi agradecimiento al Decano de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, Ing. Jorge

Viteri Moya, por la atención y ayuda que me brindó en el transcurso de mis estudios en

esta prestigiosa Universidad. A mis profesores de toda la carrera de Tecnología de

Petróleos, que compartieron todos sus conocimientos con nosotros los alumnos y nos

brindaron una buena formación.

Un agradecimiento muy especial al Ing. Fausto Ramos, quien ha dirigido mi trabajo de

tesis de manera muy objetiva, clara y transparente, brindándome sus conocimientos y

consejos que han sido de infinita ayuda para lograr este objetivo primordial de mi vida.

Un agradecimiento muy especial al Ing. Patricio Llerena que al finalizar este trabajo, no

puedo olvidar agradecer, sin quien no hubiese sido posible concretarlo.

A todos mil gracias.

VIII

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CARÁTULA .................................................................................................................... II

DECLARACIÓN ............................................................................................................ III

CERTIFICACIÓN DEL DIRECTOR DE TESIS .......................................................... IV

CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................... V

DEDICATORIA ............................................................................................................. VI

AGRADECIMIENTO .................................................................................................. VII

ÍNDICE DE CONTENIDOS ....................................................................................... VIII

ÍNDICE GENERAL........................................................................................................ IX

ÍNDICE DE ECUACIONES ........................................................................................ XV

ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XVIII

ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIX

ÍNDICE DE ANEXOS ................................................................................................. XXI

RESUMEN ................................................................................................................. XXII

SUMMARY ............................................................................................................... XXV

IX

ÍNDICE GENERAL

CAPÍTULO I ................................................................................................................... 1

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 1

1.1 OBJETIVOS ............................................................................................................ 2

1.1.1 OBJETIVO GENERAL ................................................................................... 2

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................... 2

1.2 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................... 3

1.3 IDEA A DEFENDER .............................................................................................. 4

1.4 VARIABLES .......................................................................................................... 4

1.4.1 INDEPENDIENTE .......................................................................................... 4

1.4.2 DEPENDIENTES ............................................................................................ 4

1.4.3 INTERVINIENTES ......................................................................................... 4

1.5 METODOLOGÍA ................................................................................................... 5

1.5.1 TIPO Y DISEÑO DEL TRABAJO................................................................. 5

1.5.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN ................................................................ 5

1.5.2.1 MÉTODO GENERAL .............................................................................. 5

1.5.2.2 MÉTODO ESPECÍFICO .......................................................................... 5

1.5.2.3 MODALIDAD .......................................................................................... 6

1.5.2.4 OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN .................................................. 6

1.5.2.5 INSTRUMENTOS .................................................................................... 6

1.6 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN ....................................................................... 6

1.6.1 REVISIÓN DE LITERATURA ....................................................................... 6

1.6.2 INTERNET ...................................................................................................... 7

X

CAPÍTULO II ................................................................................................................. 8

2. MARCO TEÓRICO ................................................................................................... 8

2.1 SOFTWARE HYSYS HYPROTECH® VERSIÓN 2006 ....................................... 8

2.1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS DEL SOFTWARE HYSYS ........................ 9

2.2 CÁLCULO DE BALANCE DE FASES ............................................................... 11

2.2.1 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DE PRODUCCIÓN ........................... 16

2.2.1.1 PESO MOLECULAR DEL GAS ........................................................... 17

2.2.1.2 TASA DE FLUJO DE GAS .................................................................... 19

2.2.1.3 PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO ................................................... 20

2.2.1.4 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO ........................................ 21

2.2.1.5 TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO......................................................... 22

2.3 SEPARADORES DE FLUIDOS EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN ........................................................................................................... 23

2.3.1 INTRODUCCIÓN ......................................................................................... 23

2.3.2 SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS .............................................................. 24

2.3.2.1 PRESIÓN DE SEPARACIÓN INICIAL ................................................ 24

2.3.2.2 SEPARACIÓN POR ETAPAS ............................................................... 27

2.3.2.3. PRESIONES DE OPERACIÓN DEL SEPARADOR ........................... 28

2.4 TIPOS DE SEPARADORES ................................................................................ 30

2.4.1 SEPARADORES BIFÁSICOS: PETRÓLEO Y GAS .................................. 30

2.4.1.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACION. ................... 31

2.4.1.1.1. Separadores Horizontales ................................................................ 31

2.4.1.1.2 Separadores Verticales ..................................................................... 33

2.4.1.1.3 Separadores Esféricos ...................................................................... 33

XI

2.4.1.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR ............................. 35

2.4.1.2.1 Desviadores de Flujo de Entrada ..................................................... 35

2.4.1.2.2 Rompe Olas ...................................................................................... 36

2.4.1.2.3 Placas Antiespuma ........................................................................... 37

2.4.1.2.4 Interruptor de Vortices ..................................................................... 37

2.4.1.2.5 Extractor de Neblina ........................................................................ 38

2.4.1.3 TEORÍA SOBRE SEPARACION DE FLUIDOS DEL PETROLEO .... 40

2.4.1.3.1 Velocidad De Asentamiento ............................................................ 40

2.4.1.3.2 Tamaño de la Gota ........................................................................... 44

2.4.1.3.3 Tiempo de Residencia o Retención .................................................. 45

2.4.1.4 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES

............................................................................................................................. 45

2.4.1.4.1 Capacidad del Gas ............................................................................ 46

2.4.1.4.2 Capacidad del Líquido ..................................................................... 48

2.4.1.4.3 Longitud de Costura a Costura y Relación de Esbeltez ................... 48

2.4.1.5 PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR SEPARADORES

HORIZONTALES .............................................................................................. 50

2.4.2 SEPARADORES TRIFÁSICOS: PETRÓLEO, GAS Y AGUA .................. 50

2.4.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS ...................................................... 52

2.4.2.1.1 Separadores Horizontales ................................................................. 52

2.4.2.1.2 Separadores Verticales ..................................................................... 59

2.4.2.1.3 Selección de un Separador Horizontal o Vertical ............................ 60

2.4.2.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR ............................. 61

2.4.2.2.1 Placas de Coalescencia ..................................................................... 61

XII

2.4.2.2.2 Boquillas Desarenadoras y Drenajes ................................................ 61

2.4.3 PROBLEMAS OPERATIVOS POTENCIALES .......................................... 64

2.4.3.1 PARAFINAS .......................................................................................... 64

2.4.3.2 CRUDOS ESPUMANTES ..................................................................... 64

2.4.3.3 ARENA ................................................................................................... 67

2.4.3.4 EMULSIONES ....................................................................................... 68

2.4.3.5 DERRAMES DE LÍQUIDOS Y ESCAPES DE GAS ........................... 68

2.4.4 TEORÍA ......................................................................................................... 69

2.4.4.1 SEPARACIÓN DE GAS ........................................................................ 69

2.4.4.2 ASENTAMIENTO PETRÓLEO-AGUA ............................................... 69

2.4.4.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL PETRÓLEO .................. 69

2.4.4.4 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL AGUA .................. 70

2.4.4.5 TIEMPO DE RESIDENCIA ................................................................... 70

2.4.5 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE TRES FASES .... 71

2.4.5.1 SEPARADORES HORIZONTALES ..................................................... 72

2.4.5.1.1 Capacidad del Gas ............................................................................ 72

2.4.5.1.2 Tiempo de Residencia ...................................................................... 73

2.4.5.1.3 Ecuación de Asentamiento ............................................................... 73

2.4.5.1.4 Longitud Costura a Costura y Relación de Esbeltez ........................ 76

2.4.6. PROCEDIMIENTO PARA DIMENSIONAR SEPARADORES

HORIZONTALES DE TRES FASES .................................................................... 77

2.4.7 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA

LA ESTACION PICHINCHA ................................................................................ 78

XIII

CAPÍTULO III .............................................................................................................. 88

3.1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL CAMPO LIBERTADOR ...................... 88

3.2 RESERVAS PROBADAS .................................................................................... 91

3.3 DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ............................................. 91

3.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ............. 91

3.3.2 PRODUCCIÓN ACTUAL DE LA ESTACIÓN PICHINCHA: ................... 93

3.4 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ............ 93

3.4.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL DE DESHIDRATACIÓN DEL

CRUDO EN LA ESTACIÓN PICHINCHA........................................................... 96

3.4.2 ANTECEDENTES DE LA ESTACIÓN PICHINCHA ................................ 97

3.5 SEPARADORES TRIFÁSICOS: AGUA, PETRÓLEO Y GAS (FWKO) ........... 98

3.5.1 FUNCIONAMIENTO FREE WATER KNOCKOUT (FWKO) ................... 99

3.5.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE PETROPRODUCCIÓN PARA EL

DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFASICO DE PRODUCCIÓN ....................... 100

3.5.3 EFICIENCIA DE LOS SEPARADORES ................................................... 103

3.5.4 CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS ............................................... 103

3.5.4.1 AGUA DE FORMACIÓN .................................................................... 103

3.5.4.2 GAS ....................................................................................................... 105

3.5.4.3 PETRÓLEO .......................................................................................... 106

CAPÍTULO IV ............................................................................................................ 108

4.1 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE HYSYS 2006 ................................... 108

4.2 SIMULACIÓN DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN DE LA

ESTACIÓN PICHINCHA ........................................................................................ 109

XIV

4.2.1. Simulación Hysys Separador Bifásico ........................................................ 115

4.2.2 Simulación Hysys Separador Trifásico ........................................................ 117

4.2.3 Cálculo de la Eficiencia del Equipo ............................................................. 123

4.3 DESCRIPCIÓN DE LA PROPUESTA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN

PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA ....................................................................... 125

CAPÍTULO V .............................................................................................................. 126

5.1 CONCLUSIONES .............................................................................................. 126

5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................................... 128

GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................... 129

BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 133

ANEXOS ...................................................................................................................... 134

XV

ÍNDICE DE ECUACIONES

ECUACIÓN Nº 2.1 CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA BALANCE DE

FASES ............................................................................................................................. 11

ECUACIÓN Nº 2.2 CÁLCULO DE MOLES EN FASE VAPOR ................................ 13

ECUACIÓN Nº 2.3 CÁLCULO DE MOLES EN FASE LÌQUIDO ............................. 13

ECUACIÓN Nº 2.4 OBTENCIÓN DEL VALOR DE L CON UNA RELACIÓN V/L

ASUMIDA ...................................................................................................................... 14

ECUACIÓN Nº 2.5 CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL GAS ...................... 17

ECUACIÓN Nº 2.6 DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL

GAS ................................................................................................................................. 18

ECUACIÓN Nº 2.7 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MOLES/DÍA)

......................................................................................................................................... 19

ECUACIÓN Nº 2.8 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MMPCS/DÍA)

......................................................................................................................................... 19

ECUACIÓN Nº 2.9 CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO ............. 20

ECUACIÓN Nº 2.10 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO

......................................................................................................................................... 22

ECUACIÓN Nº 2.11 CÁLCULO DE LA GRAVEDAD API ....................................... 22

ECUACIÓN Nº 2.12 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO

(MOLES/DÍA) ................................................................................................................ 23

ECUACIÓN Nº 2.13 CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO

(BLS/DÍA) ...................................................................................................................... 23

XVI

ECUACIÓN Nº 2.14 CÁLCULO DE LA FUERZA DE ARRASTRE; LEY DE

STOKES .......................................................................................................................... 41

ECUACIÓN Nº 2.15 CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE ................... 41

ECUACIÓN Nº 2.16 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE

LAS GOTAS ................................................................................................................... 42

ECUACIÓN Nº 2.17 CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE SIN

RÉGIMEN LAMINAR ................................................................................................... 42

ECUACIÓN Nº 2.18 CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE

LAS GOTAS SIN RÉGIMEN LAMINAR .................................................................... 43

ECUACIÓN Nº 2.19 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN

SEPARADORES HORIZONTALES BIFÁSICOS ....................................................... 46

ECUACIÓN Nº 2.20 CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA CAPACIDAD

DEL GAS ........................................................................................................................ 46

ECUACIÓN Nº 2.21 CÁLCULO DE “K” PARA INTERPOLACION GRÁFICA ..... 48

ECUACIÓN Nº 2.22 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL LÍQUIDO .................... 48

ECUACIÓN Nº 2.23 CÁLCULO DE LA LONGITUD DE COSTURA A COSTURA Y

RELACION DE ESBELTEZ PARA LÍQUIDO Y PARA GAS .................................... 49

ECUACIÓN Nº 2.24 DETERMINACIÓN DE LA DIFERENCIA DE ALTURA DEL

VERTEDERO DE PETRÓLEO Y EL VERTEDERO DE AGUA. ............................... 58

ECUACIÓN Nº 2.25 CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN

SEPARADORES TRIFÁSICOS .................................................................................... 72

ECUACIÓN Nº 2.26 DETERMINACIÓN DE DIAMETROS Y LONGITUDES PARA

SEPARADORES A PARTIR DEL TIEMPO DE RESIDENCIA ................................. 73

ECUACIÓN Nº 2.27 CÁLCULO DEL ESPESOR DE LA CAPA DE PETRÓLEO .... 74

XVII

ECUACIÓN Nº 2.28 CÁLCULO DEL ESPESOR MÁXIMO DE LA CAPA DE

PETRÓLEO PARA 500 MICRAS ................................................................................. 74

ECUACIÓN Nº 2.29 CÁLCULO DE LA FRACCIÓN DEL ÁREA DE LA SECCIÓN

TRANSVERSAL OCUPADA POR LA FASE AGUA ................................................. 75

ECUACIÓN Nº 2.30 DETERMINACIÓN DEL DÍAMETRO MÁXIMO, PARA LA

SEPARACIÓN DE GOTAS DE AGUA DE HASTA 500 MICRAS ............................ 75

ECUACIÓN Nº 4.1 EFICIENCIA ................................................................................ 123

XVIII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA 2.1 EJEMPLO DE CÁLCULO DE BALANCE DE FASES ........................... 15

TABLA 2.2 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL GAS ....................................... 17

TABLA 2.3 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL LÍQUIDO .............................. 21

TABLA 2.4 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)

PICHINCHA ................................................................................................................... 80

TABLA 2.5 CAPACIDAD DEL SEPARADOR ........................................................... 83



TABLA 2.8 CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA 85

TABLA 2.9 OPCIONES DE DIÁMETRO Y LONGITUD PARA EL SEPARADOR

TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA .............................................................................. 87

TABLA 3.1 RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR .............................................. 91

TABLA 3.2 PRODUCCION PROMEDIA PARA EL MES DE ENERO 2011 ............ 93

TABLA 3.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR ............... 94

TABLA 3.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SEPARADOR ....................... 100

TABLA 3.5 DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN EN LA

ESTACIÓN PICHINCHA (actual) ............................................................................... 102

TABLA 3.6 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN ........... 104

TABLA 3.7 RESUMEN CROMATOGRAFÍA ........................................................... 105

TABLA 3.8 CARACTERIZACIÓN CRUDO DESHIDRATADO EN LA ESTACIÓN

PICHINCHA ................................................................................................................. 106

TABLA 4.1 TABLA COMPARATIVA DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)

PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA .......................................................................... 122

XIX

ÍNDICE DE FIGURAS

FIGURA 2.1 INTERPOLACIÓN GRÁFICA PARA DETERMINAR ......................... 16

EL BALANCE DE FASES ............................................................................................. 16

FIGURA 2.2 EFECTO DE LA PRESIÓN DEL SEPARADOR EN LA

RECUPERACIÓN DE LÍQUIDO EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO ....... 26

FIGURA 2.3 SEPARACIÓN POR ETAPAS ................................................................. 28

FIGURA 2.4 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO ............ 32

FIGURA 2.5 ESQUEMA DE UN SEPARADOR VERTICAL ..................................... 34

FIGURA 2.6 SEPARADOR ESFÉRICO TÍPICO ......................................................... 35

FIGURA 2.7 DESVIADORES DE FLUJO DE ENTRADA ......................................... 36

FIGURA 2.8 PLACAS ANTIESPUMA ......................................................................... 37

FIGURA 2.9 INTERRUPTOR DE VORTICES ............................................................ 38

FIGURA 2.10 EXTRACTORES DE NEBLINA TÍPICOS EN EL EQUIPO ............... 40

FIGURA 2.11 DETERMINACIÓN DE LA CONSTANTE K ...................................... 47

FIGURA 2.12 VARIACIÓN DE LA ALTURA DE LA CAPA DE AGUA CON EL

TIEMPO EN LA SEPARACIÓN GRAVITACIONAL ................................................. 51

FIGURA 2.13 ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL DE TRES FASES

(FWKO.) ......................................................................................................................... 54

FIGURA 2.14 DISEÑO ALTERNATIVO DE VERTEDERO Y COMPARTIMIENTO

DE PETRÓLEO .............................................................................................................. 56

FIGURA 2.15 ESQUEMA PARA DETERMINAR LA ALTURA DE LA CAPA DE

PETRÓLEO. ................................................................................................................... 57

FIGURA 2.16 SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO ............................................... 60

XX

FIGURA 2.17 ESQUEMA INTERNO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL

TRIFÁSICO FWKO ....................................................................................................... 63

FIGURA 2.18 DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE Β PARA UN ...................... 76

CILINDRO LLENO HASTA LA MITAD CON LÍQUIDO .......................................... 76

FIGURA 2.19 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)

PARA LA ESTACION PICHINCHA ............................................................................ 86

FIGURA 3.1 MAPA DE LA UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN

PICHINCHA ................................................................................................................... 92

FIGURA 3.2 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LA ESTACIÓN

PICHINCHA ................................................................................................................... 95

FIGURA 3.3 SEPARADOR TRIFÁSICO (FW10) DE PRODUCCIÓN PICHINCHA

....................................................................................................................................... 101

FIGURA 4.1PROPUESTA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PARA LA

ESTACIÓN PICHINCHA ............................................................................................ 124

XXI

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1. FACTOR DE COMPRESIBILIDAD “Z” O FACTOR DE DESVIACIÓN

PARA GASES NATURALES ...................................................................................... 135

ANEXO 2. VISTA SUPERIOR DEL CAMPO LIBERTADOR ................................. 136

ANEXO 3. POTENCIAL DE PRODUCCIÓN ESTACIÓN PICHINCHA ENERO 2011

....................................................................................................................................... 137

ANEXO 4. DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE

PRODUCCIÓN ESTACIÓN PICHINCHA. ................................................................ 138

XXII

RESUMEN

La producción de petróleo en los campos del Distrito Amazónico, implica que se

produzca conjuntamente con petróleo crudo, agua de formación y gas natural asociado

al crudo. Por lo tanto es necesario someter al crudo a procesos de deshidratación y

desgasificación que son llevados a cabo por equipos separadores en las estaciones de

producción, los cuales realizan la separación de las fases del fluido (petróleo, gas y

agua) proveniente de los pozos productores.

Al final de este proceso se podrá lograr llevar al petróleo dentro de los parámetros

necesarios para su transporte y/o comercialización.

El objetivo de las facilidades de producción es realizar este proceso de deshidratación

del crudo mediante el uso de equipos separadores que permitan realizar las operaciones

de manera técnica, segura y satisfactoria, y una vez obtenido un petróleo con menos del

1% de BSW bombearlo por el oleoducto.

Este trabajo de investigación comprende cinco capítulos que abarcan temas sobre las

características, diseños, operación, dimensionamiento y simulación de los equipos

separadores de petróleo, así esta información nos ayudara a determinar la importancia

del buen funcionamiento de estos equipos dentro de una estación de producción en el

proceso de tratamiento del crudo y particularmente en la estación de producción

Pichincha del Campo Libertador.

XXIII

El primer capítulo trata los planteamientos de objetivos tanto generales como

específicos, la justificación de la investigación, idea a defender, las variables que se

consideraron, así como los métodos y técnicas que se aplicaron para el desarrollo de la

investigación.

El segundo capítulo comprende conceptos básicos del cálculo de balance de fases para

determinar el equilibrio de las mismas dentro de un fluido. Además se profundiza en

cuanto a información sobre separadores, sus configuraciones, elementos internos y

posibles problemas operativos, estableciendo pautas para ayudar a escoger una u otra

configuración de acuerdo con las necesidades, requerimientos y limitaciones que se

presenten. Adicionalmente se presenta en este capítulo, el proceso de dimensionamiento

del separador de producción trifásico de la Estación Pichincha mediante el método de

Arnold y Stewart,

Es materia del tercer capítulo la presentación de antecedentes históricos del Campo

Libertador, así como también el de sus características principales y distintivas, de esta

manera se encuentra información específica sobre el campo como es; el tipo de crudo,

sus características y su estación de producción, permitiendo dilucidar en qué

condiciones están funcionando los separadores y su posición en el proceso.

El cuarto capítulo está dedicado a la simulación del proceso de separación por medio del

programa HYSYS de acuerdo con la información previa que es utilizada en los cálculos

de este proceso. Es necesario aclarar que existe un separador de 20 000 BFD.

XXIV

Finalmente el quinto capítulo contiene las conclusiones y recomendaciones que dejó

este trabajo de investigación, formuladas conforme a todo lo observado en cuanto a la

información de campo, al dimensionamiento y a la simulación realizada.

XXV

SUMMARY

Oil production in the Amazon district fields implies that jointly with crude oil, also

produce formation water and natural gas associated to the oil. Therefore it is necessary

to submit the crude oil to the processes of dehydration and gas removal.

These processes are carried out for the separate equipments at the production stations,

these equipments carry out the separation of fluid phases (oil, gas and water) that

coming from the wells in production.

At the end of this process, the oil will be into the necessary parameters for it

transportation or commercialization.

The main objective to the production facilities is to make this process of oil dehydration

through the use of the separators equipment that allows for technical operations,

satisfactory and safe way. Once obtained oil with less than 1% of BSW, send it through

the pipeline.

This research work contains five chapters that include topics like the characteristics,

design operations and design simulation of the separating equipment and this

information will help us to understand the importance of a good operation of these

equipments in the process of oil treatment at a production station and specifically

Pichincha of Camp Liberty.

XXVI

The first chapter covers the general approach and specific objectives, the justification

for this research, considerer variables, methods and techniques used in the developing of

this thesis work.

The second chapter explain basic concepts of phase balance calculations calculations to

understand the equilibrium of these phases into the fluid. Also explains deeply the

information about separators, its configurations, types, internal parts and possible

problems in its operation, establishing tips to help us to choose one or another

configuration according to the necessities, requirements and limitations of the situation.

Additionally, this chapter includes the process of sizing the production phase separator

at Station Pichincha by the method of Arnold and Stewart, Is a matter of the third

chapter the historical antecedent of Camp Liberty, and its main and distinctive

characteristic, so you will find specific information on the field as it is, the type of oil

characteristics and the production station allowing clarify under what conditions are

working separately and their position in the process.

The fourth chapter it`s dedicated to the separation process simulation software HYSYS

through according to previous information that is used in the calculations of this

process. To be sure, there is a separator 20000 BFD.

Finally the fifth chapter contains the conclusions and recommendations of this research

work, formulated according to all the field information observed and the dimensional

analysis performed.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

Los fluidos producidos en la cabeza del pozo están compuestos por tres diferentes fases,

una de ellas es petróleo, otra es gas, ambas fases son mezclas complejas de diferentes

componentes de hidrocarburos, con distintas densidades, presiones de vapor y otras

características y propiedades físicas. Adicionalmente en el fluido de entrada se

encuentra la fase agua.

A medida que el flujo del pozo fluye desde un yacimiento caliente y de alta presión,

experimenta reducciones en la presión y en la temperatura. Esto ocasiona que los

componentes más livianos o gases se liberen del líquido y el fluido del pozo cambie sus

características. El flujo de gas lleva gotas de líquido y el líquido a su vez acarrea

burbujas de gas.

La separación física de estas fases es una operación básica en la producción,

procesamiento y tratamiento del petróleo, gas y agua.

Los separadores de petróleo y gas separan mecánicamente los componentes líquidos y

de gas que existen a una temperatura y presión específica, para eventualmente

procesarlos en productos vendibles.

2

Un recipiente de separación normalmente es el recipiente inicial de procesamiento en

cualquier instalación, y el diseño inapropiado de este componente puede embotellar y

reducir la capacidad de la instalación completa.

Algunas veces los separadores son conocidos como depuradores de gas cuando la

relación de la tasa de gas a líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término

trampa para separadores que manejan el flujo directamente de los pozos. De todas

maneras, todos tienen la misma función y sus tamaños son escogidos de acuerdo a los

mismos procedimientos.

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar y determinar las condiciones de operación del equipo separador de producción

trifásico que está instalado en la estación Pichincha Campo Libertador perteneciente a

Petroproducción, para conseguir una operación más eficiente en la separación de fases

(agua, gas y petróleo), para que sea utilizado en el proceso actual.

1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Comprobar las condiciones de operación del equipo de separación trifásico, que

actualmente está subutilizado en este campo. No está operando dentro de los

parámetros de diseño entregado por el diseñador y los parámetros aprobados por

PETROPRODUCCIÓN para este equipo.

3

Determinar si al final del proceso de tratamiento del crudo en el separador

trifásico el BSW es menor al 1%, Para cumplir con el acuerdo Ministerial 014

publicado en el Registro Oficial No. 280 del día Jueves 26 de Febrero del 2004

que se refiere a las condiciones que debe cumplir un crudo para ser transportado

por cualquier de los oleoductos ecuatorianos.

Analizar los resultados del dimensionamiento y optimización con el software

HYSYS de este equipo de separación y determinar las condiciones optimas de

operación (en las variables presión temperatura y caudal).

1.2 JUSTIFICACIÓN

Es necesario destacar la importancia que este equipo tiene al momento de procesar la

corriente de fluido que viene desde los pozos productores ya que permite separar los

diferentes fluidos que provienen desde el yacimiento y que necesariamente deben ser

direccionados cada uno en su propio sentido. El crudo al final de este proceso debe tener

un contenido de BSW menor al 1% para poder ser transportado y/o industrializado, caso

contrario es necesario someterlo a otros procesos que implican mayor tiempo de trabajo

y gastos.

De aquí se justifica el trabajo de analizar y dimensionar el equipo separador trifásico,

para optimizar el proceso, obtener mayores ganancias por la disminución de la

producción de tiempo de trabajo de los equipos, de pérdida de producción y

contaminación del ambiente.

4

1.3 IDEA A DEFENDER

El análisis de las condiciones actuales de operación del separador de producción

trifásico instalado actualmente en la estación Pichincha del Campo Libertador;

permitirán que se pueda determinar si el proceso de desgasificación y deshidratación del

crudo se efectúa de manera óptima y rentable para obtener un crudo con un BSW menor

al 1%, en el presente trabajo se verificara la reducción en parámetro como consumo de

energía consumo de químicos y aditivos y eficiencia de los equipos. Para esto

utilizaremos el software especializado HYSYS que permite comprobar y optimizar los

parámetros y variables de proceso.

1.4 VARIABLES

1.4.1 INDEPENDIENTE

Equipo de separación trifásico que actualmente está subutilizado.

1.4.2 DEPENDIENTES

Condiciones de operación de los equipos sub utilizados.

1.4.3 INTERVINIENTES

Pérdidas de producción.

Contaminación del ambiente.

Aumento del tiempo de trabajo y costos.

5

1.5 METODOLOGÍA

1.5.1 TIPO Y DISEÑO DEL TRABAJO

Esta investigación se realizará en base a información obtenida de la Empresa Pública

Petroecuador-Petroproducción y además en estudios bibliográficos de investigación.

1.5.2 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN

Para el trabajo se utilizarán los siguientes métodos:

1.5.2.1 MÉTODO GENERAL

Método Inductivo

Para conocer cada particularidad del equipo separador que tiene varios tipos que son los

bifásicos y trifásicos de su análisis podremos darnos cuentas de las diferencias, ventajas

y desventajas y como se puede escoger el más eficiente y conveniente.

1.5.2.2 MÉTODO ESPECÍFICO

Método Analítico

Aplicando este método podremos conocer como es un proceso de deshidratación de

crudo, y como las características particulares del equipo de separación trifásico de

fluidos permiten mejorar la eficiencia y efectividad de los equipos; del análisis del

porcentaje de BSW que tiene el crudo al final de este proceso, realizado mediante el

software HYSYS se determinará las condiciones de este equipo.

6

1.5.2.3 MODALIDAD

Descriptiva.

1.5.2.4 OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN

Revisión de literatura.

Internet.

Consultas a profesionales.

Visita al campo para obtener los datos reales de procesos y del equipo.

1.5.2.5 INSTRUMENTOS

Manuales de operación, procedimientos y registros.

Libro.

Internet.

Software HYSYS Hyprotech® versión 2006

1.6 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN

Las técnicas a utilizar en el siguiente trabajo son:

1.6.1 REVISIÓN DE LITERATURA

Revisión de manuales técnicos, artículos, ilustraciones lo más actualizados posibles que

están relacionados con el funcionamiento de los separadores de petróleo, sus clases,

funciones y métodos para dimensionarlos y determinar si el funcionamiento de estos

equipos es el adecuado.

7

Revisión de los manuales de proceso y operación de los equipos de la estación

Pichincha Campo Libertador.

1.6.2 INTERNET

La revisión de información en el Internet permite obtener conceptos básicos y de fondo

muy importantes, para la mejor compresión del trabajo que se está realizando y así

dilucidar la información más certera y de mayor ayuda de investigación que facilita el

trabajo.

CAPÍTULO II

8

CAPÍTULO II

2. MARCO TEÓRICO

A continuación se detallan conceptos y teorías que se utilizan para formular, y

desarrollar un argumento, siendo estas formas básicas de un concepto.

2.1 SOFTWARE HYSYS Hyprotech® versión 2006

HYSYS es un software simulador completo, capaz de llevar a cabo todo tipo de

escenarios, desde un sistema de una sola unidad, hasta un sistema complejo,

con dependencias y características de cada unidad simulada, este software ofrece un alto

grado de flexibilidad porque hay múltiples maneras de realizar tareas específicas. Esta

flexibilidad combinada con un enfoque coherente y lógica de cómo estas capacidades se

entregan, hace que HYSYS sea un simulador de procesos extremadamente versátil.

El software HYSYS es muy importante en los campos industriales de ingeniería, porque

proporciona cálculos de manera instantánea de variables de proceso, componentes y de

compuestos químicos que de otra manera sería difícil calcular, también ayuda a

entender muchos de los fenómenos reales que se presentan en la industria, y que si no

fuera por este programa, no sería posible resolver.

HYSYS permite construir un modelo del proceso y migrar a través de las diferentes

etapas del mismo. Durante la etapa de diseño, un modelo puede ser utilizado para el

diseño conceptual, diseño del proceso real, el diseño de ingeniería de detalle, y

finalmente, para el diseño de operatividad. Este software sirve como plataforma de

ingeniería para modelar y optimizar los procesos de la E. P. PETROPRODUCCIÓN.

9

El software HYSYS es un concepto que combina la potencia de la simulación

interactiva con acceso instantáneo a la información y a una simulación interactiva con la

información que se procesa, ya que suministra los cálculos que se realizan

automáticamente. Descompone un proceso complejo en procesos menores con

componentes más concisos, puede simular cada unidad del proceso en forma

independiente del proceso completo, pero ligado a él, de igual importancia tiene el

compromiso de desarrollar las capacidades en el simulador que apoyan la reutilización

de la labor del ingeniero, así como capacidades que permitan la flexibilidad en la

aplicación de la tecnología disponible.

Las herramientas que utiliza el software HYSYS son cálculos interactivos y acceso

instantáneo de la información con inteligencia incorporada al software que le permite

conocer cuando la información disponible es suficiente para efectuar un cálculo y

corregir los cálculos en forma automática, todas las operaciones unitarias y/o corrientes

pueden realizar todos los cálculos siempre que se especifique la información mínima

necesaria en cada caso o la misma es transmita a través de las corrientes ligadas. La

información, completa o parcial, se transmite en forma bi-direccional.

2.1.1 SIMULACIÓN DE PROCESOS DEL SOFTWARE HYSYS

Usa las relaciones físicas fundamentales:

Balances de masa y energía

Relaciones de equilibrio

Correlaciones de velocidad (Reacción y transferencia de masa y calor)

10

Predice:

Flujos, composiciones y propiedades de las corrientes

Condiciones de operación

Tamaño de equipo

Algunas aplicaciones son:

Diseño y optimización de procesos

Entrenamiento operativo de operarios

Para llevar a cabo control de procesos (estrategias de control predictivo)

Ventajas de la Simulación:

Reduce el tiempo de diseño de un equipo, planta y/o estación.

Permite al diseñador examinar rápidamente varias configuraciones de un equipo,

planta y/o estación.

Ayuda a mejorar procesos actuales

Responde a las interrogantes en el proceso

Se debe tener en cuenta que los resultados de una simulación no son siempre

fiables y estos se deben analizar críticamente.

Hay que tener en cuenta que los resultados dependen de:

La calidad de los datos o información de entrada

De que las correlaciones empleadas sean las apropiadas (escoger bien el paquete

dinámico)

Elección adecuada del proceso.

11

2.2 CÁLCULO DE BALANCE DE FASES

En el libro “Sistemas de Producción en Campos Petroleros” del Autor Ing. Vinicio

Melo: “la cantidad de fluido hidrocarburo que existe en la fase gaseosa o en la fase

líquida en cualquier punto en el proceso se determina mediante los cálculos de balance

de fases. Para una presión y temperatura dadas cada componente de la mezcla de

hidrocarburos estará en equilibrio…1

La fracción molar de cada componente en la fase gaseosa, dependerá no solamente de la

presión y de la temperatura, sino también de la presión parcial de cada componente. Por

la tanto la cantidad de gas depende de la composición total del fluido ya que la fracción

molar de cualquier componente en la fase gaseosa es una función de la fracción molar

de todos los otros componentes en esa fase.

Esto se entiende mejor asignando una constante de equilibrio “K” a cada componente

de la mezcla. La constante K es una función de la presión, de la temperatura, de la

composición del vapor y de la composición de la fase líquida. Está definida como:

ECUACIÓN Nº 2.1

CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA BALANCE DE FASES

LL

VVK

N

NN

/

/

Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros

Elaborado por: Llerena Wilson

Donde:

1 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 3, “balance de fases”, 2007 pp 78.

12

KN= constante de equilibrio para el componente N a una presión y

temperatura dadas

VN = moles del componente N en la fase vapor

V = moles totales en la fase vapor

LN = moles del componente N en la fase líquida

L = moles totales en la fase líquida

La Asociación de Proveedores de Gas, GPSA (por sus siglas en ingles), presenta

graficas de las constantes de equilibrio “K” para los componentes más importantes en

una mezcla de hidrocarburos.

Los valores de K son para una presión de “convergencia” específica para considerar la

composición del vapor y la fase líquida. Existe un procedimiento en el manual de

ingeniería de la GPSA para calcular la presión de convergencia basándose en simular al

fluido como un sistema binario con el componente hidrocarburo más liviano, el cual

constituye al menos el 01% molar en la fase líquida, y un componente pseudos pesado,

el cual tiene la misma temperatura que el resto de hidrocarburos más pesados. Entonces

la presión de convergencia se puede determinar leyéndola de un grafico de presión de

convergencia versus temperatura de operación para sistemas pseudos binarios comunes.

En la mayoría de aplicaciones en el campo petrolero la presión de convergencia estará

en un rango entre 2000 y 3000 psia, exceptuando los casos en los cuales la presión seas

muy baja, donde la presión de convergencia estará entre 500 y 1500 psia.

13

Si la presión de operación es mucho menor que la presión de convergencia, la constante

de equilibrio K, no es mayormente afectada por la elección de dicha presión de

convergencia. Por lo cual una buena aproximación para esta presión seria de 3000 psia,

para efecto de cálculos de balance de fases. Donde se requiere mayor exactitud, deberá

calcularse la presión de convergencia.

Si se conoce KN, y la relación de moles totales de vapor para moles totales de líquido

(V/L), entonces las moles del componente N en la fase vapor (VN) y los moles en la fase

líquida (LN) pueden calcularse con:

ECUACIÓN Nº 2.2

CÁLCULO DE MOLES EN FASE VAPOR



ECUACIÓN Nº 2.3

CÁLCULO DE MOLES EN FASE LÍQUIDO

1)/(( LVK

FL

N

N

N



Donde: FN= moles totales del componente N en el fluido

N

NN

N

KLV

FKV

/

1

14

Para resolver la ecuación 2.2 y 2.3 es necesario primero conocer la cantidad de la

relación (V/L), pero debido a que V y L se determina sumando las fracciones VN y LN

de cada componente, se hace necesario utilizar un proceso iterativo de solución. Esto se

hace asumiendo un valor inicial para (V/L); calculando luego con este valor asumido

VN y LN para cada componente, para posteriormente sumarlos y obtener las moles

totales de gas (V) y de líquido (L), entonces se compara el valor calculado de (V/L) con

el valor inicialmente asumido. Al realizar este procedimiento es útil usar la relación:

ECUACIÓN Nº 2.4

OBTENCIÓN DEL VALOR DE L CON UNA RELACIÓN V/L ASUMIDA

)/(1 LV

FL



Una vez que se asume el valor para la relación (V/L), resulta simple calcular el valor

asumido para L. esto se explica mejor mediante el ejemplo en la tabla 2.1

15

TABLA 2.1

EJEMPLO DE CÁLCULO DE BALANCE DE FASES

Cálculo de balance de fases a 1000 Psia Y 100 °F

1 2 3 4 5 6 7

V/L

asumido

V/L

asumido

V/L

converg.

1,5 0,5 1,1

L calculado L calculado L calculado

40 66,7 47,68

Componente

Fracción

Molar % KN LN LN LN VN

CO2 0,22 1,88 * 0,06 0,11 0,07 0,15

N2 0,09 4,00 0,01 0,03 0,02 0,07

Metano 63,35 3,30 10,65 23,91 13,71 49,64

Etano 4,21 0,90 1,79 2,90 2,12 2,09

Propano 2,09 0,36 1,36 1,77 1,5 0,59

i-Butano 0,68 0,21 0,52 0,62 0,55 0,13

n-Butano 1,08 0,17 0,86 1,00 0,91 0,17

i-Pentano 0,47 0,09 0,41 0,45 0,43 0,04

n-Pentano 0,38 0,08 0,34 0,37 0,35 0,03

Hexano 1,36 0,03 1,30 1,34 1,32 0,04

Heptano + 26,07 0,0002** 25,99 26,04 26,01 0,06

100 43,29 58,54 46,99 53,01

100

* calculado como Kco2= (Kc1 +Kc2)

** simulado como decano



La fracción molar para cada componente proviene de un análisis composicional en la

columna 2. La columna 3 se determina de los gráficos para KN, asumiendo una presión

de convergencia de 3000 psia. La columna 4 se deriva de la ecuación 2.3 asumiendo F=

100 moles y V/L =1.5 de esto resulta L=40 moles. Con esta asunción se calcula

mediante la suma de los valor de LN para cada componente que L= 43.29 moles y se lo

representa en la figura 2.1 como el punto 1.

Asumiendo otro valor para la relación de V/L =0.5 es decir L=66.7 moles, se calcula un

L= 58.53 en la columna 5. Este valor representa el punto 2 en la Figura 2.1.

16

El punto 3 de esta figura representa la intersección de la recta de valores asumidos

iguales a valores calculados con la recta que pasa por los dos puntos ya asumidos

(columnas 4 y 5), indica un L= 47.68 que corresponde con valor de V/L=1.1 obtenido

de la ecuación 2.4, esto genera la información que se encuentra en la columna 6 y que

tiene como resultado un L= 46.98. La columna 7, la cual esta caracteriza la composición

del flujo del gas, es el resultado de la diferencia entre la columna 2 y la columna 6.



2.2.1 CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DE PRODUCCIÓN

Cuando ya se ha obtenido el cálculo de balance de fases, se determina la composición

molecular de los componentes gaseosos y líquidos, permitiendo determinar las

propiedades y las tasas de flujo del gas y del líquido.

punto 3

punto 1

punto 2

30

40

50

60

70

80

30 40 50 60 70 80

L Calculado

L A

su

mid

o

FIGURA 2.1.

INTERPOLACIÓN GRÁFICA PARA DETERMINAR

EL BALANCE DE FASES

17

2.2.1.1 PESO MOLECULAR DEL GAS

El peso molecular del flujo de gas se determina mediante la aplicación de una media

aritmética ponderada del peso molecular de cada componente respecto al porcentaje

molar de cada uno de los mismos componentes gaseosos, con la siguiente fórmula:

ECUACIÓN Nº 2.5

CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL GAS

( )[ ]V

PMxVPM NN∑=

Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros Elaborado por: Llerena Wilson

TABLA 2.2

CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL GAS

1 2 3 4

VN

Componente PMN Moles VN x PMN

CO 44,01 0,15 6,52 N2 28,01 0,07 2,05

Metano 16,04 49,64 796,24 Etano 30,07 2,09 62,90

Propano 44,10 0,59 26,10 i-Butano 58,12 0,13 7,40 n-Butano 58,12 0,17 9,87 i-Pentano 72,15 0,04 3,05 n-Pentano 72,15 0,03 2,21

Hexano 86,18 0,04 3,74 Heptano + 253,00* 0,06 14,44

53,01 934,52 * de un análisis PVT del flujo de alimentación


18

El peso molecular del gas del ejemplo de la tabla 2.1 se calcula con los datos de la tabla

2.2. En la columna 2 se encuentran valores del peso molecular obtenidos de fuentes

estándar tales como una tabla periódica de elementos. La columna 3 indica el número

de moles de cada componente por cada 100 moles de flujo de alimentación (gas más

líquido) obtenida en la tabla 2.1 columna 7. Por último la columna 4 es resultado del

producto de las columnas 2 y 3; Así calculamos:

63.1702.53

52.934PM

La gravedad específica de un gas a condiciones estándar es la relación de la densidad de

dicho gas con respecto a la densidad del aire. Las condiciones estándar son 14. 7 psia y

60 °F. Entonces se puede determinar mediante la siguiente fórmula:

ECUACIÓN Nº 2.6

DETERMINACIÓN DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL GAS

29

PMg



Donde:

g = gravedad específica del gas

PM= peso molecular del gas

Entonces:

61.029

63.17g

19

2.2.1.2 TASA DE FLUJO DE GAS

El numero de moles/ día del flujo de gas puede determinarse si conocemos la tasa de

flujo del fluido de entrada en moles/día aplicando la ecuación:

ECUACIÓN Nº 2.7

CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MOLES/DÍA)



Donde: V= tasa de flujo de gas en moles/día

F= tasa de flujo total en moles /día

L= tasa de flujo del líquido en moles /día

Asumimos en este caso que la tasa de flujo total F=10.000moles / día. Además se

conoce que un mol de gas equivale a 380 pies cúbicos a condiciones estándar, por lo

cual una vez que se conozca la tasa de flujo de gas en moles /día, se puede determinar la

tasa de flujo del gas en pies cúbicos estándar por día (PCS/día) mediante el siguiente

cálculo:

ECUACIÓN Nº 2.8

CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL GAS (MMPCS/DÍA)



LV

FV

/

11

1000000

380VQg

20

Donde: Qg = tasa de flujo de gas medido en millones de pies cúbicos/día MMPCS/día

La relación V/L se obtiene de los datos V= 53.02 de la columna 3 de la tabla 2.2 y L=

46.98 de la columna 6 de la tabla 2.1 y así finalmente calculamos:

díamolesV /5302

98.4602.53

11

10000=

+=

díaMMPCSQg /01.21000000

)5302(380==

2.2.1.3 PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO

El peso molecular del flujo del líquido se calcula de igual manera que el peso molecular

para el flujo de gas, utilizando la media aritmética ponderada del peso molecular en este

caso de cada componente líquido, respecto del porcentaje de cada uno de lo

componentes líquidos. Así:

ECUACIÓN Nº 2.9

CÁLCULO DEL PESO MOLECULAR DEL LÍQUIDO

( )[ ]L

PMxLPM NN∑=


Este parámetro se calcula usando la tabla 2.3 que contiene información de la tabla 2.2

en la columna 2 y la columna 3 que equivale a la composición del flujo de líquido por

cada 100 moles de flujo de alimentación es igual al columna 6 de la tabla 2.1. La

columna 4 es el producto de la columna 2 y 3 e indica el peso de cada componente en la

21

fase líquida. La columna 5 indica la gravedad específica a condiciones estándar de cada

componente en la fase líquida excepto aquellos valores que están marcados con uno y

dos asteriscos. La columna 6 es obtenido del cociente de la columna 4 para la columna

5.

TABLA 2.3

CARACTERIZACIÓN DEL FLUJO DEL LÍQUIDO

1 2 3 4 5 6

LN LN x (PM)N

Componente PMN Moles LN x

(PM)N (ץi)N (ץi)N

CO2 44,01 0,07 3,16 0,83** 3,81

N2 28,01 0,02 0,47 0,81** 0,58

Metano 16,04 13,71 219,90 0,30** 732,99

Etano 30,07 2,12 63,69 0,36** 176,93

Propano 44,10 1,50 66,07 0,51** 129,55

i-Butano 58,12 0,55 32,12 0,56** 57,36

n-Butano 58,12 0,91 52,90 0,58** 91,21

i-Pentano 72,15 0,43 30,86 0,62 49,78

n-Pentano 72,15 0,35 25,20 0,63 40,01

Hexano 86,18 1,32 113,47 0,66 171,92

Heptano + 253,00* 26,01 6581,27 0,86* 7652,64

46,98 7189,11 9106,78

*de un análisis PVT del flujo de alimentación

** Seudo valor a la presión de saturación Fuente: Sistemas de Producción en Campos Petroleros


Entonces según los datos de la tabla tenemos:

03.15398.46

12.7189PM

2.2.1.4 GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO

Otro cálculo importante a realizar es precisamente el de la gravedad específica del

líquido tal como se realizó anteriormente para el gas. Recordando que el peso de cada

22

componente es el número de moles de ese componente multiplicado por el peso

molecular cuyo valor hemos obtenido en la aplicación de la ecuación 2.9 {libras=PM

(libras/mol) x moles}, con este dato se calcula valores tabulados en la tabla 2.3 y

entonces aplicamos la siguiente ecuación:

ECUACIÓN Nº 2.10

CÁLCULO DE LA GRAVEDAD ESPECÍFICA DEL LÍQUIDO

( )[ ]( )( )∑

∑

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

Ni

NN

NNi

PMxL

PMxL

γ

γ

79.077.910612.7189

==iγ


Este valor obtenido puede ser traducido a gravedad específica API mediante la

ecuación:

ECUACIÓN Nº 2.11

CÁLCULO DE LA GRAVEDAD API

74.475.13179.0

5.141

5.1315.141

=−=°

−=°

API

APIiγ


2.2.1.5 TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO

Si conocemos la tasa de flujo del fluido de entrada en moles/día, podemos determinar la

tasa de flujo del líquido en las mismas unidades, para lo cual asumimos una tasa de

flujo inicial de F= 10000 moles/día y así tenemos:

23

ECUACIÓN Nº 2.12

CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO (MOLES/DÍA)

( )

díamolesL

LVFL

/4698

98.4602.531

10000

/1

=+

=

+=


Es valor obtenido puede ser transformado a barriles por día de la siguiente forma:

ECUACIÓN Nº 2.13

CÁLCULO DE LA TASA DE FLUJO DEL LÍQUIDO (BLS/DÍA)


2.3 SEPARADORES DE FLUIDOS EN UN CENTRO DE FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN

2.3.1 INTRODUCCIÓN

El separador es un recipiente en el cual una mezcla de fluidos que no son solubles entre

sí, se separan el uno del otro. En las estaciones de recolección y tratamiento del petróleo

se utilizan estos equipos para separar el gas natural asociado al petróleo crudo y el agua

de formación, los sedimentos y demás materiales que el crudo arrastra consigo en el

flujo proveniente de los yacimientos.

( )( )

díablxxQ

ixPMLxQ

l

l

/260079.0350

03.1534698

350

==

=γ

24

En los separadores, es en donde se produce el mayor porcentaje de separación: el gas

luego de ser caracterizado es conducido a utilidades (como combustible para

producción de energía) y si es de baja calidad hacia los mecheros o teas, el petróleo con

pequeñas cantidades de agua de formación y agua emulsionada es enviado a otros

equipos de deshidratación más severa que pueden ser, tanques de lavado (wash tank) o

deshidratadores electrostáticos; en estos equipos se produce una separación adicional

de hidrocarburos gaseosos y agua de formación y emulsionada para que el crudo

cumpla con la especificación de tener un BSW menor al 1% en volumen, en esta

condición el crudo es enviado a tanque de estabilización (surge tank) o a tanques de

almacenamiento para su envió al oleoducto. De los (surge tank) se puede tomar el crudo

deshidratado para recuperación secundaria como fluido motriz de bombas tipo jet.

Adicionalmente para asegurar la mayor eficiencia en la separación del agua y proteger

la integridad del sistema se inyecta química demulsificante, en el subsuelo y en puntos

determinados entre los múltiples o manifold y los separadores. Aun así la separación

nunca será del 100% por lo cual pequeñas gotas de petróleo serán arrastradas en la

corriente de agua y viceversa.

Los separadores son clasificados en: bifásicos si separan gas de la corriente total de

líquidos y trifásicos si también separan la corriente líquida en sus componentes de

petróleo crudo y agua.

2.3.2 SEPARACIÓN DE LOS FLUIDOS

2.3.2.1 PRESIÓN DE SEPARACIÓN INICIAL

Como consecuencia de la naturaleza multicomponente del fluido producido, y en el

libro “Sistemas de Producción en Campos Petroleros” del Autor Ing. Vinicio Melo:

25

“mientras más alta sea la presión inicial de separación también mayor será el volumen

de líquido obtenido en el separador”…2 este líquido contiene componentes livianos que

se vaporizan a condiciones del tanque de almacenamiento que se ubica después de los

equipos separadores.

Por otro lado si la presión de separación inicial es demasiado alta, una gran cantidad de

componentes livianos permanecerán en la fase líquida dentro del separador y se

perderán al evaporarse a condiciones del tanque de almacenamiento. Por el contrario si

la presión es demasiado baja no muchos de los componentes livianos se podrán

estabilizar dentro de la fase líquida en el separador y se convertirán en gas.

Este fenómeno puede ser explicado y es necesario que se lo comprenda

cualitativamente. La tendencia de cualquier componente del fluido que se encuentra en

el proceso dentro del separador para liberarse y pasar a la fase gaseosa, depende de su

presión parcial; la misma que en el libro “Sistemas de Producción en Campos

Petroleros” del Autor Ing. Vinicio Melo: “se define como el producto de la relación

obtenida al dividir el numero de moléculas de ese componente en el espacio de vapor y

el número total de moléculas de todos los componentes en el espacio de vapor,

multiplicado por la presión dentro del recipiente...3

Esto se muestra en la figura 2.2 según la presión del separador se incrementa la tasa de

flujo de líquido que sale del separador también lo hace.

2 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 1, “Presión de separación”, 2007 pp 54.

3 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 1, “Presión de separación”,

2007 pp 54.

26

FIGURA 2.2

EFECTO DE LA PRESIÓN DEL SEPARADOR EN LA RECUPERACIÓN DE

LÍQUIDO EN EL TANQUE DE ALMACENAMIENTO



Una vez en el tanque de almacenamiento, la presencia de estos grandes números de

moléculas crea una baja presión parcial para los hidrocarburos como el butano, pentano

y el heptano, los que tienden a liberarse del líquido a condiciones del tanque de

almacenamiento, debido a que son muy sensibles a cualquier cambio en la presión

parcial. Por lo cual si se mantienen las moléculas más ligeras en el fluido de entrada al

tanque se logra que una cantidad pequeña de estos se conviertan a la fase líquida, pero

así también se pierden muchas más moléculas de los hidrocarburos de rango intermedio

(butano, pentano, heptano) a la fase vapor. Esto ocurre cuando al alcanzar el punto

óptimo en la presión de separación, existe algún incremento en la misma, ocasionando

que disminuya el volumen de líquido en el tanque de almacenamiento.

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

Presión del Separador

Tas

a d

e L

íqu

ido

(Q

l)

27

2.3.2.2 SEPARACIÓN POR ETAPAS

Un proceso simple de separación de una sola etapa es el considerado en la figura 2.2

donde los fluidos son separados en un separador inicial y luego los líquidos que salen

del equipo son dirigidos al tanque de almacenamiento aquí nuevamente se libera gas por

efecto de la disminución de la presión y el agua se separa del petróleo debido a la

gravedad y a la diferencia de densidades. El tanque de almacenamiento generalmente no

es considerado como una etapa de separación aunque realmente si lo representa.

En un proceso de separación multi-etapa, el fluido es separado a una presión inicial en

el primer separador; para luego ser separadas a presiones sucesivamente más bajas antes

de ingresar al tanque de almacenamiento, esto se muestra en la figura 2.3.

28

FIGURA 2.3

SEPARACIÓN POR ETAPAS



2.3.2.3. PRESIONES DE OPERACIÓN DEL SEPARADOR

El enfoque de del tema tratado hasta ahora, se basa en la explicación de una situación en

donde todos los pozos que llegan hacia la estación de producción, producen

aproximadamente con la misma presión de cabeza fluyente y la separación por etapas

permite maximizar la producción del líquido y minimizar los requerimientos de

potencia del compresor. Pero realmente la separación por etapas tiene en general

diferentes presiones de cabeza en la mayoría de los pozos que convergen a una

determinada estación de producción, estas diferencias de presión pueden ser causa de

Separador de

alta Presión

De los

pozos

Calibrado a 500

psig

Calibrado a

1200 psig

Salida de gas

Calibrado

a 50 psig

Calibrado a

2 onzas

PC

Separador

de baja

presión

Separador de

Presión Intermedia

Salida de gas

PC

Tanque de

almacenamiento

Salida de

gas

PC

29

que estén produciendo de diferentes yacimientos, o del mismo yacimiento pero con

diferentes cortes de agua. Al usar un manifold y diferentes presiones de operación del

separador, se obtiene beneficio en la etapa de separación de líquidos a alta presión y

también se ayuda a conservar la energía del yacimiento.

Existen amplios criterios para poder escoger una presión de operación para los

separadores de una estación. En casos en donde las facilidades de producción sean

grandes se deben estudiar algunas opciones para hacer una elección óptima. Por el

contrario en aquellas facilidades donde no se procesen más de 50000 bls/día, hay

restricciones prácticas para limitar las opciones y hacer una elección.

En el caso de la etapa de presión más baja, la mínima presión podría estar entre los 25 a

50 psig. Este valor es necesario para permitir descargar los líquidos (agua y petróleo), a

los tanques y tratadores respectivamente.

Mientras más alta sea la presión de operación menor será la capacidad que necesita el

compresor para comprimir el gas que se libera en el proceso y que será utilizado para

otros propósitos. Pero si la presión es demasiado alta puede causar una contrapresión en

los pozos, restringiendo su flujo y adicionalmente que más componentes livianos se

liberen en forma de gas en el tanque de almacenamiento. Normalmente una presión de

operación entre 50 y 100 psig es la óptima.

Entonces decimos que la presión máxima de separación no será más alta que la presión

a la que se encuentre el gas para sus posteriores usos, excepto en casos donde se esta

30

aplicando el método de levantamiento gas lift en el cual el gas tendrá una presión

mucho mayor que la de la salida del gas en el separador.

2.4 TIPOS DE SEPARADORES

2.4.1 SEPARADORES BIFÁSICOS: PETRÓLEO Y GAS

Aunque existen muchas variedades de separadores de dos fases, la mayoría de las

unidades utilizadas en campos petrolíferos son diseños convencionales, construidos en

configuraciones horizontales o verticales.

Los separadores horizontales son más eficientes en tamaño que los tipos verticales, pero

tienen una capacidad limitada de oleada y algunas veces no entran fácilmente en las

plataformas petrolíferas.

Los separadores verticales frecuentemente son especificados para aplicaciones con

GOR altos o bajos. Ambas configuraciones emplean controladores similares,

incluyendo desviadores de ingreso, extractores de neblina, e interruptores de vórtice.

Los autores proveen formulas para la velocidad de caída de líquidos, el diámetro de

caída, y el tiempo de retención de líquidos, así como también procedimientos paso-a-

paso para la selección de unidades horizontales y verticales. Las tablas simplifican los

cálculos y la selección de tamaños de recipientes.

Los fluidos producidos en el cabezal del pozo son mezclas complejas de compuestos de

hidrógeno y carbono con densidades y presiones de vapor diferentes, y otras

características. La corriente del pozo experimenta reducciones continuas de presión y

31

temperatura cuando sale del yacimiento. Gases se forman de los líquidos, el vapor del

agua se condensa, y parte de la corriente del pozo se cambia de líquido a burbujas,

neblina y gas libre.

El gas lleva burbujas líquidas y el líquido lleva burbujas de gas. La separación física de

estas fases en una de las operaciones básicas de la producción, el procesamiento, y el

tratamiento de petróleo y gas.

2.4.1.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE SEPARACIÓN.

2.4.1.1.1. Separadores Horizontales

En este tipo de separadores (figura 2.4) el fluido ingresa al equipo y se contacta con un

desviador de flujo de entrada, causando un cambio abrupto y repentino en el impulso e

iniciando la separación total del líquido y del gas. La gravedad provoca que las gotas

de líquido que arrastra la corriente de gas se precipiten hacia el fondo del recipiente

donde son recolectadas. Esta sección de recolección del líquido provee el tiempo de

retención necesario para permitir que el gas que fue arrastrado se libere efectivamente

del líquido y se pueda dirigir hacia la zona de vapor; de la misma manera proporciona

un volumen de estabilización en caso de que sea necesario, para manejar el flujo

intermitente del líquido. En este punto el líquido sale del recipiente a través de una

válvula de descarga que es manejada y regulada por un controlador de nivel, el cual

siente cambios en el nivel del líquido y opera la válvula según estas variaciones.

El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego horizontalmente a través de la

sección de separación gravitacional sobre el líquido. Es aquí donde pequeñas gotas de

32

líquido que no pudieron ser separadas por el invertidor de flujo se separan del gas por

efecto de la gravedad y caen hacia la interfase gas-líquido. Algunas gotas son de

diámetros tan pequeños que no son fáciles de separar por el efecto de gravedad, por lo

tanto antes de que el gas salga del recipiente pasa a través de un extractor de neblina

donde coalescen las gotas más pequeñas. Esta sección de coalescencia emplea

elementos como paletas, malla de alambre o placas para lograr su cometido.

La presión en el separador es mantenida en el valor deseado por un controlador que abre

o cierra la válvula de control de presión en la salida de gas. Normalmente los

separadores horizontales operan llenados solo a la mitad del nivel de líquidos, para

maximizar la zona de interfase gas – líquido.

FIGURA 2.4

ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL BIFÁSICO

Fuente: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company


Salida del

Líquido

Salida de

gas

Válvula de control

de presión

Extractor de

Neblina

Entrada

Desviador de

flujo de

entrada

Interfase gas- líquido

Sección de recolección de líquido

Sección de separación

gravitacional

Válvula de control

de Nivel

33

2.4.1.1.2 Separadores Verticales

La configuración de estos separadores se presenta en la figura 2.5. El flujo de entrada

ingresa al equipo por un costado, tal como ocurre en el separador horizontal, el

invertidor o desviador de flujo es el responsable de provocar la separación total inicial.

El líquido migra hacia la zona de recolección y hasta el fondo del recipiente hacia la

salida de líquidos. Cuando el líquido llega al equilibrio las burbujas de gas empiezan a

fluir en sentido contrario al flujo del líquido y eventualmente se desplazan al espacio de

vapor. El regulador de nivel y la válvula de descarga del líquido función de la misma

manera que en el separador horizontal.

El flujo de gas pasa sobre el desviador de entrada y luego asciende paulatinamente hacia

la salida de gas. En la sección de separación gravitacional las gotas de líquido

descienden en dirección opuesta del flujo de gas. El gas pasa por el extractor de neblina

antes de abandonar el separador. La presión y el nivel se mantienen controlados de igual

manera que el separador horizontal.

2.4.1.1.3 Separadores Esféricos

Un separador de este tipo se muestra en la figura 2.6. En este equipo también están

presentes las cuatro secciones que en los equipos la explicados. Los separadores

esféricos son un caso especial de separadores verticales con La diferencia de que no

tienen un cuerpo cilíndrico entre los 2 extremos, lo cual hace que tengan una capacidad

limitada y que no sean aplicados en facilidades petroleras

34

FIGURA 2.5

ESQUEMA DE UN SEPARADOR VERTICAL



Interfase Gas - Líquido

Sección de Separación

gravitacional

Salida del

Líquido

Válvula de control

de Nivel

Desviador de

flujo de

entrada

Entrada

Extractor de

Neblina Salida de

gas

Sección de

recolección de

líquido

Válvula de control

de presión

35

FIGURA 2.6

SEPARADOR ESFÉRICO TÍPICO



2.4.1.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR

2.4.1.2.1 Desviadores de Flujo de Entrada

Existe una variedad grande de desviadores o invertidores de flujo de entrada, dos de los

tipos más comunes y básicos están representados en la figura 2.7. El primero es un

desviador tipo deflector, que puede ser un plato plano, esférico, un cono a algo que

permita obstruir el flujo y cambiar abruptamente la dirección y la velocidad del flujo,

para iniciar la separación gas-líquido. El diseño de estos deflectores depende de los

requerimientos de los soportes para resistir la carga de impulso-impacto. Ciertos

dispositivos tales como semi esferas o conos tienen ventaja sobre los otros diseños de

Salida de

gas

Válvula de control

de presión

Salida del

Líquido

Válvula de control

de Nivel

Sección de

recolección de

líquido

Interfase Gas - Líquido

Entrada

Extractor de

Neblina

Desviador de

flujo de

entrada

36

plato, ya que crean menos perturbación y con ello se reducen los inconvenientes de

crear emulsiones y de arrastrar el gas nuevamente.

El segundo elemento de inversión de flujo es el de entrada tipo ciclón, el cual utiliza la

fuerza centrifuga para separar el petróleo y el gas. Esta entrada puede tener una

chimenea ciclónica, o utilizar una corriente tangencial de fluido alrededor de las

paredes. Estos dispositivos son patentados y usan una boquilla de un tamaño tal que

crea una velocidad del fluido aproximada de 20 pies por segundo, alrededor de una

chimenea cuyo diámetro es 2/3 del diámetro que tiene el recipiente.

FIGURA 2.7

DESVIADORES DE FLUJO DE ENTRADA


Elaborado por: Melo Vinicio

2.4.1.2.2 Rompe Olas

Son deflectores verticales que cubren la interfase gas – líquido y están ubicados

perpendicularmente al flujo y son especialmente necesarios en separadores horizontales

largos.

37

2.4.1.2.3 Placas Antiespuma

La formación de espuma es un fenómeno que ocurre dentro de los separadores cuando

las burbujas de gas se liberan del líquido, esta espuma puede estabilizarse mediante la

adición de químicos antiespumantes en la entrada del separador. Por lo general una

solución efectiva es forzar a la espuma a pasara a través de una serie de placas paralelas

inclinadas o tubos, tal como se muestra en la figura 2.8, y de esta manera ayudar a que

las burbujas de la espuma se condensen.

FIGURA 2.8

PLACAS ANTIESPUMA


Elaborado por: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company

2.4.1.2.4 Interruptor de Vortices

Este elemento mostrado en la figura 2.9 es utilizado para impedir que se formen

vórtices, cuando la válvula de control del líquido se abra para expulsarlo, debido a que

si esto ocurre pudiera arrastrar al gas que se encuentra en la zona de vapor nuevamente

a la corriente de líquido. El interruptor de vortices debe ser hecho de 3/8” como

mínimo.

38

FIGURA 2.9

INTERRUPTOR DE VORTICES

Fuente: Wood Group Elaborado por: Llerena Wilson

2.4.1.2.5 Extractor de Neblina

Existen muchos tipos de dispositivos extractores de neblina, dos de los diseños más

típicos se muestran en la figura 2.10. Uno de ellos son las mallas de alambre que están

hechas de planchas de alambre de acero inoxidable muy finamente tejido, y enrolladas

de manera muy ajustada dentro de un empaquetamiento cilíndrico. Las gotas líquidas

que lleguen al extractor chocan contra las mallas de alambre y se precipitan; la

efectividad de este elemento dependerá de que la velocidad del gas esté dentro del rango

apropiado, ya que si la velocidad es muy alta, las gotas de líquido que coalescan en las

mallas de alambre serán nuevamente arrastradas por la corriente de gas. Por el contrario

si las velocidades son muy bajas, el gas pasará por las mallas y se dispersara sin

permitir que las gotas de líquido puedan fundirse en el equipo.

39

La construcción muchas veces especifica un cierto grosor (generalmente 3 a 7 pulgadas)

y densidad de malla (Generalmente 10 a 12 libras por pie cúbico).

Según Arnold y Stewart en su publicación: Diseñando sistemas de producción de

petróleo y gas. Como escoger el tamaño y seleccionar separadores de dos fases. “la

experiencia indica que un extractor de la malla de alambre de un tamaño apropiado

puede remover el 99% de las gotas de 10 micras o mayores. Aunque los extractores de

malla de alambre no son caros, se tapan más fácilmente que otros”… 4

Otro de los dispositivos principales es el extractor de placas o aletas, los cuales fuerzan

al flujo de gas a experimentar cambios de dirección constantemente mientras pasan por

entre las placas, lo cual provoca que las gotas de líquido coalescan al chocar contra la

superficie de las placas y desciendan hacia la sección de recolección de líquidos del

separador. Los fabricantes estipulan el dimensionamiento para este dispositivo de

manera de obtener un flujo laminar y una cierta mínima caída de presión.

Adicionalmente existen los extractores de neblina centrífugos que usan la fuerza

centrifuga para separar de la corriente de gas, las pequeñas gotas de líquido siendo

incluso mas eficientes que las mallas de alambre. Pero no son mayormente utilizados en

la producción debido a que son muy susceptibles a los cambios en el flujo y necesitan

grandes caídas de presión para crear la fuerza centrifuga.

4 ARNOLD, KENT Y STEWART, MAURICE, Diseñando sistemas de producción de petróleo y gas: como escoger

el tamaño y seleccionar separadores de dos fases, PDF, 2007 pp 8.

40

FIGURA 2.10

EXTRACTORES DE NEBLINA TÍPICOS EN EL EQUIPO

Fuente: ACEROS INDUSTRIALES DEL ECUADOR S.A.


2.4.1.3 TEORÍA SOBRE SEPARACIÓN DE FLUIDOS DEL PETRÓLEO

2.4.1.3.1 Velocidad De Asentamiento

Las gotas de líquido se asentaran en la sección de separación gravitacional a una

velocidad determinada, al igualar la fuerza de gravedad que influencia la gota de líquido

con la fuerza de arrastre que genera el moviendo relativo de la fase continua de gas.

La fuerza de arrastre se puede determinar mediante la ecuación:

41

ECUACIÓN Nº 2.14

CÁLCULO DE LA FUERZA DE ARRASTRE; LEY DE STOKES

c

tDD

g

VACF

2

2



Donde: FD= fuerza de arrastre, lb.

CD = coeficiente de arrastre

A= área de la sección transversal de la gota, pie2

ρ= densidad de la fase continua lb. /pie3

V t = velocidad Terminal de asentamiento de la gota pie/s

g c= constante gravitacional 32.174 lbm-pie/lb. s2

Si el flujo alrededor de la gota fue laminar entonces se aplica la Ley de Stokes donde:

ECUACIÓN Nº 2.15

CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE

Re

24DC

Re= Número de Reynolds.



Por lo tanto se puede decir que la velocidad de asentamiento de la gota, cuando existe

flujo laminar del gas viene dada por:

42

ECUACIÓN Nº 2.16

CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTAS

( )µ

γ 261078.1 mt

dxV ∆=

−


Donde:

.diferencia de gravedades especificas, relativa al agua entre la gota y el gas ═ץ ∆

dm= diámetro de la gota en micras

µ = viscosidad del gas, Cp.

Es conocido que para el caso de las Estaciones de producción la ley de Store no es

aplicable por lo cual la siguiente ecuación más completa es usada.

ECUACIÓN Nº 2.17

CÁLCULO DEL COEFICIENTE DE ARRASTRE SIN RÉGIMEN LAMINAR

34.0Re

3Re24

2/1 ++=DC


Igualando la fuerza de arrastre y de flotación la velocidad de asentamiento se determina

por:

43

ECUACIÓN Nº 2.18

CÁLCULO DE LA VELOCIDAD DE ASENTAMIENTO DE LAS GOTAS SIN

RÉGIMEN LAMINAR

2/1

.

..0119.0

D

m

tC

dx

g

glV



Donde: ρl= densidad del líquido, lb. /pie3

ρg= densidad del gas a la temperatura y presión del separador, lb./pie3

Las ecuaciones 2.17 y 2.18 se pueden resolver de manera iterativa de la siguiente

manera.

1. CD es =0.34 y asumimos entonces

2/1

.

..0204.0

D

mt

C

dx

g

glV

2. Calcular el número de Reynolds mediante

Vdg m..0049.0Re

3. Con el numero Re calculado se busca el valor de CD usando la ecuación 2.18

4. con el nuevo valor de CD volver a calcular Vt usando la ecuación 2.19

5. comparar el valor obtenido de Vt con el valor anteriormente asumido, de manera

que si son aproximados será el valor correcto, caso contrario el nuevo valor de Vt debe

ser usado en el paso número 2 para repetir el proceso.

44

2.4.1.3.2 Tamaño de la Gota

La finalidad de la sección de separación de gas en el separador es llevar al gas a

condiciones tales que se pueda obtener la mejor extracción de gotas de líquido en el

extractor de neblina. Se conoce por experiencia de campo que si en la sección de gas se

logra liberar gotas de 100 micras, el extractor de neblina no se inundara y podrá

remover gotas de entre 10 y 100 micras de diámetro. Las ecuaciones para diseñar la

capacidad del gas en esta sección del separador, están basadas en la remoción de gotas

de líquido de hasta 100 micras, en algunos casos puede no ser satisfactorio pero las

técnicas pueden ser fácilmente modificables para cualquier tamaño de gota.

Para separadores usados en campos petroleros usualmente se requiere de la sección de

separación de gas. Pero existen casos especiales donde el separador es diseñado para

remover pequeñas cantidades de líquido, que podría condensarse si en el flujo de gas

existen variaciones de presión y temperatura después de pasar por el separador y el

extractor de neblina. A estos separadores comúnmente se los conoce como scrubbers o

depuradores y pueden ser diseñados para remover gotas de líquido de hasta 500 micras

de diámetro sin inundar sus extractores de neblina. Generalmente se usan en locaciones

donde el gas separado va a ser usado como combustible, en succiones para el

compresor, etc.

Los scrubbers para el venteo o quema de gas son diseñados para evitar que grandes

cantidades de líquido sean liberados a la atmósfera a través de los sistemas de venteo o

alivio. Este tipo de scrubbers son diseñados para remover gotas de líquido entre 400 y

500 micrones de diámetro dentro de la sección de separación gravitacional. No se

45

instala un extractor de neblina en los equipos debido a que pudieran causar un

taponamiento y problemas de seguridad.

2.4.1.3.3 Tiempo de Residencia o Retención

Una vez que el fluido ingresa al separador, este debe ser retenido por un tiempo para

permitir que el gas y el líquido alcancen el equilibrio a condiciones de presión de

operación. El tiempo de residencia puede ser definido como el tiempo promedio que

una molécula de líquido es retenida en el separador bajo el régimen de flujo de tapón.

Por lo tanto el tiempo de residencia es la relación que se deriva del volumen de

almacenamiento de líquido y la tasa de flujo del líquido. Generalmente un tiempo de

residencia entre 30 segundos y 3 minutos es suficiente. Para petróleo con tendencia a

formar espuma es necesario un tiempo hasta cuatro veces mayor es decir un rango entre

2 y 12 minutos.

2.4.1.4 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES

Para poder dimensionar un separador horizontal es preciso seleccionar una longitud del

recipiente de costura a costura y un diámetro. La elección debe ser tal que satisfaga los

requerimientos de la capacidad de gas, que permite que las gotas de líquido se

precipiten del gas y caigan hacia el espacio de volumen de líquidos esto mientras el

flujo de gas pasa atraviesa la longitud efectiva del recipiente. Además la elección debe

proveer el tiempo de residencia o retención necesario para que el líquido y el gas

lleguen al equilibrio.

Para un separador lleno hasta el 50% de líquido y una separación de gotas de 100

micras de diámetro se pueden aplicar las siguientes ecuaciones:

46

2.4.1.4.1 Capacidad del Gas

ECUACIÓN Nº 2.19

CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN SEPARADORES

HORIZONTALES BIFÁSICOS

KP

QZTdL

g

eff

..0.42



Donde: d= diámetro interno del separador, pulgadas

Leff = longitud efectiva del separador (donde ocurre la separación), pies

Puede ser calculado aproximadamente 0.75 veces el largo de costura a costura

T= temperatura de operación °R

Qg = tasa de flujo de gas, MMPCN/día

P = presión de operación, psia.

Z= factor de desviación del gas

K es una constante que depende de las propiedades del líquido y del gas, además del

tamaño de la gota a ser separada de la corriente del gas. K se define como:

ECUACIÓN Nº 2.20

CÁLCULO DE LA CONSTANTE “K” PARA CAPACIDAD DEL GAS

2/1

..

.D

gl

gCK



47

Donde: CD = coeficiente de fricción

ρl= densidad del líquido, lb. /pie3

ρg= densidad del gas, lb. /pie3

La constante K puede obtenerse de la figura 2.11, para una separación de gotas de un

diámetro de hasta 100 micras.

FIGURA 2.11

DETERMINACIÓN DE LA CONSTANTE K


Elaborado por: Vinicio Melo

48

ECUACIÓN Nº 2.21

CÁLCULO DE “K” PARA INTERPOLACIÓN GRÁFICA

T

Pg



2.4.1.4.2 Capacidad del Líquido

Se puede calcular mediante la siguiente ecuación:

ECUACIÓN Nº 2.22

CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL LÍQUIDO

7.0

2 lreff

QtLd



Donde: tr= tiempo de residencia deseado en minutos

Ql= tasa de líquido bls/día.

2.4.1.4.3 Longitud de Costura a Costura y Relación de Esbeltez

La longitud de costura a costura puede ser determinada geométricamente, una vez que

se calcule la longitud efectiva. Debe considerarse un espacio para el desviador de flujo

de entrada y para el extractor de neblina. Para este propósito la siguiente aproximación

puede ser muy útil.

49

ECUACIÓN Nº 2.23

CÁLCULO DE LA LONGITUD DE COSTURA A COSTURA Y RELACIÓN DE

ESBELTEZ PARA LÍQUIDO Y PARA GAS

effss

effss

LL

dLL

3

4

12



Las Ecuaciones 2.20 y 2.23 permiten varias opciones de diámetro y longitud. Puede

demostrarse que un menor diámetro de separador significa menos peso, lo cual en

términos de costos es un menor gasto. Cabe recalcar que a partir de un punto, cualquier

reducción del diámetro aumentaría las posibilidades de crear turbulencia en la corriente

de gas, lo que generaría oleadas que arrastrarían líquidos nuevamente en la interfase

gas-líquido. Esta situación es difícil de predecir, aunque se ha demostrado que si

gobierna la capacidad del gas y la relación de esbeltez (longitud dividida para el

diámetro), es mayor que 4 o 5, el re-arrastre podría a llegar a ser un problema. La

ecuación 2.24. Indica que los valores deben ser iguales a mayores a 1. Aunque la

mayoría de los separadores se diseñan con una relación de esbeltez de 3 a 4.

Para capacidad del gas

Parar capacidad del

líquido.

50

2.4.1.5 PROCEDIMIENTO PARA DISEÑAR SEPARADORES

HORIZONTALES

Los pasos a seguir se enumeran a continuación:

1. Calcular los valores de diámetro y longitud efectiva, que satisfagan la restricción de

la capacidad del gas, mediante la ecuación 2.19

2. Calcular los valores de d y Leff que proporcionen la capacidad del líquido y el

tiempo de residencia necesario, usando la ecuación 2.22.

3. Obtener el valor de la longitud de costura a costura usando las ecuaciones 2.23

4. Seleccionar el diámetro y tamaño adecuados. Generalmente las relaciones de

esbeltez están entre un valor de 3 a 4. (12 Lss/d) no se debe exceder el valor de 5, por

los efectos antes mencionados.

2.4.2 SEPARADORES TRIFÁSICOS: PETRÓLEO, GAS Y AGUA

Los conceptos para el diseño de separadores que se han tratado en el caso de los

separadores bifásicos, también se pueden aplicar a este tipo de separadores de tres fases,

a la depuración y a la limpieza de gas. Comúnmente estos tres procesos son usados en el

campo y particularmente se explicará la separación trifásica.

Cuando el petróleo y el agua se unen con alguna intensidad y luego esta unión se la deja

en reposo, al fondo del recipiente aparecerá una capa de agua libre relativamente limpia,

la misma que ira variando en su altura de acuerdo con el tiempo, después de que

transcurra este periodo de tiempo de reposo que varía entre tres y veinte minutos, los

51

cambios en la altura del agua serán despreciables y la capa de agua se estabilizará.

Figura 2.12.

La fracción de agua que se obtiene de la separación gravitacional se denomina agua

libre. Normalmente es conveniente separar el agua libre primero antes de empezar con

el tratamiento de las demás fases.

FIGURA 2.12

VARIACIÓN DE LA ALTURA DE LA CAPA DE AGUA CON EL TIEMPO EN

LA SEPARACIÓN GRAVITACIONAL



Los separadores trifásicos, conocidos comúnmente como free water knockouts o

separadores de agua libre, son usados para remover y separar cualquier fase de agua

libre que pueda estar presente. En estos equipos se separa aproximadamente el 80% del

agua que llega desde los diferentes Wellpad o múltiples.

52

Adicionalmente estos separadores tienen un sistema de sand jet que nos permite realizar

limpiezas internas para eliminar la acumulación de arenas y sólidos en el fondo del

recipiente.

Debido a que el flujo ingresa al equipo directamente desde un pozo productor o de un

separador que opera a una presión más elevada, el separador trifásico debe ser diseñado

con el propósito de separar el agua y el petróleo así como también el gas que se libera

del líquido.

Los criterios para el diseño de un separador de tres fases, son idénticos a los que se

explicaron respecto de los separadores bifásicos en la sección 2.4.1. Y adicionalmente

se debe considerar la tasa de separación gravitacional líquido-líquido; y el hecho de que

es necesario agregar algunos medios para remover el agua libre.

2.4.2.1 DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS

2.4.2.1.1 Separadores Horizontales

Los separadores trifásicos son diseñados como recipientes presurizados, tanto en

configuración horizontal como vertical. Un separador horizontal trifásico tipo free

water knock out es mostrado en la figura 2.13.

El fluido ingresa al separador y choca contra el desviador de flujo de entrada, este

cambio brusco en la dirección y la velocidad de la corriente de fluido causa la

separación inicial del gas y líquido. Generalmente el desviador o invertidor de flujo de

entrada contiene un tubo de descenso que dirige al flujo de líquido por debajo de la zona

53

de la interfase gas-petróleo y lo ubica cerca del nivel petróleo-agua. La sección de

recolección del líquido del recipiente, proporciona el tiempo suficiente para permitir

que el petróleo y la emulsión formen una almohadilla sobre el nivel de agua libre, la

misma que se asienta al fondo del separador. En el separador horizontal típico se tiene

un vertedero y controlador de interfase; el vertedero controla el nivel del petróleo y el

regulador de interfase mantiene el nivel del agua. El petróleo se desnata por encima del

vertedero; el nivel de petróleo después de pasar por el vertedero se controla mediante el

regulador de nivel que opera la válvula de descarga de petróleo.

El agua producida fluye a través de una boquilla ubicada antes del vertedero de

petróleo. Un controlador de nivel de interfase, detecta la altura de la interfase agua-

petróleo, este envía una señal a la válvula de descarga de agua, para que esta deje salir

la cantidad correcta de agua del separador, y de esta forma se logra mantener la altura

de diseño de la interfase agua-petróleo.

La corriente de gas fluye horizontalmente y sale a través de un extractor de neblina, y

hacia una válvula de control de presión que regula y mantiene constante la presión

dentro del separador. El nivel de la interfase agua-petróleo puede variar desde la mitad

hasta un 75% del diámetro, dependiendo de la importancia relativa de la separación gas-

líquido, generalmente la configuración usada es de la mitad del diámetro y este criterio

se usa para las ecuaciones de diseño de esta sección.

54

FIGURA 2.13

ESQUEMA DE UN SEPARADOR HORIZONTAL DE TRES FASES (FWKO.)



Una configuración alterna conocida como diseño de “compartimiento y vertedero” es

mostrada en la figura 2.14. Este diseño no utiliza un controlador de nivel de interfase ya

que no es necesario. Tanto el petróleo como el agua fluyen a través del separador por

encima de los vertederos. La regulación del nivel de internase lo realiza un flotador

perforado. El petróleo desborda el vertedero de petróleo y va hacia un compartimiento

donde su nivel se regula con un controlador de nivel que opera la válvula de descarga de

petróleo según se ha establecido previamente. El agua a su vez fluye por debajo del

compartimiento de petróleo hasta llegar al vertedero de agua, desbordándolo; una vez el

agua haya pasado el vertedero, su nivel es regulado por un controlador de nivel que

acciona la válvula de descarga del agua.

55

La altura del vertedero de petróleo controla el nivel del líquido en el separador. Y la

diferencia de alturas entre el vertedero de petróleo y de agua maneja el espesor de la

capa de petróleo debido a la diferencia de gravedades específicas. Cabe señalar la

importancia de que la altura del vertedero de agua debe ser lo suficientemente menor

que la altura del vertedero de petróleo, de manera que la capa de petróleo provea el

tiempo de residencia suficiente, ya que esto es crítico en la operación del separador. Si

la altura del vertedero de agua está demasiado baja y la diferencia de las gravedades

específicas no es tan pronunciada como se tenía previsto, podría ocurrir que la capa de

petróleo desborde el compartimiento y sea arrastrado nuevamente en la corriente que

fluye debajo del compartimiento de petróleo y salga junto con el agua por la salida de

agua. Generalmente ninguno de los vertederos de agua o petróleo son fabricados con

características ajustables, de tal manera que los cambios en las gravedades específicas o

en las tasas de flujo pueden ser compensados.

56

FIGURA 2.14

DISEÑO ALTERNATIVO DE VERTEDERO Y COMPARTIMIENTO DE

PETRÓLEO



En el libro “Sistemas de Producción en Campos Petroleros” del Autor Ing. Vinicio

Melo: “Si se quiere obtener la altura deseada de la capa de petróleo, el vertedero de

agua debería instalarse a una distancia debajo del vertedero de petróleo, calculada al

igualar las presiones hidrostáticas en el punto A obtenidas a al izquierda y a la derecha

del compartimiento de petróleo…5 según la figura 2.15.

5 MELO, VINICIO, Sistemas de producción en campos petroleros, Capítulo 3, “Separadores de tres fases”, 2007 pp

117.

Agua

Pet

róle

o

Salida de

agua

Compartimiento de

petróleo Salida de

Petróleo

Válvulas de

control de Nivel

Vertedero

de agua

Salida

de gas

Petróleo y Emulsión

Agua

Desviador de

flujo

Entrada

Extractor de

neblina

Válvula de control de

presión

57

FIGURA 2.15

ESQUEMA PARA DETERMINAR LA ALTURA DE LA CAPA DE

PETRÓLEO, ho.



Entonces podemos realizar los calculas para determinar la diferencia de altura entre los

vertederos de agua y petróleo. Así tenemos lo siguiente:

h´w

hw

ho

Vertedero de

agua

A

Vertedero de petróleo

Agua

Petróleo

58

ECUACIÓN Nº 2.24

DETERMINACIÓN DE LA DIFERENCIA DE ALTURA DEL VERTEDERO DE

PETRÓLEO Y EL VERTEDERO DE AGUA.

w

oo

w

ooo

w

oo

wwo

o

w

ow

w

oowww

wwwwoo

hh

hhhh

hhhh

hhp

hhh

hhh

1

1

'

'´

'



Donde: ∆h= distancia entre el vertedero de petróleo y el vertedero de agua, pg

ho=altura deseada de la capa de petróleo, pg

ρo= densidad del petróleo lb./pie3

ρw= densidad del agua en lb./pie3

El control de la interfase tiene la ventaja de ser ajustable de manera muy sencilla,

permitiendo manejar los posibles cambios de gravedades específicas del petróleo y del

agua, así como las variaciones en las tasas de flujo. A pesar de esto es recomendable

que en instalaciones donde se manejen crudos pesados o donde se prevea tener grandes

cantidades de emulsiones o parafinas, se use un controlador de vertedero y del

compartimiento de petróleo para poder identificar la interfase que bajo las condiciones

citadas es difícil de identificar.

59

2.4.2.1.2 Separadores Verticales

Al igual que el separador horizontal, el flujo ingresa al separador por un costado, el

desviador de flujo de entrada, separa el volumen total de gas. Es necesario un tubo de

descenso para dirigir al líquido a través de la interfase de gas-petróleo y no interferir

negativamente en el proceso de desnatado del petróleo; adicionalmente se requiere de

una chimenea para igualar la presión del gas entre la sección más baja y la sección de

gas. Figura 2.16.

El final del tubo de descenso llamado distribuidor o salida se localiza en la interfase

petróleo-agua. Desde este punto, mientras el nivel de petróleo suba, cualquier vestigio

de agua libre que se encuentre entrampada en la fase del petróleo se remueve. Las gotas

de agua fluyen en dirección opuesta al flujo de petróleo y de igual manera ocurre con

las gotas de petróleo que tienden a subir en contra flujo con la corriente de agua.

Adicionalmente se usa un cono en el fondo de los separadores de tres fases, sobre todo

cuando se espera que la producción de arena sea significativa y pueda causar problemas.

Este cono puede ubicarse en un ángulo de 45° o 60° respecto del plano horizontal,

además puede ser instalado como un componente externo o interno del separador; si es

este último caso, es necesario instalar una línea compensadora de gas para asegurarse de

que la presión de gas alrededor del cono sea igual a la de la sección de gas.

60

FIGURA 2.16

SEPARADOR VERTICAL TRIFÁSICO



2.4.2.1.3 Selección de un Separador Horizontal o Vertical

Los criterios para seleccionar una u otra configuración se han explicado con

anterioridad, sin embargo cabe resaltar que para la separación de tres fases, la geometría

de flujo horizontal es más favorable para el proceso, también se puede recalcar que

pueden existir razones que no correspondan al proceso por las cuales sea mejor escoger

una configuración vertical para el separador en ciertas aplicaciones.

Chimenea

Agua

Válvula de control de

presión

Entrada

Salida de

Petróleo

Válvulas de

control de nivel

Salida de

agua

Distribuidor

Extractor de

neblina

Tubo de

descenso de

petróleo

Desviador de

flujo

Salida

de gas

61

2.4.2.2 COMPONENTES INTERNOS DEL SEPARADOR

La mayoría de componentes internos ya fueron explicados, quedando apenas para

explicar dos componentes internos adicionales como son las placas de coalescencia y

las boquillas desarenadotas. Para favorecer la coalescencia de las gotas de petróleo que

están entrampadas en la fase de agua y viceversa, se pueden utilizar algunos diseños de

placas coalescentes y tubos coalescedores.

2.4.2.2.1 Placas de Coalescencia

Las placas de coalescencia como se dijo son elementos que ayudan a que se produzca la

coalescencia de las gotas de petróleo suspendidas en el agua y de igual manera de las

gotas de agua que están entrampadas en el petróleo. Se ha comprobado mediante

pruebas, que el uso de estos elementos coalescentes puede favorecer a una disminución

del tamaño del separador, ya que pueden extender las capacidades de los separadores

trifásicos y beneficiar a aquellas aplicaciones donde hay serias limitaciones de espacio.

2.4.2.2.2 Boquillas Desarenadoras y Drenajes

Una de las preocupaciones que se tiene en los separadores horizontales de tres fases es

la acumulación de sólidos en el fondo del separador, ya que estos sedimentos pueden

perturbar el funcionamiento del equipo, debido a que ocupan un volumen dentro del

separador. Normalmente los sólidos se depositan al fondo y pueden llegar a

compactarse.

Para remover los sólidos se operan de manera controlada, unos drenajes de arena

ubicados en la base de los separadores, entonces se bombea un fluido a presión que

generalmente es el agua producida, a través de las boquillas desarenadotas para remover

62

los sólidos y expulsarlos por los drenajes. Estas boquillas son diseñadas normalmente

para una velocidad en la punta de 20 pies/segundo y dirigidas de tal manera que cubran

una buena parte del fondo del separador.

Para evitar que los sedimentos taponen a los drenajes, se ubican a la salida de los

mismos, cubetas o vasijas de recolección de arena.

63

FIGURA 2.17

ESQUEMA INTERNO DE UN SEPARADOR HORIZONTAL TRIFÁSICO FWKO



64

2.4.3 PROBLEMAS OPERATIVOS POTENCIALES

Los problemas que se describen a continuación pueden aplicarse a separadores bifásicos

y trifásicos.

2.4.3.1 PARAFINAS

El funcionamiento del separador puede verse gravemente afectado por la acumulación

de parafinas, las placas de coalescencia en la sección líquida y las mallas de alambre de

los extractores de neblina en la sección de vapor son principalmente afectados por la

acumulación de parafinas que pueden llegar a taponarlos. Por lo tanto es necesario

cuando se ha determinado que la parafina es un problema existente o potencial, utilizar

extractores de neblina del tipo de placas. Los desagües, accesos y boquillas permiten la

limpieza de los componentes internos del separador mediante el uso de solventes, vapor

u otro tipo de sustancias químicas.

2.4.3.2 CRUDOS ESPUMANTES

Una espuma es el resultado de la incorporación mecánica de gas dentro de una fase

líquida. La consecuencia es la formación de burbujas en las cuales la película de líquido

rodea un volumen de gas que tiende a ascender en una columna de espuma.

La espuma en el crudo es ocasionada principalmente por el contenido de impurezas en

el petróleo crudo, exceptuando al agua. Por lo tanto es impráctico removerlas antes de

que el crudo llegue al separador. La espuma no representaría un problema en la

operación de separación si existe un tiempo de residencia necesario y la suficiente área

de coalescencia par que la espuma se rompa.

65

Si la espuma se presenta, constituye un problema triple en el separador:

1. el control del nivel del líquido en las interfases se dificulta, ya que cualquier

elemento de control debe encargarse de tres fases líquidas en vez de dos.

2. La espuma puede llegar a ocupar mucho espacio del separador, el mismo que podría

estar destinado para la recolección de líquido o de separación gravitacional.

3. En una acumulación de espuma que sea inestable y descontrolada, llega a ser

imposible remover el gas liberado del petróleo o el petróleo desgasificado, sin que se

arrastre en las corrientes de salida algo de espuma.

Tienen mayor tendencia a espumar:

• Los crudos que tienen < 40 API.

• El fluido que tiene < 160 ºF.

• El fluido que tiene viscosidad > 53 cPoise (5000 SSU) a la temperatura de

operación.

Como dice GPA estudios y servicios petroleros en su nota técnica No 33 Espumas en

Sistemas de Hidrocarburos: Origen, Consecuencias y Soluciones “Cuando se deben

separar fluidos con espumas se requieren mayores tiempos de residencia (a veces de tres

veces) y/o diseños particulares de separador”...6

Además de la necesidad de mayor tiempo de residencia (en muchos casos no se dispone

del mismo) es muy importante para la ruptura de la espuma: la agitación, la temperatura

operativa y la necesidad de placas coalescedoras internas en el separador, como las

anteriormente mostradas en la figura 2.8.

6 G.P.A. ESTUDIOS Y SERVICIOS PETROLEROS S.R.L, Espumas en sistemas de hidrocarburos: origen,

consecuencias y soluciones, PDF Nota técnica No 33, 2004 pp 5.

66

Puede ocurrir que el mayor entrampamiento de burbujas de gas se deba a un importante

aumento en la viscosidad del fluido por un descenso en la temperatura.

Aun cuando los separadores más comunes en producción son verticales (se los prefiere

por su flexibilidad operativa), los más eficientes para el tratamiento de petróleo que

espuman son los horizontales, porque proveen mayor relación área-volumen, esto

significa mayor superficie de liberación de gas.

Como en otros procesos de separación, la agitación provee mayor velocidad de

coalescencia para las burbujas de gas, ello se logra con la incorporación de baffles

internos, más comúnmente conocidos como placas de coalescencia.

Una temperatura más alta de separación favorece la ruptura de espumas porque reduce

la tensión interfacial Gas-Líquido y la viscosidad. Así como la temperatura favorece las

colisiones entre gotas de agua en la deshidratación, también lo hace con las burbujas de

gas liberado del crudo.

Otra consecuencia no deseada de la espuma es el ingreso de petróleo a la corriente

gaseosa que sale del separador. Si el mismo es un equipo nuevo, el crudo contamina el

gas y aguas abajo interfiere en los procesos de tratamiento e instrumentos.

En separadores que estén obsoletos y/o mal diseñados puede suceder que el crudo sea

transportado en grandes cantidades al quemador.

67

La comparación de las tendencias a formar espuma de un crudo conocido con respecto a

otro crudo nuevo del cual aun no se conoce información operacional, puede obtenerse

mediante el uso de comparador de espuma. Los resultados proveen una comparación del

problema que puede esperarse con el crudo nuevo en referencia de lo ocurrido con el

crudo ya conocido. Por lo tanto pueden realizarse ajustes al diseño del separador de

acuerdo con aquellos que han sido satisfactorios para el caso conocido.

2.4.3.3 ARENA

La presencia de arena en la operación de los separadores puede ser muy perjudicial, ya

que puede causar un mal funcionamiento de los asientos de las válvulas así como su

desgaste, además taponamiento de los componentes internos del separador y

acumulación en el fondo del recipiente. Las válvulas pueden ser equipadas con asientos

duros especiales que resistan las condiciones de operación y minimicen los efectos de la

arena. Como se había presentado anteriormente, la arena puede ser desalojada del

separador mediante boquillas de arena y los drenajes.

El taponamiento de los elementos internos del separador es un inconveniente que debe

ser considerado al momento diseñar el separador. Un diseño que permita una buena

separación de fases y tenga un minimito de trampas donde se puedan acumular los

sólidos puede ser particularmente difícil de lograr, debido a que un diseño que

proporcione una efectiva separación de fases agua-gas-petróleo, a menudo también

proporciona espacios para que se acule la arena. Por lo cual un diseño que equilibre

estos factores seria el adecuado.

68

2.4.3.4 EMULSIONES

Las emulsiones o dispersiones son un potencial problema que pueden causar

dificultades en la operación de separación de fases. Normalmente estas dispersiones se

forman en la interfase agua-petróleo después de un tiempo de que se han acumulado en

esa zona junto con materiales sólidos, parafinas, etc. Esto causará que se tenga un efecto

negativo en el control del nivel de líquido, además de reducir el tiempo de residencia

efectivo para el petróleo o el agua en el recipiente. Entonces se tiene que ocurre una

disminución de la eficiencia con la que le separador precisamente separa las fases agua-

petróleo. La adición de químicos demulsificantes es beneficiosa para reducir estos

efectos.

Frecuentemente es posible disminuir apreciablemente el tiempo de asentamiento

necesario para la separación agua-petróleo mediante la aplicación de calor en la sección

líquida del separador y/o mediante la adición de químicos demulsificantes.

2.4.3.5 DERRAMES DE LÍQUIDOS Y ESCAPES DE GAS

Los derrames de líquidos y escapes de gas son problemas operacionales muy comunes.

Los derrames de líquido ocurren principalmente cuando en la corriente de gas, escapa el

líquido libre. Esto puede ocurrir si el nivel del líquido es muy alto, daño en los

componentes internos del separador, presencia de espuma, diseño inapropiado y

deficiente del separador, taponamiento de las descargas de líquido o por exceder la tasa

de diseño del separador.

69

Por otro lado los escapes de gas ocurren cuando el gas escapa en la corriente de líquido

y puede ser una indicación de fallas de control en el nivel, vórtices, bajo nivel del

líquido o incluso una presión de separación inadecuada.

2.4.4 TEORÍA

2.4.4.1 SEPARACIÓN DE GAS

Los conceptos y ecuaciones referentes a la separación de dos fases que se revisaron en

la sección 2.4.1. Son aplicables para la separación de tres fases.

2.4.4.2 ASENTAMIENTO PETRÓLEO-AGUA

Se puede demostrar que el flujo alrededor de las gotas de petróleo que se separan del

agua y a su vez de las gotas de agua que son removidas del petróleo, es de régimen

laminar y entonces es aplicable la ley de Stokes (ecuación 2.16). La velocidad terminal

de la gota es.

( )µ

γ 261078.1 mt

dxV ∆=

−

Donde: Vt = velocidad final de asentamiento, pies/segundo

diferencia de gravedades específicas entre el agua y el petróleo ═ץ ∆

dm= diámetro de la gota en micras

µ = viscosidad del gas, Cp.

2.4.4.3 TAMAÑO DE LA GOTA DE AGUA EN EL PETRÓLEO

Existe dificultad al momento de predecir el tamaño de la gota de agua que debe ser

removida de la fase de petróleo, esto si es que no existe un estudio de laboratorio que

70

arroje datos confiables, o se obtenga datos de campos cercanos. Se han obtenido

resultados positivos dimensionando la capa de petróleo de tal manera que las gotas de

agua de 500 micrones o mayores se separen. Si este criterio se cumple la emulsión a ser

tratada posteriormente por los equipos tratadores, debería tener un contenido entre 5% y

10% de agua, sin la necesidad de utilizar un excesivo tratamiento químico.

2.4.4.4 TAMAÑO DE LA GOTA DE PETRÓLEO EN EL AGUA

Mediante la ecuación de Stokes (2.16), se puede observar que es más sencillo separar

las gotas de petróleo del agua que separar las gotas de agua de la corriente de petróleo.

La viscosidad del crudo es 5 a 20 veces mayor que la del agua. El propósito principal de

la separación trifásica es preparar al petróleo para el tratamiento posterior. Según

experiencia de campo se conoce que el contenido de petróleo en la corriente de agua

que sale de un separador trifásico diseñado para eliminar el agua libre de la corriente de

petróleo, puede estar en el orden de unos pocos cientos de mg/L. y 2000 mg/L. para

separar adicionalmente las gotas de petróleo contenidas en esta corriente, será necesario

tratar al agua posteriormente. El dimensionamiento para remover las gotas de petróleo

del agua no parece ser un criterio significante.

2.4.4.5 TIEMPO DE RESIDENCIA

Un periodo de tiempo de almacenamiento dentro del separador es necesario para que le

petróleo alcance el equilibrio y el gas contenido en él, se pueda liberar rápidamente.

Adicionalmente se requiere un periodo de almacenamiento para permitir que el agua

libre tenga de tiempo de coalescer en gotas de mayor tamaño para que puedan

descender y asentarse según la ecuación de Stokes. (2.16). normalmente un tiempo de

71

residencia entre tres y treinta minutos es utilizado para estos propósitos, dependiendo de

los datos de campo y de laboratorio obtenidos. En caso de no existir los datos se toma

un tiempo de residencia de diez minutos para propósitos de diseño.

Además de lo descrito para el petróleo, el agua necesita un periodo adicional de

almacenamiento para provocar que las mayoría de las gotas grandes de petróleo

entrampas en el agua puedan coalescer y subir hasta la zona de la interfase agua-

petróleo. Para esta circunstancia es común usar un tiempo de residencia entre tres y

treinta minutos de acuerdo a los datos de laboratorio que se tengan. O se puede asumir

un tiempo como el ya descrito de 10 minutos como una aproximación conservadora.

2.4.5 DIMENSIONAMIENTO DE LOS SEPARADORES DE TRES FASES

Las siguientes pautas y conceptos pueden ser utilizados para dimensionar inicialmente a

los separadores trifásicos. Sin embargo cabe recalcar que son pautas complementarias y

una guía que no puede reemplazar la experiencia operacional.

La determinación del tamaño y tipo de separador debe hacerse de forma individual.

Deben ser considerados todos los aspectos de funcionamiento, incluso las

incertidumbres en cuanto a las tasas de flujo y las propiedades de diseño. Por lo tanto la

interrelación entre las dimensiones de diseño y las incertidumbres en los parámetros de

diseño deben ser cuidadosamente evaluadas y no asumir las recomendaciones del

fabricante del equipo.

72

2.4.5.1 SEPARADORES HORIZONTALES

Es necesario para el dimensionamiento de un separador horizontal trifásico que se

especifique el diámetro del equipo y la longitud de costura a costura del separador. Las

consideraciones en cuanto a la capacidad del gas y del tiempo de residencia permiten

establecer ciertas combinaciones aceptables de diámetro y de longitud. Debido a que

existe una necesidad establecida de separar las gotas de agua de 500 micras o mayores

de la fase petróleo, se establece un diámetro máximo para el equipo.

2.4.5.1.1 Capacidad del Gas

Las limitaciones de la capacidad del gas proporcionan la siguiente fórmula,

anteriormente utilizada en la sección de dimensionamiento de separadores bifásicos

2.4.1.

ECUACIÓN Nº 2.25

CÁLCULO DE LA CAPACIDAD DEL GAS EN SEPARADORES TRIFÁSICOS

KP

QZTdL

g

eff

..0.42



Donde: d= diámetro interno del separador, pulgadas

Leff = longitud efectiva del separador (donde ocurre la separación), pies

Puede ser calculado aproximadamente 0.75 veces el largo de costura a costura

T= temperatura de operación °R

Qg = tasa de flujo de gas, MMPCN/día

P = presión de operación, psia.

73

Z= factor de desviación del gas

K= constante

2.4.5.1.2 Tiempo de Residencia

De acuerdo con las restricciones de tiempo de residencia se pueden obtener también

aceptables combinaciones de dimensiones del separador (diámetro y longitud efectiva).

ECUACIÓN Nº 2.26

DETERMINACIÓN DE DIÁMETROS Y LONGITUDES PARA

SEPARADORES A PARTIR DEL TIEMPO DE RESIDENCIA

( )( ) ( )( )[ ]orowrweff tQtQLd += 42.12


Donde: Qw= tasa de flujo del agua, bls/día

(tr )w = tiempo de residencia del agua, en minutos

Qo= tasa de flujo del petróleo bls/día

(tr )o= tiempo de residencia del petróleo, en minutos

2.4.5.1.3 Ecuación de Asentamiento

Hay un límite máximo del espesor de la capa de petróleo, para permitir que las gotas de

agua de 500 micras se puedan separan de esta capa y esta determinado por la siguiente

ecuación.

74

ECUACIÓN Nº 2.27

CÁLCULO DEL ESPESOR DE LA CAPA DE PETRÓLEO

( ) ( )µ

γ moro

dth

200128.0 ∆=


Este espesor de la capa de petróleo es el máximo que puede permitirse y es una

restricción para permitir que las gotas de agua todavía se puedan separar en el tiempo de

residencia del petróleo.

Para dm= 500 micras.

ECUACIÓN Nº 2.28

CÁLCULO DEL ESPESOR MÁXIMO DE LA CAPA DE PETRÓLEO PARA

500 MICRAS

( ) ( )µ

γ∆= ort

320 )(h

maxo


Cuando tenemos especificado un tiempo de residencia tanto para el petróleo como para

el agua, dado la restricción del espesor máximo de la capa de petróleo se establece un

diámetro máximo de acuerdo con el siguiente procedimiento.

1. Se debe calcular el espesor máximo de la capa de petróleo (ho) max

2. Calcular la fracción de área de la sección transversal ocupada por la fase de agua,

mediante la siguiente ecuación:

75

ECUACIÓN Nº 2.29

CÁLCULO DE LA FRACCIÓN DEL ÁREA DE LA SECCIÓN TRANSVERSAL

OCUPADA POR LA FASE AGUA

( )( ) ( )wrworo

wrww

tQtQtQ

AA

+= 5.0


3. Obtenidos los datos, vamos a la figura 2.19 y se determina el coeficiente para Z

4. Calcular dmax de:

ECUACIÓN Nº 2.30

DETERMINACIÓN DEL DIÁMETRO MÁXIMO, PARA LA SEPARACIÓN DE

GOTAS DE AGUA DE HASTA 500 MICRAS

( )dh

ZdondeZ

hd oo == ..,max

max


Si alguna de las combinaciones (diámetro, longitud efectiva) logra satisfacer las

necesidades presentadas por las tres ecuaciones (2.25, 2.26, 2.27), entonces cumplirá

con el requerimiento y criterio de que será posible separar las gotas de agua de hasta

500 micras.

76

FIGURA 2.18

DETERMINACIÓN DEL COEFICIENTE β PARA UN

CILINDRO LLENO HASTA LA MITAD CON LÍQUIDO


Elaborado por: Vinicio Melo

2.4.5.1.4 Longitud Costura a Costura y Relación de Esbeltez

La longitud del separador de costura a costura puede ser calculada mediante la

aplicación de las ecuaciones usadas en el caso de los separadores bifásicos. Si en el

dimensionamiento del equipo es predominante la capacidad del gas debe utilizarse una

relación de esbeltez limitada de 4 a 5 para evitar el re-arrastre de líquido a la fase de

vapor en la interfase gas-liquido. Pero si es considerado predominante la capacidad del

liquido, puede utilizarse una relación de esbeltez más elevada. Pueden ocasionarse olas

77

internas en la interfase agua-petróleo, por lo tanto si no existen estudios específicos, se

recomiendo usar relaciones de esbeltez menores a 6. La mayoría de separadores

horizontales trifásicos tienen un dimensionamiento cuya relación de esbeltez esta en el

orden entre 3 y 5.

2.4.6. PROCEDIMIENTO PARA DIMENSIONAR SEPARADORES

HORIZONTALES DE TRES FASES

1. Seleccionar un tiempo de residencia para el petróleo (tr )o y para el agua (tr)w.

2. Calcular (ho)max. Usar como dato valido que le diámetro de la gota de agua es de 500

micras en caso de que no exista otra información.

( ) ( )µ

γ 2

maxo

00128.0 )(h

mor dt ∆=

Para 500 micras: ( ) ( )µ

γ∆= ort

320 )(h

maxo

3. Obtener el valor de Aw/A.

( )( ) ( )wrworo

wrww

tQtQtQ

AA

+= 5.0

4. calcular ho/d mediante la figura 2.19

5. Determinar dmax.

( )dh

hd

o

o

/max

max =

Nota. dmax. Depende de Qo, Qw, (tr)o y (tr)w

78

6. Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros menores al

diestro máximo, que puedan satisfacer las restricciones de la capacidad del gas. Usando

un tamaño de gota de 100 micrones si ninguna información adicional está disponible.

KP

QZTdL g

eff ⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡=

..0.42

2/1

420⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−=

m

D

gl

ggeff d

CP

TZQdL

ρρρ

7. Calcular combinaciones de diámetro y longitud efectiva, para diámetros menores a

dmax. Que cumpla con las restricciones de tiempos de retención del petróleo y del agua.

Aplicamos la ecuación 2.24.

( )( ) ( )( )[ ]orowrweff tQtQLd += 42.12

8. Determinar la longitud de costura a costura para:

effss

effss

LL

dLL

34

12

=

+=

9. Escoger dimensiones aceptables. La relación de esbeltez (12Lss/d) debe fluctuar

entre 3 y 5.

2.4.7 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA

LA ESTACIÓN PICHINCHA

Para COMPROBAR el dimensionamiento de este separador, SE CUENTA CON LOS

SIGUIENTES DATOS OBTENIDOS EN EL CAMPO:

• Tasa de flujo de gas Qg: 1.968 MMPCN/día

Para capacidad del gas Parar capacidad del líquido.

79

Gravedad específica del gas = 1.051

Tasa de flujo del petróleo Qo= 3078 bl/día (29.8 API)

Tasa de flujo del agua Qw= 14790 bl/día

Gravedad específica del agua= 1.050

Viscosidad del petróleo = 11.3 cP

Tiempo de residencia del petróleo y del agua = 8min, 10min, 12min.

Presión de operación: 25 psia

Temperatura de operación: 140 °F

Solución:

1. Calcular la diferencia en gravedades específicas.

876.0

5.13130

5.141

5.131.

5.141

o

o

o

API

174.0876.0050.1

ow

2. Determinar combinaciones de diámetro y longitud efectiva. Que cumplan las

restricciones de la capacidad del gas. Usar tamaño de gota de 100 micrones. Según

las ecuaciones 2.19 y 2.21 para determinar K.

044.0140460

25051.1 x

T

Pg

Con el valor determinado se obtiene de la figura 2.11 el valor de K = 0.120

80

KPQZT

dL geff ⎥

⎦

⎤⎢⎣

⎡=

..42

Z= 0.99 de la figura del cálculo del factor de desviación del gas.

67.235

120.025

968.1*99.0*600.42

=

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡=

eff

eff

dL

dL

3. Calcular las combinaciones de diámetro y longitud efectiva para la separación de

gas (tabla 2.4.)

TABLA 2.4 DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO)

PICHINCHA Diámetro versus longitud para la restricción de la capacidad del gas.

d(pulgadas) Leff(pies)

60 3.9

72 3.3

84 2.8

96 2.5 NOTA: debido a que los valores obtenidos de Leff. Son bajos la capacidad del gas no será predominante.

Fuente: Llerena Wilson Elaborado por: Llerena Wilson

4. Calcular el máximo espesor de la capa de petróleo mediante:

( ) ( )

4.39)(3.11174.08320(

320 )(h

max

)

maxo

max

=

=

∆=

o

o

or

h

xh

tµ

γ

81

( ) ( )

2.49)(3.11174.010320(

320 )(h

max

)

maxo

max

=

=

∆=

o

o

or

h

xh

tµ

γ

( ) ( )

9.68)(3.11174.014320(

320 )(h

max

)

maxo

max

=

=

∆=

o

o

or

h

xh

tµ

γ

5. Determinar mediante cálculo el valor de diámetro máximo para la restricción del

espesor de la capa de petróleo

( )( ) ( )

4139.0

814790830788147905.0

5.0

=

+=

+=

AA

XXX

AA

tQtQtQ

AA

W

W

wrworo

wrww

( )( ) ( )

4139.0

101479010307810147905.0

5.0

=

+=

+=

AA

XXX

AA

tQtQtQ

AA

W

W

wrworo

wrww

82

( )( ) ( )

4139.0

1479014307814147905.0

5.0

=

+=

+=

AA

XX

AA

tQtQtQ

AA

W

W

wrworo

wrww

Obtenemos con el resultado el nuevo valor de β mediante la figura 2.18

β = 0.05 entonces:

( )

adaspud

Zh

d o

lg78.78705.04.39

max

maxmax

==

=

( )

adaspud

Zh

d o

lg73.98405.0

2.49max

maxmax

==

=

( )

adaspud

Zh

d o

lg62.137805.09.68

max

maxmax

==

=

6. Calcular la restricción para la retención del líquido.

( )( ) ( )( )[ ]( ) ( )[ ]

48.202980

2462411832042.1

42.1

2

2

2

=

+=

+=

eff

eff

orowrweff

Ld

Ld

tQtQLd

83

( )( ) ( )( )[ ]( ) ( )[ ]

60.253725

307801479042.1

42.1

2

2

2

=

+=

+=

eff

eff

orowrweff

Ld

Ld

tQtQLd

( )( ) ( )( )[ ]( ) ( )[ ]

84.355215

4309220706042.1

42.1

2

2

2

=

+=

+=

eff

eff

orowrweff

Ld

Ld

tQtQLd

7. Estimar combinaciones de diámetro y longitud efectiva (tabla 2.8)

8. Calcular valores para Lss (longitud efectiva del separador donde ocurre la separación), respecto del líquido

effss LL34

=

TABLA 2.5

CAPACIDAD DEL SEPARADOR Tr = 8 min

CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO

HORIZONTAL d2 Leff = 202980.48 tr 1 ( min ) = 8

d L eff L ss 12*Lss/d plg. pies Pies 60.0 56.4 75.2 15.0 72.0 39.2 52.2 8.7 84.0 28.8 38.4 5.5 96.0 22.0 29.4 3.7 108.0 17.4 23.2 2.6 120.0 14.1 18.8 1.9 132.0 11.6 15.5 1.4

Fuente: Llerena Wilson Elaborado por: Llerena Wilson

Para capacidad del líquido.

84

TABLA 2.6

CAPACIDAD DEL SEPARADOR

Tr = 10 min


HORIZONTAL

d2 Leff = 253725.6 tr 2 ( min ) = 10

d L eff L ss 12*Lss/d

pulg. pies Pies

60.0 70.5 94.0 18.8

72.0 48.9 65.3 10.9

84.0 36.0 47.9 6.8

96.0 27.5 36.7 4.6

108.0 21.8 29.0 3.2

120.0 17.6 23.5 2.3

132.0 14.6 19.4 1.8 Fuente: Llerena Wilson


TABLA 2.7

CAPACIDAD DEL SEPARADOR

Tr = 14 min


HORIZONTAL

d2 Leff = 355215.84 tr 3 ( min ) = 14

d L eff L ss 12*Lss/d

pulg. pies Pies

60.0 98.7 131.6 26.3

72.0 68.5 91.4 15.2

84.0 50.3 67.1 9.6

96.0 38.5 51.4 6.4

108.0 30.5 40.6 4.5

120.0 24.7 32.9 3.3

132.0 20.4 27.2 2.5 Fuente: Llerena Wilson


9. Determinar la relación de esbeltez (12Lss/d). es importante mencionar que la

selección más común esta en rango de 3 a 5.

85

TABLA 2.8

CAPACIDAD DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA

Diámetro versus longitud para la restricción del tiempo de residencia del

líquido

12 Lss/d =

3

12 Lss/d =

3,5

12 Lss/d =

4

12 Lss/d

= 5

L D D d d

(pies) (plg) (plg) (plg) (plg)

12 48.00 41.14 36.00 28.80

50 200.00 171.43 150.00 120.00 Fuente: Llerena Wilson


10. Graficar los resultados escogiendo razonablemente las dimensiones

86

FIGURA 2.19

DIMENSIONAMIENTO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA

Fuente: Llerena Wilson


30; 10032; 102

36; 108

0

20

40

60

80

100

120

140

0,0 10,0 20,0 30,0 40,0 50,0 60,0 70,0 80,0

DIA

MET

RO

DEL

SEP

AR

AD

OR

. d

( p

lg )

LONGITUD DEL SEPARADOR. Lss ( pies )

8

10

14

12 Lss/d = 3

12 Lss/d = 5

SEPARADOR ST - 1

SEPARADOR ST - 2

SEPARADOR ST - 3

DIMENSIONAMIENTO DE UN SEPARADOR TRIFASICO 20000 BFPD

tr1 ( min )t

tr2 (min)

tr3(min)

87

En función del gráfico del diseño, se recomiendan las siguientes opciones.

TABLA 2.9

OPCIONES DE DIÁMETRO Y LONGITUD PARA EL SEPARADOR

TRIFÁSICO (FWKO) PICHINCHA

MEJOR OPCIÓN



Diámetro (pulgadas) Longitud (pies)

Opción 1 100 30

Opción 2 102 32

Opción 3 108 36

CAPÍTULO III

88

CAPÍTULO III

3.1 ANTECEDENTES HISTÓRICOS DEL CAMPO LIBERTADOR

El campo Libertador está ubicado en la provincia de Sucumbíos, entre las coordenadas

geográficas de latitud desde 00°04’ Sur hasta 00°06’ Norte y longitud desde 76°33’00”

hasta 76°36’40” Oeste, tiene una extensión de 25000 acres, comprende varias áreas

como Atapi, Parahuacu, Frontera, Tapi, Tetete, Shushuqui, Secoya, Pichincha, Shuara,

Cuyabeno, Sansahuari y VHR.

Al momento se cuenta con 113 pozos de producción, 60 cerrados, 18 abandonados,

inyectores 13. En total pozos perforados 204.

En 1980, la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) perforó las estructuras

Secoya, Shuara y Shushuqui, con los pozos Secoya 1 entre enero y febrero, Shuara 1

entre febrero y marzo, y Shushuqui 1 entre octubre y noviembre.

Las primeras interpretaciones sísmicas, mostraban a las tres estructuras antes

mencionadas como independientes, pero, interpretaciones posteriores, sustentadas en la

información aportada por los pozos perforados, así como nuevos datos de velocidades,

permitieron elaborar un nuevo modelo estructural que integraba en un solo campo a las

estructuras Shushuqui, Pacayacu, Shuara y Secoya.

Los campos Secoya, Shuara, Shushuqui, Pacayacu empezaron su producción en 1982.

En agosto de 1992, alcanzaron su máxima producción promedio con 56651 BPPD, a

partir del cual comenzó a declinar. Actualmente tiene una producción de 17734 BPPD.

El Campo Parahuacu fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf con la perforación

del pozo Parahuacu 1, que arrancó el 4 de octubre y fue completado el 17 de Noviembre

de 1968, alcanzando la profundidad de 10173’. Dio una producción inicial de 448

89

BPPD de 31° API del reservorio “T”. Actualmente el campo tiene una producción de

1718 BPPD.

El campo Atacapi fue descubierto por Texaco con el pozo Atacapi 1, cuya perforación

se inició el 6 de Agosto, alcanzó los 9848’ de profundidad, y fue completado el 28 de

septiembre de 1968. Produjo un total de 3800 BPPD (1960 BPPD de 29 °API del

yacimiento “U” y 1840 BPPD de 3 4 ° API de “T”). Su producción arranca en

diciembre de 1978 con 4000 BPPD. Actualmente el campo tiene una producción de

5207 BPPD.

El Campo Tapi – Tetete antes considerados independientes, fue descubierto en julio de

1980 con la perforación del pozo Tetete 1, el mismo que alcanzó los 9400’ de

profundidad, y dio 1645 BPPD de los reservorios “T” (1315 BPPD, 30 °API) y “U”

(330 BPPD, 29 °API). Entre septiembre y octubre de 1985, se perforó la estructura Tapi

con el pozo Tapi 1, el que llegó a los 9183’ de profundidad y produjo 2045 BPPD de los

reservorios “T” (1333 BPPD, 29 °API) y “U” (712 BPPD, 28 °API). Este campo

arranca su producción en abril de 1984 y alcanza su máximo histórico en septiembre de

1994 con cerca de 7500 BPPD promedio, actualmente produce 2280 BPPD.

El Campo Cuyabeno – Sansahuari fue descubierto mediante la perforación del pozo

Sansahuari 1, perforado entre el 25 de octubre y el 12 de noviembre de 1979, alcanzó

una profundidad de 8268’ y produjo 2098 BPPD de 23-26 °API del reservorio “U”. El

Cuyabeno 1 por su parte fue perforado a partir del 23 de octubre, siendo completado el

24 de noviembre de 1972, llegando a los 8157’ de profundidad total. Su producción fue

de 648 BPPD de 26 °API de “U”, mientras que de la arenisca Tena Basal, solo se

obtuvieron trazas de crudo pesado.

90

En 1996, una nueva interpretación sísmica y geológica integra las dos estructuras en una

sola, lo que se confirmó con la perforación de los pozos Cuyabeno 21 y Sansahuari 10.

Este campo es puesto en producción en enero de 1984, con 806 BPPD en promedio. En

agosto de 1997, llega a los 14157 BPPD, que es su máximo histórico de producción.

Actualmente produce 12019 BPPD.

El campo llamado actualmente VHR, inicialmente llamado Cantagallo, y con ese

nombre se perforó el primer pozo entre 17 de junio y el 18 de julio de 1988.

Alcanzó una profundidad de 8330’ y dio una producción de 10617 BPPD de los

reservorios “T” (1008 BPPD, 33 °API), “U” (8617 BPP D, 32 °API), “M2” (442 BPPD,

32 °API) y Basal Tena (550 BPPD, 20 °API). En 1991, a raíz del fallecimiento de

Víctor Hugo Ruales (Ejecutivo de CEPE, uno de los artífices del arranque de la

producción de los primeros campos de la empresa), se le rebautizó con su nombre.

El campo VHR inicia su producción en marzo de 1991. Con la información sísmica

obtenida en 1987 e interpretada por CEPE-ECOPETROL se definió un alto estructural

compartido entre Ecuador y Colombia, al que se denominó Frontera-Quillasinga,

perforándose en diciembre de 1987 los pozos FTR-01, con una producción de 4500

BPPD de las arenas “Ui” y “T” y en 1988 el pozo Quillasinga-01 por ECOPETROL

Colombia, con una producción en los mismos yacimientos, actualmente el campo

produce 6819 BPPD.

Los sistemas de levantamiento artificial en el campo se distribuyen de la siguiente

manera: bombeo electrosumergible, bombeo mecánico y por flujo natural.

91

3.2 RESERVAS PROBADAS

El Campo Libertador se define como un campo maduro, ya que alcanzó el máximo

nivel de producción en su etapa de desarrollo y se encuentra en permanente declinación,

por lo que requiere mayor asistencia tecnológica para mantener su producción.

TABLA 3.1

RESERVAS DEL CAMPO LIBERTADOR

CAMPO

YACIMIEN

TO

PETRÓLEO

IN SITU(BLS)

FACTOR DE

RECOBRO

(%)

RESERVAS

PROBADAS

(BF)

LIBERTADOR

Basal Tena 123525500 15 18530060

T 340217000 31 105467270

U inferior 686787000 41 281582670

U superior 138644000 25 34647136

TOTAL 1289173500 440227136

Fuente: PETROPRODUCCION Dep Ing. Petróleos


3.3 DESCRIPCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

3.3.1. UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

El Campo Pichincha se ubica en el sector Pacayacu, provincia de Sucumbíos, con las

siguientes coordenadas geográficas: Latitud: 00º 06‟ 00‟ ‟ Norte - 00º 04‟ 00‟ ‟ Sur

y Longitud: 76º 33‟ 00‟ ‟ Este - 76º 36‟ 30‟ ‟ Oeste.

92

Se encuentra limitado por: el Campo Secoya al Norte; el Campo Carabobo al Sur, el

Campo Cuyabeno al Este y El Campo Atacapi al Oeste. Éste al igual que los Campos

Secoya, Shuara y Shushuqui conforman el Campo Libertador.

FIGURA 3.1

MAPA DE LA UBICACIÓN GEOGRÁFICA DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

Fuente: PETROPRODUCCION Dep. Ing. Civil


93

3.3.2 PRODUCCIÓN ACTUAL DE LA ESTACIÓN PICHINCHA:

Producción Actual:

La estación Pichincha normalmente recibe la producción de 14 pozos. La producción de

estos pozos hasta Enero de 2011 es la siguiente tabla:

TABLA 3.2 PRODUCCIÓN PROMEDIA PARA EL MES DE ENERO 2011

Pozo Pwh [psi] BFPD BPPD BAPD

GAS

MMPCS

% AGUA

FORMACIÓN G.O.R. API-60°F

2 50 357 321 36 0.113 10.0 703 29.50

5 50 306 184 122 0.173 40.0 942 27.35

8 200 5755 230 5525 0.130 96.0 565 30.00

9 80 1607 161 1446 0.195 90.0 1213 28.90

10 75 1168 93 1075 0.183 92.0 1958 29.50

13D 50 129 128 1 0.095 1.0 744 28.90

SCY-11 135 1960 353 1607 0.113 82.0 320 30.00

SCY-18 250 1086 239 847 0.207 78.0 866 29.55

SCY-21 124 1236 272 964 0.200 78.0 736 30.00

SCY-24 100 486 292 194 0.099 40.0 340 30.55

SCY-30 82 529 185 344 0.183 65.0 988 29.90

SCY-31 200 850 323 527 0.072 62.0 223 27.35

SHA-08 100 2187 87 2100 0.092 96.0 1052 29.50

SHA-15 82 212 210 2 0.113 1.0 0 29.33

TOTAL 17868 3078 14790 1.968 83% 761

Fuente: PETROPRODUCCION Dep Ing. Petróleos


3.4 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

El conjunto de facilidades de producción que permiten el tratamiento de los fluidos

procedentes desde los pozos en la estación Pichincha se describe en la siguiente Tabla:

94

TABLA 3.3 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN CAMPO LIBERTADOR

Fuente: PETROPRODUCCION


DEPARTAMENT

O: PRODUCCIÓN INFORMACIÓN SOBRE:

FACILIDADES DE

PROD.

CAMPO O ÁREA: PICHINCHA

ELEMENTO DESCRIPCIÓN ESTADO

EQUIPO O GENERAL ACTUAL

UBICACIÓN COMPONENTE

MANIFOLDS 4 BATERÍAS DE 5 POZOS MANIFOLDS REGULAR

Y SEPARADS. SEPARADORES PRODUCCIÓN 01 20000 BLS OPERANDO

SEPARADORES PRODUCCIÓN 02 20000 BLS OPERANDO

SEPARADORES PRODUCCIÓN 03 20000 BLS OPERANDO

SEPARADOR DE PRUEBA 10000 BLS OK

TANQUES TANQUE LAVADO CAPACIDAD 32260 BLS. OPERANDO

TANQUE DE SURGENCIA CAPACIDAD 40820 BLS. OPERANDO

BOMBAS 03 BOMBAS TRANSFERENCIA TRANSFERENCIA. OPERANDO

ELÉCTRICAS HP 150 HP-200 01F/S SIN MOTOR 02 OPERANDO

BOMBAS TRANSFERENCIA

DIESEL CATERPILLAR GASO

5200 OPERANDO

BOMBA ELÉCTRICA DE

RECIRCULACIÓN DE TANQUES DE TANQUE A TANQUE NORMAL

5 HP Y SUMIDEROS 01 Y 02

GENERADOR CATERPILLAR

SERRIES 8121656 ELÉCTRICO EN RESERVA

S.C.I.

2 MOTORES DETROIT NORMAL

TK DE ESPUMA SCI 100 GLS.

1 BOTELLA DE NITRÓGENO

TANQUES DEL S.C.I. LLENO 80 % NORMAL

COMPRESOR AIRE ELÉCTRICO OPERANDO NORMAL

HP- 7 1/2 MECÁNICO NO HAY

BOMBA ELÉCTRICA MOTOR REFRIGERACIÓN DE

HP- 7- 1/2 COMPRES AJAX 101 Y 102 OPERANDO NORMAL

SISTEMA DESHIDRATADORES DE GAS GAS COMBUSTIBLES AJAX F/S

DE COMPRESOR ELÉCTRICO COMPRESORES AJAX 101 Y

GAS LIFT MOTOR HP-20 102 F/S

COMPRESORES AJAX U- 101 COMPRESORES AJAX U-

101 U-102 NO TRABAJA

Y U-102 Y U-102 NO HAY

PLANTA DE GLICOL 2 MOTORES SECADOR DE GAS FUERA DE SERVICIO

ELÉCTRICO 10 HP C/U

SECADOR DE GAS MOTOR

ELÉCTRICO HP-15 GAS LIFT FUERA DE SERVICIO

COMPRESOR ELÉCTRICO GENERAL ELECTRIC 20 HP FUERA DE SERVICIO

SULLAIR DE WHITE SUPERIOR OPERANDO NORMAL

MOTOR HP-40

COMPRESOR WHITE SUPERIOR COMPRESOR DE GAS F/ S SIN VAL. L/DRG

95

FIGURA 3.2

FACILIDADES DE PRODUCCIÓN ACTUALES DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

Fuente: PETROPRODUCCIÓN


S. PRUEBA S 01

(BIFÁSICO)

S. PRODUCCIÓN

S 02

(BIFÁSICO)

S. PRODUCCIÓN

FW10

(TRIFÁSICO)

S. PRODUCCIÓN S 03

(BIFÁSICO)(STAND BY)

BOTA

DE

GAS

MANIFOLD

GAS

WASH TANK

SURGE TANK

AGUA REINYECCIÓN

OIL + WATER

FUILDO (gas, oil and water)

GAS

OIL+WATER

AGUA REINYECCIÓN

96

3.4.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO ACTUAL DE DESHIDRATACIÓN DEL

CRUDO EN LA ESTACIÓN PICHINCHA

El crudo procedente de los diferentes pozos del campo pichincha, ingresa al manifold de

entrada (múltiple de producción) a una presión (40 psi) y temperatura (150°F), de allí es

distribuido fluido al separador bifásico de producción (S-02) en el cual permanece 20

minutos, otra parte del fluido es distribuida al separador trifásico de producción (FW-

10) en el cual permanece 10 min.

El fluido ingresa al manifold y a los separadores con un corte de agua promedio de 83%

y con una temperatura promedio de 140 °F, y luego de permanecer el tiempo indicado

en cada uno; del separador bifásico sale con un BSW 83%, aquí solo separa gas, por

otro lado en la salida del separador trifásico se obtiene un BSW de 20%.

El fluido que sale de los dos separadores se une y se introduce en una bota de gas para

desgasificarlo. De aquí pasa al tanque de lavado (wash tank) donde permanece por 24

horas, la presión de trabajo de este equipo es de 17 psi. Luego de este tiempo el crudo

con un BSW de 0,3% en promedio, es direccionado al tanque de almacenamiento (surge

tank). El agua separada en el tanque de lavado o (wash tank) es almacenada en el tanque

de tratamiento químico para ser reinyectada.

En el manifold de entrada se dosifica mediante bombas de desplazamiento positivo

química demulsificante para ayudar a la separación del agua emulsionada. Todo el gas

obtenido en los procesos actualmente es quemado en una tea.

97

3.4.2 ANTECEDENTES DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

Los procesos actuales llevados a cabo en esta estación involucran la separación crudo-

gas, deshidratación de crudo, producción de crudo, gas y agua y reinyección de agua a

pozos.

La infraestructura existente en cada una de las estaciones de dichos campos presenta un

alto nivel de obsolescencia (más de 30 años de servicio en la mayoría de los casos), se

encuentran dispersas en un área relativamente grande, son controladas en su mayoría

manualmente (no están automatizadas) y fueron diseñadas y construidas bajo la base de

producción de crudo con cantidades de agua relativamente bajas, además se le han

incorporado nuevos pozos (aumento de producción) manteniendo la misma

infraestructura.

A lo largo de estos 30 años en el Área de Libertador operada actualmente por

Petroproducción hay factores que han originado problemas operacionales y ambientales

tales como:

La cantidad de agua producida por los pozos se ha incrementado

considerablemente llegando incluso a cerrar pozos por alto contenido de agua y

baja producción de crudo.

Actualmente se reinyecta agua solo tratada químicamente; la falta de tratamiento

físico ha ocasionado el taponamiento de algunos pozos de reinyección de agua

del campo.

Falta de control de las variables de procesos ya que el proceso de producción en

la mayoría de las estaciones es controlado manualmente.

98

Frecuentemente el crudo proveniente de cada una de las estaciones llega a la

Estación Central de Recolección y Despacho (Pichincha), con un BSW superior

a 0,3%, por lo tanto los tanques de despacho a Lago Agrio requieren ser

drenados continuamente por el agua decantada en ellos.

Frecuentes operaciones de mantenimiento ocasionando elevados costos de

operación y/o paros de producción.

Mayor riesgo en las operaciones, por obsolescencia y mal estado de las

instalaciones.

3.5 SEPARADORES TRIFÁSICOS: AGUA, PETRÓLEO Y GAS (FWKO)

Los Free Water Knockout son separadores trifásicos que actúan mediante los principios

de separación física, es decir, por la sola influencia de las fuerzas de gravedad debidas a

la diferencia de densidades entre el hidrocarburo, el agua y el gas.

El Free Water Knockout (FWKO) es un recipiente horizontal o vertical dentro del cual

el crudo o emulsión es procesado para permitir que cualquier agua no emulsionada con

el crudo (agua libre) se separe. Los separadores de agua libre, conocidos como FWKO,

se utilizan cuando se tiene un volumen apreciable de agua libre.

Existe una gran dispersión entre los datos de repartición de tamaño entre los glóbulos a

separar en el líquido, así como variaciones importantes en sus densidades, temperatura,

composición de las materias en suspensión, etc. Además, puede ocurrir que no exista

correspondencia alguna entre la fineza del corte granulométrico teórico de la separación

y el contenido residual de hidrocarburos en el efluente de un separador.

El sistema de separación trifásico tipo Free Water Knockout, es un proceso cerrado de

separación de agua para su posterior tratamiento a fin de su inyección en proyectos de

99

Recuperación Secundaria, y separación del crudo y del gas para su posterior

tratamiento.

Las leyes físicas y elementos mecánicos son:

Cambio de Momentum

En el bafle absorvedor de entrada el cambio de dirección produce un cambio de

momentum. La fase pesada no se mueve tan rápido como la fase liviana y se

inicia la separación.

Fuerza de la gravedad

El líquido se separa del gas por acción de la gravedad

Ley de Stokes

El líquido pesado es separado por decantación en un tiempo de retención

3.5.1 FUNCIONAMIENTO FREE WATER KNOCKOUT (FWKO)

El fluido ingresa al separador y choca con el bafle de ingreso produciendo un cambio de

momentum que inicia la separación del vapor del líquido. La fuerza de gravedad causa

que las gotas de líquido se desprendan de la corriente de gas y se recojan en el fondo del

recipiente. El recipiente por su geometría debe proveer suficiente tiempo para que la

fase liquida recolectada se separe en sus diferentes capas, crudo en la parte superior,

emulsión y finalmente agua en el fondo, un control de nivel mantiene el nivel de agua,

el crudo se descarga sobre el vertedero, otro control de nivel mantiene el nivel de crudo,

también tiene un control de presión mantiene la presión de separación constante.

Un Free Water Knockout (FWKO) se utilizan con fluidos de:

Elevado porcentaje (%) de Agua Libre

Bajo porcentaje (%) de Emulsión

100

Bajo porcentaje (%) de Sólidos

Elevada relación GOR

3.5.2 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE PETROPRODUCCIÓN PARA EL

DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN

Separador de 3 fases horizontal construido y aprobado, de acuerdo con el código

ASME, sección 8, división I, edición 2004 y de acuerdo a la especificación API 12J; en

skid, montado y ensamblado para campo petrolero, bajo las siguientes condiciones de

proceso:

TABLA 3.4 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SEPARADOR

SEPARADOR FW 10

ANCHO (in) 102

LARGO (ft) 32

P diseño (psig) 120

P operación (psig) 26

T operación (°F) 140

V crudo BPD 12000

V agua BPD 8000

V liquido BPD 20000

V gas MMSCFD 1.0

G.E. crudo 0.876

G.E. gas 1.034

Fuente: PETROPRODUCCION CAMPO LIBERTADOR Est. PICHINCHA


101

FIGURA 3.3

SEPARADOR TRIFÁSICO (FW10) DE PRODUCCIÓN PICHINCHA

Fuente: Fuente: PETROPRODUCCION CAMPO LIBERTADOR Est. PICHINCHA


102

TABLA 3.5

DIMENSIONES DE LOS SEPARADORES DE PRODUCCIÓN EN LA ESTACIÓN PICHINCHA (actual)

EQUIPO DESCRIPCIÓN TIPO MARCA LONGITUD

SS (ft)

DIÁMETRO

(in)

PRESIÓN

DISEÑO

(psig)

TEMP.

DISEÑO

(°F)

CAPACIDAD

(BFD) MATERIAL OBSERVACIONES

S-01 SEPARADOR

DE PRUEBA

H.

BIFÁSICO IAA 20 72 100 120 25000 ASTM A-36

Construida código:

ASME Sección VII-

Div 1.

S-02

SEPARADOR

DE

PRODUCCIÓN

H.

BIFÁSICO IAA 20 60 100 120 20000 ASTM A-36

Construida código:

ASME Sección VII-

Div 1.

S-03

SEPARADOR

DE

PRODUCCIÓN

(en STAND BY)

H.

BIFÁSICO PPR 20 60 100 120 20000 ASTM A-36

Construida código:

ASME Sección VII-

Div 1.

FW-10

SEPARADOR

DE

PRODUCCIÓN

FWKO

TRIFÁSICO

IAA

32

102

100

140

20000

ASTM A-36

Construida código:

ASME Sección VII-

Div 1.

Fuente: PETROPRODUCCION CAMPO LIBERTADOR Est. PICHINCHA


103

3.5.3 EFICIENCIA DE LOS SEPARADORES

La eficiencia deberá ser entendida como la calidad de separación de los fluidos que se

obtiene al pasar por los separadores de petróleo. Entonces será necesario el análisis de

la composición de los fluidos a la salida de los separadores de producción.

En el caso de la corriente gaseosa se determinará la cantidad de gotas de líquido

arrastrado. Mientras que para el caso de la corriente liquida será necesario determinar la

cantidad de agua en el petróleo y la cantidad de petróleo en el agua, para el caso de los

separadores trifásicos. Sin embargo los separadores instalados en la estación Pichincha

trabajan como separadores bifásicos por lo tanto el análisis se limitará a determinar la

cantidad de liquido arrastrado por la corriente gaseosa.

3.5.4 CARACTERIZACIÓN DE LOS FLUIDOS

Las propiedades del Agua de Formación, del Petróleo y del Gas se han obtenido

mediante el análisis de muestras tomadas en diferentes puntos del procesamiento de los

fluidos, las tablas siguientes muestran las propiedades de los diferentes fluidos

procesados en la Estación Pichincha.

3.5.4.1 AGUA DE FORMACIÓN

La siguiente tabla muestra los parámetros del agua de formación en la Estación

Pichincha.

104

TABLA 3.6

ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN

PARÁMETROS

ESTACIÓN

PICHINCHA

pH 6.78

Temperatura, ° F 114

Dureza Total, mg/l CaCO3 5600

Dureza Calcica, mg/l CaCO3 4200

Dureza Magnésica, mg/l

CaCO3

1400

Alcalinidad Total, mg/l

CaCO3

590

Hierro, mg/l Fe++ 11.7

Sulfatos, ppm S04 = 230

Cloruros, ppm Cl 22500

Densidad Relativa 1.0152

Oxígeno, ppb 0.5

CO2, mg/l 45

H2S, mg/l 0.7

Oil, mg/l 22.76

Fuente: PETROPRODUCCION Lab. Corrosión LIBERTADOR


105

3.5.4.2 GAS

La siguiente tabla detalla los resultados del análisis cromatográfico del gas producido en

la Estación Pichincha:

TABLA 3.7

RESUMEN CROMATOGRAFÍA

COMPONENTE % MOLAR

(Gas-Separador)

P(psi) / T(°F) 33.7/108

Co2 47.74

N2 8.19

CH4 22.38

C2H6 6.10

C3H8 9.04

iC4H10 1.37

iC5H12 0.91

Gravedad 1.051

H2O Teórica [lb/MMscf] 1711.116

Contenido de líquables del gas [glns/mscf] 4.643

Peso molecular 30.425

Temperatura Seudo Crítica [°R] 364.301

Presión Seudo Crítica [psia] 589.301

Poder Calórico Neto [btu/scf] 720.06

# Octanos 47.53

Z(factor de compresibilidad) 0.995

μg [cP] 0.01

Cg[1/psia] Factor Volumétrico del Gas 0.02982

Bg [ft3/scf] Factor volumétrico del gas 0.4744



106

3.5.4.3 PETRÓLEO

La Tabla siguiente presenta los parámetros del crudo en la Estación Pichincha luego del

proceso de deshidratación:

TABLA 3.8

CARACTERIZACIÓN CRUDO DESHIDRATADO EN LA ESTACIÓN

PICHINCHA

PARÁMETROS UNIDADES NORMA

ASTM

CAMPO

LIBERTADOR

ESTACIÓN

PICHINCHA

API OBSERVADO /

TEMPERATURA °F °API/°F

D 1298-85

28,6 / 72°F

API 60 °F °API 27.8

API SECO °API 27.8

GRAVEDAD ESPECÍFICA 0.8882

AGUA LIBRE %

D 96-88

0.3

EMULSIÓN % 0.25

SEDIMENTOS % 0.015

PARAFINA % 0.6

BSW % 0.265

BSW POR DESTILACIÓN % D 4006-81 0.25

SÓLIDOS POR EXTRACCIÓN % D 473-81 0.015

BSW TOTAL % 0.265

AZUFRE % peso D 4294-90 0.9144

SAL EN CRUDO lbNaCl/1000

bls D 3230-89 35

PODER CALORÍFICO

SUPERIOR BTU/lb D 240-92 18900

Hoja 1 de 2

107

PODER CALORÍFICO

INFERIOR KJ/Kg 43904

PODER CALORÍFICO NETO Kcal/Kg 10480

VISCOSIDAD cSt 80 ° F CSt

D 445-88

22.52

VISCOSIDAD cSt 104°F CSt 17.96

VISCOSIDAD cSt 120"F CSt 15.63

CENIZAS % peso D 482-91 0.073

CARBÓN CONRADSON % peso D 189-88 0.155

DESCOMPOSICIÓN

TÉRMICA (°K) - 567

TEMPERATURA MEDIA

VOLUMÉTRICA °F 453

RELACIÓN CARBÓN

HIDROGENO C/H 7.5

FACTOR DE

CARACTERIZACIÓN Koup 10.82

CALOR LATENTE DE

VAPORIZACIÓN BTU/lb 113

PESO MOLECULAR g/mol 175

DESTILACIÓN °F D 86-90 PI = 135°F

DESTILACIÓN °F D 86-90 5 % - 216

DESTILACIÓN °F D 86-90 10 % - 275

DESTILACIÓN °F D 86-90 20 % - 375

DESTILACIÓN °F D 86-90 30 % - 485

DESTILACIÓN °F D 86-90 40 % - 564

DESTILACIÓN °F D 86-90 41 % - 567



Hoja 2 de 2

CAPÍTULO IV

108

CAPÍTULO IV

4.1 CARACTERÍSTICAS DEL SOFTWARE HYSYS 2006

HYSYS Hyprotech® versión 2006 condensa toda la información necesaria para realizar

los cálculos de flash y de propiedades físicas en su paquete de fluidos (FLUID

PACKAG) esto permite definir toda la información pertinente (paquete de propiedades,

componentes, componentes hipotéticos, coeficiente de interacción, reacciones químicas,

etc.) en el mismo lugar. Este enfoque presenta tres ventajas:

La modificación de la información contenida se facilita al estar concentrada en

un único lugar.

Los paquetes de fluidos pueden ser explotados en bloque para ser reutilizados

en cualquier simulación.

Se puede utilizar múltiples paquetes de fluidos dentro de la misma simulación

siempre y cuando todos estén definidos dentro del mismo.

109

4.2 SIMULACIÓN DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN DE LA

ESTACIÓN PICHINCHA

1. Ingresamos al programa, en la barra de herrmientas seleccionamos el ícono

(NEW CASE).

2. Seleccionamos los componentes del fluído (ADD COMPONENT) Creamos un

paquete.

110

3. En el ícono (FLUID PKGS) seleccionamos el paquete de fluidos y

seleccionamos la ecuación de estado (Peng-Robinson).

4. En el ícono (Oil Manager) encontramos nuestro paquete de fluidos.

111

5. Ingresamos al ambiente de simulación (Oil Environment) para caracterizar el

crudo (View).

6. En (Imput Data) tenemos dos opciones para caracterizar el crudo;

- Bulk properties

- Assay data type

Debido a la disponibilidad de la información, escogemos la primera opción, e

ingresamos los datos de:

Densidad

Factor de caracterización Kuop

Viscosidad cinemática a dos temperaturas diferentes

112

7. En la ventana (Oil Characterization) seleccionamos el icono (Cut/Blend) y

adherimos el paquete de fluido calculado.

113

8. En el ícono (Install Oil) encontramos el paquete de fluido y lo nombramos.

9. Damos click en (Return to Basis Environment) y luego en (Return to Simulation

Environment) para ingresar al ambiente de simulación.

114

10. Se procede a ingresar la información de la corriente de fluido (temperatura,

presión y caudal).

11. Verificamos las propiedades del fluido

115

4.2.1. Simulación Hysys Separador Bifásico

1. Procedemos a incorporar un separador bifásico (proceso actual) y la corriente de

fluido de entrada y salida

2. En el ícono (DESIGN) Definimos los parámetros para diseño del separador

bifásico de la Estación Pichincha (ya que este separador trabaja actualmente en

dos fases: gas y líquido).

116

3. En el ícono (RATING) encontramos la geometria del separador, la que es

calculada automaticamente por el software. (no se toma este dato como cierto

debido a que el software calcula el diámetro y longitud para un separador

vertical)

4. En el ícono (WORKSHEET) encontramos las variables, propiedades y

composición del fluido que ingresa al separador.

117

5. En esta pantalla se describe el resultado de la simulación del separador actual de

la Estación Pichincha.

4.2.2 Simulación Hysys Separador Trifásico

1. Empezamos la simulación del Separador Trifásico para la Estación Pichincha.

Para lo cual retornamos al ambiente de simulación y adherimos de la barra (case

main) el separador trifásico.

118

2. En el ícono (RATING) encontramos la geometría del separador trifásico, la que

es calculada automaticamente por el software.

De este cálculo en HYSYS concluimos que para las condiciones actuales de flujo de

fluido en la Estación Pichincha (17868 BFPD), las dimensiones del separador trifásico

deberían ser (Diámetro: 5.00ft y Longitud: 17.50 ft). Las dimensiones de este equipo en

el campo son (Diámetro: 8.50ft y Longitud: 32.00 ft). Prácticamente el doble de lo

calculado por HYSYS esto nos permite duplicar la capacidad de procesamiento de

fluido o a la misma capacidad (17868 BFPD) duplicar el tiempo de residencia del fluido

en el equipo.

119

3. En el ícono (WORKSHEET) encontramos las condiciones, propiedades y

composición del fluido que ingresa al separador trifásico.

4. En el icono (RATING) ingresamos el porcentaje de BSW que deseamos obtener

a la salida del separador trifásico, que en este caso lo hacemos para el 1% de

BSW(0,001en fracción)

120

5. Los resultados de la simulación del Separador Trifásico son los que se muestra.

Con las dimensiones actuales del separador trifásico FW-10 (Diámetro: 8.50ft y

Longitud: 32.00 ft), se puede procesar 17868 BFPD para obtener al final del proceso en

este equipo los fluidos indicados en esta pantalla: 3194 BPPD, 14740 BAPD y 1.959

MMSCFD. El crudo a la salida del equipo tendrá un BSW del 1% en volumen.

6. Simulamos en HYSYS el fluido para obtener 0,3% de BSW

121

7. Los resultados de la simulación de describe en la siguiente pantalla.

Los resultados obtenidos de la simulación son los siguientes: 3139 BPPD, 14800

BAPD y 1,959 MMSCFD. No podemos obtener un mayor volumen de gas ya

que el separador trifásico trabaja a la misma condición de presión y temperatura.

Todas las simulaciones se realizan con el actual tiempo de residencia que son 10

minutos

122

TABLA 4.1

TABLA COMPARATIVA DEL SEPARADOR TRIFÁSICO (FWKO) PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA

(DATOS OBTENIDOS EN EL CAMPO CORRESPONDIENTES AL MES DE ENERO DE 2011)



CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SEPARADOR TRIFÁSICO DE PRODUCCIÓN DE LA ESTACIÓN PICHINCHA

CONDICIONES

ACTUALES

DIMENSIONAMIENTO

HOJA DE CÁLCULO

SIMULACIÓN

SOFTWARE HYSYS

SIMULACIÓN

SOFTWARE HYSYS

SIMULACIÓN

SOFTWARE HYSYS

Geometría

LONGITUD

(ft)

32 32 17.50 17.50 17.50

DIÁMETRO (in) 120 102 60 60 60

VOLÚMENES

BPPD 3777 N / A 3416 3194 3139

BAPP 13990 N / A 14420 14740 14800

MMPCED 1.968 N / A 1.959 1.959 1.959

BSW INGRESO (%) 83 N / A 83 83 83

BSW DESCARGA (%) 20 N / A 10 1 0.3

FLUJO DE FLUIDO (BFPD) 17868 N / A 17868 17868 17868

TIEMPO DE RESIDENCIA 10 10 10 10 10

EFICIENCIA DEL EQUIPO (%) 76 N / A 88 98 99

123

De la verificación de la tabla comparativa 4.1 podemos calcular la cantidad de fluido

que actualmente se procesan los dos separadores en un día, con un caudal (744.50

BFPH), en un tiempo de residencia de 10 minutos. Al procesar este mismo caudal

únicamente en el separador trifásico (FW-10) se debería incrementar el tiempo de

residencia a 13 minutos esto aseguraría obtener un BSW de 0,3 % a la salida del mismo.

4.2.3 Cálculo de la Eficiencia del Equipo

La eficiencia del equipo se calcula a partir de los datos del BSW de entrada y del BSW

de salida de la siguiente manera:

ECUACIÓN Nº 4.1

EFICIENCIA

124

FIGURA 4.1

PROPUESTA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA



S. PRUEBA S 01

(BIFÁSICO)

S. PRODUCCIÓN

FW10 (TRIFÁSICO)

BOTADE

GAS

MANIFOLD

GAS

SURGE TANK

AGUA REINYECCIÓN

OIL

FUILDO (gas, oil and water)

GAS

OIL

AGUA REINYECCIÓN

125

4.3 DESCRIPCIÓN DE LA PROPUESTA DE FACILIDADES DE

PRODUCCIÓN PARA LA ESTACIÓN PICHINCHA

El crudo procedente de los diferentes pozos del campo pichincha, ingresa al manifold de

entrada (múltiple de producción) a una presión (40 psi) y temperatura (150°F), de allí al

separador trifásico de producción (FW-10) con un caudal de 7444.50 BFPH esto da un

tiempo de residencia de 13 minutos. El separador bifásico para pruebas será utilizado

cuando sea necesario y únicamente para pruebas de producción. El fluido ingresa al

manifold y al separador trifásico (FW-10) con un corte de agua promedio de 83% y con

una temperatura promedio de 140 °F, y luego de permanecer el tiempo indicado, sale

con un BSW de 0,3%.

El fluido que sale del separador se introduce en una bota de gas para desgasificarlo. De

aquí pasa al tanque de almacenamiento (surge tank). El agua separada en el separador

trifásico (FW-10) debe ser almacenada en un tanque de tratamiento químico para ser

reinyectada.

En el manifold de entrada se dosifica mediante bombas de desplazamiento positivo

química demulsificante para ayudar a la separación del agua emulsionada. Todo el gas

obtenido en el proceso puede ser comprimido y utilizado en generación eléctrica para la

estación, o puede ser reinyectado.

Con esta propuesta ya no se necesita de los equipos separadores bifásicos (S-02) y (S-

03) que actualmente está en STAND BY. También no se necesitaría el tanque de lavado

(wash tank) esto redunda en beneficios económico y optimización del proceso. El

proceso propuesto es continuo y el tiempo de residencia es aquel que permanece una

gota de fluido desde que ingresa hasta que sale del equipo.

CAPÍTULO V

126

CAPÍTULO V

5.1 CONCLUSIONES

En la Estación Pichincha del Campo Libertador, existen equipos que operan fuera

de su capacidad y condiciones de diseño, esto provoca un costo que debe ser

optimizado. Los equipos de separación de agua de formación y emulsionada

actualmente tienen una capacidad de procesamiento de 80000 BFPD, las

necesidades actuales son de 17868 BFPD, que pueden ser cubiertas por un solo

equipo como es la propuesta de este trabajo, un separador trifásico con capacidad

efectiva de 18000 BFPD con un tiempo de residencia de 13 minutos.

Como se verifica en la figura 3.2. y se describe en el numeral 3.4.1., actualmente en

esta estación el proceso utiliza dos separadores, un bifásico en el cual se separa

únicamente gas natural, y un trifásico del cual el fluido sale con un BSW del 20%;

se continua a una bota desgasificadora y a un tanque de lavado (wash tank) donde

permanece 24 horas. Todo este proceso se realiza sin adición de energía calórica.

La propuesta que se concluye en este trabajo optimiza la utilización de equipos y así

se lo grafica en la figura 4.1 y se describe en el numeral 4.3 en donde únicamente

trabajaría el separador trifásico (FW-10) procesando 17868 BFPD con un tiempo de

residencia de 13 minutos, luego el crudo deshidratado pasaría a la bota

desgasificadora y de allí al tanque de almacenamiento. Con esta propuesta se

eliminan del proceso los separadores bifásicos de producción S-02 y S-03 y el

tanque de lavado (wash tank). El proceso propuesto no necesita la adición de

energía calórica.

127

El software HYSYS utilizado en este trabajo para la simulación y optimización del

proceso de deshidratación del crudo, de acuerdo al flujo del fluido y las

características del mismo, nos indica que las dimensiones del separador trifásico

deberían ser (Diámetro: 5.00ft y Longitud: 17.50 ft). Las dimensiones actuales del

equipo instalado son: (Diámetro: 8.50ft y Longitud: 32.00 ft) por lo que existe

capacidad suficiente de procesamiento.

Los separadores bifásicos actualmente instalados y el diseño del proceso fueron

hechos hace aproximadamente 30 años cuando las características de los fluidos eran

diferentes (8.5 % de BSW al inicio de la producción). Para el año 2000 se tiene un

corte de agua promedio de 38.67% y actualmente un promedio del 83% esto hace

indispensable la introducción de nuevos equipos y tecnologías para la

deshidratación como lo hacemos en este trabajo.

Se realizó un cálculo de comprobación de las dimensiones del actual separador

trifásico las cuales se presentan en el Capítulo II numeral 2.4.7. con esto se

comprueba que el diseño y construcción del separador trifásico (FW-10) y que

puede ser perfectamente utilizado para la propuesta de este trabajo

128

5.2 RECOMENDACIONES

Implementar de manera paulatina y previa pruebas y ajustes en la Estación

Pichincha Campo Libertador, la propuesta de proceso y utilización de equipo

dada en el Capítulo IV figura 4.1. numeral 4.3. esto optimizará recursos.

Es necesario realizar estudios de actualización tecnológica en este y en otros

campos que están ya catalogados como maduros y en los cuales las condiciones

de flujo y características del fluido son diferentes a cuando se inició la

explotación, sin embargo el equipamiento y procesos siguen iguales.

129

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Bomba: Máquina que aumenta la presión sobre un líquido y de este modo lo

hace subir a mayores niveles o lo obliga a circular. La bomba alternante tiene un

pistón que produce acción recíproca en un cilindro, gracias a una válvula de

entrada (succión) y una de salida (descarga)

Botas de gas: Es un recipiente cilíndrico instalado verticalmente en estos

equipos el gas que se encontraba disuelto en el crudo que sale de las

deshidratadoras es liberado por un proceso de expansión brusca. Las botas

internamente tienen unas placas colocadas alternadamente que facilitan la

separación del gas.

Cabezal Del Pozo: Es un equipo que mantiene el control de un pozo desde la

superficie. Incluye el cabezal de tubería de revestimiento, el cabezal de tubería

de producción y árbol de Navidad.

Decantadora: Dicho de un recipiente o de una instalación: Que sirve para

separar dos sustancias por decantación.

Intercambiadores de calor: son equipos que constan de tubos y fluidos como

el agua y aire caliente.

Línea de flujo: Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la estación de

recolección. Su objetivo es transportar el fluido que sale del pozo hasta los

separadores de la estación de recolección.

Manifold: es un equipo constituido por un conjunto de válvulas.

Manómetro: es un elemento compuesto por un tubo bourdon, aguja indicadora,

cuerpo y una escala que nos sirve para medir la presión de los procesos.

130

Scrubbers de gas: Es un recipiente que toma gas de las botas de gas y los

acondiciona, para ser utilizado en diferentes utilidades como: gas blanket en

todos los tanques del proceso, llama piloto para la tea, combustible para el boiler

(caldera), etc. En estos equipos se consigue precipitar los líquidos llámense

condensados de hidrocarburos, vapor de agua, etc. que son arrastrados por el gas

a las salidas de los FWKO y Separadores de Producción, de esta manera se

eliminan los líquidos por la parte inferior del recipiente permitiendo que el gas

fluya hacia los compresores para luego ser almacenado.

Separador: Equipo colocado entre el cabezal del pozo y el patio de tanques

para separar el crudo del gas natural o del agua.

Tanques de almacenamiento: Grandes depósitos metálicos, construidos de

acero soldado, que se utilizan para guardar crudo o derivados. Básicamente

existen tres tipos de tanques, dependiendo de la forma en que se efectúe el

almacenamiento

Tanques sin presión o ventilación libre: Son tanques cilíndricos verticales y

horizontales, destinados al almacenamiento de productos poco volátiles como

petróleo, residuales, diesel, kerosén, etc., y están dotados de una tubería de

ventilación en la parte alta o techo, que permite la expulsión o admisión de aire,

al cargar o descargar el tanque. Trabaja a presión atmosférica.

Tanques de baja presión o ventilación controlada: Son tanques cilíndricos

verticales y horizontales, destinados al almacenamiento de productos poco

volátiles como petróleo, residuales, diesel, kerosén, etc., y están dotados de una

131

tubería de ventilación en la parte alta o techo, que permite la expulsión o

admisión de aire, al cargar o descargar el tanque. Trabaja a presión atmosférica.

Tanques de presión con o sin ventilación: Son aquellos destinados al

almacenamiento de productos volátiles en que, para evitar pérdidas por

evaporación, es necesario controlar la expulsión de gases al exterior y en igual

forma la admisión de aire cuando se extrae el producto.

Tanques de presión con o sin ventilación: Son tanques diseñados y

construidos para trabajar con presiones superiores a 2.5 libras por pulgada

cuadrada. Estos sirven para almacenar líquidos volátiles y licuefactados.

Dependiendo del fluido a almacenar pueden ser de diferente forma.

Tanques de lavado y surgencia: En los tanques de lavado se separa el agua del

aceite por diferencia de densidades; el agua se drena a una piscina y el aceite

pasa a, un tanque de mayor capacidad, denominado de surgencia, donde se

almacena el crudo producido del campo, libre de gas y agua.

Tanques de relevo: Los que se encuentran en las estaciones de bombeo del

Oleoducto Transecuatoriano; también se les denomina tanques de alivio. Tienen

una capacidad de almacenamiento de 10.000 barriles.

Tubería: es un conducto formado por tubos, válvulas, bridas, manómetros, etc.

que están en toda planta petrolera y sirve par transportar el crudo o cualquiera de

sus derivados a demás de otros fluidos.

Válvula: es un dispositivo de cierre, paso o regulación de fluido y esta formada

por: el cuerpo, asiento, elemento de cierre, guarniciones, vástago.

132

Válvula de seguridad (security valve): Válvula de protección utilizada para

liberar presiones en sistemas cerrados de flujo.

Válvula de venteo (relef valve): Válvula de control de presión generada en

tanques de almacenamiento, como consecuencia de la presión de vapor del

producto almacenado.

Válvula set stop (set stop valve): Válvula compuesta, utilizada para control de

flujo, mediante sistemas cerrados de flujos

133

BIBLIOGRAFÍA

1) ACINDEC, ACEROS INDUSTRIALES DEL ECUADOR S. A.

“Separadores Trifásicos FWKO”, Presentación Power point, Quito, 2010.

2) ARNOLD, Kent y STEWART, Maurice, “Diseñando sistemas de producción

de petróleo y gas. Como escoger el tamaño y seleccionar separadores de dos

fases”. Documento PDF en español, 2004.

3) G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros S.R.L “Espumas en sistemas de

hidrocarburos: origen, consecuencias y soluciones”, Nota técnica No 33,

Buenos Aires, 2004.

4) HYSYS SOFTWARE, Hysys Hyprotech® versión 2006 “User Guide”, Plant

Lifecycle Solutions, Guía del Usuario, 2006.

5) MELO, Vinicio, “Sistemas de producción en campos petroleros”, Edición

particular, Quito, 2007.

6) PETROECUADOR, Unidad de Relaciones Institucionales, “Glosario de la

industria Petrolera”, Diciembre 2005.

134

7) PETROPRODUCCIÓN, “Proyecto Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalle

Área Libertador”, (PDF), Propuestas de mejoras Estación Pichincha, Quito, 18

de Mayo 2009.

8) PETROPRODUCCIÓN, “Proyecto Ingeniería Conceptual, Básica y de Detalle

Área Libertador”, (PDF), Descripción de Procesos Estación Pichincha, Quito, 12

de Junio 2009.

9) PETROPRODUCCIÓN, “Tratamientos de fluidos en superficie D.A.,”

Presentación Power point, Petroproducción Quito, 2007.

10) WOOD GROUP. “Deshidratación de Crudo Separación Primaria”

Presentación Power point, Quito 2007.

ANEXOS

135

ANEXO 1. Factor de Compresibilidad “Z” o factor de desviación para gases

naturales


Elaborado por: Surface Production Operations, Gulf Publishing Company

136

ANEXO 2. Vista Superior del Campo Libertador


Elaborado por: Departamento de Ingeniería Civil

137

ANEXO 3. Potencial de Producción Estación Pichincha Enero 2011


Elaborado por: Departamento Ingeniería de Petróleos

138

ANEXO 4. Dimensionamiento del Separador Trifásico de Producción Estación

Pichincha.



Documents

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5980/1/43822_1.pdf · DISEÑO DEL SEPARADOR TRIFASICO DE PRODUCCIÓN ... 4.2.3 Cálculo de la Eficiencia