Calcular la capacidad de líquido, por el método convencional, de un separador vertical para los siguientes datos:
Parámetros Diámetro externo Presión de operación Temperatura de operación Factor volumétrico del petróleo Presión de formación Temperatura de formación Presión máxima permisible Esfuerzo máximo permisible Eficiencia de la junta Tiempo de retención
Unidades 0,6069 m 800 Psi 85 °F 1,0517 3000 Psi 180 °F 1000 Psi 13750 Psi 85 % 1 min
Solución.-
La ecuación para calcular la capacidad liquida de un separador vertical será:
∙ ℎ =201,86 ∙ ℎ = ∙ ∙0,6069 ∙3,28 ℎ = 0,0,6635 6635 0, 5 ∙ ∙ . = +0, 4 ∙ 0,0, 5 ∙ 1 000 00 0 ∙ 0,0, 6069 6 0 69 ∙ 3 , 28 2 8 = 13750 ∙0,85+0,4∙0,6069 ∙3,28 = ,
Paso 1.- Calculo de la altura del líquido:
=
Paso 2.- Determinación del espesor:
Paso 3.- Hallamos el diámetro interno en función al espesor:
= 2 =1,9906 2 ∙0,0852 =, 1, 8 202 =201,86 1,0517∙1∙0,6635 =421,9272 Sabemos que:
Paso 4.- Reemplazamos en la ecuación principal:
Calcular la capacidad gaseosa y liquida de un separador horizontal para los siguientes datos:
Parámetros Temperatura de operación Presión de operación Diámetro externo Longitud Factor de compresibilidad Diámetro interno Altura de liquido diámetro de partículas Viscosidad del gas Densidad del petróleo Densidad del gas Factor volumétrico del petróleo Tiempo de retención
Unidades 560 ° R 720 Psi 3,5 ft 15 ft 0,92 3, 3258 ft 0,8333 ft 3,282 0,01051 cp 53, 85 lb/ft3 1,58 lb/ft3 1,01 1,5 min
Solución:
La ecuación que rige para la capacidad gaseosa de un separador horizontal es:
=8124,11 ∙ ∙ℎ ∙( )∙
Para encontrar el área de flujo tendremos la siguiente ecuación:
2∙ℎ 1 = 8 ∙ 1 + 90 + 2 ℎ[ ∙ℎℎ]
Reemplazando datos tendremos:
2∙ 0 , 8 333 1 3, 3 258 = 8 ∙3,3258 1 + 90 + 3,32258 0,8333 3,3258∙0,83330,8333
=5,7879+1,7231
=,
Finalmente obtenemos la capacidad gaseosa
3, 5 − 720 3 , 3 258 3, 2 81∙ 1 0 15 =8124,11 560∙0,92∙3,5 0,01051 ∙ 53,851,58∙7,5110
=40,31
Para la capacidad liquida tendremos:
=201.7 ·· · , =22089,0370 =201.7 ,·,·
Calcular la capacidad liquida y gaseosa de un separador esférico para los siguientes datos: Parámetros Temperatura de operación Presión de operación Diámetro externo Factor de compresibilidad Diámetro interno Viscosidad del gas Densidad del petróleo Densidad del gas Tiempo de retención Solución. Para la capacidad gaseosa:
Unidades 610 ° R 600 Psi 11,48 ft 0,91 11,4144 ft 0,011 cp 50 lb/ft3 1,3 lb/ft3 1,3 min
∙ =0,78 ∙ 50 1, 3 6 00 ∙11, 4 144 =0,78 610°∙0,91 0,011 =, =33,51 2∙ =33,5111,1,348 11,2∙40144,91 =,
Para la capacidad liquida tendremos:
Reemplazando datos tendremos:
Un separador vertical tiene un diámetro interior de 30 in y una altura de 12 pie y opera a una presión y temperatura de 700 psia. La gravedad del crudo es de 40API y la gravedad del gas es de 0.65 y el coeficiente de separación es de 0.167. La capacidad del líquido es de 1400(bbl/dia) . Determinar la capacidad del gas del separador.
Calculo de la densidad del gas y del petróleo:
= 700 · 0 . 6 5· 2 8. 9 6 = 0.88·10.73 ·º·520º =2.6836⁄ 141.5 5 = 40+131. 141.5 5 =0.825 = +131. =·62.4 =51.484 =√ 6 836 ⁄ =0.167√ 51.4842. =0. 7 121 2.6836 3 0 = 4 = 4 12 =4.909 = · =4.909·0.7121⁄ =3.495⁄ Calculo del V
Calculo del área del separador.
Calculo del caudal de operación
Calculo de la capacidad del separador.
Igualando las condiciones estándar y condiciones de operación:
··· = ··· = ····· ⁄ 700 · 3 . 4 95 = 0.88·14.7 =189.123 ⁄ =189.123 ⁄×86400 =16.34
3-13.- Se desea dimensionar un separador vertical bifásico sin producción de agua para un pozo productor de hidrocarburos. Los datos con los que se cuentan son los siguientes: DATOS
Fcd = 0.159 GEgas = 0.80 Gravedad API del petróleo = 40 Qmax de gas = 15 MMPCSD Qmax de petróleo = 1000 BPD Pop = 130 psia Top = 100 °F Tiempo de retención del petróleo = 1.5 min Factor de seguridad para el diseño = 10 % Ps = 10.851 psia Ts = 70°F Z = 0.90 SOLUCION:
Calculo del peso molecular del gas:
=∙ =0.80∙28.97
=23.17 130 ∙23. 1 7 ∙ = ∙ ∙ = 560°∙0.90∙10.73 ∙ ∙° =0.557 = 131.141.5+5 = 131.141.5+405 =0.83 =∙ =0.83∙62.4 = 86400∙ ∙∙ ∙ ∙ . 15×10 = 86400∙0.1590.90∙13010.∙530 . ° 851 ∙560° ∙ =9.037 . . ∙4 9. 0 37 ∙4 = = =3.39 =40.7
Calculo Densidad del gas:
Calculo de la densidad del petróleo:
Calculo del área del separador:
Obtenemos:
Calculo del diámetro interno del separador:
Resultando:
De tablas determinamos el valor de:
ID = 42 pulg
Por regla de tres: 40.70
-----------------
15 E 6
42 Dónde:
-----------------
X
=15.48×10 =15.48×10 ∙1.1 =17.03×10 =∙ 5. 6 1 1 ∗1.5 =1000 × 1 × 1440 =5.84 5. 8 4 ℎ= 4 = 4 4212 ℎ=0.61 =3∙ =3∙3.39 =101.17
Multiplicando por el factor de seguridad:
Resulta:
Calculo el volumen del petróleo:
Donde el volumen es:
Calculo de la altura de petróleo:
Calculo de la altura del separador:
Resulta:
Entonces las características de diseño del separador son:
S E PA R A DOR VE R TIC A L B IF A S IC O Pr esi ón de operación
160 psia
Temperatura de operaci ón
100 °F
3-18.- S eparador R eal la del
40.70 pies x 10 pulg
S eparador dis eñado
42 pies x 10 pulg
A ltura del petróleo
0.61 pies
A ltura del s eparador
10.17 pies
Calcular longitud
separador horizontal
Calculamos las densidades de ambas fases g
PM
zRT
750 psi 0,75 28,967
g
lb mol
psi pc 0,9 10,73 550º R lb mol º R
3,07 lb
pie 3
g 1lb 30,48cm lb 31 . 21 0,5 3 3 3 pie cm 453,6 g 1 pie 3
o
Calculamos el flujo másico y el diámetro de las partículas
M
pie 3 1dia M 75 10 dia 86400 s
Q
V
0,75 28,967
lb
379
lb mol 49,76 lb s pie 3
6
lb mol
3,397 10 5 p lg 1 pie
D P
150
Calculamos C’(Re) 2
1
12 p lg
4,92 10
4
10
C ' Re
2
8
3,.07
0,95
lb pie 3
Re 2
4
10 pie
31,21 3
3,07
1,1 1,2
Calculamos la velocidad crítica del gas
V t
4 32,3
V t
4 gD P t
g
3 g C '
lb 4 4 , 92 10 31 , 21 3 , 07 pie 3 s 2 pie
pie
lb
3 3,07
1,1
pie 3 pie s
V t
0,419
V t
0,402
Con C’=1,2
pie s
Calculando el flujo de gas
QG
49,76 lb
M g
QG
pie 3
6787,64
Con C’=1,1
lb
De la gráfica de coeficiente de caída de las partículas calculamos C’ C '
4,92
0,012cp 2 C '
g
s
3,07 lb
pie 3
16,21
Calculamos la longitud del separador
pie 3
s
V t
0,419
LS
pie s
4QG
V t DS
pie
3
4 16,21
LS
0,419
LS
s
pie s
3,5 pie
14,1 pie
Para
V t
0,402
LS
pie s
LS
14,67 pie
14,67 14,1 pie 0,57 pie
3-25.- Se necesita diseñar un las presiones de de trabajo de unos separadores en grupo de pozos pronto entraran en producción, para que los hidrocarburos sean procesados de acuerdo al diagrama. No se dispondrá de ningún equipo de compresión. Conociendo solo esta información. ¿A qué presión en PSIA, operarían ustedes cada uno de los separadores?
De acuerdo al número de etapas
n
Pi R P S
1
n
1
6
R 1,545
Primera etapa 200 psia
Segunda etapa P 1
P 2
6
200 psia R 14,7 psia P 1
200 psia
1,545
RP 2
P 2
Tercera etapa P 2
RP 3
129,45 psia
P 3
129,45 psia
P 4
83,76 psia
83,78 psia
54,23 psia
35,10 psia
22,72 psia
P 4
Quinta etapa
P 5
54,23 psia
RP 5
1,545
P 4
Sexta etapa P 5
P 6
RP 4
1,545 P 4
P 3
Cuarta etapa P 3
1,545
35,10 psia
RP 6
1,545
P 4
Comprobando para el último separador P 6
P 6
RP ST
1,54514,7 psia 22,72 psia
