Estaciones Recolectoras




Tres pozos situados muy alejados de una estación de flujo, se decide conducir sus producciones simultáneamente a través de una línea de flujo de diámetro 4” std. Y de longitud 2.75 Kms., sobre un terreno cuya suma de diferencia de elevación es 165 pies.
La producción llega a un separador que opera a una presión de 200 lpcm. y temperatura de 105 °F.
Además se tiene la siguienteinformación:
POZO N°
TASA DE PRODUCCION
(Bn/dia)
RGP
(Pcn/Bn)
1
500
400
2
1300
500
3
900
600

Grados API= 28
Densidad relativa del gas= 0.72
Determine la presión en el cabezal del pozo, usando los métodos:
a) Ovid Baker.
b) Dukler.


a) Ovid Baker

Iniciamos el planteamiento asumiendo un valor de presión en el cabezal del pozo () mayor a la presión antes del separador ().Calculando una presión promedio tenemos:



Calculando las densidades del gas y del líquido como se muestra a continuación:


Donde:
P= Presión promedio, psia
M= Peso molecular
Z= Factor de compresibilidad
R=Constante del gas,
T= Temperatura, °R

El peso molecular es obtenido mediante:

Por otra parte el factor de compresibilidad se obtiene mediante gráfico (23-6) del GPSA aproximando ladensidad del gas a 0.7, con T=105°F y P=357,35 Lpca, obteniéndose un valor de Z=0,94.
Sustituyendo los valores respectivos para obtener la densidad del gas, tenemos:

Mientras que la densidad del líquido es obtenida mediante la densidad relativa:


Por lo tanto:



Ahora se procede a obtener el factor



Para el cálculo del factor se debe estimar el peso molecular del hidrocarburomediante el gráfico (23-12) del GPSA, con ,T=105°F y suponiendo un petróleo parafinico obtenemos una Tebullición= 600°F=1060°R.
Luego con la ecuación (23-14) del GPSA obtenemos el valor del peso molecular:



Donde:
T= Temperatura de ebullición, °R
S= Gravedad especifica del líquido.
Sustituyendo:



Con T=105°R y entramos en el gráfico (23-38) y obtenemos una tensión interfacialEs necesario también conocer el valor de la viscosidad del líquido mediante el grafico (23-21) del GPSA con una T=105°Fy °API=28 obtenemos una
Ahora se procede a calcular el factor

Sustituyendo tenemos:



Luego se procede al cálculo de L y G’, para ello se requieren de los caudales de petróleo y de gas respectivamente así como las velocidades del petróleo y del gas, como se muestra acontinuación:


















Donde el área es obtenida mediante la tabla (17-26) del GPSA a partir de un diámetro de 4” std., de esta forma tenemos que A=0,08840 pies².

Sustituyendo entonces tenemos:






Llevando la velocidad del gas a condiciones operacionales (P=500 lpca y T=14,7 °F) tenemos:



Ahora se procede al cálculo de L y G’:A continuación se procede a calcular los dos factores necesarios para ingresar en el gráfico de Baker:




Con dichos valores se ingresa al gráfico de Baker y se determina “Flujo Burbuja”











La formula de correspondiente a flujo burbuja es la siguiente:


Por lo tanto es necesario determinar el valor de X mediante la ecuación:


Se estima el con el gráfico (17-11)del GPSA a partir de Qo y el diámetro:




Ahora:



Se estima el con el gráfico (17-6b) del GPSA a partir de Qg y el diámetro obteniéndose:





Aplicando producto notable:












Determinando la caída de presión por fricción tenemos:





Aplicando Bernoulli la caída de presión es determinada mediante:



A continuación es calculada lacaída de presión por elevación:












Recalculando con la presión determinada () tenemos:



Recalculando la densidad del gas y del líquido como se muestra a continuación:



El factor de compresibilidad se obtiene mediante gráfico (23-6) del GPSA aproximando la densidad del gas a 0.7, con T=105°F y P=313,32 Lpca, obteniéndose un valor de Z=0,94.



Ahora se...