¿Qué es el factor de recobro?

Es el cociente entre el volumen de gas que se recupera y el volumen de gas original en el yacimiento, expresado en porcentaje.

¿Qué establece la ley de Darcy?

Establece que la velocidad de un fluido es directamente proporcional a la permeabilidad y al gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.

¿Qué tiempo de retención recomienda PDVSA para petróleos mayores a 40 API?

La normativa de PDVSA recomienda un tiempo de retención de 5 minutos para petróleos con más de 40 API.

Compresión y separación de fluidos en la industria petrolera: equipos, conceptos y normas

Resumen

El documento recorre los componentes de los sistemas de compresión (compresores reciprocantes, de lóbulos y el concepto de compresión isentrópica), los tipos de separadores de fluidos y su funcionamiento, y conceptos clave de producción de hidrocarburos como el factor de recobro, los puntos de rocío y burbujeo o la ley de Darcy. También incluye recomendaciones de las normas GPSA y PDVSA, como tiempos de retención y relaciones L/D, y problemas operacionales asociados a la arena y a los extractores de neblina.

Puntos clave

Los compresores reciprocantes pueden comprimir desde el vacío hasta más de 300 atm, con capacidades de hasta unos 3000 PCSM.
El compresor de lóbulos, el más antiguo, usa 2 o 3 rotores en forma de «8» sincronizados por engranajes.
La compresión isentrópica es un proceso reversible sin adición ni extracción de calor, con entropía constante.
El tratador térmico es un separador trifásico que filtra y calienta los fluidos, opera a bajas presiones y se usa con crudos livianos y medianos.
El factor de recobro es el cociente, en porcentaje, entre el volumen de gas recuperado y el volumen de gas original en el yacimiento.
Según PDVSA, para petróleos mayores a 40 API el tiempo de retención recomendado es de 5 minutos y la relación L/D aceptada está entre 2 y 4.
Los extractores de neblina tipo aleta separan gotitas de líquido de tamaño igual o mayor a 10 micrones.

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Etapas y Componentes de los Sistemas de Compresión

Etapa de Compresión (Etapa 2): En esta etapa, el pistón invierte su dirección de movimiento y actúa sobre el volumen de gas, comprimiéndolo desde la presión de succión hasta la presión de descarga.
Compresor Reciprocante: Según datos técnicos, estos equipos son capaces de comprimir desde el vacío hasta más de 300 atm y abarcan desde capacidades muy pequeñas hasta unos 3000 PCSM (Pies Cúbicos Estándar por Minuto).
Compresor de Lóbulos: Es el más antiguo y conocido. Consta de 2 o 3 rotores en forma de "8" que se acoplan entre sí y se impulsan con engranajes de sincronización montados en cada eje.
Compresión Isentrópica: Es un proceso reversible en el cual no hay adición ni extracción de calor del gas durante la compresión, y la entropía permanece constante.

Separadores de Fluidos: Tipos y Funcionamiento

Separador Esférico: Este tipo de separador *no* trabaja con el proceso de tres fases.
Separador Tipo Pulmón: Este equipo puede recibir cantidades apreciables de líquido en forma irregular y generalmente se instala en sistemas de recolección de gas o sistemas bifásicos.
Separador Vertical: Este tipo de separador puede acumular gran cantidad de arena, por lo que es más eficiente en el manejo de sólidos.
Tratador Término: Es un tipo de separador trifásico que, además, posee en su interior facilidades para filtrar y calentar los fluidos, trabajar a bajas presiones y se usa para trabajar crudos livianos y medianos.

Conceptos Clave en la Separación y Producción de Hidrocarburos

Factor de Recobro: Se refiere al cociente del volumen de gas que se recupera y el volumen de gas original en el yacimiento, expresado en porcentaje.
Punto de Rocío: Se refiere a la presión y temperatura a la cual un sistema condensa.
Punto de Burbujeo: Se refiere a la presión y temperatura a la cual un sistema comienza a evaporarse.
Punto Crítico: Es el límite superior de la línea de presión de vapor.
Ley de Darcy: Esta ley enuncia que la velocidad de un fluido es directamente proporcional a la permeabilidad y el gradiente de presión, e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido.
Relación Caudal/Porosidad (Ley no identificada): La ley que enuncia que el caudal en una tubería es directamente proporcional a la porosidad y el gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido *no* corresponde a las leyes de Faraday, Darcy ni Raoult-Dalton.

Normativas y Recomendaciones (GPSA y PDVSA)

Valor de *k* (GPSA): Según la GPSA, el valor de *k* a utilizar debe ser 0.40.
Tiempo de Retención (PDVSA - Petróleo > 40 API): La normativa de PDVSA recomienda un tiempo de retención para un petróleo mayor a 40 API de 5 minutos.
Tiempo de Retención (PDVSA - Crudos Espumosos): La normativa de PDVSA recomienda un tiempo de retención para petróleos crudos considerados espumosos de 5.0 minutos.
Distancia de Malla Metálica (PDVSA): La distancia de la malla metálica al orificio de entrada en un separador vertical debe ser mayor de 18 pulgadas. PDVSA utiliza 3 pies.
Relación L/D (PDVSA): Según PDVSA, se acepta una relación L/D entre 2 y 4.

Problemas Operacionales y Componentes Específicos

Problemas con Arenas: El taponamiento de los dispositivos internos del separador, la erosión, el corte de válvulas y líneas, y la acumulación en el fondo del separador son algunos problemas asociados a la presencia de arenas.
Extractor de Neblina Tipo Aleta: Este tipo de extractor de neblina se usa para separar gas de las gotitas de líquido arrastradas cuando tienen un tamaño de 10 micrones o mayor.
Separación por Asentamiento Centrífugo: En esta corriente de entrada, el flujo se dirige de tal manera que fluye alrededor de la pared en un movimiento espiral.
Extractor de Neblina Tipo Malla de Alambre: La desventaja de este método de extracción de neblina es que el sistema es más propenso a obstruirse si hay sólidos pegajosos en la corriente de gas.

Etapas del Compresor

Etapa 1: En esta etapa, el pistón ha llegado a su tope del recorrido y el cilindro queda lleno de gas.