produccion-i-cap-3

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES
FACULTAD DE INGENIERIA PRODUCCION PETROLERA I
CAPÍTULO III
ESTUDIO DE LOS EQUIPOS SUPÉRFICIALES DE PRODUCCIÓN
Los equipos superficiales para el control de producción de pozos gasíferos y petrolíferos son instalados y ensamblados
en boca de pozo una vez concluida la instalación de los equipos subsuperficiales.
Los objetivos de los equipos superficiales es el de controlar la circulación de los fluidos que salen desde el fondo de
pozo con presiones y caudales programados y orientados hacia los sistemas de circulación superficial, hasta los
separadores gas petróleo.
Los equipos superficiales están básicamente constituidos por los siguientes componentes:
a) Árbol de Navidad o cabezales de pozo.
b) Líneas de flujo que son líneas de recolección y las líneas de descarga.
c) Estrangulador de flujo o choque superficial.
d) Manifold de control.
e) Baterías de separación gas petróleo utilizadas en campos petrolíferos y de gas y condensado.
f) Plantas de gas para yacimientos gasíferos.
1. DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES SUPERFICIALES
ÁRBOL DE NAVIDAD
Son denominados también como válvulas de surgencia instalados en boca de pozo, ensamblados sobre las cabezas de
las cañerías guía intermedia y de revestimiento a través de accesorios mecánicos e hidráulicos tales como las cabezas, las
bridas, niples, adaptadores y los colgadores de tuberías para permitir la circulación controlada de los fluidos de pozo.
Sus funciones principales son:
a) Facilitar a través de los colgadores la instalación del tubing de producción de acuerdo al tipo de terminación
programada.
b) Soportar el efecto de las presiones en el espacio anular cuando se presenta, por ejemplo, amagos de descontrol
en la etapa de producción o cuando se presenta reventamientos de cañería en cualquier nivel encima del
productor.
c) Soportar las velocidades y presiones de circulación de petróleo o gas por la tubería.
d) Regular los caudales de producción, las presiones fluyentes y las presiones de surgencia en boca de pozo en
diferentes tipos de terminaciones de pozos.
e) Soportar todos los esfuerzos de tensión y compresión de las tuberías por efecto de las variaciones de temperatura
en el pozo.
1.1 CLASIFICACIÓN DE LOS ÁRBOLES DE NAVIDAD
La clasificación esta basada en las normas API que toma como base las características y especificaciones técnicas de
los cabezales de pozo clasificándolos en los siguientes tipos:
a) Árbol de Navidad para terminación simple
Llevan bridas superiores de corrección para un solo cabezal de tubería donde se instala una sola columna para
producir una sola arena productora sea baja, mediana o alta presión para pozo petrolífero o gasífero.
b) Árboles de Navidad para terminaciones dobles
Que están constituidos por los cabezales de tubería para instalar dos columnas de producción y explotar
simultáneamente dos niveles que pueden ser arenas de baja, mediana o alta presión, los dos niveles gasíferos o
petrolíferos, o niveles combinados entre gasíferos y petrolíferos.
c) Árbol de Navidad para terminaciones triples o múltiples
Que se caracterizan por estar equipadas con tres cabezas de tubería para instalar tres columnas de producción y
producir simultáneamente tres niveles, que pueden ser de alta, mediana o baja presión, combinados o simples arenas
petrolíferas o gasíferas.
Para todos estos tipos de árboles las normas especifican rangos de presiones de trabajo y caudales de producción
así como los diámetros que deben ser consideradas en función al arreglo de cañerías en el pozo.
Docente: Ing. Raúl Maldonado 1

Criterios de Selección
La selección y el diseño de los árboles de navidad adecuadas a las condiciones de trabajo de los pozos se realiza en
base a los siguientes datos:
- Tipos de terminaciópn de acuerdo al número de arenas productoras.
- Profundidad de las arenas productoras.
- Presiones de pozo, o sea, PFo, PFp, Pw, Pbp.
- Tipos de fluidos de pozo (gas o petróleo)
- Diámetro de las cañerías (guia, superficial, intermedia, cañería de revestimiento y diámetro de tubería)
En base a estos criterios la selección de los árboles de navidad se especifica de la siguiente manera para cada caso.
Ejemplo: Para terminación simple.
ÁRBOL DE NAVIDAD – SHAFFER: 8 ½’’ x 5 ½’’ x 2 7/8’’ 3-5000 psi
O sea que el árbol de navidad será instalada en un pozo con xcañería intermedia de 8 ½’’, cañería de revestimiento de
5 ½‘’ y tubería 2 7/8’’ para una presión mínima de trabajo de 3000 psi y máxima de 5000 psi.
Ejemplo: Para terminación doble.
ÁRBOL DE NAVIDAD – CAMERON: 9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 7/8’’ x 2 ½’’ 5-10000 psi
Ejemplo: Para terminación triple.
ÁRBOL DE NAVIDAD – CAMERON: 13 3/8’’ x 9 5/8’’ x 8 ½’’ x 2 3/8’’ x 2 ½’’ x 2’’ 10-15000 psi
10-20000 psi
Presiones de aplicación en árboles de navidad
Cuando el árbol de navidad va a ser instalado, es sometida a dos tipos de presiones:
a) Presión de prueba , denominada también de trabajo nominal, que es la presión a la que el árbol de navidad es
sometida en fabrica para verificar su resistencia a los rangos de presión máxima y su sensibilidad a fugaz de
fluidos a través de sus empaquetaduras, en la practica las presiones de ojojo son generalmente 25, 50 y
hasta un 100% de exceso en relación a la presión de trabajo, a la que será sometida en el pozo.
b) Presión de trabajo , es el valor real de presión con que el árbol de navidad trabajará en el pozo y que es igual a la
siguiente relación:
PT = Psurgencia del pozo + Fs
Fs = Factor de seguridad variable entre 25 – 50 y hasta 100% de la presión máxima de pozo.
En los rangos de presión y para árboles de navidad se considera los siguientes:
- Árboles de Navidad de baja presión, aquellos que tienen presiones de trabajo entre 1 – 3000 psi.
- Árboles de Navidad de mediana presión, aquellos que tienen presiones de trabajo entre 3 – 5000 psi.
- Árboles de Navidad de alta presión, aquellos que tiene presiones de trabajo mayores a 5000 psi.
1.2 OPERACIONES DE NONTAJE DEL ÁRBOL DE NAVIDAD
Se aplica la siguiente secuencia de trabajo:
a) Instalación de la tubería, con anclaje de packer y se verifica si el pozo esta ahogado, o sea PEA = 0; Pbp = 0.
b) Instalar y anclar en interior de tubería, válvula de retención de alta presión, para sostener presión de pozo en
tubería temporalmente.
c) Desarmar BOP, instalar árbol de navidad con todos sus accesorios, o sea: colgadores, portachokes, conexiones a
las líneas de flujo y a las líneas de recolección.
d) Efectuar prueba de presión del árbol de navidad, utilizando la válvula de retención e inyección de fluido con una
presión igual a la presión de pozo mas su factor de seguridad, desanclar válvula de seguridad y abrir las válvulas
de flujo del árbol de navidad para iniciar la producción y orientar flujo de petróleo hacia los separadores.
1.3 COMPONENTES DEL ÁRBOL DE NAVIDAD
1.4 CHOKES O ESTRANGULADORES DE FLUJO
Son accesorios de control instalados en el portachoke del árbol de navidad ubicado entre su salida principal y la línea
de descarga que se instala para controlar y mantener las condiciones optimas de producción durante la descarga de fluidos
de pozo por el árbol de navidad.
2 Docente: Ing. Raúl Maldonado

Sus objetivos de uso son los siguientes:
a) Mantener la producción con presiones y caudales controlados de acuerdo al programa.
b) Minimizar riesgos de daño en las formaciones a través de control de flujo racional.
c) Proteger los equipos de superficie.
d) Controlar posibilidades de conificación de agua o de gas en pozos petrolíferos.
e) Permite obtener información real para calcular el índice de productividad y controlar la estabilidad de la presión y el
caudal.
Cuando el pozo esta en producción la relación de presiones en las líneas de descarga son las siguientes:
Sin choke: P1 = P2 Producción incontrolada.
Con choke: P1 ≠ P2 Producción controlada.
Considerando los objetivos de los chokes, en todos los casos de pozos petrolíferos y gasíferos, no es recomendable
prescindir de los chokes para la etapa de producción, debido que es el único instrumento que permite optimizar y racionalizar
la energía del yacimiento para mantener la explotación controlada de las arenas, midiendo dicho control con el valor de la
presión en boca de pozo y que se calcula con las siguientes ecuaciones:
a) Para pozos petrolíferos.
Q RGP
( ) [ psi]
P
CK
O
bp f
0.5
17.4
×
=
Donde: (O) Q : Caudal de producción de petróleo en BD.
RGP: Relación gas – petróleo
CK f : Diámetro del choque en pulgadas
b) Para pozos gasíferos.
Q × ×
T
( g ) ( g ) ( g
) [ psi]
é
1
bp úû
Cd
P
CK
ù
êë
×
=
f
m
465.71
donde: ( g ) Q : Caudal de gas en ft3/D
( g ) m : Viscosidad del gas en cp.
( g ) T : Temperatuira de gas en superficie °R.
CK f : Diámetro del choque en pulgadas
Cd : coeficiente de descarga, función del número de Reynolds y generalmente se toma el valor de 0.865.
Tipos de choke
Existen dos tipos de choke:
a) Los choques positivos , denominados también chokes fijos, porque para cambiar su diámetro durante las pruebas
de producción o durante las operaciones de chokeo es necesario sacar toda la unidad de choke del árbol de
navidad para instalar otro diámetro distinto demorando las operaciones de producción y de chokeo con la
necesidad de cerrar pozo a través de la válvula maestra. Existen chokes positivos en las dimensiones variables,
desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro.
b) Chokes variables , denominados también chokes ajustables debido a que para cambiar su dimensión no es
necesario desmontar la unidad de choke y solo se procede a ajustar en su misma instalación de acuerdo a las
especificaciones que vienen señaladas en los catálogos respectivos donde indica el número de vueltas que se
debe practicar para aumentar o disminuir la dimensión del choke, al igual que los anteriores tipos existen en las
dimensiones desde 1/64’’, 2/64’’, 3/64’’,…., 126/64’’ de diámetro.
Criterios de selección del tipo de choke
Se utiliza los siguientes criterios:
- Presión estática (Ps) y presión fluyente (Pw) del pozo, programado. (*)
- Caudal de producción en función a las presiones. (*)
- Relación RGP y RAP.
- Tipo de árbol de navidad, líneas de descarga del árbol de navidad

(*) Más importantes
Variando la dimensión del choke ojojo.
1.5 OTROS EQUIPOS SUPERFICIALES
Se tiene los siguientes:
- Cámara de recolección o Manifold de control.
- Las líneas de flujo.
- Las líneas de descarga.
Las líneas de flujo y de descarga están constituidos generalmente por tuberías cuyos diámetros varían entre 3 y 3 ½’’ y
4 – 4 ½’, tienen la función de conducir a los fluidos de pozo al manifold de control y de este a loas baterías de separación.
MANIFOLD DE CONTROL
Es un conjunto de válvulas y niples de tubería de 4’’ y 65’’,de acuerdo a los caudales que van ha ser manejados y
orientados desde las líneas de descarga, su función es el de reunir la producción de los pozos y derivarlos con presiones
controladas a las baterías de separación en el caso de la producción de petróleo y a las plantas de gas en el caso de la
producción de gas.
2. PROCESOS DE SEPARACIÓN GAS PETROLEO
El proceso de separación de los fluidos de formación, que esta constituido por la mezcla de gas, petróleo y agua y que
salen de los pozos a la superficie durante la producción se produce debido al efecto de la liberación de presiones y los
cambios de temperatura cuando la mezcla circula por el tubing hasta boca de pozo y de este hasta los separadores.
En este recorrido los componentes van cambiando sus propiedades fisicoquímicas, ya sea por efecto de vaporización o
condensaciones y que cuando emergen a la superficie ya se produce un fenómeno de separación flash o separación
instantánea y que el proceso es completada en los equipos de separación que son diseñados en función a las características
de todo tipo de crudos que circularán por las baterías, cuya capacidad sea variable de acuerdo a la capacidad de los pozos
productores seleccionados para descargar su caudal en dichas baterías.
En este proceso, la eficiencia de separación varía de acuerdo con los siguientes factores:
- Características de la mezcla de fluidos a ser separados.
- - Propiedades físicas y químicas de cada componente de la mezcla.
- Volumen de la mezcla que ingresaran a los sistemas de separación.
- Características y tipos de separadores que serán seleccionados para el campo.
- Presiones y temperaturas de operación de los separadores seleccionados.
Las propiedades físicas y químicas de los componentes que afectan significativamente a la eficiencia de trabajo de los
separadores son los siguientes:
a) Densidad de los fluidos
Que es la relación de la masa o pe3so de la mezcla que sale del pozo por unidad de volumen. Durante el proceso
de separación y condiciones de yacimiento la densidad se calcula utilizando la ecuación general de estado de los gases
reales:
PV = znRT
Donde: n: Número de moles de gas y es igual a:
W
( g
)
( g )
Wm
n =
R : Constante de los gases
T : Temperatura del yacimiento.
z = Factor de compresibilidad del gas que a condiciones de yacimiento se define como la
relación del volumen real ocupado por el gas a presión y temperatura del yacimiento respecto al
volumen de gas en superficie.
Reemplazando n en la ecuación 1 se tiene que:
W
( )
( )
RTz
Wm
PV
g
= g
De donde:

W P ×
Wm
g g ( ) ( )
RTz
V
= ; por definición el peso de gas sobre su volumen es igual a su densidad.
( )
P ×
Wm
d g
g
= ; donde T = °F, ( g ) Wm = lb/ft3, P = 14.7 psi.
RTz
En trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede utilizarse también la ecuación de Brill que es igual:
Ge ×
P
( ) ( )
( )
ù
úû
é
lb
g s
= 3 2.7
êë
×
ft
T z
d
s
g
Donde: 2.7; es denominado constante de gas a 14.7 psi y 60°F.
b) La densidad del petróleo
La densidad del petróleo durante el proceso de separación se calcula en función a la medida de su gravedad API.
ù
é
141.5
para tener en lb
= 3 ;
131.5
( ) úû
êë
+
ft
API
d o
ù
é
ù
é
lb
3
141.5 62.4
lb
ft
( ) úû
êë
Þ
+
úû
êë
×
= 3
131.5
ft
API
d o
c) Gravedad específica del gas
Se define como la relación de la densidad del gas respecto a la densidad del aire a presión y temperatura estándar,
o sea, P = 14.7 psi y T = 60°F.
GE =
( )
( g
)
( a)
d
g d
También puede calcularse como función de los pesos moleculares, o sea:
GE =
( )
( g
)
( a)
Wm
g Wm
d) Factores volumétricos
Se define como la relación del volumen de petróleo y gas a condiciones de yacimiento respecto al volumen ojojo
del petróleo a condiciones de separación.
3 3
m ó ft medido a condiciones de yacimiento
( g ) 1
m 3 ó ft 3
de gas medido a condiciones de separación
b =
Y el factor volumetrico del petróleo ( (o) b ) es la relación del volumen de petróleo saturado con gas a presión y
temperatura de yacimiento respecto a una unidadc de volumen de petróleo a condiciones de separación o estándar.
b
( )
e) Relación de solubilidad Rs
ù
Bl
( ) úû
Vol .
de petróleo a condiciones de yacimiento
= é
êë
o
o unidad de volumen de petróleo a condiciones de separación o estándar
m
1 1 3
Que es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de petróleo a condiciones de presión y temperatura
de ojojo .
ù
úû
. 3 3
é
RS 1 sup 1
êë
=
ft
Bl
Vol de gas en ft a condiciones de yacimiento
Bl de petróleo a condiciones de erficie

2.1 SEPARADORES GAS PETROLEO
Son considerados como recipientes de alta presión diseñados para separar los componentes de los fluidos de pozo,
bajo ciertas condiciones de presión, temperatura y volumen. Se definen como equipos herméticos, cerrados cuyos
elementos internos, que varían de acuerdo al tipo de separador, provocan un proceso de separación por el mecanismo de
funcionamiento que es común para todo los tipos de separadores y que de acuerdo a la utilización máxima de su eficiencia
deben separar los máximos porcentajes de los componentes incluyendo los sedimentos que salen con la mezcla.
Clasificación de separadores
Se clasifican en los siguientes tipos:
a) Separadores horizontales.
b) Separadores verticales
c) Separadores esféricos.
De estos tres tipos principales de separadores derivan los siguientes modelos de separadores.
a) Separadores monocilíndricos o monofásicos , son de una sola fase o etapa, utilizados en campos netamente
petrolíferos con poco porcentaje de gas, o sea, sirven solo para obtener petróleo puro.
b) Separadores bifásicos , o de dos fases, para instalar en campos productores de petróleo con mayores porcentajes
de gas y poco porcentaje de agua. En estos separadores el gas es evacuado por la parte superior o salida de gas
y el petróleo por los tubos de descarga o salidas de petróleo.
c) Separadores trifásicos , los separadores trifásicos son considerados como separadores convencionales de tres
fases para separar los tres componentes comunes del fluido de pozo, o sea, gas – petróleo – agua. El gas sale por
la salida superior o salida de gas, el petróleo por sus salidas correspondientes ubicadas en la parte inferior del
cuerpo y el agua mas sedimentos por las tuberías de drenaje ubicadas en la base del separador.
Para el diseño y selección de los separadores se utiliza la siguiente combinación de tipos de separadores:
ì
ï ï ï
í
ï ï ï
î
Alta Pr
esión
Bifási
cos
ì
Baja Pr
esión
Alta esión
Trifási
ïî
ïí
ïî
ïí ì
Mediana esión
Baja esión
SeparadoresHorizontales
Pr
Pr
Pr
cos

ì
ï ï ï
í
ï ï ï
î
Alta Pr
esión
Bifási
cos
ì
Baja Pr
esión
Alta esión
Trifási
ïî
ïí
ïî
ïí ì
Mediana esión
Baja esión
SeparadoresVerticales
Pr
Pr
Pr
cos
ïî
ïí ì
ïî
ïí ì
Alta esión
Mediana esión
SeparadoresEsféri Trifási
Pr
Pr
cos cos
En las operaciones de separación utilizando los tipos de separadores indicados, la eficiencia de separación depende de
los siguientes factores:
a) Tamaño de las partículas, liquidas y gaseosas.
b) Densidad de la mezcla.
c) Velocidad de circulación del gas desde la sección primaria hasta el extractor de niebla.
d) Temperatura y presión de separación. A mayor presión, mayor la capacidad de separación líquida. A mayor
temperatura, mayor la capacidad de separación de gas.
e) Densidad de los líquidos. La capacidad de separación es directamente proporcional a la diferencia de densidades
entre el petróleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad de gas.
f) Viscosidad del gas. Es un factor que afecta a la velocidad de asentamiento de las partículas líquidas, por tanto a
mayor viscosidad de gas menor la velocidad de asentamiento del petróleo.
SECCIONES DE UN SEPARADOR
Para un trabajo de separación eficiente los separadores horizontales, verticales o esféricos están constituidos por las
siguientes secciones:
a) Sección de separación primaria , sirve para la separación del mayor volumen de líquidos de la mezcla mediante la
reducción de la turbulencia a través de un cambio de dirección que experimenta el líquido que ingresa por la
entrada al chocar con el ángulo de impacto o placa desviadora, a partir del cual se imparte un movimiento circular
de gran velocidad para luego pasar a la sección de separación secundaria con velocidad reducida. El efecto de la
velocidad circular es el que determina el grado de eliminación de las partículas líquidas con una separación parcial
de la fase gaseosa que es completada en la sección secundaria.
b) Sección de separación secundaria , la mezcla gas – petróleo – agua parcialmente separado pasa a la sección
secundaria que trabaja con mayor presión de separación para separar las gotas mas pequeñas de líquido hasta
100 micrones por efecto del mecanismo de separación que esta basada en el asentamiento por gravedad de las
partículas líquidas que es arrastrada por el gas y que cae a la sección de acumulación.
El gas más puro pasa por el extractor de niebla para ser orientada hacia una sección vacía del separador y
de este a las salidas del gas.

La eficiencia de separación de esta sección depende principalmente de las propiedades del gas, el tamaño
de las partículas líquidas y el grado de turbulencia del gas que en el interior del separador es controlada por
accesorios denominados rompeolas o mediante la estabilización de la mezcla añadiendo a la corriente de petróleo
aditivos químicos estabilizadores.
c) Sección de extracción de niebla , es la sección donde se elimina al máximo las gotas mas pequeñas de líquido, 10
micrones, que han quedado en la corriente de gas después de que la mezcla ha pasado por las dos anteriores
secciones. El principio de funcionamiento del extractor esta basado en el efecto del choke de burbujas en la
superficie metálica del extractor donde se origina fuerzas centrífugas que hacen funcionar al extractor de niebla
para reducir el contenido de líquido impregnado en el gas en una proporción de 0.1 gal/MPCgas. Los separadores
en general pueden estar equipados con tres tipos de extractores que son:
- Los de serpentines de alambre.
- Los modelos tipo paleta.
- Los modelos de platos concéntricos.
Durante este proceso la eficiencia de los extractores es función de la velocidad de circulación de la mezcla en
el interior del equipo, por lo que si estas velocidades no son apropiadas, de acuerdo con las presiones de
separación, un porcentaje de partículas líquidas continuarán en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse para
caer por gravedad a la sección de acumulación.
d) Sección de acumulación de los líquidos , es la sección donde se descarga y se almacena los líquidos separados.
Debe tener la suficiente capacidad para almacenar y mantener volúmenes constantes sin el peligro de rebalses
por efecto de incrementos de flujo o caída de las partículas líquidas. Para este efecto esta equipada de accesorios
tales como rompeolas para evitar estas turbulencias, flotadores, purgas y los controles de nivel para evitar
rebalses de líquido.
3. CARACTERÍSTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES
3.1 SEPARADORES VERTICALES
Se caracterizan por tener una configuración cilíndrica vertical donde el fluido de la mezcla entra en forma tangencial por
la parte media originando un movimiento circular de los fluidos creando fuerzas centrifugas y gravitacionales que provocan
una eficiente separación en la sección primaria donde el deflactor cónico ojojo orienta al líquido separado a la sección
secundaria desde donde las partículas mas livianas caen por su peso y por efecto de la gravedad hasta el fondo. ojojo
El gas separado sube directamente a la sección secundaria para que las gotas mas pequeñas, 10 micrones, atrapadas
en el flujo de gas, desciendan, el gas viaja a la parte superior hasta el extractor de niebla donde las partículas de 10
micrones se acumulan hasta tener un peso suficiente para caer por gravedad a la sección de acumulación desde donde es
expulsado a las líneas de salida de petróleo y de este hacia el oleoducto. El gas sale del extractor de niebla por su tubo de
descarga que generalmente esta conectada a las líneas de gasoducto y los sedimentos eliminados a través de la purga del
separador.
Ventajas y desventajas de los separadores verticales
Se señalan los siguientes:
a) Presentan mejores rendimientos para la separación de crudos livianos y de densidades intermedias.
b) Tienen mayor capacidad de separación líquida por volumen de gas, debido a las mayores velocidades de caída
vertical de las partículas mas pesadas que el gas.
c) Tienen un buen sistema de atenuación de turbulencias y formación de emulsiones que es reducida cuando la
mezcla choca con el deflactor cónico.
d) Son de menor capacidad volumétrica en comparación de los separadores horizontales. En este caso la capacidad
de separación es función del diámetro del separador.
e) Pérdidas que se originan, tanto volúmenes de líquido y de gas por vaporización en el interior del separador y que
es efecto de la temperatura son menores en relación a los otros tipos de separadores.
f) No requieren mucho espacio ni la construcción de fundaciones grandes para su instalación.
3.2 SEPARADORES HORIZONTALES

El mecanismo de funcionamiento de los separadores horizontales es similar a los verticales y sus características son
las siguientes:
a) Tienen mayor eficiencia de separación de gas que los separadores verticales y los esféricos debido a que el área
de interfase gas – petróleo es mayor en relación a los otros tipos de separadores, esta característica hace que las
burbujas de gas arrastradas por el líquido son liberadas más fácilmente por el efecto combinado de impacto,
velocidad de ojojo y fuerza de gravedad que actúan mas intensamente en el ángulo de impacto
antes de pasar por la sección primaria.
b) La capacidad de manejo y eliminación de sólidos es menor en relación a los separadores verticales por lo que
algunas instalaciones es necesario colocar hasta dos drenajes para facilitar la evacuación de agua y los
sedimentos.
c) Una desventaja de estos separadores radica en el hecho de que para su instalación sobre todo cuando se trate de
baterías de gran capacidad con tres, cuatro o hasta seis unidades en paralelo se requiere de una infraestructura
mayor de fundaciones haciéndose más dificultoso el de conseguir igualar los niveles de fluido en la sección de
acumulación en relación a los otros dos tipos de separadores.
d) Su ventaja mayor radica en el hecho de que son mas económicos, de mayor volumen de separación, son mas
adecuados para manejar petróleos emulsionados, petróleos con porcentajes de espumas y algunos crudos con
altas RGP.
Los separadores horizontales se clasifican en dos tipos:
- Separadores horizontales monocilíndricos , constituidos por un solo ojojo son conocidos también
como separadores simples y pueden ser de dos o tres fases de baja presión de mediana presión y de alta presión.
Los de dos fases sirven para separar petróleo más gas con poco porcentaje de agua. Los sepáradores de tres
fases o separadores convencionales sirven para separar los tres componentes del fluido de pozo (petróleo – gas –
agua).
- Separadores horizontales bicilíndricos , están constituidos por dos cilíndricos o cuerpos de separación montadas
una sobre otra y conectadas por canaletas verticales de drenaje o circulación vertical, ojojo
evacuan parte de líquido mas gas del cilindro superior al inferior donde se completa el proceso de separación. En
algunos casos de campos petrolíferos productoras de crudos pesados con poco porcentaje de gas es conveniente
instalar separadores bicilíndricos o también combinar un bicilíndrico con monocilíndrico instalando como primer
separador de alta presión el bicilíndrico para luego instalar un monocilíndrico de mediana y otro bicilíndrico de baja
presión para completar el proceso.
3.3 CARACTERÍSTICAS DE LOS SEPARADORES ESFÉRICOS
Tienen la configuración esférica que son adecuadas para trabajos a elevadas temperaturas y presiones por tanto son
generalmente de alta presión, son de menor capacidad que los dos anteriores tipos y más comúnmente son utilizados como
separadores de prueba para pozos exploratorios o algunos pozos de desarrollo con alta presión.
Su principio de funcionamiento es similar a los verticales y horizontales generalmente no su utilizan para armar baterías
de separación.
En resumen los componentes básicos de los separadores son los siguientes:
- Recipiente o cuerpo del separador.
- Tubos de entrada y de salida de fluidos.
- Angulo de impacto.
- Secciones de separación (primaria, secundaria, extractor de niebla)
- Válvulas de descarga de los componentes separados.
- Sección de acumulación de líquidos.
- Accesorios internos y externos tales como:
- Válvulas de control interno.
- Manómetros.
- Niples.
- Válvulas internas de contrapresión.
- Flotadores.
4. DISEÑO DE LOS SEPARADORES
Los siguientes datos y criterios técnicos son utilizados para seleccionar los separadores gas petróleo y armar las
baterías donde se procesará todo el volumen de producción del campo.

De acuerdo a la extensión y el número de pozos productores del campo se instalan dos o mas baterías de separación
con una agrupación racional de pozos para cada batería. Los criterios técnicos utilizados son:
a) Características del fluido de pozo, o sea las características físicas, las características químicas y la cantidad de
sólidos.
b) Volumen de producción que ingresará a cada batería.
c) Capacidad del sistema de recolección de las líneas de flujo y de las líneas de descarga, capacidad del manifold de
control.
d) Etapas de separación de acuerdo al tipo de crudos.
e) Presiones y temperaturas de separación que será aplicada en función al volumen.
En base a estos datos se realiza la selección de los tipos de separadores para cada batería con el objeto de obtener
máximos rendimientos en la recuperación de líquidos. Para este efecto se dispone de los siguientes sistemas de separación.
a) Sistema de separación en una sola etapa , que se utiliza en algunos tipos de yacimiento con la instalación de uno o
dos separadores que trabajan en paralelo con una misma presión, su aplicación se limita a pozos de baja presión,
baja relación gas – petróleo agrupando dos o hasta tres pozos por batería.
b) Sistema de separación por etapas , la mayor recuperación de líquidos se obtiene con este sistema de separación
instalando baterías en campos con una densidad de pozos mayores a 20 en plena etapa de desarrollo.
Este sistema se caracteriza por el uso de instalación de separadores que operan con presiones sucesivas, o
sea de mayor presión a presiones cada vez mas reducidas hasta alcanzar el separador de mas baja presión
debido a que los fluidos de campos productores siempre se descargan a un separador de mayor presión pasando
luego al separador de mediana presión para concluir el proceso con un separador de baja presión.
La separación por etapas se divide en dos tipos:
- Separación en dos etapas, que son aplicados en campos de mediana presión con relaciones gas petróleo
menores a 1500 pie3 de gas por 1 m3 de petróleo. RGP < 1500 ft3/m3. En este caso se instalan separadores de
mediana presión para primera etapa y separadores de ojojo para la segunda etapa.
- Separadores en tres etapas, que es aplicado en campos productores de mediana y alta presión con RGP > 1500
ft3/m3. En este caso se instala baterías conformadas por tres tipos de separadores donde la mezcla ingresa
primero al separador de alta presión pasando luego al de mediana presión y de este al de baja presión donde se
completa el proceso, los siguientes rangos de presión se considera para calificar a los separadores de baja
presión menores a 500 psi.
Separadores de mediana presión: menores a 1500 psi y mayores a 500 psi.
Separadores de alta presión: mayores o iguales a 1500 psi.
5. CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES
La separación de los fluidos de pozo en los separadores se obtiene por el efecto combinado de la fuerza de gravedad,
las fuerzas centrífugas y el choque de las partículas gaseosas y líquidas en el interior del separador.
La capacidad de los separadores sean verticales, horizontales ó esféricos se define como el volumen de la mezcla gas
– petróleo – agua que es procesado en el separador durante un período completo de 24 horas de trabajo para obtener
individualmente cada uno de esos componentes y se mide en Bls, ft3, m3 todo por día.
La capacidad de los separadores varía de acuerdo a los siguientes factores:
- f, L y H de los separadores.
- Condiciones físicas del separador.
- Tipo y procesos de separación (petróleo puro o con gas condensado).
- Tipo de separadores adecuados al campo, o sea (Verticales, horizontales y esféricos).
- Número de etapas de separación que se aplicará en el campo.
- Características físicas y químicas de los fluidos que serán separados.
- Nivel de líquido que será depositada en la sección de acumulación.
- Contenido de sólidos del fluido de pozo.
- Tendencia de la mezcla de formar emulsiones cuando sale a la superficie.
5.1 CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES
a) CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALES
a1) Cálculo de la capacidad de gas de los separadores verticales
1° Método de cálculo

Es función de la velocidad de sentamiento de las partículas líquidas en la sección primaria y directamente proporcional
a la presión y temperatura de separación.
Uno de los métodos utilizados para calcular la capacidad de gas esta basada en la velocidad de caída de las partículas
líquidas al fondo regida por la ley de Store para un valor de la gravedad igual a 32.174 ft/s2.
Tomando en cuanta la ley de Store el cálculo del caudal máximo que será separado en los separadores verticales se
realiza con la siguiente ecuación:
ù
é
Q ×
( )
P Dv
( )
( )
T
op
op
g V V
T z
ú úû
ê êë
×
×
= ´
2
2.4 106 MMPCD Ec.1.
Donde:
(op) P : Presión de operación del separador vertical en psi.
Dv2 : Diámetro interno del separador vertical.
(op) T : Temperatura de operación °F.
T V : Velocidad de circulación de las partículas de gas en el interior del separador en ft/s y se calcula
con la siguiente ecuación:
V = k × (dp) ×
g (do dg)
T -
18 m
g
×
2
Ec. 2.
Donde:
k : Factor de conversión de separación para tener el T V en pie/s y es igual a 1487.26.
g : Valor de la gravedad, 31.174 ft/s
Reemplazando valores y la ecuación 2 en 1 se tiene:
( )
( ) ( )
( )
( )
é - ×
( )
2
2
P dp
ù
ù
é
6381.83 do dg Dv
T z
Q
op g
op
g V ×
ú úû
ê êë
ú úû
ê êë
×
×
=
m
Donde:
dp: Diámetro de las partículas líquidas que circulan en el interior del separador en micras,
1micra = 3.28 x106 ft.
do: Densidad del petróleo en lb/pie3.
dg: Densidad del gas en lb/pie3.
( g ) m : Viscosidad del gas en cp.
Utiliza la ecuación que esta basada en las variaciones del número de Reynolds para flujo vertical. Para este caso la
ecuación de cálculo es la siguiente:
( )
( ) ( )
( )
2 2 ( ) ù
0.5
úû
é - ×
êë
ù
ú úû
é
ê êë
P Dv
×
×
=
dp do dg
f
T z
Q
op
op
g V MMPCD
Donde:
f : Factor de fricción de las partículas de gas y líquidos por efecto de arrastre de la mezcla y
generalmente se toma una constante de 0.44.
Utiliza la siguiente ecuación práctica de cálculo del caudal de gas separado. Es el más aplicado en trabajos de campo
de acuerdo a las condiciones observados durante las operaciones y la ecuación es la siguiente:

ù
é - ×
ù
é
×
= 67.82 2
g V × ×
( )
P T
( ) ( )
( ) ( )
( )
do dg Dv C
( )
op s
T P z
Q
op s g
ú úû
ê êë
ú úû
ê êë
× ×
m
Donde:
(s ) T : Temperatura estándar 60°F.
( s ) P : Presión estándar 14.7 psi.
C : Constante del separador vertical y que varía 0.06 < C > 0.35 dependiendo del tamaño y del tipo del
material del que esta constituido el separador viene especificado por cada fabricante.
Para aplicar esta última ecuación en caso de no disponer los datos de las densidades puede ser utilizada las siguientes
ecuaciones de cálculo.
G P
141.5 62.4 ( ) ( )
API
do
= ×
131.5
+°
g op
z T
( op )
dg
×
×
= 2.7 (Ec. De Brill)
( g ) G : Gravedad específica del gas.
a2) Cálculo de la capacidad líquida de los separadores verticales
La capacidad líquida de los separadores verticales depende de los siguientes datos:
- Altura del nivel del líquido en la sección de acumulación del separador.
- Tiempo de retención del líquido en el separador.
- Diámetro interno del separador vertical.
- (o) b factor volumétrico del petróleo que es función de las condiciones de separación (temperatura,
presión).
El tiempo de retención es un parámetro importante que permite determinar la capacidad real del separador para
manejar un volumen de líquido en un tiempo t y obtener una eficiente separación de la mezcla.
Los tiempos mínimos de retención que se aplican en las operaciones normales de separación son los siguientes:
* P/sep. Gas – Pet de mediana presión: - de 0 – 600 psi t = 60 seg
- de 600 – 1000 psi t = 50 ‘’
- Para > a 1000 psi t = 30 ‘’
* P/sep. Gas – Pet – Agua de alta presión: - Para presiones de separación > 1000 psi
temperatura variable entre 2 – 3 min
* P/sep. Gas – Pet – Agua de baja presión: - a temp. estándar de sep. 60°F t = 5 min
- Para temp. de 100°F t = 10 min’
- Para temp. de 90°F t = 10 – 15 min
El factor volumétrico de petróleo es otro parámetro importante en la capacidad de ojojo de separación y su
valor se determina directamente mediante los análisis PVT en laboratorio con muestras de crudo obtenidas en pozos
productores.
En base a estos factores la capacidad líquida de los separadores verticales se calcula con la siguiente ecuación:
( )
Vol del separador vertical
o V ×
( ) t
Q
o
=
b
Donde:
t : tiempo de retención (seg o min).
Luego
2 Vol =p × d ×
h SEP V
4
Q d h
( )
= × ×
o V × ×
( ) t
b
o
p
4
2
Donde:

h : Es la altura del separador en ft.
d : Diámetro del separador vertical en ft.
Para calcular el caudal en Bl/Dia se consideran los siguientes valores:
1 día = 1440 min
1 Bl = 5.6 ft3; utilizando estos valores.
2 2
Q d h
( )
d h
= ×
×
= × × ×
257 201.7
3.14
o V ×
( ) t
( ) t
b b
o o
4
2
Q d h
( )
o V b
( )
ù
úû
é
×
êë
= ×
Bl
día
t
o
201.7
5.2 CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS Y LÍQUIDO DE LOS SEPARADORES HORIZONTALES
a) CAPACIDAD DE GAS
La capacidad de gas de los separadores es proporcional al área de su sección transversal disponible para el flujo de
gas y es función del diámetro y la altura del nivel de líquido en la sección de acumulación.
Para aplicar las ecuaciones de cálculo de la capacidad de gas se considera los siguientes criterios técnicos:
- Que la trayectoria de las partículas de gas al separarse de la mezcla en la sección secundaria del separador es
función de la velocidad de circulación de las partículas líquidas (vt) de la velocidad de caída de esas partículas en
la sección de acumulación y la velocidad de gas en el extractor de niebla.
- Que la longitud de la sección secundaria del separador es dependiente del diámetro externo (De) y la longitud (L).
En base a estos criterios la capacidad de gas de los separadores horizontales se calcula con la siguiente ecuación:
ù
é
× -
Q × ×
( )
( ) ( )
P Di De L
( )
t F
op
op
g H v A
T z h
ú úû
ê êë
× ×
= ´
/
3.0563 106 Ec. 1.
Donde:
t v : Velocidad de circulación de las partículas líquidas ft/seg y se calcula con la siguiente ecuación:
é
() v = k dp×
g ù
(do dg)
t × -
18 m
g
ú úû
ê êë
×
2
Ec. 2.
Reemplazando 2 en 1 y tomando los valores de: g = 31.174 ft/seg2, k = 1487.26
Se tiene que:
P Di De L
ù
é
ù
é
× -
/ 1487.26 32.174
× dp ×
do dg A
g H Q -
( )
( ) ( )
( )
( ) ( ) F
op g
op
T z h
ú úû
ê êë
×
ú úû
ê êë
× ×
= ´
18 m
3.0563 10
2
6
Luego:
Di De L
P dp
é -
ù
×
= 8124.9 /
Q - úû
g H do dg A
( )
( ) ( )
( )
( ) ( ) F
op
op g
h
T z
ù
êë
ú úû
ê êë é
× ×
2
m
Donde:
Di : Diámetro interno del separador en pulgadas, plg.
De : diámetro externo del separador en pulgadas, plg.
AF : Área de flujo del interior del separador, plg2.
h : altura del separador, plg.
L : Longitud o largo del separador, plg.
dp : diámetro de las partículas líquidas, micras, 1 micra = 3.28 x 10-6 pies.
b) Cálculo de la capacidad líquida de los separadores horizontales
Es el volumen de petróleo que los separadores horizontales procesan en un período de 24 hrs. De trabajo y se mide en
Bl/día (BD), en las operaciones de campo los volúmenes máximos de separación depende de los siguientes factores:
- Altura del nivel del líquido en el separador y que es medida en su sección de acumulación.

- Diámetro interno y diámetro externo del separador.
- Tiempo de retención (t) de la mezcla en el interior del separador.
Luego la capacidad líquida se calcula con las siguientes ecuaciones:
( )
V
( )
t
Q
SH
L H ×
o
=
b
257
Donde:
SH F V = L × A ;
A= p ×
D2 F
4
Luego:
D L
Q D L
= ×
= × ×
( L ) H × b ×
t
× b
×
t
o o
p
4
201.7
4
257
2 2
; BD
5.3 Cálculo de la capacidad de los separadores esféricos
Los fundamentos teóricos a los de los horizontales y verticales y las ecuaciones de cálculo son los siguientes:
a) Capacidad de gas
( )
ù
é -
ù
P D
( ) ( )
( ) ( ) ú úû
ê êë
ú úû
é
ê êë
op E
×
×
=
op g
g E
do dg
T z
Q
m
3
0.78
b) Capacidad líquida del separador horizontal
Q D
( )
3 0.5
é
ù
é
= i e
úû
33 . 51 2
ù
êë
ú úû
ê êë
o E
D
t
COMPONENTES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES
Los componentes son similares en todos los tipos de separadores:
1. Recipiente o cuerpo del separadore
2. Secciones del separador sección de separación primaria, secundaria, de acumulación y de extractos de niebla
3. Defsacircónico atenua la presión de ingreso
4. Platos difusores
5. Flotadores
6. Rompe olas en la sección de acumulación
7. Salidas del separador pet agua y gas
8. Control de nivel (mantiene el nivel del petróleo) y es graduado por el inge.
9. Tuberias internas de circulación que conectan a las secciones de separación.

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