PROCESOS DE SEPARACIN GAS PETROLEO
PROCESOS DE SEPARACIN GAS PETROLEO
El proceso de separacin de los fluidos de formacin, que esta
constituido por la mezcla de gas, petrleo y agua y que salen de los
pozos a la superficie durante la produccin se produce debido al
efecto de la liberacin de presiones y los cambios de temperatura
cuando la mezcla circula por el tubing hasta boca de pozo y de este
hasta los separadores.
En este recorrido los componentes van cambiando sus propiedades
fisicoqumicas, ya sea por efecto de vaporizacin o condensaciones y
que cuando emergen a la superficie ya se produce un fenmeno de
separacin flash o separacin instantnea y que el proceso es
completada en los equipos de separacin que son diseados en funcin a
las caractersticas de todo tipo de crudos que circularn por las
bateras, cuya capacidad sea variable de acuerdo a la capacidad de
los pozos productores seleccionados para descargar su caudal en
dichas bateras.
En este proceso, la eficiencia de separacin vara de acuerdo con
los siguientes factores:
Caractersticas de la mezcla de fluidos a ser separados.
- Propiedades fsicas y qumicas de cada componente de la
mezcla.
Volumen de la mezcla que ingresaran a los sistemas de
separacin.
Caractersticas y tipos de separadores que sern seleccionados
para el campo.
Presiones y temperaturas de operacin de los separadores
seleccionados.
Las propiedades fsicas y qumicas de los componentes que afectan
significativamente a la eficiencia de trabajo de los separadores
son los siguientes:
a) Densidad de los fluidosQue es la relacin de la masa o pe3so
de la mezcla que sale del pozo por unidad de volumen. Durante el
proceso de separacin y condiciones de yacimiento la densidad se
calcula utilizando la ecuacin general de estado de los gases
reales:
Donde:n: Nmero de moles de gas y es igual a:
R : Constante de los gases
T : Temperatura del yacimiento.
z = Factor de compresibilidad del gas que a condiciones de
yacimiento se define como la
relacin del volumen real ocupado por el gas a presin y
temperatura del yacimiento respecto al
volumen de gas en superficie.
Reemplazando n en la ecuacin 1 se tiene que:
De donde:
; por definicin el peso de gas sobre su volumen es igual a su
densidad.
; donde T = F, = lb/ft3, P = 14.7 psi.
En trabajos de campo para calcular la densidad de gas puede
utilizarse tambin la ecuacin de Brill que es igual:
Donde: 2.7; es denominado constante de gas a 14.7 psi y 60F.
b) La densidad del petrleo
La densidad del petrleo durante el proceso de separacin se
calcula en funcin a la medida de su gravedad API.
c) Gravedad especfica del gas
Se define como la relacin de la densidad del gas respecto a la
densidad del aire a presin y temperatura estndar, o sea, P = 14.7
psi y T = 60F.
Tambin puede calcularse como funcin de los pesos moleculares, o
sea:
d) Factores volumtricos
Se define como la relacin del volumen de petrleo y gas a
condiciones de yacimiento respecto al volumen ojojo del petrleo a
condiciones de separacin.
Y el factor volumetrico del petrleo () es la relacin del volumen
de petrleo saturado con gas a presin y temperatura de yacimiento
respecto a una unidadc de volumen de petrleo a condiciones de
separacin o estndar.
e) Relacin de solubilidad Rs
Que es el volumen de gas disuelto en una unidad de volumen de
petrleo a condiciones de presin y temperatura de ojojo .
SEPARADORES GAS PETROLEO
Son considerados como recipientes de alta presin diseados para
separar los componentes de los fluidos de pozo, bajo ciertas
condiciones de presin, temperatura y volumen. Se definen como
equipos hermticos, cerrados cuyos elementos internos, que varan de
acuerdo al tipo de separador, provocan un proceso de separacin por
el mecanismo de funcionamiento que es comn para todo los tipos de
separadores y que de acuerdo a la utilizacin mxima de su eficiencia
deben separar los mximos porcentajes de los componentes incluyendo
los sedimentos que salen con la mezcla.
Clasificacin de separadoresSe clasifican en los siguientes
tipos:
a) Separadores horizontales.
b) Separadores verticales
c) Separadores esfricos.
De estos tres tipos principales de separadores derivan los
siguientes modelos de separadores.
a) Separadores monocilndricos o monofsicos, son de una sola fase
o etapa, utilizados en campos netamente petrolferos con poco
porcentaje de gas, o sea, sirven solo para obtener petrleo
puro.
b) Separadores bifsicos, o de dos fases, para instalar en campos
productores de petrleo con mayores porcentajes de gas y poco
porcentaje de agua. En estos separadores el gas es evacuado por la
parte superior o salida de gas y el petrleo por los tubos de
descarga o salidas de petrleo.c) Separadores trifsicos, los
separadores trifsicos son considerados como separadores
convencionales de tres fases para separar los tres componentes
comunes del fluido de pozo, o sea, gas petrleo agua. El gas sale
por la salida superior o salida de gas, el petrleo por sus salidas
correspondientes ubicadas en la parte inferior del cuerpo y el agua
mas sedimentos por las tuberas de drenaje ubicadas en la base del
separador.Para el diseo y seleccin de los separadores se utiliza la
siguiente combinacin de tipos de separadores:
En las operaciones de separacin utilizando los tipos de
separadores indicados, la eficiencia de separacin depende de los
siguientes factores:
a) Tamao de las partculas, liquidas y gaseosas.
b) Densidad de la mezcla.
c) Velocidad de circulacin del gas desde la seccin primaria
hasta el extractor de niebla.
d) Temperatura y presin de separacin. A mayor presin, mayor la
capacidad de separacin lquida. A mayor temperatura, mayor la
capacidad de separacin de gas.
e) Densidad de los lquidos. La capacidad de separacin es
directamente proporcional a la diferencia de densidades entre el
petrleo y el agua e inversamente proporcional a la densidad de
gas.
f) Viscosidad del gas. Es un factor que afecta a la velocidad de
asentamiento de las partculas lquidas, por tanto a mayor viscosidad
de gas menor la velocidad de asentamiento del petrleo.
SECCIONES DE UN SEPARADOR
Para un trabajo de separacin eficiente los separadores
horizontales, verticales o esfricos estn constituidos por las
siguientes secciones:
a) Seccin de separacin primaria, sirve para la separacin del
mayor volumen de lquidos de la mezcla mediante la reduccin de la
turbulencia a travs de un cambio de direccin que experimenta el
lquido que ingresa por la entrada al chocar con el ngulo de impacto
o placa desviadora, a partir del cual se imparte un movimiento
circular de gran velocidad para luego pasar a la seccin de
separacin secundaria con velocidad reducida. El efecto de la
velocidad circular es el que determina el grado de eliminacin de
las partculas lquidas con una separacin parcial de la fase gaseosa
que es completada en la seccin secundaria.
b) Seccin de separacin secundaria, la mezcla gas petrleo agua
parcialmente separado pasa a la seccin secundaria que trabaja con
mayor presin de separacin para separar las gotas mas pequeas de
lquido hasta 100 micrones por efecto del mecanismo de separacin que
esta basada en el asentamiento por gravedad de las partculas
lquidas que es arrastrada por el gas y que cae a la seccin de
acumulacin.
El gas ms puro pasa por el extractor de niebla para ser
orientada hacia una seccin vaca del separador y de este a las
salidas del gas.
La eficiencia de separacin de esta seccin depende principalmente
de las propiedades del gas, el tamao de las partculas lquidas y el
grado de turbulencia del gas que en el interior del separador es
controlada por accesorios denominados rompeolas o mediante la
estabilizacin de la mezcla aadiendo a la corriente de petrleo
aditivos qumicos estabilizadores.c) Seccin de extraccin de niebla,
es la seccin donde se elimina al mximo las gotas mas pequeas de
lquido, 10 micrones, que han quedado en la corriente de gas despus
de que la mezcla ha pasado por las dos anteriores secciones. El
principio de funcionamiento del extractor esta basado en el efecto
del choke de burbujas en la superficie metlica del extractor donde
se origina fuerzas centrfugas que hacen funcionar al extractor de
niebla para reducir el contenido de lquido impregnado en el gas en
una proporcin de 0.1 gal/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 concntricos.
Durante este proceso la eficiencia de los extractores es funcin
de la velocidad de circulacin de la mezcla en el interior del
equipo, por lo que si estas velocidades no son apropiadas, de
acuerdo con las presiones de separacin, un porcentaje de partculas
lquidas continuarn en la mezcla sin la posibilidad de cohesionarse
para caer por gravedad a la seccin de acumulacin.
d) Seccin de acumulacin de los lquidos, es la seccin donde se
descarga y se almacena los lquidos separados. Debe tener la
suficiente capacidad para almacenar y mantener volmenes constantes
sin el peligro de rebalses por efecto de incrementos de flujo o
cada de las partculas lquidas. Para este efecto esta equipada de
accesorios tales como rompeolas para evitar estas turbulencias,
flotadores, purgas y los controles de nivel para evitar rebalses de
lquido.
CARACTERSTICAS PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES
SEPARADORES VERTICALES
Se caracterizan por tener una configuracin cilndrica vertical
donde el fluido de la mezcla entra en forma tangencial por la parte
media originando un movimiento circular de los fluidos creando
fuerzas centrifugas y gravitacionales que provocan una eficiente
separacin en la seccin primaria donde el deflactor cnico ojojo
orienta al lquido separado a la seccin secundaria desde donde las
partculas mas livianas caen por su peso y por efecto de la gravedad
hasta el fondo. ojojo El gas separado sube directamente a la seccin
secundaria para que las gotas mas pequeas, 10 micrones, atrapadas
en el flujo de gas, desciendan, el gas viaja a la parte superior
hasta el extractor de niebla donde las partculas de 10 micrones se
acumulan hasta tener un peso suficiente para caer por gravedad a la
seccin de acumulacin desde donde es expulsado a las lneas de salida
de petrleo y de este hacia el oleoducto. El gas sale del extractor
de niebla por su tubo de descarga que generalmente esta conectada a
las lneas de gasoducto y los sedimentos eliminados a travs de la
purga del separador.Ventajas y desventajas de los separadores
verticalesSe sealan los siguientes:
a) Presentan mejores rendimientos para la separacin de crudos
livianos y de densidades intermedias.
b) Tienen mayor capacidad de separacin lquida por volumen de
gas, debido a las mayores velocidades de cada vertical de las
partculas mas pesadas que el gas.
c) Tienen un buen sistema de atenuacin de turbulencias y
formacin de emulsiones que es reducida cuando la mezcla choca con
el deflactor cnico.
d) Son de menor capacidad volumtrica en comparacin de los
separadores horizontales. En este caso la capacidad de separacin es
funcin del dimetro del separador.
e) Prdidas que se originan, tanto volmenes de lquido y de gas
por vaporizacin en el interior del separador y que es efecto de la
temperatura son menores en relacin a los otros tipos de
separadores.
f) No requieren mucho espacio ni la construccin de fundaciones
grandes para su instalacin.
SEPARADORES HORIZONTALES
El mecanismo de funcionamiento de los separadores horizontales
es similar a los verticales y sus caractersticas son las
siguientes:
a) Tienen mayor eficiencia de separacin de gas que los
separadores verticales y los esfricos debido a que el rea de
interfase gas petrleo es mayor en relacin a los otros tipos de
separadores, esta caracterstica hace que las burbujas de gas
arrastradas por el lquido son liberadas ms fcilmente por el efecto
combinado de impacto, velocidad de ojojo y fuerza de gravedad que
actan mas intensamente en el ngulo de impacto antes de pasar por la
seccin primaria.
b) La capacidad de manejo y eliminacin de slidos es menor en
relacin a los separadores verticales por lo que algunas
instalaciones es necesario colocar hasta dos drenajes para
facilitar la evacuacin de agua y los sedimentos.
c) Una desventaja de estos separadores radica en el hecho de que
para su instalacin sobre todo cuando se trate de bateras de gran
capacidad con tres, cuatro o hasta seis unidades en paralelo se
requiere de una infraestructura mayor de fundaciones hacindose ms
dificultoso el de conseguir igualar los niveles de fluido en la
seccin de acumulacin en relacin a los otros dos tipos de
separadores.
d) Su ventaja mayor radica en el hecho de que son mas econmicos,
de mayor volumen de separacin, son mas adecuados para manejar
petrleos emulsionados, petrleos con porcentajes de espumas y
algunos crudos con altas RGP.
Los separadores horizontales se clasifican en dos tipos:
Separadores horizontales monocilndricos, constituidos por un
solo ojojo son conocidos tambin como separadores simples y pueden
ser de dos o tres fases de baja presin de mediana presin y de alta
presin. Los de dos fases sirven para separar petrleo ms gas con
poco porcentaje de agua. Los sepradores de tres fases o separadores
convencionales sirven para separar los tres componentes del fluido
de pozo (petrleo gas agua).
Separadores horizontales bicilndricos, estn constituidos por dos
cilndricos o cuerpos de separacin montadas una sobre otra y
conectadas por canaletas verticales de drenaje o circulacin
vertical, ojojo evacuan parte de lquido mas gas del cilindro
superior al inferior donde se completa el proceso de separacin. En
algunos casos de campos petrolferos productoras de crudos pesados
con poco porcentaje de gas es conveniente instalar separadores
bicilndricos o tambin combinar un bicilndrico con monocilndrico
instalando como primer separador de alta presin el bicilndrico para
luego instalar un monocilndrico de mediana y otro bicilndrico de
baja presin para completar el proceso.
CARACTERSTICAS DE LOS SEPARADORES ESFRICOS
Tienen la configuracin esfrica que son adecuadas para trabajos a
elevadas temperaturas y presiones por tanto son generalmente de
alta presin, son de menor capacidad que los dos anteriores tipos y
ms comnmente son utilizados como separadores de prueba para pozos
exploratorios o algunos pozos de desarrollo con alta presin.
Su principio de funcionamiento es similar a los verticales y
horizontales generalmente no su utilizan para armar bateras de
separacin.
En resumen los componentes bsicos de los separadores son los
siguientes:
Recipiente o cuerpo del separador.
Tubos de entrada y de salida de fluidos.
Angulo de impacto.
Secciones de separacin (primaria, secundaria, extractor de
niebla)
Vlvulas de descarga de los componentes separados.
Seccin de acumulacin de lquidos.
Accesorios internos y externos tales como:
Vlvulas de control interno.
Manmetros.
Niples.
Vlvulas internas de contrapresin.
Flotadores.
DISEO DE LOS SEPARADORES
Los siguientes datos y criterios tcnicos son utilizados para
seleccionar los separadores gas petrleo y armar las bateras donde
se procesar todo el volumen de produccin del campo.
De acuerdo a la extensin y el nmero de pozos productores del
campo se instalan dos o mas bateras de separacin con una agrupacin
racional de pozos para cada batera. Los criterios tcnicos
utilizados son:
a) Caractersticas del fluido de pozo, o sea las caractersticas
fsicas, las caractersticas qumicas y la cantidad de slidos.
b) Volumen de produccin que ingresar a cada batera.
c) Capacidad del sistema de recoleccin de las lneas de flujo y
de las lneas de descarga, capacidad del manifold de control.
d) Etapas de separacin de acuerdo al tipo de crudos.
e) Presiones y temperaturas de separacin que ser aplicada en
funcin al volumen.
En base a estos datos se realiza la seleccin de los tipos de
separadores para cada batera con el objeto de obtener mximos
rendimientos en la recuperacin de lquidos. Para este efecto se
dispone de los siguientes sistemas de separacin.
a) Sistema de separacin en una sola etapa, que se utiliza en
algunos tipos de yacimiento con la instalacin de uno o dos
separadores que trabajan en paralelo con una misma presin, su
aplicacin se limita a pozos de baja presin, baja relacin gas
petrleo agrupando dos o hasta tres pozos por batera.
b) Sistema de separacin por etapas, la mayor recuperacin de
lquidos se obtiene con este sistema de separacin instalando bateras
en campos con una densidad de pozos mayores a 20 en plena etapa de
desarrollo.
Este sistema se caracteriza por el uso de instalacin de
separadores que operan con presiones sucesivas, o sea de mayor
presin a presiones cada vez mas reducidas hasta alcanzar el
separador de mas baja presin debido a que los fluidos de campos
productores siempre se descargan a un separador de mayor presin
pasando luego al separador de mediana presin para concluir el
proceso con un separador de baja presin.
La separacin por etapas se divide en dos tipos:
Separacin en dos etapas, que son aplicados en campos de mediana
presin con relaciones gas petrleo menores a 1500 pie3 de gas por 1
m3 de petrleo. RGP < 1500 ft3/m3. En este caso se instalan
separadores de mediana presin para primera etapa y separadores de
ojojo para la segunda etapa.
Separadores en tres etapas, que es aplicado en campos
productores de mediana y alta presin con RGP > 1500 ft3/m3. En
este caso se instala bateras conformadas por tres tipos de
separadores donde la mezcla ingresa primero al separador de alta
presin pasando luego al de mediana presin y de este al de baja
presin donde se completa el proceso, los siguientes rangos de
presin se considera para calificar a los separadores de baja presin
menores a 500 psi.
Separadores de mediana presin:menores a 1500 psi y mayores a 500
psi.
Separadores de alta presin:
mayores o iguales a 1500 psi.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES
La separacin de los fluidos de pozo en los separadores se
obtiene por el efecto combinado de la fuerza de gravedad, las
fuerzas centrfugas y el choque de las partculas gaseosas y lquidas
en el interior del separador.
La capacidad de los separadores sean verticales, horizontales
esfricos se define como el volumen de la mezcla gas petrleo agua
que es procesado en el separador durante un perodo completo de 24
horas de trabajo para obtener individualmente cada uno de esos
componentes y se mide en Bls, ft3, m3 todo por da.
La capacidad de los separadores vara de acuerdo a los siguientes
factores:
- , L y H de los separadores.
- Condiciones fsicas del separador.
- Tipo y procesos de separacin (petrleo puro o con gas
condensado).
- Tipo de separadores adecuados al campo, o sea (Verticales,
horizontales y esfricos).
- Nmero de etapas de separacin que se aplicar en el campo.
- Caractersticas fsicas y qumicas de los fluidos que sern
separados.
- Nivel de lquido que ser depositada en la seccin de
acumulacin.
- Contenido de slidos del fluido de pozo.
- Tendencia de la mezcla de formar emulsiones cuando sale a la
superficie.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES
CAPACIDAD DE LOS SEPARADORES VERTICALES
Clculo de la capacidad de gas de los separadores verticales
1 Mtodo de clculoEs funcin de la velocidad de sentamiento de las
partculas lquidas en la seccin primaria y directamente proporcional
a la presin y temperatura de separacin.
Uno de los mtodos utilizados para calcular la capacidad de gas
esta basada en la velocidad de cada de las partculas lquidas al
fondo regida por la ley de Store para un valor de la gravedad igual
a 32.174 ft/s2.
Tomando en cuanta la ley de Store el clculo del caudal mximo que
ser separado en los separadores verticales se realiza con la
siguiente ecuacin:
MMPCDEc.1.
Donde:
: Presin de operacin del separador vertical en psi.
: Dimetro interno del separador vertical.
: Temperatura de operacin F.
: Velocidad de circulacin de las partculas de gas en el interior
del separador en ft/s y se calcula con
la siguiente ecuacin:
Ec. 2.
Donde:
: Factor de conversin de separacin para tener el en pie/s y es
igual a 1487.26.
: Valor de la gravedad, 31.174 ft/s
Reemplazando valores y la ecuacin 2 en 1 se tiene:
Donde:
dp: Dimetro de las partculas lquidas que circulan en el interior
del separador en micras,
1micra = 3.28 x106 ft.
do: Densidad del petrleo en lb/pie3.
dg: Densidad del gas en lb/pie3.
: Viscosidad del gas en cp.
2 Mtodo de clculo
Utiliza la ecuacin que esta basada en las variaciones del nmero
de Reynolds para flujo vertical. Para este caso la ecuacin de
clculo es la siguiente:
MMPCD
Donde:
: Factor de friccin de las partculas de gas y lquidos por efecto
de arrastre de la mezcla y
generalmente se toma una constante de 0.44.
3 Mtodo de clculo
Utiliza la siguiente ecuacin prctica de clculo del caudal de gas
separado. Es el ms aplicado en trabajos de campo de acuerdo a las
condiciones observados durante las operaciones y la ecuacin es la
siguiente:
Donde:
: Temperatura estndar 60F.
: Presin estndar 14.7 psi.
C : Constante del separador vertical y que vara 0.06 < C >
0.35 dependiendo del tamao y del tipo del
material del que esta constituido el separador viene
especificado por cada fabricante.
Para aplicar esta ltima ecuacin en caso de no disponer los datos
de las densidades puede ser utilizada las siguientes ecuaciones de
clculo.
(Ec. De Brill)
: Gravedad especfica del gas.
Clculo de la capacidad lquida de los separadores verticales
La capacidad lquida de los separadores verticales depende de los
siguientes datos:
Altura del nivel del lquido en la seccin de acumulacin del
separador.
Tiempo de retencin del lquido en el separador.
Dimetro interno del separador vertical.
factor volumtrico del petrleo que es funcin de las condiciones
de separacin (temperatura, presin).El tiempo de retencin es un
parmetro importante que permite determinar la capacidad real del
separador para manejar un volumen de lquido en un tiempo t y
obtener una eficiente separacin de la mezcla.
Los tiempos mnimos de retencin que se aplican en las operaciones
normales de separacin son los siguientes: * P/sep.Gas Pet de
mediana presin: - de 0 600 psi
t = 60 seg
- de 600 1000 psi
t = 50
- Para > a 1000 psi
t = 30 * P/sep.Gas Pet Agua de alta presin: - Para presiones de
separacin > 1000 psi
temperatura variable entre
2 3 min
* P/sep.Gas Pet Agua de baja presin:- a temp. estndar de sep.
60F t = 5 min
- Para temp. de 100F
t = 10 min
- Para temp. de 90F
t = 10 15 min
- Para temp. de 80F
t = 15 20 min
- Para temp. de 70F
t = 20 25 min
El factor volumtrico de petrleo es otro parmetro importante en
la capacidad de ojojo de separacin y su valor se determina
directamente mediante los anlisis PVT en laboratorio con muestras
de crudo obtenidas en pozos productores.
En base a estos factores la capacidad lquida de los separadores
verticales se calcula con la siguiente ecuacin:
Donde:
: tiempo de retencin (seg o min).
Luego
Donde:
h : Es la altura del separador en ft.
d : Dimetro del separador vertical en ft.
Para calcular el caudal en Bl/Dia se consideran los siguientes
valores:
1 da = 1440 min
1 Bl = 5.6 ft3; utilizando estos valores.
CALCULO DE LA CAPACIDAD DE GAS Y LQUIDO DE LOS SEPARADORES
HORIZONTALES
a) CAPACIDAD DE GAS
La capacidad de gas de los separadores es proporcional al rea de
su seccin transversal disponible para el flujo de gas y es funcin
del dimetro y la altura del nivel de lquido en la seccin de
acumulacin.
Para aplicar las ecuaciones de clculo de la capacidad de gas se
considera los siguientes criterios tcnicos:
Que la trayectoria de las partculas de gas al separarse de la
mezcla en la seccin secundaria del separador es funcin de la
velocidad de circulacin de las partculas lquidas (vt) de la
velocidad de cada de esas partculas en la seccin de acumulacin y la
velocidad de gas en el extractor de niebla.
Que la longitud de la seccin secundaria del separador es
dependiente del dimetro externo (De) y la longitud (L).
En base a estos criterios la capacidad de gas de los separadores
horizontales se calcula con la siguiente ecuacin:
Ec. 1.
Donde:
: Velocidad de circulacin de las partculas lquidas ft/seg y se
calcula con la siguiente ecuacin:
Ec. 2.
Reemplazando 2 en 1 y tomando los valores de: g = 31.174
ft/seg2, k = 1487.26
Se tiene que:
Luego:
Donde:
Di : Dimetro interno del separador en pulgadas, plg.
De : dimetro externo del separador en pulgadas, plg.
AF : rea de flujo del interior del separador, plg2.
h : altura del separador, plg.
L : Longitud o largo del separador, plg.
dp : dimetro de las partculas lquidas, micras, 1 micra = 3.28 x
10-6 pies.
b) Clculo de la capacidad lquida de los separadores
horizontales
Es el volumen de petrleo que los separadores horizontales
procesan en un perodo de 24 hrs. De trabajo y se mide en Bl/da
(BD), en las operaciones de campo los volmenes mximos de separacin
depende de los siguientes factores:
Altura del nivel del lquido en el separador y que es medida en
su seccin de acumulacin.
Dimetro interno y dimetro externo del separador.
Tiempo de retencin (t) de la mezcla en el interior del
separador.
Luego la capacidad lquida se calcula con las siguientes
ecuaciones:
Donde:
;
Luego:
; BD
Clculo de la capacidad de los separadores esfricos
Los fundamentos tericos a los de los horizontales y verticales y
las ecuaciones de clculo son los siguientes:
a) Capacidad de gas
b) Capacidad lquida del separador horizontal
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