Cano Legua, Fernando EduardoPradinett Vergara, Ruben Dario2025-05-122025-05-122024https://hdl.handle.net/20.500.13028/6177Los fluidos de boca de pozo producidos son mezclas complejas de diferentes compuestos de hidrógeno y carbono, todos con diferentes densidades, presiones de vapor y otras características físicas. A medida que una corriente de pozo fluye desde el depósito de petróleo caliente y de alta presión, experimenta reducciones de presión y temperatura. Los gases se desprenden de los líquidos y la corriente del pozo cambia de carácter. La velocidad del gas transporta gotitas de líquido y el líquido transporta burbujas de gas. La separación física de estas fases es una de las operaciones básicas en la producción, procesamiento y tratamiento de petróleo y gas. En el diseño de separadores de petróleo y gas, separamos mecánicamente de una corriente de hidrocarburos los componentes de líquido y gas que existen a una temperatura y presión específicas. El diseño adecuado del separador es importante porque un recipiente de separación normalmente es el recipiente de procesamiento inicial en cualquier instalación, y el diseño inadecuado de este componente del proceso puede "obstruir" y reducir la capacidad de toda la instalación. Los separadores se clasifican como "bifásicos" si separan el gas de la corriente de líquido total y "trifásicos" si también separan la corriente de líquido en sus componentes de petróleo crudo y agua. Este capítulo trata sobre los separadores de dos fases. Además, analiza los requisitos de un buen diseño de separación y cómo los distintos dispositivos mecánicos aprovechan las fuerzas físicas de la corriente producida para lograr una buena separación. A los separadores a veces se los denomina "depuradores de gas" cuando la relación entre el caudal de gas y el caudal de líquido es muy alta. Algunos operadores utilizan el término "trampas" para designar a los separadores que manejan el caudal directamente desde los pozos. En cualquier caso, todos tienen la misma configuración y están dimensionados de acuerdo con el mismo procedimiento.The wellhead fluids produced are complex mixtures of different hydrogen and carbon compounds, all of which have different densities, vapor pressures and other physical characteristics. When a well flows from a reservoir of cold, high-pressure oil, it is reduced in pressure and temperature. The gases are released into the liquids and the electricity in the well changes its character. The gas velocity transports the liquid droplets and the liquid transports the gas bubbles. The physical separation of these phases is one of the main operations in the production, processing and treatment of oil and gas. In the design of oil and gas separators, we mechanically separate from the hydrocarbon stream the liquid and gas components that exist at a specific temperature and pressure. Proper separator design is important because the separation vessel is typically the first processing vessel in any facility, and improper design of this part of the process can "clog" and reduce the capacity of the entire facility. Separators are classified as "two-stage" if they separate the gas from the entire liquid stream and "three-stage" if they also separate the liquid stream into crude and water components. This chapter deals with two-phase separation. In addition, it discusses the requirements for good separation design and how various mechanical devices take advantage of the physical forces of the generated current to achieve good separation. Separators are called "gas scrubbers" when the ratio of gas flow to liquid flow is very high. Some operators use the term “traps” to refer to separators that directly handle flow from wells. Either way, they look the same and are the same size by the way.application/pdfspainfo:eu-repo/semantics/openAccesshttps://creativecommons.org/licenses/by-sa/4.0/Separación gas-líquidoPetróleoSistemas de separaciónProcesamiento del crudoCrude oil processinginfo:eu-repo/semantics/bachelorThesishttps://purl.org/pe-repo/ocde/ford#2.07.03