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• Wilson Cristancho

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JAGP 1805 – DISEÑO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

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DISEÑO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

9000 9° API 12° API 17° API 15° API

8000 7000

Presión (lpcm)

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

200000

400000

600000 Caudal (BPD)

Instructor: Ing. Julio González P. e-mail: [email protected]

Colombia, Septiembre 2008

800000

1000000

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OBJETIVOS DEL CURSO

Objetivo general: Consolidar los conocimientos sobre los aspectos técnicos relacionados con el diseño de oleoductos para transportar crudos pesados.

Objetivos específicos: 1. Analizar metodologías de cálculo de las propiedades física y termodinámicas de los crudos pesados. 2. Analizar las ecuaciones fundamentales que rigen el flujo de fluidos en tuberías. 3. Analizar las ecuaciones fundamentales que rigen el flujo de un líquido por tuberías. 4. Analizar el impacto de los términos que intervienen en la ecuación fundamental del flujo de crudo pesado en tuberías. 5. Desarrollar el comportamiento hidráulico de un oleoducto irregular para transportar un crudo liviano y mediano bajo un esquema isotérmico. 6. Desarrollar metodologías para establecer la ubicación de estaciones de rebombeo en oleoductos para transportar crudos livianos y medianos. 7. Discutir fundamentos sobre el impacto de la dilución, el calentamiento y su combinación en la viscosidad de crudos pesados. 8. Desarrollar el comportamiento hidráulico de un oleoducto para transportar un crudo pesado bajo un esquema de dilución isotérmica. 9. Desarrollar el comportamiento hidráulico de un oleoducto para transportar un crudo pesado bajo un esquema no isotérmico. 10. Desarrollar el comportamiento hidráulico de un oleoducto para transportar un crudo pesado parcialmente diluido bajo un esquema no isotérmico. 11. Desarrollar metodologías para establecer la ubicación de estaciones de rebombeo y recalentamiento.

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Contenido Programático - Diseño de Oleoductos para crudos pesados

El material que se presenta a continuación ha sido preparado con la finalidad de ofrecer los aspectos técnicos relacionados con el análisis y la solución del flujo estacionario de petróleo pesado y extrapesado a través de una tubería, bajo un esquema monofásico diluido con o sin transferencia de calor.

Abordaremos el aspecto relacionado con el transporte de fluidos a través de tuberías, con especial interés en los métodos que permiten determinar los gradientes de presión y temperatura para flujo de petróleo pesado y extrapesado bajo un esquema monofásico. Como se sabe, la dilución de un crudo pesado y extrapesado, y los constantes cambios de presión y temperatura en el proceso de producción y manejo del petróleo producen cambios en las propiedades del fluido, específicamente en la viscosidad y en la densidad, los cuales se manifiestan en mayores requerimientos de presión como consecuencia de la fricción entre el fluido y la pared de la tubería, así como el impacto de los cambios de niveles del terreno que afectan de una manera directa el consumo de la energía necesaria para transportar el fluido entre los extremos del oleoducto. El conocimiento del comportamiento hidráulico del oleoducto permitirá determinar el número, la ubicación y la capacidad de las estaciones reforzadoras necesarias para transportar un petróleo pesado a través de una tubería a largas distancias permitiendo de esta manera desarrollar el diseño de un oleoducto.

El curso está estructurado de la siguiente manera: se inicia con la descripción del Proceso y Métodos de producción de los petróleos pesados y extrapesados, Análisis de modelos que permitan calcular las propiedades físicas de los petróleos pesados y extrapesados, Manejo de las ecuaciones fundamentales de flujo de fluidos en tuberías, incluyendo las ecuaciones fundamentales para el flujo de un crudo pesado y extrapesado en tuberías.

El impacto de la dilución y los fundamentos de transferencia de calor son incluidos para destacar la importancia de reducir la viscosidad y predecir adecuadamente la caída de presión y temperatura en tuberías que manejan petróleo pesado y extrapesado. Para finalizar, se presenta un análisis de los métodos de calentamiento, dilución y su combinación con la finalidad de determinar la energía necesaria para el transporte, determinar la ubicación óptima de estaciones de rebombeo y/o recalentamiento, que hagan posible incrementar la capacidad de un oleoducto existente.

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El curso incluye el análisis del transporte de petróleo en tuberías mediante la solución obtenida de programas desarrollado en hojas de cálculo y ejemplos prácticos que permitirán al asistente la aplicación inmediata de los conceptos aprendidos, así como el logro de una solución optima desde el punto de vista hidráulico para el transporte de petróleo pesado y extrapesado, esperando que los asistentes lo aprovechen al máximo promoviendo la discusión técnica, lo cual enriquece aun más los participantes y por ende al instructor.

METODOLOGIA

Como metodología para la transmisión de conocimiento a los participantes se utiliza el desarrollo de los diferentes tópicos por parte de instructor, de manera simultanea se crean situaciones adecuadas para la participación directa de los participarte, permitiendo de esta manera la participación y contribución de los participarte en el desarrollo de los diferentes tópicos del curso. Se desarrollan y discuten diferentes oleoductos instalados en Venezuela y en el exterior utilizados para transportar crudos pesados, de esta manera se aprovecha el nivel de conocimiento del instructor. Se desarrollan hojas de cálculos por parte de los participantes para los diferentes métodos de transporte de crudos pesados, de esta manera se transfieren los conocimientos y experiencias del instructor.

Dirigido A profesionales de ingeniería (ingenieros) relacionados con el transporte y operación de oleoductos utilizados para transportar crudos pesados y extrapesados.

Contenido

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1. Métodos de Producción. Proceso de producción de petróleo. Sistema de producción y manejo de petróleo. Patrones de flujo. Análisis del sistema de producción. Efecto de los componentes en el proceso de producción. Curvas de inflow y outflow. Métodos de producción. Bombeo mecánico. Bombas de cavidades progresivas y centrifugas. Levantamiento Artificial por gas y flujo anular.

2. Propiedades y comportamiento de sistemas de Hidrocarburos y Agua. Componentes puros. Comportamiento de fases. Propiedades termodinámicas y físicas. Propiedades del petróleo. Solubilidad, Presión de saturación. Factor volumétrico. Densidad y Gravedad específica. Viscosidad. Efecto de la temperatura, la presión y la dilución sobre la viscosidad y densidad de los crudos pesados y extrapesados. Modelos de cálculos. Ejercicios.

3. Flujo estacionario de líquido en tuberías. Ecuación fundamental para el flujo de fluidos en tuberías. Factor de fricción. Modelos de cálculo. Ejercicios. Impacto del régimen de flujo laminar o turbulento en el transporte de un fluido a través de una tubería.

4. Ecuación fundamental para el flujo de líquido en tubería. Pérdidas de carga en flujo de líquidos. Variables de flujo y métodos de cálculo. Hidráulica de tuberías. Perdidas menores. Ejercicios. Desarrollo hidráulico para un oleoducto con un perfil irregular y que transporta un crudo mediano o liviano de manera estacionaria e isotérmica.

5. Bombas y su comportamiento. Curvas de operación, eficiencia, calculo de NPSH y BHP requerido. Tipos de bombas. Arreglos de bombas. Arreglo bomba-tubería. Punto de operación,

6. Transporte de un crudo pesado o extrapesado bajo el esquema de dilución. Impacto de diferentes diluente en las propiedades de una mezcla especifica. Requerimientos de la energía necesaria para transportar un crudo pesado o extrapesado por medio de dilución a través de un oleoducto de perfil conocido. Espesor mínimo requerido. Norma ANSI B31.4.

7. Optimización desde el punto de vista hidráulico del grado de dilución para una mezcla especifica. Impacto del tipo de diluyente en los gradientes de presión. Impacto del diámetro del oleoducto en los gradientes de presión. Impacto del perfil del terreno en los gradientes de presión. Presión mínima requerida en el oleoducto. Separación de la columna de líquido. Ubicación de estación reforzadora. Selección de bombas y arreglo de las mismas.

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8. Transporte de un crudo pesado o extrapesado bajo el esquema de calentamiento. Transferencia de calor. Equipos de transferencia de calor. Perfil de temperatura. Impacto de la condición operacional de la tubería: superficial, enterrada, aislada, sumergida en los requerimientos de energía para transportar un crudo pesado o extrapesado. Impacto de la tasa de flujo en los requerimientos de energía para transportar un crudo pesado o extrapesado. Curva de operación de oleoductos calientes. Ubicación de estaciones reforzadoras, bombeo y calentamiento. Operación de oleoductos, parada y re-arranque.

9. Impacto de la dilución parcial con calentamiento en los requerimientos de energía para transportar un crudo pesado o extrapesado, curva de operación de oleoductos calientes, ubicación de estaciones reforzadoras, bombeo y calentamiento. Filosofía de diseño, comparación técnica de opciones factibles.

SISTEMA DE EVALUACION

Se realizaran dos evaluaciones, una al inicio del curso con la finalidad de conocer el nivel técnico de los asistentes y otra al final con el fin de conocer el nivel de lo aprendido por los participantes. Durante la ejecución del curso se realizaran evaluaciones continuas.

AYUDAS DIDACTICAS A UTILIZARSE

Se requiere disponer de un video beam, pizarra y rotafolio, así como facilidades de computación por las tardes. Los dos últimos días se requiere de facilidades de computación todo el día.

TEXTOS DE REFERENCIA

Ahmed, T. Hydrocarbon Phase Behavior. Gulf Publishing Company. 1989. Arnold, K., Stewart, M. Surface Production Operations. Volumen 1: Design of Oil - Handling Systems and Facilities. Gulf Publishing Company. 1999 Beggs, H. D. Production Optimization. OGCI Publications. Tulsa.

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GPSA. Engineering Data Book. 11ra. Edición (versión electrónica). Manning, F., Thompson, R. Oilfield processing. Volumen 2: Crude Oill. PenWell Books. 1995. Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering. Gulf Professional Publishing. 1996.

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CAPITULO 1 PROCESO DE PRODUCCION

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Contenido

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Pag.

1. Introducción

4

1.2 Procesos de campo

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1.3. Proceso de producción y de transporte

21

1.4 Sistema de producción

29

1.5 Análisis Nodal

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1. Introducción

El petróleo es producido desde el yacimiento conjuntamente con otras fases, como consecuencia de la diferencia de energía entre la energía disponible en el yacimiento y el nivel de energía requerida en la superficie, bien sea a nivel del cabezal del pozo o estación de flujo o batería de recolección. Producción natural, si el nivel de energía en el yacimiento es suficiente para vencer la pérdidas de la misma, que ocurren en la arena productora, en la tubería de producción, en la completación del pozo, en los accesorios, en la línea de flujo y en cualquier otro equipo ubicado entre en pozo y su cabezal o la estación de flujo. Producción artificial, cuando en el yacimiento no se dispone de la energía suficiente para transportar al fluido a nivel de superficie, como consecuencia del proceso de explotación de un yacimiento y los niveles requeridos en el proceso de producción se hace necesario suministrarle energía adicional al yacimiento (Proceso de recuperación secundaria) o en el pozo (Proceso de producción artificial).

La figura 1.1 esquematiza el sistema de producción, el cual esta formado por el yacimiento, la completación del pozo y las facilidades de superficie. El sistema de producción está formado por el yacimiento, la completación, el pozo y las facilidades de superficie. El yacimiento puede estar formado por una o varias áreas de flujo del subsuelo creadas e interconectadas por la naturaleza, mientras que la completación (perforaciones ó cañoneo), el pozo y las facilidades de superficie es infraestructura construida por el hombre para la extracción, el control, la medición, el tratamiento y el transporte de los fluidos hidrocarburos extraídos desde el yacimiento.

El conjunto de fases producidas simultáneamente desde el yacimiento se le denomina corrientes de producción y está formado por el petróleo, el agua, el gas y los sólidos (por ejemplo la arena, etc.), a su movimiento desde el yacimiento hasta la superficie, se le conoce como el proceso de producción. El proceso de producción en un pozo de petróleo, comprende el recorrido de los fluidos desde el radio externo de drenaje en el yacimiento hasta el separador de producción en la estación de flujo. En la figura 1.1 se muestra el sistema completo con cuatro componentes claramente identificados: yacimiento, completación, pozo, y línea de flujo superficial. Existe un

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nivel de energía disponible en el sistema representado por la presión estática del yacimiento, Pws, y un nivel de energía requerido definido por una presión final o de entrega que es la presión del separador en la estación de flujo, Psep. P Gas

Línea de flujo

Ps Petróleo/agua Separador

Tubería de producción

<
2000 scf/bsto, °API > 40, colores suaves, generalmente oscuro se le califica como petróleo con alto nivel de encogimiento o petróleo volátil.

Si el 3300 < GOR > 50000 scf/bsto, 60>°API > 40, colores ligeros, blanco claro se le califica como gas condensado. 19

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Si el GOR > 50000 scf/bsto, °API > 50-60, colores claros como el agua, se le califica como gas húmedo.

La clasificación del petróleo más utilizada corresponde a la realizada por el Americam Petroleum Institute. Esta clasificación permite comparar los diferentes crudos de acuerdo a la diferencia de densidad con respecto a la del agua, a la cual le fue asignada una densidad de 10 °API. Así, el petróleo con una densidad mayor a 10 °API representa un fluido mas liviano que el agua y por lo tan flotaría en presencia de la misma. Todo lo contrario sucede para fluidos con gravedad API menor a 10°.

La definición de grados API ha servido de referencia para visualizar la separación de las fases en contacto con el agua, de allí la dificultad de deshidratar un crudo de 10 °API, cuando sólo se emplea la gravedad como mecanismo de separación de las fases.

La densidad del petróleo expresada en °API se define como:

° API =

141.5

γ

− 131.5

(1.1)

Donde γ representa la gravedad específica o relativa del petróleo, definida como la relación de sus densidades a 60 °F, esto es:

γf =

ρ ρw

(1.2)

Con base en la definición de grados API, los petróleos se han clasificado como:

°API > 30

Petróleo liviano

20 < °API < 30

Petróleo mediano

10 < °API < 20

Petróleo pesado 20

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°API < 10

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Petróleo Extrapesado / bitumenes

1.3. Proceso de producción y de transporte

El petróleo disponible en el yacimiento se encuentra a una determinada condición de energía, la cual puede o no ser suficiente para vencer las pérdidas de presión por fricción, por velocidad y por desnivel a través de los diferentes componentes que forman parte de la arquitectura de la completación, del pozo, de la tubería de producción y la tubería de transporte. Si el yacimiento tiene suficiente energía, el método de producción se le conoce como flujo natural. En caso contrario, cuando el yacimiento no dispone de la energía suficiente para vencer las pérdidas entre el yacimiento y el separador, es necesario suministrarle energía adicional, para que el proceso de producción sea factible. Este tipo de proceso se le denomina levantamiento artificial, y se logra principalmente mediante el suministro de energía por un medio externo al sistema de producción, por ejemplo un sistema de bombeo

En la figura 1.7 se esquematiza el proceso de levantamiento artificial por bombeo mecánico y por gas lift.

BMC

Figura 1.7a Métodos de levantamiento artificial por bombeo mecánico

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Figura 1.7b Métodos de levantamiento artificial por inyección de gas

El flujo de fluidos desde el yacimiento a la superficie comprende el movimiento de una o varias fases simultáneas a lo largo de las tuberías de producción y transporte. Dando origen a diferentes distribuciones geométricas de las fases en las tuberías, conocidas como patrones de flujo, todo esto ocasiona un mayor consumo de energía para mover el petróleo desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo. La figura 1.8 esquematiza los patrones de flujo posibles en tuberías horizontales, patrones de flujo similares se pueden formar en las tuberías de producción. Bajo un esquema particular, esto es un patrón de flujo, las corrientes de flujo arriban a la estación de flujo en el múltiple de producción o en el separador.

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Una vez que la corriente de producción llega a la estación de flujo se somete a un proceso de separación, saliendo las corrientes de producción de gas independiente de la corriente de crudo, de agua y de arena.

Figura 1.8 Patrones de flujo en tuberías horizontales

Uno de los primeros intentos para predecir el patrón de flujo fue realizado por Baker. La figura 1.8a muestra de manera esquemática este mapa.

DISPERSO BURBUJA

ANULAR

By =

Gg

ESTRATIFICADO ONDULADO

λ

TAPON

ESTRATIFICADO PLUG

BX =

Lλψ Gg

Figura 1.8a Mapa de Patrones de Baker

La figura 1.8b muestra el mapa de patrón de flujo correspondiente a flujo horizontal, el cual fue desarrollado en base de una amplia data experimental por Mandhane, sus coordenadas corresponden a las velocidades superficiales de las fases liquidas y gas en la tubería.

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Figura 1.8b Mapa de patrones de flujo de Mandhane

De los desarrollos en las dos ultimas décadas basados en metodologías mecanicistas desarrolladas originalmente por Dukler y posteriormente por Taitel se ha obtenido uno de los mapas de flujo mas confiable para el flujo multifásico gas – liquido.

Figura 1.8c Mapa de patrones de flujo de Taitel - Dukler

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En general, la corriente de gas una vez separada fluye a través de una red de recolección de tuberías hasta los centros de procesos con la energía disponible en el separador. Es posible que los niveles de energía disponibles no sean los suficientemente grandes para transportar el gas desde el separador hasta el centro de procesamiento, en este caso, se requiere suministrarle energía adicional al gas por medio de un compresor. Durante el proceso de transporte entre el compresor y la planta de procesos, los componentes pesados presentes en el gas pueden condensar, en conjunto con el vapor de agua, si este está presente, originando una restricción al flujo, la cual se manifiesta por medio de un incremento en los requerimientos de energía en forma de presión, como consecuencia de la reducción del área efectiva en las tuberías y en los accesorios presentes.

El gas en la planta de procesos, se somete a procesos de tratamiento como la deshidratación, el endulzamiento y la extracción de sus componentes licuables. Este último proceso se logra por medio de una refrigeración mecánica, una turboexpansión o una expansión–separación. Las figuras 1.9a y 1.9b esquematizan los procesos de extracción de liquido del gas, por medio de una refrigeración mecánica y una turbo-expansión, respectivamente.

Pre enfriador

Depurador de entrada

Chiller

Separador frío

LC

LC

0-20 oF

P C

Compresión

Evaporación

B Expansion

S

A

D

D Enfriamiento

T

B

C

H

Figura 1.9a Proceso de extracción de líquido por medio de enfriamiento mecánico

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Pre enfriador

Depurador de entrada

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Turbo expansor

Separador frío

LC

LC

-20 oF

S=cte H=cte

T

Figura 1.9b Proceso de extracción de líquido por medio de turbo expansión

El gas pobre (con bajo contenido de elementos condensables) puede ser utilizado como fuente de energía en las plantas industriales, como fuente de suministro de gas en las ciudades, como fuente restauradora de presión y como medio para levantar una corriente de líquido (gas lift). En este último proceso, con la inyección de gas se logra la disminución de la densidad y viscosidad efectivas de la mezcla, como el incremento de la tasa de flujo que circula por la tubería, dando origen a una tasa óptima de manejo para una determina tasa de inyección de gas. La figura 1.10 presenta una red de distribución de gas. Las redes de manejo de gas deben tener capacidad suficiente para transportar la cantidad de gas que se requiere en cualquier centro de consumo. En el diseño se debe considerar una determinada capacidad Adicional

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EF-03-1 4” 3.14 km

EF-07-1

EF-06-1 4”2.49 km MG-10-1

PE-11-1

4” 1.72km

PE-14-1

6” 0.30 km

6” 1.35 km

3.14 km

4” 2.09km

. EF-14-1

6" 3.13 km

EF-10-1

TABLAZO

8” 2.34 km

MG-11-1

16"

EF-11-1 10"

PE-15-1

4” 1.49 km

46 1. 4”

8” 0.66 km LG III 0.56 km 8” 0.65 km 4” LG 1. 46 IV km

MG-13-1

6"

4” 1.2 km

3.12 km

km

EF-13-1

EF-15-1

4” 2.77 km

EF-16-1

6" 16” 6.5 km

4” 0.31 km

MG-17-1

EF-17-1

PE-19-1

4” 1.49 km 6" 6” 5.07 km

EF-18-1

6"

4” 1.26 km

10” 3.13 km

PE-18-1

4” 0.36 km

MG-19-1

EF-19-1

4” 4.69 km 6” 1.46 km

MG-1-2

EF-20-1 PE-22-1

PE-23-1

4”

0.3 7

4” 10.71 km

6“

4. 6

km

EF-1-2 8 ” 0.66 km LG II

EF-21-1 16” 4.94 km

km

10” 0.73 km

8” 8.3 km

LG V/VI

6” 3.7 km

LLB-04

6” 1.95 km 4” 0.76 km

EF-22-1 MG-1-12 6” 2.35 km

UD-1

MG-22-1

8” 1.8 km 6” 2.0 km

16”

LLANOGAS

4” 0.8 km LLB-12

BLOQUE 8 PLANTA LAMA-1

Figura 1.10 Red de distribución de gas

El proceso de separación gas–líquido puede consistir de varias etapas para la estabilización de los componentes de hidrocarburos livianos en el crudo, como se muestra en la figura 1.11.

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GAS POBRE

GAS POBRE

GAS POBRE

C3, C4, C5+

C3, C4, C5+

C3, C4, C5+

CRUDO

CRUDO

CRUDO

Separación multietapas

Separación multietapa + Recuperación de vapor

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Estabilización con columna

Vapores

Figura 1.11 Proceso de estabilización del petróleo

Una vez finalizado el proceso de la estabilización del petróleo, éste en conjunto con el agua van directo a un tanque de almacenamiento, para luego ser transportados a una estación o un patio de tanques, donde se recolecta la producción de varias estaciones de flujo.

La mezcla petróleo agua en los patios de tanques es sometida a varios procesos con la finalidad de separar el petróleo definitivamente del agua. Este proceso se conoce como deshidratación del crudo. Para ello se utilizan tanques de lavado, donde ocurre la separación entre el petróleo y el agua como consecuencia de la diferencia de densidades, permaneciendo en el tanque el tiempo necesario para que efectivamente ocurra la separación entre las fases. La figura 1.12 describe este proceso.

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Gas Emulsion y gas

Agua

Figura 1.15 Proceso de deshidratación de crudo

El petróleo dentro de las especificaciones para venta o suministro a las refinerías es transportado a través de oleoductos, para lo cual es necesario suministrar al fluido, por medio de bombas, la energía necesaria para el logro de este propósito.

1.4 Sistema de producción.

Cualquier pozo productor de hidrocarburos es perforado y completado con la finalidad de permitir que el petróleo o el gas fluyan desde su sitio original en el yacimiento hasta el patio de tanques o un cliente establecido. El transporte de esos fluidos requiere un nivel de energía suficiente para vencer las pérdidas por fricción en el sistema y levantar las corrientes de producción hasta la superficie. El fluido debe viajar a través del yacimiento y el sistema de tuberías, y al final entrar en el separador para hacer posible la separación entre las fases. La completación del pozo productor puede ser simple o contener una serie de accesorios, en los cuales se producen pérdidas de presión. Por ejemplo, un pozo productor puede contener un número determinado de componentes como se muestran en la figura 1.1 La caída de presión en el sistema total es la presión inicial en el fluido (presión en el yacimiento) menos la presión final del fluido (presión en el separador). Esta caída de presión es igual a la suma de las caídas de presión que ocurre en todos los componentes del sistema. En la figura 1.16 se muestra de manera esquematizada las posibles caídas de presión asociadas al proceso de producción de petróleo y sus

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corrientes de producción. Como la caída presión total es una función de la tasa de fluido, entonces la tasa de producción del pozo es controlada por los elementos que constituyen en sistema. Drainage Boundary

Wellbore Wellhead & (Perforations) Choke

Separator

Stock Tank

Po

Pressure

Pwf

Pwf Psp ro

PST

W

Reservoir

Tubing

Flowline

Transfer Line

Figura 1.16 Caídas de presión en el sistema de producción

La selección y el dimensionamiento de los componentes individuales que forman el sistema de producción es una de las actividades de mayor importancia para los ingenieros de las diferentes disciplinas relacionadas con la producción, el transporte y el tratamiento de sistemas de hidrocarburos. Un cambio en la caída de presión en cualquiera de estos elementos alteraría el comportamiento de los otros elementos y su caída de presión. Todo esto es consecuencia del efecto de compresibilidad del fluido.

El diseño de la completación de un pozo productor no se debe realizar de manera independiente del comportamiento del yacimiento y del sistema de tuberías, que permiten el transporte del fluido. La cantidad de fluido que se maneja por el sistema total depende de la caída de presión total que produce su movimiento y, la caída de presión depende a su vez de la tasa de fluido que se transporta originando una función implícita entre la caída de presión y la tasa de flujo. Por lo tanto, el sistema de producción se debe diseñar de manera integral por los ingenieros asociados al proceso de producción.

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La producción de un pozo puede verse severamente afectada si uno o todos los elementos que forman al sistema de producción generan altas caídas de presión. Si el efecto de cada uno de los elementos que constituyen al sistema puede ser aislado, el funcionamiento del sistema se puede optimizar. Para ilustrar un ejemplo se ha demostrado que en algunos casos se ha incurrido en altos costos para estimular un yacimiento, cuando en verdad lo que origina la restricción del flujo de los fluidos en el sistema es una tubería pequeña.

1.5 Análisis Nodal

El método de análisis NODAL se ha utilizado por muchos años para analizar el funcionamiento de todos los elementos que conforman el sistema de producción. El procedimiento consiste en dividir el sistema en dos secciones a partir de un nodo determinado. La curva de comportamiento de los elementos ubicados aguas arriba del nodo se denomina inflow y la curva de comportamiento de los elementos aguas abajo del nodo en estudio se denomina outflow. En el proceso de generación de estas curvas es necesario conocer una función que relacione la caída de presión con la tasa de flujo que circula por cada componente.

En un sistema de producción existen dos niveles de presión fijas, representadas por la presión promedio del yacimiento y la presión a la cual se realiza el proceso de separación. Bajo estas condiciones y con las ecuaciones que representan la relación entre la caída de presión y la tasa de flujo a través de todo el sistema, se determina el caudal que se produce desde el yacimiento y que a su vez circula por el pozo. La figura 1.17 representa de manera esquemática al sistema de producción, donde se conocen dos niveles de presión.

Una vez que se selecciona el nodo en estudio, la presión en el mismo se determina a partir del balance de energía entre los elementos ubicados aguas arriba y aguas debajo de dicho nodo. El balance de energía se expresa por medio de:

Para los elementos aguas arriba

31

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Pn = PR − ∑ ∆P

de

los

32

elementos

aguas

arriba

(1.3)

elementos

aguas

abajo

(1.4)

Para los elementos aguas abajo Pn = PS + ∑ ∆P

de

los

La caída de presión en cada elemento es función de la tasa de flujo que circula por el elemento. Una curva de presión en el nodo n se grafica a partir de las ecuaciones (1.3) y (1.4).

En la figura 1.17 se muestran los nodos que comúnmente se seleccionan en un sistema de producción. Por lo general, se selecciona el cabezal del pozo

3

2

Gas

Línea de flujo

1 Ps

Petróleo/agua

Separador

4 5

8

<
0.2 5/8 0.62 Re1D/ 2 Pr1 / 3 ⎡ ⎛ Re D ⎞ ⎤ Nu D = 0.3 + ⎟ ⎥ ⎢1 + ⎜ 2 / 3 1/ 4 ⎢⎣ ⎝ 282000 ⎠ ⎥⎦ 1 + (0.4 / Pr )

(

)

4/5

(7.91)

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donde todas las propiedades de fluido se evalùan a la temperatura de pelicula.

7.11 Tansferencia de calor por convección natural alrededor de un cilindro

La transferencia de calor por convección natural aparece siempre que un cuerpo se coloca en un fluido con una temperatura mayor o menor. Debido a la diferencia de temperaturas, el calor fluye entre el fluido y el cuerpo, cambiando la densidad del fluido cerca de la superficie. La diferencia de densidad produce un flujo descendente del fluido más pesado y un flujo ascendente del flujo más liviano. Si el movimiento del fluido sólo se debe a las diferencias de densidad producidas por gradientes de temperaturas, en mecanismo de transferencia de calor asociado se llama convección natural. Las corrientes de convección natural transfieren la energía interna almacenada en el fluido fundamentalmente de la misma manera que las corrientes de convección forzada. Sin embargo, la intensidad del movimiento suele ser menor en la convección natural, por lo tanto sus coeficientes de transferencia de calor son menores que los de convección forzada.

Aunque los coeficientes de transferencia de calor son relativamente pequeños, muchos dispositivos dependen en gran medida de este modo de transferencia para un enfriamiento. En el campo de la ingeniería eléctrica, las líneas de transmisión, los transformadores,

los

dispositivos

electrónicos

y

los

alambres

calentados

eléctricamente, como los elementos calefactores de un horno eléctrico, se enfrían en gran parte mediante la convección natural. Las temperaturas de estos cuerpos se elevan por encima de la ambiental a causa del calor generado internamente. Conforme la diferencia de temperatura se incrementa, también lo hace la tasa del flujo de calor hasta que se alcanza un estado de equilibrio en el cual la tasa de generación de calor es igual a la tasa de disipación de calor.

La convección natural es el mecanismo de flujo de calor predominante en radiadores de vapor, en las pérdidas de calor en los tubos que transportan vapor u otros fluidos

65

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66

calientes. La importancia de la transferencia de calor por convección natural ha llevado a la publicación de libros de textos dedicados por completo a este tema.

En todos los ejemplos mencionados, la atracción gravitacional es la fuerza responsable de las corrientes de convección; pero no la única fuerza capaz de producir convección natural. Las velocidades del fluido en las corrientes de convección natural, sobre todo en las generadas por gravedad, generalmente son bajas, pero las características

del flujo en las cercanías de la superficie de

transferencia son similares a las de convección forzadas: se forma una capa delimitadora cerca de la superficie y la velocidad del fluido en la superficie de contacto es cero. La figura 7.1 muestra las distribuciones de la velocidad y temperatura cercana de una placa plana caliente colocada en posición vertical en aire. A una distancia dada de la parte inferior de la placa, la velocidad local ascendente se incrementa al aumentar su distancia de la superficie, hasta alcanzar un valor máximo cerca de ella, luego disminuye y tiende a cero de nuevo como se observa en la figura 7.23.

Figura 7.23 Perfiles de velocidad y temperatura debido a la convección libre en una placa plana inclinada cierto ángulo.

66

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67

Aunque el perfil de velocidad es diferente del observado en convección forzada sobre una placa plana, donde la velocidad tiende de manera asintótica a la velocidad de la corriente libre, cerca de la superficie las características de ambos tipos de capas delimitadoras son similares. En la convección natural, como en la convección forzada, el flujo puede ser laminar o turbulento, según su distancia con el borde de entrada, las propiedades del fluido, la fuerza de cuerpo y la diferencia de temperatura entre la superficie y el fluido.

El campo de temperatura en la convección natural es similar al observado en la convección forzada. Por lo tanto, la interpretación es similar al observado en la convección forzada, de allí que la interpretación física del número de Nusselt sea similar. Sin embargo en las aplicaciones se acostumbra a utilizar la ecuación de Newton de la forma:

dq = hc (Ts − T∞ )dA

(7.92)

la ecuaciòn está escrita para un área diferencial dA porque en la convección natural, el coeficiente de transferencia de calor hc no es uniforme en toda la superficie. Al igual que en el caso de la convección forzada sobre una placa plana, se distinguirá entre un valor local de hc y un valor promedio de hc en toda la superficie. La temperatura T∞ se refiere a un punto en el fluido suficientemente alejado del cuerpo de modo que su temperatura no se vea afectada por la presencia de una fuente de calentamiento o enfriamiento en el cuerpo.

La evaluación exacta del coeficiente de transferencia de calor por convección natural resulta muy complicada, de hecho, el problema se ha resuelto sólo para geometrías simples tales como una placa en posición vertical y un cilindro horizontal. Aquí no se analizarán estas soluciones especializadas, sino que se formularan las ecuaciones para convección natural que parte de un cilindro horizontal utilizando solo principios físicos básicos. Así como correlaciones establecidas para este caso de estudio.

67

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68

7.12 Correlaciones para el coeficiente de transferencia de calor por convección natural alrededor de un cilindro

Una ecuación adecuada para el coeficiente promedio de transferencia de calor para tubos simples en convección natural correspondiente a gases y líquido es:

Nu D = 0.53(GrD Pr )

0.25

GrD =

β=

(7.93)

gβ (Ts − T∞ ) D 3

ν2

(7.93a)

1 ⎛ ∂ρ ⎞ ⎜ ⎟ ρ ⎝ ∂T ⎠ P

(7.93b)

Esta ecuación es valida para:

0.5 ≤ Pr 1000 ≤ GrD ≤ 109 Para un cilindro isotérmico Morgan recomendón la relación:

Nu D = C (RaD )

n

RaD =

gβ (Ts − T∞ ) D 3

αν

(7.94)

= GrD Pr

(7.94a)

Donde:

68

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RaD

C

n

10-10 – 10-2

0.6750

0.058

10-2 – 102

1.02

0.148

2

4

0.850

0.188

4

7

0.480

0.250

7

12

0.125

0.333

10 – 10 10 – 10 10 – 10

69

Churchill y colaboradores propusieron la siguiente corelación

1/ 6 ⎡ 0.387 RaD Nu D = ⎢0.60 + 1 + (0.559 / Pr) 9 / 16 ⎢⎣

[

⎤ 8 / 27 ⎥ ⎥⎦

]

2

(7.95)

GrD ≤ 1012

69

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1

CAPITULO 8 PERFIL DE TEMPERATURA

1

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Contenido

2

Pag.

8. Perfil de temperatura

3

8.1 Introducción

3

8.2 Perfil de temperatura

4

8.2.1 Modelo explícito

8

8.2.1.1 Para un fluido incompresible

15

8.2.2 Modelo implícito

18

2

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3

8.- PERFIL DE TEMPERATURA

8.1 Introducción

La mayoría de las situaciones concernientes al flujo de un petróleo a través tuberías esta relacionada con el transporte de este, desde el centro productor hasta los centros de consumo. Los sistemas utilizados consisten en: sistemas de recolección, facilidades de bombeo y tratamiento, sistemas de tuberías principales y sistema de distribución. Varios factores deben ser considerados en el diseño de las facilidades para transportar un petróleo por largas distancias, entre ellos tenemos: la naturaleza y la cantidad del petróleo a ser transportado, el tipo del terreno a ser recorrido, la distancia entre los extremos, el perfil del terreno, las condiciones de presión y de temperatura a las cuales se realiza el transporte.

Los sistemas de tuberías que constituyen los medios de recolección, las troncales principales y los sistemas de distribución constituyen un medio económico para transportar el petróleo por

largas distancias. La inversión inicial representa los

grandes costos asociados al transporte, puesto que los costos de operación son relativamente bajos.

La ubicación de las facilidades de producción representan una de las actividades de mayor importancia, una vez que esta sea ubicada, el sistema de transporte es diseñado. Este comprende el derecho de vía para instalar las tuberías que transportaran el fluido de los pozos productores, la tasa de flujo, los niveles de presión y de temperatura entre el pozo y la estación recolectora. Una vez que esto sea establecido, el problema principal lo constituye el transporte del fluido hasta el centro de consumo.

Los sistemas de recolección están formados por una serie de tuberías de pequeño diámetro que convergen en tuberías de mayores diámetros o troncales principales, los cuales deben tener la capacidad para transportar los crecimientos previstos en el área.

3

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4

El sistema de distribución está conformado por una serie de tuberías de diámetros relativamente pequeños, que sirven para conducir el fluido desde el centro de proceso hasta los centros de consumo o clientes.

El diseño de los sistemas de recolección y distribución involucran estudio de cierta complejidad, los cuales son necesarios para decidir el diámetro, espesor y material de las tuberías que lo forman, así como la capacidad de energía requerida y los niveles de presión, a los cuales estaría sometido el sistema de transporte. Algoritmos computacionales son utilizados en el proceso de análisis y diseño de estos sistemas, en vista que es necesario seleccionar la mejor opción desde el punto de vista hidráulico y económico.

El transporte del fluido a través de sistemas tuberías requiere del conocimiento de las ecuaciones fundamentales que permitan determinar la caída de presión y de temperatura, así como la capacidad de estos sistemas. En la literatura técnica se presentan varias metodologías, las cuales permiten predecir el comportamiento del flujo de fluido a través de sistemas de tuberías, en los cuales se hace necesario realizar un proceso iterativo como consecuencia de la interdependencia de las propiedades del fluido, el factor de fricción y el coeficiente de transferencia de calor con la presión y la temperatura. Con la finalidad de suavizar este proceso se utilizan ecuaciones

simplificadas

en

el

proceso

de

solución

de

las

ecuaciones

fundamentales.

Se presenta un desarrollo fundamentado en las metodologías publicadas en las referencias para la determinación del gradiente de temperatura, las cuales se complementan con desarrollos presentados en textos básicos de Termodinámica, de Mecánica de los fluidos y de Transferencia de calor.

Analizaremos situaciones

relacionadas con el flujo de fluido en tuberías con la finalidad de calcular las pérdidas de temperatura presente en el proceso de transportar un fluido desde el extremo inicial de una tubería hasta su extremo final.

4

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5

8.2- Perfil de temperatura

La ecuación de la energía o primera Ley de la Termodinamica establece para un volumen de control sometido a un proceso bajo condiciones de flujo y estado estacionario lo siguiente:

Q −W = vc vc

∑ m(e + Pυ ) − ∑ m(e + Pυ ) s

(8.1)

e

Figura 8.1 Balance de energía en un volumen de control

Expresado la energía especifica en términos de sus componentes:

V 2 gZ e=u+ + 2 gc gc

(8.2)

De la sustitución de la ecuación (8.2) en la ecuación (8.1) y recordando que

h=u+

P

ρ

(8.3)

Obteniéndose 5

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⎛ ⎛ P V 2 gZ ⎞ P V 2 gZ ⎞ ⎜ ⎟ ⎜ Q − W = ∑ m⎜ u + + + ⎟ − ∑ m⎜ u + ρ + 2 g + g ⎟⎟ vc vc g g ρ 2 s e c c ⎠ c c ⎠ ⎝ ⎝

⎛ ⎛ V 2 gZ ⎞ V 2 gZ ⎞ ⎟⎟ − ∑ m⎜⎜ h + ⎟⎟ + + Q − W = ∑ m⎜⎜ h + vc vc 2 g g 2 g g s e c c ⎠ c c ⎠ ⎝ ⎝

6

(8.4)

(8.5)

Expresando la ecuación de la energía en su forma integral se tiene:

Q vc +

∫ ent

V 2 gZ + ) ρVdA = Wvc + (h + 2 gc gc

∫ sal

V 2 gZ + ) ρVdA (h + 2 gc gc

Esta ecuación establece que “el flujo de energía

(8.6)

suministrado a través de la

superficie de control, mas el flujo de energía en forma de calor debe ser igual el flujo de energía extraído a través de la superficie de control mas el flujo de energía que se genera en forma de trabajo”.

En la ecuación (8.6) el primer término del miembro de la izquierda representa el flujo de calor suministrado al volumen de control, mientras que el segundo representa el flujo de energía suministrada a través de la superficie de control. En el miembro de la derecha, el primer término significa el trabajo producido y el segundo término representa el flujo de energía extraída a través de la superficie de control.

Considerando propiedades uniformes en las secciones de transferencia de fluido y desarrollando las integrales se obtiene:

V gZ V 2 gZ Qcv + ∑ ent m ( h + + ) = Wvc + ∑ sal m (h + + ) 2 gc gc 2 gc gc 2

(8.7)

6

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7

Aplicando la ecuación de energía al flujo de fluido a través de una tubería, la cual se considera completamente llena del fluido, como se muestra en la figura 8.2a, mientras que el caso descrito por la figura 8.2b correspondiente al caso del flujo de un fluido a traves de una tubería no completamente llena de fluido, comportandose como el flujo a través de un canal.

Figura 8.2. Flujo en tuberías y canales

∑ ent m( h +

V 2 gZ + ) 2 gc gc

∑ sal m(h +

V 2 gZ + ) 2 gc gc

Q vc

Figura 8.3 Un volumen de control alrededor de una tubería

Para una tuberia, donde solo se tiene una entrada y salida de flujo se tiene:

V 2 gZ V 2 gZ Qcv + [ m( h + + )]ent = Wvc + [ m(h + + )]sal 2 gc gc 2 gc gc

(8.8)

Dividiendo la ecuación (8.8) por el flujo de masa m, para obtener una ecuación de la energía por unidad de masa,

7

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V 2 gZ V 2 gZ qcv + [(h + + )]ent = wvc + [(h + + )]sal 2 gc gc 2 gc gc

8

(8.9)

Expresando la ecuación (8.9) en forma diferencial, se tiene:

⎡ ⎢⎣

δqcv - dh + V

dV gdZ ⎤ + = δwvc gc gc ⎥⎦

(8.10)

En vista que en una tubería el flujo de trabajo producido es cero, se tiene:

δqcv = dh + V

dV gdZ + gc gc

(8.11)

8.2.1- Modelo explicito.

De la consideración, que la entalpía es una función de la presión y la temperatura se tiene:

h = f ( P, T )

(8.12)

Expresando la ecuación (8.12) en forma de diferenciales

⎛ ∂h ⎞ dT + ⎛ ∂h ⎞ dP ⎟ ⎜ ∂P ⎟ ⎝ ∂T ⎠ P ⎝ ⎠T

dh = ⎜

(8.13)

Por definición de calor específico

8

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C

P

⎛ ∂h ⎞ ⎟ ⎝ ∂T ⎠ P

=⎜

9

(8.14)

De la relación entre 3 propiedades termodinamicas se tiene:

⎛ ∂h ⎞ ⎛ ∂T ⎞ ⎛ ∂P ⎞ = −1 ⎜ ∂T ⎟ ⎜ ∂P ⎟ ⎜ ∂h ⎟ ⎝ ⎠ P ⎝ ⎠ h ⎝ ⎠T

(8.15)

De la sustitución de las ecuaciones (8.14) y (8.15) en la ecuación (8.13) se tiene

⎛ ∂h ⎞ ⎛ ∂T ⎞ dP dh = C dT − ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ P ⎝ ∂T ⎠ P ⎝ ∂P ⎠ h

(8.16)

De la defición del coeficiente de Joule Thomson

⎛ ∂T ⎞ ⎟ ⎝ ∂P ⎠ h

µ =⎜ j

(8.17)

Se tiene

dh = C dT − C µ dP P P j

(8.18)

Sustituyendo la ecuación (8.15) en la ecuación (8.11)

δqcv = C dT − C µ dP + V P

P j

dV gdZ + gc gc

(8.19)

Expresando el término correspondiente a la transferencia de calor en función del coeficiente de transferencia total y la diferencia de temperatura entre el fluido y su medio ambiente se tiene: 9

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(

)

δQcv = −U T − T πDdL ∞

10

(8.20)

En la ecuación (8.17) se utiliza el signo negativo porque se considera la transferencia de calor desde el fluido hacia su medio ambiente. Sustituyendo la ecuación (8.17) en la ecuación (8.16) se tiene:

U ⎛⎜ T − T ⎞⎟πDdL ∞⎠ − ⎝ = C dT − C µ dP + V P P j m

dV gdZ + gc gc

(8.21)

Obteniéndose para el gradienta de temperatura

U ⎛⎜ T − T ⎞⎟πD g dZ dT dP V dV ⎝ ∞⎠ =C −C µ + + − P dL P j dL gc dL gc dL m U ⎛⎜ T − T ⎞⎟πD 1 ⎛ − C µ dP + V dV + g dZ ⎞ = dT ⎝ ∞⎠ − ⎜ P j dL gc dL gc dL ⎟ dL mC C ⎝ ⎠ P P

(8.22)

(8.22a)

Multiplicando y dividiendo por la densidad en el segundo término de la ecuación se tiene

U ⎛⎜ T − T ⎞⎟πD 1 ⎛ dP ρV dV gρ dZ ⎞ dT ∞⎠ ⎝ − −C µ ρ + + = ⎜ P j dL gc dL gc dL ⎟⎠ dL mC ρC ⎝ P P

(8.23)

Definiendo

10

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A= ⎛ ⎝

11

mC

P πDU

(8.23a)

dP ρV dV gρ dZ ⎞ dP / − − P j dL gc dL gc dL ⎟⎠ dL

ψ = ⎜ ρC µ

(8.23b)

Luego

U ⎛⎜ T − T ⎞⎟ ψ ⎝ ∞⎠ − + A ρC

dP dT = dL dL P

(8.24)

Separando variables

dL =

dT ⎛⎜ T − T ⎞⎟ ψ ∞⎠ ⎝ − + A ρC

dP dL

P

(8.25)

Bajo la premisa de dividir la tubería en segmentos muy pequeño se puede considerar al segundo término del denominador de la ecuación (8.25) independiente de la temperatura, pero evaluado a la temperatura promedio del segmento.

−

1 dT dL = A ⎛⎜ T − T ⎞⎟ - ψA dP ⎝

∞ ⎠ ρC

P

(8.26)

dL

Integrando la ecuación (8.26)

11

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−∫

L

Li

T dT 1 dL = ∫ Ti A (T − T∞ ) - ψA dP ρCP dL

12

(8.27)

Se obtiene

T

L ⎡ ψA dP ⎤ ⎡L⎤ − ⎢ ⎥ = ln ⎢⎛⎜ T − T ⎞⎟ ⎝ ∞ ⎠ ρC dL ⎥ ⎣ A ⎦ Li ⎣⎢ ⎦⎥T P

(8.28)

i

⎛⎜ T − T ⎞⎟ - ψA ∞ ⎠ ρC ⎛ Li − L ⎞ ⎝ P exp⎜ ⎟= ⎝ A ⎠ ⎛⎜ T − T ⎞⎟ - ψA ∞ ⎠ ρC ⎝ i P

dP dL dP dL

(8.29)

Despejando para la expresión de la temperatura se tiene:

(T − T∞ ) T = T∞ +

ψA dP ρCP dL

⎡

= ⎢(Ti − T∞ ) -

⎣

ψA dP ⎤ ⎛ Li − L ⎞ exp⎜ ⎟ ρCP dL ⎥⎦ ⎝ A ⎠

ψA dP ⎡ ψA dP ⎤ ⎛ Li − L ⎞ + ⎢(Ti − T∞ ) exp⎜ ⎟ ρCP dL ⎣ ρCP dL ⎥⎦ ⎝ A ⎠

(8.30)

Arreglando términos

⎛ ⎛ L − L ⎞ ⎞ ψA dP ⎛ L − L ⎞⎞ ⎛ T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ i ⎟ ⎟⎟ ⎟ ⎟⎟ + ⎜⎜1 − exp⎜ i ⎝ A ⎠ ⎠ ρCP dL ⎝ A ⎠⎠ ⎝ ⎝

(8.30a)

Considerando que Li-L es igual –( L-Li), donde este último término representa la longitud recorrida por el fluido en el segmento de tubería, se tiene:

12

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⎛ ⎛ L − Li T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − A ⎝ ⎝

⎞⎞ ⎛ ⎛ L − Li ⎟ ⎟⎟ + ⎜⎜1 − exp⎜ − A ⎠⎠ ⎝ ⎝

⎞ ⎞ ψA dP ⎟ ⎟⎟ ⎠ ⎠ ρC P dL

13

(8.30b)

Caso particulares: Si A ⇒ 0, entonces

A=

mC

P πDU

T = T∞

(8.31)

Si A ⇒ ∝, entonces

T = Ti

(8.31a)

Si se considera despreciable las contribuciones de los cambios de energía potencial, de fricción y cinético en el gradiente térmico se tiene:

⎛ ⎛ L − Li T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − A ⎝ ⎝

⎛ ⎝

⎛ L − Li ⎞⎞ ⎛ ⎟ ⎟⎟ + ⎜⎜1 − exp⎜ − A ⎝ ⎠⎠ ⎝

⎞ ⎞ ψA dP ⎟ ⎟⎟ ⎠ ⎠ ρC P dL

dP ρV dV gρ dZ ⎞ dP − − / P j dL gc dL gc dL ⎟⎠ dL

ψ = ⎜ ρC µ ψ ≅0 Luego

⎛ ⎛ L − Li T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − A ⎝ ⎝

⎞⎞ ⎟ ⎟⎟ ⎠⎠

(8.32)

13

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14

Puesto que (L-Li) representa la longitud recorrida por el fluido en el segmento de tubería, se tiene: ⎛ ⎛ X ⎞⎞ T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − ⎟ ⎟⎟ ⎝ A ⎠⎠ ⎝

(8.32a)

La ecuación (8.33) establece que el perfil axial de temperatura tiene un comportamiento tipo exponencial, con la condición que para su extremo inicial su valor corresponde al valor inicial de temperatura disminuyendo en función de la longitud hasta que su valor sea igual a la temperatura ambiente. La figura 8.4 describe el comportamiento del perfil de temperatura, observe que los cambios apreciables en el perfil de temperatura ocurren al inicio del recorrido de la tubería, disminuyendo a medida que se recorre toda su longitud.

90 80

Q = 317.96 m3/d Q = 1271.84 m3/d Q = 4133.47 m3/d Q = 7948.98 m3/d

70

Temperat ura, °C

60 50 40 30 20 10 0 0

10

20

30

40

50

60

70

80

Longitud, km

Figura 8.4 Perfil axial de temperatura

Para flujo horizontal, donde el ángulo de inclinación de la tubería es igual a cero o donde el gradiente de la energía potencial es cero, si adicionalmente la energía cinética es despreciable, se tiene que la ecuación (8.23b) se reduce a:

14

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ψ = ρC P µ j

15

(8.23c)

Resultando el perfil de temperatura dado por:

⎛ ⎛ L − Li T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − A ⎝ ⎝

⎛ L − Li ⎞⎞ ⎛ ⎟ ⎟⎟ + ⎜⎜1 − exp⎜ − A ⎝ ⎠⎠ ⎝

dP ⎞⎞ ⎟ ⎟⎟ µ j A dL ⎠⎠

(8.33)

En la ecuación (8.33) se contempla el efecto del coeficiente de Joule-Thomson sobre el perfil de temperatura, su efecto puede resultar en la obtención de niveles de temperatura menor al valor de la temperatura ambiente a medida que el fluido recorre la tubería entre sus extremos.

8.2.1.1- Para un fluido incompresible

Analicemos la expresión del coeficiente de Joule-Thomson para un fluido incompresible, de la consideración de que el estado termodinámico de un fluido esté definido por la presión P y su temperatura T se tiene para el cambio de la entropía la siguiente expresión.

s = f ( P, T )

(8.34)

Expresando la ecuación (8.34) en forma de diferenciales

⎛ ∂s ⎞ dT ⎟ ⎝ ∂T ⎠ P

ds = ⎜

⎛ ∂s ⎞ dP ⎟ ⎝ ∂P ⎠T

+⎜

(8.35)

De la relación entre propiedades termodinámicas se tiene que:

15

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Tds = dh − νdP

16

(8.36)

Sustituyendo la ecuación (8.35) en la ecuación (8.36) se obtiene

⎡⎛ ∂s ⎞ ⎤ ⎛ ∂s ⎞ ⎟⎟ dT + ⎜⎜ ⎟⎟ dP ⎥ = dh − νdP T ⎢⎜⎜ ⎝ ∂P ⎠T ⎦ ⎣⎝ ∂T ⎠ P

(8.37)

Despegando el diferencial de la entalpía para un proceso a temperatura constante

⎛ ∂s ⎞ ⎟ dP + νdP ∂ P ⎝ ⎠T

dh = T ⎜

(8.38)

Luego

⎛ ∂h ⎞ ⎛ ∂s ⎞ ⎜ ⎟ = T⎜ ⎟ +ν ⎝ ∂P ⎠T ⎝ ∂P ⎠T

(8.39)

Combinando la ecuación (8.39) con la ecuación (8.15) se tiene

⎛ ∂h ⎞ ⎛ ∂T ⎞ = − ⎡T ⎛⎜ ∂s ⎞⎟ + ν ⎤ ⎜ ∂T ⎟ ⎜ ∂P ⎟ ⎢ ⎜ ∂P ⎟ ⎥ ⎝ ⎠ P ⎝ ⎠h ⎣ ⎝ ⎠T ⎦

(8.40)

De donde

⎛ ∂T ⎞ = − 1 ⎡T ⎛⎜ ∂s ⎞⎟ + ν ⎤ ⎜ ∂P ⎟ ⎥ ⎛ ∂h ⎞ ⎢ ⎜⎝ ∂P ⎟⎠ ⎝ ⎠h ⎦ T ⎜⎜ ⎟⎟ ⎣

(8.41)

⎝ ∂T ⎠ P

16

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17

Haciendo uso de las definiciones del calor especifico y el coeficiente de JouleThomson se tiene

µj

=−

1 C P

⎡ ⎛ ∂s ⎞ ⎤ ⎜ ⎟ T + ν ⎢ ⎜ ∂P ⎟ ⎥ ⎣ ⎝ ⎠T ⎦

(8.42)

Sustituyendo la relación de Maxwell

⎛ ∂s ⎞ ⎛ ∂ν ⎞ ⎟ =⎜ ⎟ ⎝ ∂P ⎠T ⎝ ∂T ⎠ P

−⎜

(8.43)

Combinando las ecuaciones (8.43) y (8.42) se obtiene

µj

=−

⎤ 1 ⎡ ⎛ ∂ν ⎞ ⎜ ⎟ T + ν − ⎥ C ⎢ ⎜⎝ ∂T ⎟⎠ ⎦ P P⎣

(8.44)

Para la condición de un fluido incompresible se tiene:

µ j CP ρ

= −1

(8.45)

De allí que

⎛ dP − ρV dV − gρ dZ ⎞ / dP ⎟ ⎝ dL gc dL gc dL ⎠ dL

ψ = ⎜−

(8.46)

Haciendo uso de la ecuación de balance de la energía mecánica se tiene

⎛ dP ⎞ / dP ⎟ ⎝ dL ⎠ f dL

ψ =⎜

(8.47)

17

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18

Sustituyendo en la ecuación (8.30a) ⎛ ⎛ X ⎞⎞ ⎛ ⎛ X ⎞ ⎞ A ⎛ dP ⎞ T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − ⎟ ⎟⎟ + ⎜⎜1 − exp⎜ − ⎟ ⎟⎟ ⎜ ⎟ ⎝ A ⎠⎠ ⎝ ⎝ A ⎠ ⎠ ρCP ⎝ dL ⎠ f ⎝

(8.48)

En la determinación del perfil de temperatura es necesario conocer el gradiente de presion por friccióon.

8.2.2- Modelo implicito.

La ecuación (8.11) constituye un modelo implicito para determinación de la temperatura, para ello es necesario combinarla con una ecuación de estado y hacer uso de las relaciones entre las propiedades termodinámicas que conduzcan a obtener la expresión de la entalpía del fluido como una función de presión y de temperatura.

Expresando la ecuación (8.11) en base a las propiedades en los extremos de una tubería se tiene:

⎛ V 2 gZ ⎞ V 2 gZ ⎞ ⎛ ⎟⎟ − ⎜⎜ h + ⎟⎟ + + q = ⎜⎜ h + vc 2 2 g g g g c c ⎠s c c ⎠e ⎝ ⎝

(8.49)

Desarrollando para obtener la entalpía en el extremo de salida de una tubería

hs = q

vc

⎛

+ ⎜⎜ h +

⎝

V 2 gZ ⎞ ⎛ V 2 gZ ⎞ ⎟ −⎜ ⎟ + + 2 g c g c ⎟⎠e ⎜⎝ 2 g c g c ⎟⎠ s

(8.50)

Combinando la ecuación (8.5) con la correspondiente al gradiente de presión

18

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⎛ dP ⎞ Ps = Pe − ⎜ ⎟dL dL ⎠ ⎝

19

(8.51)

donde

⎡⎛ dP ⎞ ⎛ dP ⎞ dP ⎟⎟ + ⎜⎜ ⎟⎟ = − ⎢⎜⎜ dL dL dL ⎢⎣⎝ ⎠ g ⎝ ⎠ a

⎛ dP ⎞ ⎟⎟ + ⎜⎜ dL ⎝ ⎠f

⎤ ⎥ ⎥⎦

(8.52)

Conocido el estado termodinámico del fluido en el extremo de salida de la tubería por su presión y su entalpía (Ps y hs) es posible en conjunto con una ecuación de estado determinar la temperatura del fluido.

P = f (ν , T )

(8.53)

s ⎛ ⎛ ∂ν ⎞ ⎞⎟ ⎜ ⎟⎟ dP + ∫ C dT + ∫ ν − T ⎜⎜ h =h ⎜ P s ref ∂ T ⎝ ⎠ P ⎟⎠ ref ⎝ ref s

CP = C + C T + C T 2 + C T 3 + C T 4 + C T 5 1

2

3

4

5

6

(8.54)

(8.55)

Combinando las ecuaciones (8.53), (8.54) y (8.55) es posible conocer una expresión que permite calcular la entalpía del fluido.

El procedimiento para conocer el valor de la temperatura en el extremo de salida es iterativo, iniciandolo con un valor supuesto para la temperatura en la salida Ts , conocido los valores de presión y temperatura en la salida es posible calcular el volumen especifico del fluido a partir de la ecuación de estado (8.53) para posteriormente calcular la entalpía calculada en el extremo de salida, para ello se hace uso de las ecuaciones (8.54) y (8.55). Luego se procede a comparar los valores de entalpía calculada a partir del balance de energía en la tubería (8.50) y el

19

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20

valor calculado (8.54), si la diferencia absoluta es menor que la diferencia o tolerencia permitida, el valor de la temperatura supuesta corresponde al valor buscado, en caso contrario proceda a repetir los calculos a partir de otro valor de temperatura supuesto.

La figura 8.5 muestra esquematica el algoritmo numerico que permite resolver simultaneamente los perfiles de presión y temperatura.

Figura 8.5 Algoritmo para determinar la entalpía

20

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1

CAPITULO 9 TRANSPORTE DE CRUDO MENDIANTE CALENTAMIENTO

1

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Contenido

2

Pag.

9. Transporte de crudo pesado mediante calentamiento

3

9.1 Introducción

3

9.2 Comportamiento hidráulico de oleoductos calientes

7

9.3 Características del crudo Boscán y mezclas crudo diluentes

9

9.4 Premisas para el estudio hidráulico

13

9.5 Análisis térmico hidráulico del oleoducto

16

9.6 Análisis térmico hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar el crudo Boscán (10.23 ºAPI)

19

9.6.1 Análisis térmico hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar el crudo Boscán con estaciones de calentamiento y rebombeo

27

9.7 Análisis térmico hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar una mezcla del crudo Boscán y el diluente gas oil a 12 ºAPI

31

9.7.1 Análisis térmico hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar una mezcla del crudo Boscán y el diluente gas oil con estaciones de calentamiento y rebombeo

39

2

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3

9. TRANSPORTE DE CRUDO PESADO MEDIANTE CALENTAMIENTO 9.1 Introducción

En los últimos años, la producción, el transporte, el tratamiento y el manejo de los crudos pesados, los extrapesados y los bitumenes han tenido un gran interés por las diferentes empresas involucradas en estos procesos. Países como Canadá y Venezuela han desarrollado áreas de investigación y de aplicación que han hecho posible dentro de parámetros económicos la explotación de sus yacimientos de crudos pesados. En el caso de Venezuela, desde muchos años se han explotados sus yacimientos de crudos pesados, para ello se han utilizado las técnicas que por medio del suministro de energía a los mismo, ya sea por medio de calentamiento, el emulsionamiento y/o la dilución. La figura 9.1 esquematiza los métodos utilizados en Venezuela para transportar sus crudos pesados.

1950

1980 FLUJO AULAR

CALENTAMIENTO

TOBERA

TERMINA L

DESDE LAS EST ACIONES DE FLUJO

CRUDO

AL DESTINO FINAL

TOBERA OLEODUCT O

CRUDO HUMEDO

AGUA AGUA ADITIVO

DILUCION DILUENTE REFINERIA CRUDO LIVIANO DE OTROS CAMPOS

EMULSIONES

CRUDO

CRUDO TO FINAL DESTINATION

OLEODUCTO DESDE ESTACION DE FLUJO

MAIN PUMPING STATION

AGUA

TERMINAL

T RATAMI ENTO

CRUDO OLEODUCT O

AGUA

CRUDE

EMULSIFICANTE

DILUCION + CALENTAMIENTO

TERMINAL

CRUDO DILUENTE

OLEODUCT O

Figura 1 Métodos utilizados en Venezuela para transportar sus crudos pesados.

En Venezuela se utiliza el método de calentamiento para transporta la producción de los crudos pesados en el occidente de país, específicamente en los oleoductos 3

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4

Hot line y el oleoducto de Boscán. La figura 9.2 muestra esquemáticamente las rutas de estos oleoductos.

Bajo Grande

Puerto Miranda

Cabimas

Tía Juana Pesado

D= 26 pulg. L= 35 km

Tamare Cabimas

Lagunillas

Campo Boscán

Lagunillas Laguna Meneven

Bachaquero

Lago de Maracaibo

Bachaquero Menemota Lagotreco Lagocinco Ceuta

Figura 9.2 Oleoductos calientes en el occidente de Venezuela.

El Hot line es un oleoducto de 30 pulgadas de diámetro que permite el transporte por medio de calentamiento y el forma de batches de la producción de los crudos pesados de PDVSA desde Bachaquero hasta Puerto Miranda, mientras que el oleoducto entre Campo Boscán y La refinería de Bajo grande permite transportar la producción del crudo Boscán. En ambos oleoductos se hace uso del enterramiento de la tubería para preservar la temperatura en el petróleo y de esta manera provocar la disminución de su viscosidad.

Con los convenios o asociaciones estratégicas realizadas por PDVSA y las trasnacionales para la explotación de la reservas de crudos pesados en el oriente de Venezuela se define el uso de calentamiento y en conjunto con una dilución parcial como método de transporte de crudo, de esta manera se concibe el oleoducto de Petrozuata cuyo esquema de operación se esquematiza en la figura 9.3.

4

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5

OLEODUCTO

CRUDO DILUENTE

EXTRACCION DE DILUENTE

DILUENTE TANK FARM CRUDO OLEODUCTO

DESTINO FINAL

HORNO

BOMBAS CRUDO

TERMINAL

DESDE LA ESTACIÓN

Figura 9.3 Esquema de manejo del oleoducto Petrozuata.

La curva típica del comportamiento térmico hidráulico de un oleoducto caliente se muestra en la figura 9.4

PRESION REQUERIDA PSIG

600

500

400

300

200

100 T = 235°F T = 200°F

0 0

50

100

150

200

250

300

350

Figura 9.4 Comportamiento térmico hidráulico de un oleoducto caliente.

La curva de comportamiento térmico hidráulico en los oleoductos calientes es de suma importancia para comprender y operar dichos oleoducto, puesto que la

5

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6

misma es diferente al comportamiento típico de un fluido poco viscoso. Este comportamiento (joroba de camello) es típico en el transporte de crudos pesado mediante calentamiento y se debe a la combinación y el predominio de uno de los dos efectos (viscosos o dinámicos), temperatura en estos oleoductos.

que afectan los gradientes de presión y

Una manera de disminuir el efecto viscoso

consiste en realizar diluciones parciales del crudo pesado. La figura 9.5 muestra la curva de comportamiento de un oleoducto caliente cuando se hace uso de la dilución parcial como método de transporte.

9000 9° API 12° API 17° API 15° API

8000 7000

Presión (lpcm)

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

200000

400000

600000

800000

1000000

Caudal (BPD)

Figura 9.5 Impacto de la dilución parcial en el comportamiento térmico hidráulico de un oleoducto caliente.

En este capitulo estudiaremos el análisis y generación del comportamiento térmico hidráulico de oleoductos calientes, para ello es necesario conocer los fundamentos relacionados con el flujo y la transferencia de calor de un crudo pesado cuando fluye a través de una tubería.

6

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7

9.2 Comportamiento hidráulico de oleoductos calientes.

El análisis del comportamiento térmico hidráulico de oleoductos calientes se fundamenta en la solución simultanea de los perfiles de presión y de temperatura, puesto que las propiedades de los líquidos son una función principalmente de la temperatura y esta a su vez es una función del gradiente de presión por fricción, el cual a su vez es una función de la temperatura ya que depende de la densidad y de la viscosidad del fluido. Las ecuaciones 9.1 a 9.4 muestran esta dependencia entre los gradientes térmicos y de presión, mientras que en la figura 9.1 se esquematiza el algoritmo gráfico de solución.

fρV 2 ⎛ dP ⎞ ⎟ = ⎜ dL ⎠ f 2 gc D ⎝ ⎛ ⎛ X ⎞⎞ ⎛ ⎛ X ⎞ ⎞ A ⎛ dP ⎞ T = T∞ + (Ti − T∞ )⎜⎜ exp⎜ − ⎟ ⎟⎟ + ⎜⎜1 − exp⎜ − ⎟ ⎟⎟ ⎜ ⎟ A A ρ C dL ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠f ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ P mC P A= πDU

log(log(ν + 0.7 )) = A log T + B

(9.1)

(9.2)

(9.3)

(9.4)

7

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8

Figura 9.1 Dependencia entre los gradientes térmicos y de presión.

La dependencia entre las propiedades del petróleo, la temperatura y la presión hace necesario dividir el oleoducto en tramos para de manera realizar cálculos de mayor precisión, que el haber considerado un solo tramo que contemple todo el oleoducto. Es recomendable dividir el oleoducto en tantas secciones como sean necesarias para adaptar el análisis al perfil del terreno y que estas secciones sean dividas en tramos para realizar cálculos precisos d los gradientes de presión y temperatura.

8

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9

El análisis térmico hidráulico lo fundamentaremos en la necesidad de transportar 100 MBPD del crudo Boscán (10.28 °API) a través de un oleoducto 339.7 kilómetros de longitud, haciendo uso de una estación principal (bombeo y calentamiento) ubicada en el extremo inicial del oleoducto y métodos probados para transporte de crudo pesado, entre ellos: 1.- Calentamiento. 2.- Dilución y calentamiento combinado.

Se desea determinar el comportamiento y la capacidad del oleoducto bajo los métodos de transporte seleccionados, así como establecer las opciones técnicamente factibles. El análisis debe considerar la variación de las condiciones ambientales normales (25 °C) y severas (15 °C) y las sensibilidades en la tasa de flujo entre 10 Mbpd hasta 600 Mbpd y calidad o nivel de dilución desde 12.0 a 18 °API, conductividad térmica del suelo entre 0.6 y 1.0 Btu/h-ft-°F, así como niveles de calentamiento desde 180

a 200 °F, considerando cuando y donde sea

necesario la instalación de estaciones de recalentamiento y/o rebombeo en la ruta del oleoducto.

9.3 Características del crudo Boscán y las mezclas crudo diluentes.

Para cuantificar el efecto que tiene una dilución determinada en la densidad y en la viscosidad de una mezcla de un crudo pesado y un determinado diluente, consideramos la mezcla de un crudo pesado como el crudo Boscán en Venezuela y como posibles diluentes consideramos los crudos Forties del Mar del Norte, Brass-River de Nigeria, Iranian Heavy de Iran, Fosterton de Canadá, Kerosina y Gas oil cuyas propiedades se presentan el la tabla 9.1.

9

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10

Tabla 9.1 Características del crudo Boscán y sus mezclas. ° API

ν1 (cS) T1 (°C) ν2 (cS) T2 (°C) ν3 (cS) T3 (°C) Frac. Vol.

Boscán

10.28

19800

38

6200

60

-

Forties

36.95

7.7

21

3.4

28

-

42.98

2.1

21

1.5

38

30.77

9.8

38

7.5

54

Fosterton

24.17

139

10

30

38

Kerosina

40.22

3.3

10

1.8

40

Gasoil

28.03

7.9

40

4.5

70

Fluido

BrassRiver Iranian Heavy

Haciendo uso del método ASTM (ecuación (9.4)), que relación la viscosidad de un mismo crudo a diferentes temperaturas se procedió a determinar la viscosidad del crudo Boscan, de los diluentes seleccionados y su mezclas a diferentes temperaturas entre 20 y 100 °C. Posteriormente y luego se aplicó la correlación desarrollada por Chirinos-González-Layrisse en Intevep para determinar la viscosidad y la cantidad a ser suministrada del diluente para formar una mezcla de °API determinados, obteniéndose para mezclas de 12, 14, 16 y 18 °API los resultados son mostrados en la figura 9.7.

Con la finalidad de realizar la comparación hidráulica de las opciones correspondientes a los métodos de calentamiento y dilución se selección el gasoil como diluente. Las características del crudo Boscán, el gasoil y sus mezclas son las mostradas en la tabla 9.2

10

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11

18000 BRASSRIVER

16000

IRANHEAVY FOSTERTON

VISCOSIDAD ( cS )

14000

GASOIL KEROSINA

12000

FORTIES

10000 8000 6000 4000 2000 0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

TEMPERATURA ( ° C)

Figura 9.7a Comportamiento viscoso de la mezcla de 12 °API.

6000 BRASSRIVER

5400

IRANHEAVY

4800

FOSTERTON

VISCOSIDAD ( cS )

GASOIL

4200

KEROSINA FORTIES

3600 3000 2400 1800 1200 600 0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

TEMPERATURA ( ° C)

Figura 9.7b Comportamiento viscoso de la mezcla de 14 °API.

11

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12

1800 BRA SSRIV ER

1600

IRA NHEAV Y FOSTERTON

VISCOSIDAD ( cS )

1400

GASOIL KEROSINA

1200

FORTIES

1000 800 600 400 200 0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

TEMPERATURA ( ° C)

Figura 9.7c Comportamiento viscoso de la mezcla de 16 °API.

800 BRASSRIVER

700

IRANHEAVY

VISCOSIDAD ( cS )

FOSTERTON

600

GASOIL KEROSINA

500

FORTIES

400 300 200 100 0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

TEMPERATURA ( ° C)

Figura 9.7d Comportamiento viscoso de la mezcla de 18 °API.

12

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13

Tabla 9.2 Características del crudo Boscán y sus mezclas. ° API

ν1 (cS) T1 (°C) ν2 (cS) T2 (°C) ν3 (cS) T3 (°C) Frac. Vol.

Boscán

10.28

19800

38

6200

60

-

Gasoil

28.03

7.9

40

4.5

70

-

Mezcla 1

12.00

12880

20

2574.9

50

398.81

100

10.77

Mezcla 2

14.00

2847

20

690.74

50

139.32

100

27.98

Mezcla 3

16.00

826.03

20

237.00

50

59.53

100

34.85

Mezcla 4

18.00

197.76

20

98.74

50

29.74

100

46.41

Fluido

9.4 Premisas para el estudio hidráulico.

Las premisas usadas en el estudio hidráulico son las siguientes: •

El crudo para transporte debe estar previamente deshidratado y desgasificado.

•

La temperatura a la cual se calienta el crudo está comprendida entre 180 a 200 °C.

•

La presión mínima en el oleoducto es de 50 psig.

•

La presión del fluido al llegar a una estación de refuerzo es de 30 psig., mientras que en el extremo final se requiere de 100 psig como mínimo.

•

La tubería no está aislada y está enterrada a 1.0 metros de profundidad.

•

Se considera un medio uniforme con conductividad térmica entre 0.6-1.0 Btu/hr-ft-°F.

•

Se consideró una temperatura ambiente entre 15 °C (condición extrema) y 25 °C (condición normal).

•

Longitud del oleoducto: 339.7 kilómetro

•

Perfil del oleoducto descrito por la figura 9.8.

•

Diámetro de la tubería: 30 y 36 pulgadas, con un espesor de pared de 0.375

13

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14

pulgadas. •

Presión máxima de descarga de las estaciones de bombeo: 1000 psig.

•

Rugosidad de la tubería: 0.0018 pulgadas.

•

Grado de dilución del crudo: 12 a 18 °API

•

Tasa de flujo: 10000 – 600000 MBPD

•

Estaciones de rebombeo o recalentamiento donde sean necesarias.

Uno de los parámetros de mayor influencia en el comportamiento de un oleoducto caliente lo constituye el coeficiente de transferencia de calor, su valor depende de la condiciones de operación de la tubería y de las características del fluido, que circula por su interior.

Un resumen las variables a ser consideradas en su determinación se presentan entre las ecuaciones (9.5) hasta (9.10), correspondientes a una situación, en la cual circula un fluido por el interior y exterior de la tubería

La transferencia de calor radial esta dada por:

Qr =

1 2πr1 Lh1

(Ti − Te ) ln (r2 / r1 ) ln (r3 / r2 ) ln (r4 / r3 ) + + + + 2πLK A

2πLK B

2πLK C

1 2πr4 Lh4

(9.5)

Haciendo uso de la definición de la resistencia térmica se tiene:

Rtr =

ln(r2 / r1 ) ln(r3 / r2 ) ln(r4 / r3 ) 1 1 + + + + 2πr1 Lh1 2πLK A 2πLK B 2πLK C 2πr4 Lh4

(9.6)

De la definición del coeficiente total de transferencia de calor:

Qr = UA(Ti − Te )

(9.7)

De allí, el término UA es:

14

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UA =

1 ln(r2 / r1 ) ln(r3 / r2 ) ln(r4 / r3 ) 1 1 + + + + 2πr1 Lh1 2πLK A 2πLK B 2πLK C 2πr4 Lh4

15

(9.8)

Luego, el coeficiente de transferencia de calor total referido al área interna de la tubería es:

U1 =

1 r 1 r1 ln(r2 / r1 ) r1 ln(r3 / r2 ) r1 ln(r4 / r3 ) + + + + 1 h1 KA KB KC r4 h4

(9.9)

Luego, el coeficiente de transferencia de calor total referido al área interna de la tubería es:

U4 =

1 r4 r ln(r2 / r1 ) r4 ln(r3 / r2 ) r4 ln(r4 / r3 ) 1 + 4 + + + r1 h1 KA KB KC h4

(9.10)

En la determinación del coeficiente de transferencia de calor es necesario calcular los coeficientes de película interno y externo, tener conocimiento de la conductividad térmica de la tubería y cualquier material sólido, que cubra la superficie de la tubería.

Valores típicos del coeficiente total de transferencia de calor de acuerdo a la condición de trabajo de la tubería están en el orden de:

Condición de trabajo

Valor del coef. U(Btu/hr-ft2-°F)

Tuberías superficiales expuestas al ambiente Tuberías no aisladas Tuberías aisladas, 2 pulg esp.

0.7 a 1.5 0.1 a 0.21

Tuberías enterradas a 2 ft en suelo seco Tuberías no aisladas Tuberías aisladas, 2 pulg esp.

0.15 a 0.65 0.05 a 0.15

15

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16

Tuberías enterradas a 2 ft en suelo húmedo Tuberías no aisladas Tuberías aisladas, 2 pulg esp.

0.30 a 0.80 0.10 a 0.20

Tuberías costa afuera, no enterradas ubicadas sobre el suelo y expuesta a la corriente del agua. Tuberías no aisladas Tuberías aisladas, 2 pulg esp.

8.00 a 12.00 0.10 a 0.20

Tuberías costa afuera, enterradas en el suelo marino agua. Tuberías no aisladas Tuberías aisladas, 2 pulg esp.

0.5 a 0.70 0.10 a 0.20

Tuberías costa afuera, no aislada, suspendida en la corriente marina. Tuberías no aisladas

15 a 100

9.5 Análisis térmico hidráulico del oleoducto El análisis térmico hidráulico del oleoducto se fundamenta en el transporte del crudo y sus mezclas a través de un oleoducto de 30 o 36 pulgadas de diámetro entre los extremos del oleoducto, enterrado a 1.0 metros de profundidad del borde superior de la tubería y de 339.7 kilómetros de longitud. El perfil del oleoducto se describe en la tabla 9.3 y se muestra en la figura 9.8.

16

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17

Tabla 9.3 Perfil del oleoducto. PERFIL TRAMO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38

LONG(KMS) 0.0000 13.5000 21.5000 30.0000 45.0000 53.0000 61.0000 71.0000 78.0000 90.0000 97.0000 110.0000 118.0000 127.0000 130.0000 150.0000 154.0000 158.0000 166.0000 180.0000 197.0000 200.0000 212.0000 220.0000 228.0000 233.0000 246.0000 257.0000 260.0000 268.0000 277.0000 287.0000 295.0000 300.0000 310.0000 320.0000 328.0000 339.7000

COTA(M) 125.0000 127.0000 140.0000 145.0000 146.0000 150.0000 140.0000 142.0000 143.0000 130.0000 127.0000 133.0000 160.0000 225.0000 200.0000 250.0000 250.0000 250.0000 248.0000 240.0000 225.0000 310.0000 280.0000 275.0000 300.0000 280.0000 250.0000 190.0000 170.0000 120.0000 100.0000 50.0000 30.0000 90.0000 40.0000 80.0000 35.0000 30.0000

17

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

18

350 300

Perfil del oleoducto

Altura (m)

250 200 150 100 50 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (K m)

Figura 9.8

Perfil del Oleoducto

Se observa la irregularidad del terreno y una depresión de 200 metros aproximadamente entre las elevaciones ubicadas entre los kilómetros 200 y 300 desde el extremo inicial, así como dos elevaciones cercanas al extremo final. Esto influye en los requerimientos de energía en forma de presión, hasta el extremo que la depresión se pueden alcanzar presiones mayores a la presión permitida por la tubería o en las elevaciones se puede alcanzar presiones por debajo de la presión de vapor del crudo dependiendo de la presión de descarga en el extremo inicial del oleoducto o en el extremo final del oleoducto, esto podría provocar la evaporación de ciertos componentes en el crudo y la separación de la columna de líquido.

El análisis termo-hidráulico se realizó utilizando la combinación de dilución, de calentamiento y de bombeo como medio para facilitar el transporte de la mezcla diluida a través de un oleoducto enterrado, de 30 pulgadas de diámetro y 339.7 kilómetros de longitud. En las simulaciones se empleó un algoritmo que permita predecir el comportamiento del oleoducto de manera cualitativa. Se considera

18

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

19

como fluido de transporte un crudo con grado de dilución entre 12.0 y 18.0 °API. El crudo será transportado entre los extremos del oleoducto a través de diferentes opciones como estaciones de rebombeo y/ó recalentamiento a lo largo de la ruta del oleoducto.

9.6 Análisis termo-hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar el crudo Boscán (10.23 °API)

Bajo este esquema se consideró el esquema de operación del oleoducto, que consiste en calentar y bombear el crudo Boscán a través de un oleoducto de 30 pulgadas. Para determinar la capacidad de este oleoducto se realizó una evaluación hidráulica, la cual se fundamentó en determinar el requerimiento de presión al inicio del oleoducto para una tasa de flujo comprendida entre 10 Mbpd hasta 600 Mbpd. Se seleccionó un coeficiente de transferencia de calor de 0.5 Btu/hr-ft2-°F correspondiente a un valor promedio de los valores recomendados para tuberías enterradas no aislada y una temperatura inicial de 200 °F.

La figura 9.9 muestran los perfiles de temperatura, de viscosidad y de presión, así como la curva de comportamiento del oleoducto descrita por la figura 9.9d. Observe que los requerimientos de presión para manejar el intervalo de tasa de flujo del crudo Boscán son muy superiores a los niveles normales de operación de un oleoducto.

Concluyéndose en la necesidad de suministrarle energía adicional al fluido, bien sea por medio de la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento o mediante la disminución de las pérdidas de energía, la cual se logra por medio del aislamiento del oleoducto o la disminución de las pérdidas de presión. El impacto del aislamiento se simulo al considerar un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.1 Btu/hr-ft2-°F. Las figuras 9.10 muestran el comportamiento del oleoducto bajo la condición de un oleoducto aislado.

19

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

20

250

Temretarura ºF

200 Temp ºF-10MBPD Temp ºF-50MBPD

150

Temp ºF-100MBPD Temp ºF-300MBPD Temp ºF-200MBPD

100

Temp ºF-600MBPD

50

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.9a

Perfil axial de temperatura correspondiente al crudo Boscán.

70000

Viscosidad (cSt)

60000

visco cS-10MBPD visco cS-50MBPD visco cS-100MBPD visco cS-300MBPD visco cS-200MBPD visco cS-600MBPD

50000 40000 30000 20000 10000 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud ( Km)

Figura 9.9b

Perfil axial de viscosidad correspondiente al crudo Boscán.

20

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

21

70000

Pres PSIG-600MBPD 60000

Pres PSIG-10MBPD Pres PSIG-50MBPD

Presion (Psig)

50000

Pres PSIG-100MBPD Pres PSIG-300MBPD

40000

Pres PSIG-200MBPD

30000

20000

10000

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.9c

Perfil axial de presión correspondiente al crudo Boscán.

70000

Presion Psig

60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.9d

Requerimiento de presión correspondiente al crudo Boscán.

21

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

22

250

Temretarura ºF

200 Temp ºF-10MBPD Temp ºF-50MBPD

150

Temp ºF-100MBPD Temp ºF-300MBPD Temp ºF-200MBPD

100

Temp ºF-600MBPD

50

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.10a

Perfil axial de temperatura correspondiente al oleoducto aislado.

70000

Viscosidad (cSt)

60000

visco cS-10MBPD visco cS-50MBPD visco cS-100MBPD visco cS-300MBPD visco cS-200MBPD visco cS-600MBPD

50000 40000 30000 20000 10000 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud ( Km)

Figura 9.10b

Perfil de viscosidad correspondiente al oleoducto aislado.

22

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

23

16000

Pres PSIG-600MBPD

14000

Pres PSIG-10MBPD Pres PSIG-50MBPD

12000

Presion (Psig)

Pres PSIG-100MBPD Pres PSIG-300MBPD

10000

Pres PSIG-200MBPD 8000

6000 4000

2000

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.10c

Perfil axial de presión correspondiente al oleoducto aislado.

16000

Presion Psig

14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.10d

Comportamiento correspondiente al oleoducto aislado.

Las figuras 9.9a y 9.10a muestran el perfil axial de temperatura en el oleoducto.

23

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

24

Se observa que a mayor tasa de flujo se tiene menor pérdida de temperatura, lo que a su vez incide en menor tasa de cambio en la viscosidad del fluido, manifestándose en menores requerimientos de presión en el inicio del oleoducto.

Los requerimientos de presión para este caso en estudio se presenta en la figura 9.9d y 9.10d, donde se muestra el comportamiento típico del transporte de un crudo pesado a través de un oleoducto bajo un esquema de calentamiento, representado por el efecto de la tasa de flujo sobre los requerimientos de presión al inicio del oleoducto para una temperatura inicial.

Se observa un máximo (lomo de camello) de presión al inicio del oleoducto. La presencia del máximo se debe al dominio de los efectos viscosos frente a los efectos dinámicos, previo al nivel máximo de presión. Se tienen bajas tasas de flujo con altos gradientes de presión ocasionados por los altos gradientes de temperatura (ver figura 9.9a), los cuales a su vez generan un incremento elevado en la viscosidad (ver figura 9.9b), que se manifiestan en los requerimientos de presión al inicio del oleoducto (ver figura 9.9d). Así en esta región los efectos viscosos predominan sobre los efectos dinámicos.

Un comportamiento contrario se observa a altas tasas de flujo (> 200 Mbpd, representado por un mínimo) para los cuales los gradientes de temperatura son menores, generando un efecto menos pronunciado sobre la viscosidad, los cuales se manifiestan con menos requerimientos en la presión.

El efecto significativo del aislamiento de la tubería se observa en la curva de comportamiento del oleoducto, donde se puede observar la existencia de un máximo y un mínimo en el mismo, el cual no se observa cuando el oleoducto no está aislado )en el intervalo de tasa de flujo seleccionado). Esto permite afirmar que para cada nivel de temperatura se tiene un comportamiento similar, los cuales son función de la temperatura inicial a la cual se calienta el crudo, del coeficiente total de transferencia de calor y la tasa de flujo que se transporta por el oleoducto.

24

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

25

A pesar de considerar el oleoducto aislado los requerimientos de presión son superiores a los niveles normales.

Los resultados obtenidos permiten establecer que para diámetro del oleoducto de 30 pulgadas y coeficientes total de transferencia de calor del orden de 0.5 y 0.1 equivalentes a tuberías desnudas enterradas y aisladas no es posible disponer de requerimientos aceptables de presión en el extremo inicial del oleoducto (< a 1000 psig). De allí, que sea necesario evaluar opciones de suministro de energía al oleoducto como la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento en el recorrido del oleoducto. Otra opción posible es el incremento del diámetro que permite disminuir las pérdidas de presión por fricción y cualquier combinación de esta con la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento.

35000

Presion Psig

30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.11

Comportamiento del oleoducto de 36 pulgadas.

El incremento del diámetro del oleoducto a 36 pulgadas (ver figura 9.11) a pesar de reducir los requerimientos de presión apreciablemente respecto al oleoducto de 30 pulgadas, no representa una opción posible puesto que los requerimientos de presión son superiores al máximo aceptable ( > a 1000 psig)

25

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26

8000

Presion Psig

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.12

Comportamiento del oleoducto aislado de 36 pulgadas.

La combinación de incrementar el diámetro del oleoducto a 36 pulgadas y a su vez considerar un valor del coeficiente total de transferencia de calor equivalente a un oleoducto aislado (ver figura 9.12) aunque reduce aun más los requerimientos de presión apreciablemente respecto al oleoducto de 30 pulgadas, no representa una opción posible puesto que los requerimientos de presión son superiores al máximo aceptable (> a 1000 psig).

Como base en los resultados obtenidos se puede concluir que no existe una opción factible para transportar el crudo Boscán a través del oleoducto de 339.7 kilómetros y 30 o 36 pulgadas de diámetro, siendo necesario evaluar opciones que consideren la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento en el oleoducto.

9.6.1 Análisis termo-hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar el crudo Boscán (10.23 °API) con estaciones de recalentamiento y rebombeo.

Dado que la opción de instalar una estación de bombeo y calentamiento al inicio 26

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

27

del oleoducto no hacia posible transportar el crudo Boscán a través del oleoducto, se analizaron dos opciones, que consideran la instalación dos y tres estaciones de bombeo y calentamiento ubicadas en los

kilómetros 154 (opción de dos

estaciones de bombeo y recalentamiento), 97 y 200 (opción de tres estaciones de bombeo y recalentamiento) medidos desde el extremo inicial del oleoducto. La ubicación de estas estaciones no garantiza un balance energético entre las estaciones, por lo tanto no es óptima su ubicación.

La figura 9.13 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd del crudo Boscán a través de un oleoducto de 30 pulgadas, con un calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.5 Btu/hr-

Presion (Psig)

ft2-°F.

70000 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0

Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

0 Figura 9.13

100 200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto no

aislado de 30 pulgadas.

Como se puede observar, los requerimientos de presión están muy por encima del límite establecido, por lo tanto este esquema no representa una opción posible.

La figura 9.14 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd

27

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

28

del crudo Boscán a través de un oleoducto de 36 pulgadas, con un calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.5 Btu/hr-

Presion (Psig)

ft2-°F.

35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0

Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

0

Figura 9.14

100 200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto no

aislado de 36 pulgadas.

Como se puede observar, los requerimientos de presión están muy por encima del límite establecido, por lo tanto este esquema no representa una opción posible.

La figura 9.15 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd del crudo Boscán a través de un oleoducto de 36 pulgadas, con un calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.1 Btu/hrft2-°F.

28

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

Presion (Psig)

10000

29

Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

8000 6000 4000 2000 0 0

Figura 9.15

100 200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto

aislado de 30 pulgadas.

Como se puede observar, los requerimientos de presión están por encima del límite establecido, por lo tanto este esquema no representa una opción posible. La opción de instalar tres estaciones de calentamiento y bombeo requiere niveles de presión ligeramente superiores a 1000 psig, debido a lo atractivo d esta opción se evalúo el impacto de realizar un calentamiento hasta 250 °F.

La figura 9.16 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd del crudo Boscán a través de un oleoducto de 30 pulgadas, con un calentamiento inicial a 250 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.1 Btu/hrft2-°F. Como se puede observar, la opción de aislar el oleoducto de 30 pulgadas con un calentamiento hasta 250 °F representa una opción factible.

29

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Presion (Psig)

5000

30

Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

4000 3000 2000 1000 0 0

Figura 9.16

100 200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto

Presion (Psig)

aislado de 30 pulgadas.

6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

Pres Pres Pres Pres Pres Pres Pres Pres Pres

0 Figura 9.17

EP-100MBPD EP-200MBPD EP1B-200MBPD EP1B-100MBPD EP1B-100MBPD EP1B-200MBPD EP1B-100MBPD EP1B-100MBPD EP1B-100MBPD

100 200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto

aislado de 36 pulgadas.

La figura 9.17 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd

30

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

31

del crudo Boscán a través de un oleoducto de 36 pulgadas, con un calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.1 Btu/hrft2-°F. Como se puede observar, la opción de aislar el oleoducto de 36 pulgadas con un calentamiento hasta 200 °F representa una opción factible.

En base a los resultados obtenidos se puede concluir que para transportar el crudo Boscán a lo largo del oleoducto de 339.7 kilómetros es necesario aislar al oleoducto de 36 pulgadas de diámetro e instalar hasta tres estaciones de bombeo y calentamiento.

9.6 Análisis termo-hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar una mezcla del crudo Boscán y el diluente gasoil hasta 12 °API.

Se consideró el esquema de operación del oleoducto, que consiste en calentar a 200 °F y bombear la mezcla de 12 °API a través de un oleoducto de 30 pulgadas de un oleoducto enterrado con un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.5 Btu/hr-ft2-°F. La capacidad del oleoducto se determinó mediante evaluación hidráulica, la cual se fundamentó en determinar el requerimiento de presión al inicio del oleoducto para una tasa de flujo comprendida entre 10 Mbpd hasta 600 Mbpd.

La figura 9.18 muestran los perfiles de temperatura, de viscosidad y de presión, así como la curva de comportamiento del oleoducto descrita por la figura 9.18d. Observe que los requerimientos de presión para manejar el intervalo de tasa de flujo del crudo Boscán (100 Mbpd) como una mezcla de 12 °API son muy superiores a los niveles normales de operación de un oleoducto. Concluyéndose la necesidad de suministrarle energía adicional al fluido, bien sea por medio de la instalación de estaciones de rebombeo y de recalentamiento o mediante la disminución de las pérdidas de energía, la cual se logra por medio del aislamiento del oleoducto o la disminución de las pérdidas de presión.

31

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

32

250

Temretarura ºF

200 Temp ºF-10MBPD Temp ºF-50MBPD

150

Temp ºF-100MBPD Temp ºF-300MBPD Temp ºF-200MBPD

100

Temp ºF-600MBPD

50

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.18a

Perfil axial de temperatura correspondiente a la mezcla de 12 °API

en un oleoducto no aislado de 30 pulgadas.

14000

Viscosidad (cSt)

12000

visco cS-10MBPD visco cS-50MBPD visco cS-100MBPD visco cS-300MBPD visco cS-200MBPD visco cS-600MBPD

10000 8000 6000 4000 2000 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud ( Km)

Figura 9.18b

Perfil axial de viscosidad correspondiente a la mezcla de 12 °API

en un oleoducto no aislado de 30 pulgadas.

32

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

33

16000

Pres PSIG-600MBPD

14000

Pres PSIG-10MBPD Pres PSIG-50MBPD

12000

Presion (Psig)

Pres PSIG-100MBPD Pres PSIG-300MBPD

10000

Pres PSIG-200MBPD 8000

6000 4000

2000

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.18c

Perfil axial de presión correspondiente a la mezcla de 12 °API en

un oleoducto no aislado de 30 pulgadas.

16000

Presion Psig

14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.18d

Requerimiento de presión correspondiente a la mezcla de 12 °API

en un oleoducto no aislado de 30 pulgadas.

33

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

34

250

Temretarura ºF

200 Temp ºF-10MBPD Temp ºF-50MBPD

150

Temp ºF-100MBPD Temp ºF-300MBPD Temp ºF-200MBPD

100

Temp ºF-600MBPD

50

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.19a

Perfil axial de temperatura correspondiente a la mezcla de 12 °API

en un oleoducto aislado de 30 pulgadas.

14000

Viscosidad (cSt)

12000

visco cS-10MBPD visco cS-50MBPD visco cS-100MBPD visco cS-300MBPD visco cS-200MBPD visco cS-600MBPD

10000 8000 6000 4000 2000 0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud ( Km)

Figura 9.19b

Perfil de viscosidad correspondiente a la mezcla de 12 °API en un

oleoducto aislado de 30 pulgadas.

34

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

35

12000

Pres PSIG-600MBPD Pres PSIG-10MBPD

10000

Presion (Psig)

Pres PSIG-50MBPD Pres PSIG-100MBPD

8000

Pres PSIG-300MBPD Pres PSIG-200MBPD 6000

4000

2000

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

Longitud (Km)

Figura 9.19c

Perfil axial de presión correspondiente a la mezcla de 12 °API en

un oleoducto aislado de 30 pulgadas.

12000

Presion Psig

10000 8000 6000 4000 2000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.19d

Comportamiento correspondiente a la mezcla de 12 °API en un

oleoducto aislado de 30 pulgadas.

El impacto del aislamiento se simulo al considerar un coeficiente de transferencia 35

JAGP 1805- DISENO DE OLEODUCTOS PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

36

de calor equivalente a 0.1 Btu/hr-ft2-°F. Las figuras 9.19 muestran el comportamiento del oleoducto bajo la condición de un oleoducto aislado.

Las figuras 9.18a y 9.19a muestran el perfil axial de temperatura en el oleoducto. Se observa que a mayor tasa de flujo se tiene menor pérdida de temperatura, lo que a su vez incide en menor tasa de cambio en la viscosidad del fluido, manifestándose en menores requerimientos de presión en el inicio del oleoducto.

Los requerimientos de presión para este caso en estudio se presenta en la figura 9.18d y 9.19d, donde se muestra el comportamiento típico del transporte de un crudo pesado a través de un oleoducto bajo un esquema de calentamiento, representado por el efecto de la tasa de flujo sobre los requerimientos de presión al inicio del oleoducto para una temperatura inicial. Se observa un máximo (lomo de camello) de presión al inicio del oleoducto. La presencia del máximo se debe al dominio de los efectos viscosos frente a los efectos dinámicos, previo al nivel máximo de presión. Se tienen bajas tasas de flujo con altos gradientes de presión ocasionados por los altos gradientes de temperatura (ver figura 9.18a), los cuales a su vez generan un incremento elevado en la viscosidad (ver figura 9.18b), que se manifiestan en los requerimientos de presión al inicio del oleoducto (ver figura 9.18d). Así en esta región, los efectos viscosos predominan sobre los efectos dinámicos. Un comportamiento contrario se observa a altas tasas de flujo (> 200 Mbpd, representado por un mínimo) para los cuales los gradientes de temperatura son menores, generando un efecto menos pronunciado sobre la viscosidad, los cuales se manifiestan con menos requerimientos en la presión.

El efecto significativo del aislamiento de la tubería se observa en la curva de comportamiento del oleoducto, donde se puede observar la existencia de un máximo y un mínimo en el mismo, el cual no se observa cuando el oleoducto no esta aislado. Esto permite afirmar que para cada nivel de temperatura se tiene un comportamiento similar, los cuales son función de la temperatura inicial a la cual se calienta el crudo, del coeficiente total de transferencia de calor y la tasa de flujo

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que se transporta por el oleoducto. A pesar de considerar el oleoducto aislado los requerimientos de presión son superiores a los niveles normales.

Los resultados obtenidos permiten establecer que para diámetro del oleoducto de 30 pulgadas y los coeficientes total de transferencia de calor del orden de 0.5 y 0.1 equivalentes a tuberías desnudas enterradas y aisladas enterradas no es posible disponer de requerimientos aceptables de presión en el extremo inicial del oleoducto (< a 1000 psig). De allí, que sea necesario evaluar opciones de suministro de energía al oleoducto como la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento en el recorrido del oleoducto. Otra opción posible es el incremento del diámetro que permite disminuir las pérdidas de presión por fricción y cualquier combinación de esta con la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento.

8000

Presion Psig

7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD Figura 9.20

Comportamiento del oleoducto de 36 pulg. correspondiente a la

mezcla de 12 °API .

El incremento del diámetro del oleoducto a 36 pulgadas (ver figura 9.20) a pesar de reducir los requerimientos de presión apreciablemente respecto al oleoducto de

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30 pulgadas, no representa una opción posible puesto que los requerimientos de presión son superiores al máximo aceptable ( > a 1000 psig)

5000 4500

Presion Psig

4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

Caudal BPD

Figura 9.21

Comportamiento del oleoducto aislado de 36 pulgadas.

La combinación de incrementar el diámetro del oleoducto a 36 pulgadas y a su vez considerar un valor del coeficiente total de transferencia de calor equivalente a un oleoducto aislado (ver figura 9.21) aunque reduce aun más los requerimientos de presión apreciablemente respecto al oleoducto de 30 pulgadas, no representa una opción posible puesto que los requerimientos de presión son superiores al máximo aceptable (> a 1000 psig).

Como base en los resultados obtenidos se puede concluir que no existe una opción factible para transportar la mezcla de 12 °API a través del oleoducto de 339.7 kilómetros y

30 o 36 pulgadas de diámetro, siendo necesario evaluar

opciones que consideren la instalación de estaciones de rebombeo y recalentamiento en el oleoducto.

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9.5.1 Análisis termo-hidráulico del oleoducto bajo el esquema de transportar una mezcla del crudo Boscán y el diluente gasoil hasta 12 °API con estaciones de recalentamiento y rebombeo.

Dado que la opción de instalar una estación de bombeo y calentamiento al inicio del oleoducto no es una opción factible para transportar la mezcla de 12 °API a través del oleoducto, se analizaron dos opciones, que consideran la instalación dos y tres estaciones de bombeo y calentamiento ubicadas en los kilómetros 154 (opción de dos estaciones de bombeo y recalentamiento), 97 y 200 (opción de tres estaciones de bombeo y recalentamiento) medidos desde el extremo inicial del oleoducto. La ubicación de estas estaciones no garantiza un balance energético entre las estaciones, por lo tanto no es óptima su ubicación.

La figura 9.22 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd de la mezcla de 12 °API

a través de un oleoducto de 30 pulgadas, con un

calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.5 Btu/hr-ft2-°F. Como se puede observar, los requerimientos de presión están muy por encima del límite establecido, por lo tanto este esquema no representa una opción posible.

La figura 9.23 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd del crudo Boscán a través de un oleoducto de 36 pulgadas, con un calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.5 Btu/hrft2-°F.

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Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

20000 Presion (Psig)

40

15000 10000 5000 0 0

Figura 9.22

100

200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto no

Presion (Psig)

aislado de 30 pulgadas para transportar una mezcla de 12 °API.

Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 0

Figura 9.23

100

200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto no

aislado de 36 pulgadas para transportar una mezcla de 12 °API.

Como se puede observar, los requerimientos de presión están por encima del límite establecido, por lo tanto este esquema no representa una opción posible.

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La figura 9.24 muestra el perfil de presión para la opción de transportar 100 Mbpd del crudo Boscán a través de un oleoducto de 30 pulgadas, con un calentamiento inicial a 200 °F y un coeficiente de transferencia de calor equivalente a 0.1 Btu/hrft2-°F.

Pres EP-100MBPD Pres EP-200MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-200MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD Pres EP1B-100MBPD

Presion (Psig)

2500 2000 1500 1000 500 0 0 Figura 9.24

100

200 300 Longitud (Km)

400

Impacto de la instalación de estación de refuerzo en el oleoducto

aislado de 30 pulgadas para transportar una mezcla de 12 °API.

Como se puede observar, los requerimientos de presión para la opción de instalar estaciones de refuerzo representan una opción factible.

En base a los resultados obtenidos se puede concluir que para transportar el crudo Boscán diluido a 12 ºAPI, a lo largo del oleoducto de 339.7 kilómetros es necesario aislar al oleoducto de 30 pulgadas de diámetro e instalar hasta dos estaciones de bombeo y calentamiento.

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