903 HM120 P09 GUD 067(Trasnporte Con Flujo Multifasico)

PROCESOS

Rev.

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FE DE ERRATA

Título N° Fecha Revisión

DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 903-HM120-P09-GUD-067 ENE. 09 0

ERRATA: Sección 11.3 “Propiedades Físicas y Definiciones Básicas” Las ecuaciones (11) y (12) serán corregidas como sigue: vSG =

QG AT

(11)

vSL =

QL AT

(12)

La corrección será incorporada en la siguiente revisión del INEDON.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO FECHA

ENE. 09

OBJETO

Emisión Original

ELABORÓ Iniciales

REVISÓ Iniciales

APROBÓ Iniciales/Cargo

AA

ABA

ABA/GP

Este Documento Sustituye a los INEDON “Dimensionamiento de Líneas de Transporte con Flujo Multifásico”, N° 903-P3100-P09-GUD-067, REV. 0, MAR. 07, y “Uso de los Modelos Mecanísticos para Cálculos de Caída de Presión”, N° 903-P3100-P09-REF-058,

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Índice Página 1.  INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 8  2.  OBJETIVOS ........................................................................................................... 8  3.  EXCEPCIONES ...................................................................................................... 8  4.  USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA .................................................... 10  5.  PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA .................................................................. 11  6.  INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA.............................................. 11  7.  ACRÓNIMOS Y SIGLAS ...................................................................................... 12  8.  MEMORIA DE CÁLCULO Y REPORTE DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO ...... 12  9.  LECCIONES APRENDIDAS ................................................................................. 16  10.  DEFINICIONES GENERALES ............................................................................. 16  11.  FUNDAMENTOS TEÓRICOS .............................................................................. 27  11.1.  Aseguramiento de Flujo ........................................................................................ 27  11.2.  Flujo Multifásico .................................................................................................... 28  11.3.  Propiedades Físicas y Definiciones Básicas ........................................................ 30  11.4.  Patrones de Flujo.................................................................................................. 32  11.4.1.  Patrones de Flujo Horizontal y Levemente Inclinado ............................................ 33  11.4.2.  Patrones de Flujo Vertical ..................................................................................... 37  11.5.  Modelos y Correlaciones del Cálculo del Gradiente Total de Presión .................. 38  11.6.  Efecto del Flujo Multifásico en la Pérdida de Presión ........................................... 40  11.7.  Transferencia de Calor ......................................................................................... 42  11.7.1.  Difusividad Térmica .............................................................................................. 44  11.7.2.  Aire como Medio Circundante .............................................................................. 44  11.7.3.  Agua como Medio Circundante ............................................................................ 44  11.7.4.  Suelo como Medio Circundante ............................................................................ 45  11.7.5.  Material de la Línea .............................................................................................. 48  11.7.6.  Revestimiento Contra la Corrosión Externa .......................................................... 48  11.7.7.  Aislamiento Térmico ............................................................................................. 49  12.  SIMULADORES COMERCIALES DISPONIBLES EN INELECTRA ..................... 49  13.  CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO ..................................................................... 51  13.1.  Composición ......................................................................................................... 51  13.2.  Cantidad de Agua ................................................................................................. 52  13.3.  Análisis de Agua ................................................................................................... 52  13.4.  Contenido de Arena .............................................................................................. 52  13.5.  Parafinas, Asfáltenos y Naftenos .......................................................................... 52  13.6.  Presión y Temperatura en la Cabeza del Pozo .................................................... 52  14.  INFORMACIÓN BÁSICA SOBRE LAS LÍNEAS ................................................... 54  903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 14.1.  14.2.  14.3.  14.4.  14.5.  15.  15.1.  15.2.  15.3.  15.4.  15.5.  15.6.  15.7.  15.8.  16.  16.1.  16.2.  16.3.  17.  18.  18.1.  18.2.  18.3.  18.4.  18.5.  18.6.  18.7.  19.  19.1.  19.2.  19.3.  19.4.  19.5.  19.6.  19.7.  19.8.  19.9.  19.10.  19.11.  20.  20.1. 

Diámetros Nominales ........................................................................................... 54  Cálculo del Espesor de Pared .............................................................................. 54  Rugosidad Absoluta.............................................................................................. 56  Perfil de la Línea ................................................................................................... 57  Válvulas de Estrangulación de Flujo ..................................................................... 57  MÁRGENES DE DISEÑO .................................................................................... 58  Pérdida de Presión ............................................................................................... 58  Cambios de Temperatura ..................................................................................... 58  Uso de los Márgenes de Pérdida de Presión y Cambios de Temperatura ........... 59  Volumen de Líquido para el Diseño del Receptor de Baches de Líquido ............. 59  Temperatura de Formación de Hidratos ............................................................... 59  Temperatura de Deposición de Parafinas ............................................................ 59  Flujos de Diseño ................................................................................................... 60  Velocidad Máxima del Fluido ................................................................................ 61  CRITERIOS DE VELOCIDAD MÁXIMA ............................................................... 61  Velocidad Erosional .............................................................................................. 61  Parámetro de ρM · vM2 ........................................................................................... 62  Valores Mayores de Velocidad ............................................................................. 63  USO DE LOS RANGOS EN LAS VARIABLES DE PROCESOS ......................... 63  ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD EN ESTADO ESTACIONARIO ............................ 64  Selección del Diámetro Requerido ....................................................................... 64  Contrapresión vs Flujo y Diámetro........................................................................ 65  Velocidad Final vs Flujo ........................................................................................ 70  Perfil de Temperatura y Temperatura Final vs Flujo ............................................. 71  Acumulación de Líquido vs Flujo .......................................................................... 75  Patrones de Flujo vs Flujo .................................................................................... 75  Límites de Operación............................................................................................ 77  ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD EN ESTADO NO ESTACIONARIO ...................... 78  Estado No Estacionario Estable ........................................................................... 78  Integraciones de Tiempo ...................................................................................... 82  Origen del Flujo Tapón ......................................................................................... 83  Flujo Tapón Hidrodinámico ................................................................................... 83  Flujo Tapón Debido a la Topografía del Terreno .................................................. 90  Cambios en los Flujo de Producción .................................................................... 95  Parada .................................................................................................................. 98  Nuevo Arranque.................................................................................................. 102  Uso de la Herramienta de Limpieza.................................................................... 105  Despresurización ................................................................................................ 107  Secuencias de los Análisis en Estado No Estacionario ...................................... 110  TÓPICOS ADICIONALES DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO .......................... 112  Formación de Hidratos ....................................................................................... 112 

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 20.2.  Deposición de Parafinas, Asfáltenos y Naftenos ................................................ 112  20.2.1.  Parafinas ............................................................................................................ 113  20.2.2.  Asfáltenos ........................................................................................................... 115  20.2.3.  Naftenos ............................................................................................................. 115  20.3.  Corrosión ............................................................................................................ 115  20.4.  Erosión ............................................................................................................... 116  20.5.  Condiciones de Producción ................................................................................ 117  21.  RECEPTOR DE BACHES DE LÍQUIDO ............................................................ 118  21.1.  Separador Convencional .................................................................................... 118  21.2.  Separador Multitubos (Tipo Dedos) .................................................................... 118  21.3.  Comparación de Ambos Tipos de Separadores ................................................. 119  21.4.  Criterios Básicos de Diseño ................................................................................ 122  22.  CONSIDERACIONES PARA LAS PROPUESTAS ............................................. 125  22.1.  Aseguramiento de Flujo en las Etapas del Proyecto .......................................... 125  22.2.  Costos de los Programas de Simulación ............................................................ 126  22.3.  Análisis en Estado Estacionario ......................................................................... 126  22.4.  Análisis en Estado No Estacionario .................................................................... 127  22.5.  Recomendaciones .............................................................................................. 128  23.  REFERENCIAS .................................................................................................. 129  ANEXO 1 – COMPARACIÓN DE MODELOS PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LÍNEAS DE TRANSPORTE .................................. 132  ANEXO 2 – PUBLICACIÓN: HOLDUP PREDICTIONS FOR WET-GAS PIPELINES COMPARED ................................................................................... 157  ANEXO 3 – PROPIEDADES TÉRMICAS DE VARIOS MATERIALES ............... 158  ANEXO 4 – LÍNEAS ENTERRADAS CON EL MODELO ESTÁNDAR DE OLGA® ............................................................................................................... 160  ANEXO 5 – EJEMPLO DE LA ESTIMACIÓN DE HORAS REQUERIDAS PARA LOS ANÁLISIS EN ESTADO NO ESTACIONARIO ........................................... 171 

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo

Definición

Unidades

AG

Área de la sección de gas

[m], [ft]

AH

Área de la sección de hidrocarburo líquido

[m], [ft]

AL

Área de la sección de líquido

[m], [ft]

AT

Área interna total de la línea

[m], [ft]

C

Constante empírica para la velocidad erosional

[m/s], [ft/s] (b)

cP

Calor específico

[J/(kg·K) ], (c)

D

Diámetro externo nominal

(a)

dL

Diferencial de longitud

[m], [ft]

dP

Diferencial de presión

[bar], [psi]

Gradiente de presión en función de la longitud

[bar/m], [psi/ft]

e

Espesor de pared de la línea

[mm], [in]

E

Factor de unión longitudinal

[-]

F

Factor de diseño

[-]

Ft

Factor de tolerancia de fabricación

[-]

HL

Retención de líquido

[-]

k

Conductividad térmica

[W/(m·K) ], (c)

P

Presión de diseño

(a)

QG

Flujo volumétrico actual de gas

[m3/h], [ft3/h]

QL

Flujo volumétrico actual de líquido

[m3/h], [ft3/h]

S

Mínimo esfuerzo de fluencia especificad

(a)

t

Espesor nominal requerido

(a)

T

Temperatura

[K], [°F]

T

Factor de temperatura

[-]

tcorr

Espesor de corrosión permitida

(a)

ttotal

Espesor total requerido

(a)

dP/dL

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, [in]

, [psig]

, [psi] , [in]

, [in] , [in]

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo

Definición

Unidades

U

Coeficiente global de transferencia de calor

[W/(m2·K) ], [BTU/(h·ft2·°F) ]

ve

Velocidad erosional

[m/s], [ft/s]

vG

Velocidad real (in situ) del gas

[m/s], [ft/s]

vL

Velocidad real (in situ) del líquido

[m/s], [ft/s]

vM

Velocidad de mezcla

[m/s], [ft/s]

vS

Velocidad de deslizamiento

[m/s], [ft/s]

vSD

Velocidad superficial de las gotas de líquido en la fase de gas

[m/s], [ft/s]

vSG

Velocidad superficial del gas

[m/s], [ft/s]

vSL

Velocidad superficial del líquido(d)

[m/s], [ft/s]

α

Difusividad térmica

[m2/s], (c)

αG

Retención de gas

[-]

ΔT

Diferencia de temperatura

[°C], [°F]

Δt

Diferencia de tiempo

[s],

∂T

Determinante de temperatura

[K], (c)

∂t

Determinante de tiempo

[s], (c)

∂P

Determinante de presión

[bar], [psi]

ε

Rugosidad absoluta

[mm], [in]

λG

Retención de gas sin deslizamiento

[-]

λL

Retención de líquido sin deslizamiento

[-]

μ

Viscosidad

[cP],

μJ

Coeficiente Joule-Thomson

[°C/bara], [°F/psia]

ρ

Densidad

[kg/m3], (c)

ρG

Densidad actual del gas

[kg/m3], [lb/ft3]

ρL

Densidad actual del líquido(d)

[kg/m3], [lb/ft3]

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO LISTA DE SÍMBOLOS Símbolo

Definición

Unidades

ρM

Densidad actual de la mezcla

[kg/m3], [lb/ft3]

∇

Operador de gradiente

(c)

Notas: (a)

Solo se indican las unidades de medición inglesas para las Ecuaciones (20) y (21) según ASME B31.8 [6].

(b)

La Ref. [3] no indica la unidad de medición de la constante C. Este INEDON usa unidades de medición en función de las usadas para la velocidad y la densidad, tomando como ejemplo otras fuentes y especificaciones de Clientes, por tal motivo: C = en m/s (ft/s) para ve en m/s (ft/s) y ρM en kg/m3 (lb/ft3).

(c)

Solo se indican las unidades de medición métricas para las Ecuaciones (18) y (19).

(d)

Algunos programas de simulación proporcionan vSL y ρL para la mezcla de las fases líquidas y para ambas fases por separado.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

1.

INTRODUCCIÓN El dimensionamiento de las líneas de transporte con flujo multifásico requiere criterios adicionales o diferentes a los usados para líneas con flujo monofásico y para las líneas con flujo bifásico dentro de las instalaciones de procesos. A diferencia de las líneas con fluido monofásico, el sobre dimensionamiento de una línea con flujo multifásico puede generar problemas operacionales. El aseguramiento de flujo es parte fundamental para el transporte de fluidos multifásicos y se requieren evaluaciones en estado no estacionario.

2.

OBJETIVOS Los objetivos principales de este INEDON son:

3.

A)

Informar sobre el flujo multifásico y las consideraciones especiales que requiere.

B)

Mostrar las diferencias básicas entre los programas de simulación disponibles en inelectra para los modelos de pérdida de presión en estado estacionario y no estacionario.

C)

Informar sobre los tópicos a considerar en el aseguramiento de flujo. Figura 1 muestra un resumen.

D)

Proveer los criterios básicos para el dimensionamiento de las líneas usadas para la recolección y transporte de hidrocarburos con más de una fase y del receptor de baches de líquido en la entrada de las facilidades de recepción.

EXCEPCIONES Este INEDON no contempla los siguientes aspectos del dimensionamiento de líneas de transporte con flujo multifásico ni de aseguramiento de flujo: A)

Líneas (tubing y annulus) desde el reservorio hasta la cabeza del pozo, líneas umbilicales y líneas submarinas a gran profundidad. ¡

B)

Simulación de los reservorios con las propiedades y relaciones de flujos de producción. ¡

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

P

Estado estacionario

Flujo mínimo estable Velocidad límite del fluido

v

Temperatura del fluido

T

Acumulación de líquido

liq slug

Patrones de flujo

Estado estacionario y no estacionario

Estado no estacionario

Límites de operación HL

Flujo tapón Cambios en los flujos de producción

Q2 Q

P

Despresurización

Receptor de baches de líquido

___ dm ≠0 dt WAT

T DTHS CO2 GOR

Condiciones de producción

___ dm =0 dt slug

Uso de la herramienta de limpieza e inspección

Corrosión, erosión

ρ

Q1

Parada y nuevo arranque

Hidratos, parafinas, etc.

ρ ·v2

C

___ dm dt = 0 ___ dm dt ≠ 0

Figura 1. Tópicos considerados en este INEDON para el aseguramiento de flujo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

C)

Consideraciones para la simulación de fluidos no newtonianos, de emulsiones o crudos que forman espumas. ‘

D)

Transferencia de calor en líneas parcialmente enterradas y en líneas submarinas ancladas con piedras, las cuales permiten el efecto térmico del agua. ‘

E)

Uso de medios externos de calentamiento o de aceite interno caliente (hot dead oil). ¡

F)

Esquemas de control, bombeo o medición de flujo multifásico para las líneas o el receptor de baches de líquido. ‘

G)

Determinación del espesor de pared para líneas con materiales como acero inoxidable, acero duplex u otras aleaciones; para estos materiales, consulte a la Disciplina de Diseño Mecánico.

H)

Dimensionamiento y evaluación del receptor de baches de líquido tipo dedos (finger type slug catcher). Véase la Sección 21.

I)

Efecto de la arena u otros sedimentos en la pérdida de presión. ‘

J)

Deposición de compuestos inorgánicos o escamas (scale) en las líneas.

El símbolo ¡ indica que los aspectos mencionados pueden ser incluidos en los modelos de simulación, el símbolo ‘ indica una inclusión parcial o por medio de aproximaciones. 4.

USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA I.

Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.

II.

El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares, especificaciones, Leyes, etc.) nacional e internacional usada en el Proyecto; así como, solicitar al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local usada en el país donde se construye la instalación.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 5.

PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA Procedimientos de gestión de la calidad relacionados con este INEDON: Ingeniería (HM010) 903-HM010-A90-TEC-003

Equivalencia de Términos entre Centros de Ejecución

903-P3000-A20-ADM-917

Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas

Gestión de la Calidad (HM060) 903-HM060-G09-ADM-914

Elaboración y Actualización de Instrucciones de Trabajo

Procesos (HM120) 903-P3100-P09-ADM-901 6.

Bases de Diseño

INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA Instrucciones de trabajo relacionadas con este INEDON: Procesos (HM120) 903-HM120-P09-GUD-013

Bases y Criterios de Diseño

903-HM120-P09-GUD-025

Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación

903-HM120-P09-GUD-048

Guía sobre los Contaminantes en el Gas Natural

903-HM120-P09-GUD-052

Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo

903-HM120-P09-GUD-054

Guía para la Selección de los Materiales de Construcción

903-HM120-P09-GUD-063

Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas

903-HM120-P09-GUD-069

Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión

Diseño Mecánico (HM140) 903-P3060-M59-ESP-033

Especificación Técnica para Trampa de Cochino

903-P3060-T10-GUD-067

Criterios para el Diseño de Pipelines

903-P3060-T11-ESP-022

Especificación Técnica de Aislamiento

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Los Procedimientos y las Instrucciones de Trabajo están relacionados de manera directa: el INEDON es citado en este documento, o indirecta: el INEDON contiene información adicional para el usuario; pero no es citado en este documento. 7.

8.

ACRÓNIMOS Y SIGLAS 3D

Tridimensional

ASME

American Society of Mechanical Engineers

API

American Petroleum Institute

(API) RP

Recommended Practice

(API) SPEC

Specification

CE

Condiciones Estándar

INEDON

inelectra Documento Normalizado

HDPE

High Density Polyethylene: Polietileno de Alta Densidad

MEG

Monoetilenoglicol

MPOP

Máxima Presión de Operación Permisible

NPS

Nominal pipe size: tamaño nominal de la línea en pulgadas

PU

Poliuretano

WAT

Wax Appearance Temperature: Temperatura de Deposición de Parafinas

WHFP

Wellhead Flowing Fressure: Presión del Fluido en la Cabeza del Pozo

WHFT

Wellhead Flowing Temperature: Temperatura del Fluido en la Cabeza del Pozo

MEMORIA DE CÁLCULO Y REPORTE DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO Dependiendo del alcance del Proyecto, se pueden elaborar los siguientes documentos: A)

Memoria de Cálculo: Es requerida cuando se realiza el dimensionamiento de las líneas de transporte con flujo multifásico, usando criterios pérdida de presión y de velocidad del fluido. En este caso se usa el INEDON “Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo”, N° 903-HM120-P09-GUD-052.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

B)

Reporte de Aseguramiento de Flujo: Se considera que este tipo de documento incluye, tanto el dimensionamiento de las líneas como los análisis para el aseguramiento de flujo; por tal motivo, el contenido es más complejo que una memoria de cálculo. A continuación, se muestra un resumen de la información requerida; pero el contenido es ajustado al alcance del Proyecto y la disponibilidad de información: a)

Resumen Ejecutivo: El reporte comienza con un resumen del alcance del Proyecto, los resultados, conclusiones y recomendaciones más importantes.

b)

Introducción.

c)

Ubicación geográfica de las facilidades de producción: Por ejemplo, una descripción breve de la ubicación con un mapa, así como un esquema de la red de producción.

d)

Características del reservorio. Datos básicos sobre:

e)

•

La cantidad de pozos.

•

La presión y temperatura del reservorio.

•

Los componentes críticos para el diseño, por ejemplo, la presencia de CO2, H2S, agua y arena.

Estrategia de desarrollo: •

Fases o etapas para el desarrollo de la producción.

•

Flujos totales de producción en función de los años.

•

Implementación de equipos de producción y de superficie.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

f)

Definición del alcance del aseguramiento de flujo: Ejemplos:

g)

•

Definición de los casos de estudios, los cuales pueden estar basados en los flujos de producción, los años de producción, el contenido de los contaminantes, la temperatura del medio circundante, etc.

•

Elaboración del modelo de simulación, véase la Sección 12 para información sobre los simuladores comerciales usados por inelectra.

•

Dimensionamiento de las líneas de producción.

•

Confirmación de la ubicación para las cabezas de pozo y la ruta de las líneas de producción.

•

Desarrollo de los análisis en estado estacionario (véase la Sección 18 y 20) y no estacionario (véase la Sección 19 y 20), se indican cuáles análisis son realizados y se explica porqué otros no son realizados.

•

Suministrar información para la ingeniería de yacimiento, por ejemplo, curvas de contrapresión en función del flujo de producción.

•

Suministrar información para las facilidades de superficie, por ejemplo, los requerimientos de inhibidor de formación de hidratos.

Premisas y criterios de diseño: •

Datos requeridos para la transferencia de calor, véase la Sección 11.7 y el resumen del Cuadro 2.

•

Caracterización del fluido, véase la Sección 13.

•

Información de las líneas de producción, véase la Sección 14.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO • h)

Márgenes y criterios de diseño, véanse las Secciones 15, 16, 17 y 21.

Resumen de los resultados: Esta sección incluye los resultados más relevantes. Ejemplos: •

Diámetros de las líneas de producción.

•

Gráficos con los resultados de los en estado estacionario (véase la Sección 18 y 20) y no estacionario (véase la Sección 19 y 20).

•

Dimensiones del separador de baches de líquido.

La información detallada de los resultados puede ser incorporada como anexos. i)

Conclusiones: Ejemplos:

j)

•

Cuadro resumen con las dimensiones de las líneas de producción.

•

Disponibilidad de la presión en la cabeza del pozo para vencer las pérdidas de presión y lograr la presión deseada en las facilidades de recepción.

•

Cumplimiento de los criterios de diseño.

•

Riesgos o medios para la mitigación de la formación de hidratos, la deposición de parafinas, la corrosión, etc.

Recomendaciones: Ejemplos: •

Material de las líneas de producción.

•

Tipo de inhibidor de formación de hidratos.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

9.

•

Aspectos que tienen que ser evaluados en una etapa posterior del Proyecto.

•

Aspectos del aseguramiento del flujo que no están incluidos en el alcance, pero que se han detectado como importantes para el Proyecto, por ejemplo, un estudio de corrosión.

•

Cambio de las rutas de líneas de producción.

•

Cualquier aspecto que ayude a garantizar las metas de producción esperadas por el Cliente.

LECCIONES APRENDIDAS Las Lecciones Aprendidas están disponibles a través de la página de intranet de Ingeniería. El sistema de Lecciones Aprendidas puede contener información adicional para el tema de este INEDON. El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, establece los pasos para la identificación, captura, registro en el sistema, etc. de las Lecciones Aprendidas. El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, indica lo siguiente “cuando no se encuentre evidencia del uso del Sistema de Lecciones Aprendidas, se levantará una No Conformidad” durante una revisión técnica.

10.

DEFINICIONES GENERALES Agua Libre (Free Water or Water Film) Agua en estado líquido procedente del reservorio o formada por condensación. Análisis PVT (PVT Analysis) Análisis realizado para establecer las propiedades de un fluido y de sus fases en función de la presión, el volumen y la temperatura. Las propiedades son termodinámicas y de transporte, por ejemplo, entalpía, conductividad térmica, densidad, viscosidad y tensión superficial.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Árbol de Navidad (Christmas tree, X-mas tree) Arreglo de líneas y válvulas en la cabeza del pozo (Figura 2) que controla el flujo de crudo y gas.

swab or crown valve wing valve

choke

master valve tubing head adapter

Figura 2. Árbol de navidad, adaptado de [2]. Arquitectura del Sistema o de la Red (System or Netwok Arquitecture) Estructura con la definición de los diámetros y las rutas de las líneas de recolección, producción o transporte. El aseguramiento de flujo permite definir o corroborar una arquitectura propuesta, ejemplo en una Ingeniería Conceptual. Bases de Diseño (Basis of Design) Documento elaborado conjuntamente entre el Cliente e inelectra. El documento establece la información básica del lugar del Proyecto, premisas y criterios de diseño especiales o particulares, requerimientos de operación, constructibilidad y mantenimiento, normativa para el Proyecto, y toda la información adicional en la cual se fundamenta la ejecución del Proyecto. Dependiendo del alcance del Proyecto y del documento, los usuarios pueden ser solo Procesos, varias o todas las Disciplinas. Consulte los INEDON “Bases de Diseño”, N° 903-P3100-P09-ADM-901, y “Bases y Criterios de Diseño”, N° 903-HM120-P09-GUD-013. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Cabeza de Pozo (Wellhead) Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas, válvulas, instrumentos, etc. Caracterización de los fluidos de reservorio en función del contenido de gas, crudo (o condensado), agua, etc.

G: Flujo total de gas

Cabeza del Pozo

Separador de prueba Tanque atmosférico para almacenamiento

O: Crudo o condensado W: Agua de producción

Figura 3. Separación de los flujos de gas, crudo o condensado y agua para la caracterización de los fluidos de reservorio, adaptado de [16]. En la industria petrolera se usan las siguientes relaciones para la caracterización de los fluidos de reservorio: •

Relación Gas/Crudo, GOR (Gas Oil Ratio) GOR =

Flujo de gas G @ CE Flujo de crudo desde el tan que de almacenamiento O @ CE

Ec. 1

Las unidades de medición de los flujos pueden ser SCF/STBO (standard tank barrels of oil), SCF/SBBL o Sm3/Sm3. La definición anterior de GOR es la más “purista”; pero es común indicar el GOR a las condiciones del separador de prueba del cual fueron obtenidos los flujos de gas y crudo (Figura 3). Ejemplo: GOR = 55 SCF/SBBL @ 150 psig y 75 °F. •

Relación Condensado/Gas, CGR (Condensate Gas Ratio) CGR =

Flujo de condensado C @ CE Flujo de gas G @ CE

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•

La definición de CGR aplica a la producción de gas con condensado, mientras que el GOR es aplicado para la producción de crudo con gas. Los flujos del CGR son obtenidos generalmente en separadores de prueba. Relación Agua/Crudo (o Condensado), WOR (Water Oil Ratio) WOR =

•

Flujo de a gua W @ CE Flujo de c rudo O @ CE

Ec. 3

Corte de Agua (Water Cut) Fracción de agua en el crudo o en el condensado:

Corte de agua = •

W O + W

Ec. 4

Agua y Sedimentos Básicos, BSW (Basic Sediments and Water)

BSW =

W+ S O + W+ S

Ec. 5

El BSW es siempre igual o mayor que el corte de agua. Los sedimentos pueden ser arena, sales inorgánicas y otros sólidos no solubles en la fase líquida. GOR [SCF/STBO] 10

100

1000

10 000

100 000

Gas con condensado 1500 a 3500

Crudo 100 000

Hidrocarburo volátil 10 000 1000

Gas húmedo 100

Gas seco 10

CGR [STB/106SCF]

Figura 4. Valores típicos de GOR y CGR para fluidos de reservorio, adaptado de [16]. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Condensado (Condensate) (1)

Termino usado para los hidrocarburos líquidos que se forman en el gas natural por condensación, también son llamados gasolina natural.

(2)

Formación de agua líquida después de la condensación del vapor de agua.

Condiciones Actuales (Actual Conditions) Presión y temperatura del fluido a las condiciones de operación (@ P y T). El término aplica a variables volumétricas como el flujo y la densidad. La designación “A” es de uso común en la industria, por ejemplo, ACF (Aft3): pie cúbico actual, Am3: metro cúbico actual. Condiciones Estándar y Normales (Standard & Normal Conditions) Presión y temperatura base para la especificación del volumen de gas y líquido, los valores típicos son: Presión absoluta

Condición Estándar Normal

1 atmósfera estándar

Temperatura

[bar]

[psi]

1,01325

14,6959

[°C]

[°F]

15,56

60,00

0,00

32,00

Las designaciones “S” para estándar y “N” para normal son de uso común en la industria. Ejemplos: SCF (Sft3), pie cúbico estándar; Nm3, metro cúbico normal. Las condiciones estándar o normales están definidas en las Bases de Diseño del Proyecto. Crudo, Aceite (Crude, Oil) Fase líquida de hidrocarburo con compuestos más pesados que los contenidos en el condensado de gas. Efecto o Expansión Joule-Thomson (Joule-Thomson Effect or Expansion) Cambio de la temperatura de un fluido, el cual ocurre cuando éste es expandido a entalpía constante desde una alta presión hasta otra más baja, se define como: 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

⎛ ∂T ⎞ ⎟ ⎝ ∂P ⎠ h

μJ = ⎜

Ec. 6

μJ

es el coeficiente Joule-Thomson en unidades de temperatura/presión;

∂T

es la derivada de la temperatura en unidad de temperatura;

∂P

es la derivada de la presión en unidad de presión;

h

es la entalpía, constante en este caso.

Si el coeficiente es positivo, el fluido se enfría al expandirse y si es negativo, se calienta. El efecto es de enfriamiento para la mayoría de los gases, excepto el hidrógeno y el helio.

Presión

Isoterma 1

Isoterma 2

Entalpía

Figura 5. Diagrama presión-entalpía con una expansión isentálpica. Estado Estacionario (Steady State) Término aplicado a las simulaciones de modelos matemáticos que no consideran el cambio de las variables en función del tiempo, Δt = 0. Estado No Estacionario, Simulación Dinámica o Transitoria (Unsteady State, Dynamic or Transient Simulation) Término aplicado a las simulaciones de modelos matemáticos que consideran el cambio de las variables en función del tiempo, Δt ≠ 0. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Gas Ácido (Sour Gas) Gas que contiene cantidades no deseadas de dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S) o mercaptanos (R-SH). Gas Dulce (Sweet Gas) Gas que contiene cantidades por debajo del límite de CO2, H2S o mercaptanos. También es el gas que se obtiene de la unidad de endulzamiento. Gas Húmedo (Wet Gas) (1)

Un gas que contiene agua o no ha sido deshidratado.

(2)

Término que equivale a un gas rico, es decir con cierta cantidad de hidrocarburos pesados y recuperables.

Gas Natural Asociado (Associated Natural Gas) Gas natural presente en reservorios de petróleo. El gas es extraído junto con el petróleo, luego separado y procesado. Gas Natural No Asociado (Non-Associated Natural Gas) Gas natural extraído de reservorios donde no hay petróleo. Herramienta de Limpieza e Inspección, Cochino (Venezuela), Marrano (Colombia), Chancho (Argentina), Diablo (México) (Cleaning and Inspection Tool, Pig, Scrapper) Equipo usado para: •

Limpiar la línea y remover arena, agua libre, parafinas, etc.

•

Realizar una inspección (herramienta inteligente o instrumentada, Figura 6) y determinar el espesor de pared y por ende el efecto de la corrosiónerosión o determinar la ruta de la línea por medio de sistemas de posicionamiento global.

•

Separar dos tipos de líquidos transportados en la misma línea (Figura 7).

•

Envío de inhibidor de corrosión para lograr que toda la superficie interna de la línea sea cubierta por una película del inhibidor (Figura 8).

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

El INEDON “Especificación Técnica para Trampa de Cochino”, N° 903-P3060M59-ESP-033, contiene información sobre los dispositivos (trampas) de envío y recepción de las herramientas.

Figura 6. Tipos de herramientas de limpieza e inspección. Abajo, los del tipo inteligente para mediciones. Con fluido de sacrificio

Sin fluido de sacrificio Fluido 1

Fluido 2 Herramienta

Fluido de sacrificio

Figura 7. Separación de diferentes líquidos por medio de una herramienta. Herramienta

Inhibidor de corrosión

Figura 8. Bache de inhibidor de corrosión separado por dos herramientas. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Hidratos de Gas (Gas Hydrates) Consulte el INEDON “Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903-HM120-P09-GUD-063. Línea, Tubería, Cañería, Caño o Ducto (Line, Pipe) Conducto, generalmente circular, para el transporte de fluidos en estado gaseoso, líquido o una mezcla de ambos. Línea de Recolección o de Flujo (Flow Line) Línea de transporte para los hidrocarburos extraídos del yacimiento, desde la cabeza del pozo hasta el múltiple de recolección (Figura 11). Línea Troncal (Trunk Line) Línea de transporte desde el múltiple de recolección hasta las facilidades de recepción (Figura 11). Línea Umbilical (Bundle Line, Bundled Pipeline) Línea que contiene otras líneas en su interior (Figura 9), las cuales pueden transportan hidrocarburos, fluidos de calentamiento, etc. en ambas direcciones. También puede contener líneas de transmisión de electricidad, fibra óptica, etc. Fluido de calentamiento

Línea umbilical

Fluido de producción Aislamiento térmico MEG

Figura 9. Línea umbilical para el transporte de varios fluidos.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Macolla (Venezuela), Racimo (Cluster) Área donde llegan varias líneas de recolección (Figura 11) y en donde se encuentra el múltiple de recolección; y de ser requerido algunos equipos como separadores de prueba, líneas de despresurización y enfriadores. Máxima Presión de Operación Permisible, MPOP (Maximum Allowable Operating Pressure, MAOP) Es la máxima presión a la cual puede operar un sistema y según lo establecido en el código de diseño, fabricación y prueba. Múltiple de Recolección, de Producción, Bloque de Válvulas (Manifold)

Múltiple de recolección

Arreglo de líneas y válvulas donde llegan las líneas de recolección para luego salir en una línea troncal o hacia otro múltiple (Figura 10). Líneas de flujo

Línea troncal

Figura 10. Esquemático de un múltiple de recolección. Punto de Fluidez (Pour Point) Temperatura más baja a la cual se observa movimiento del fluido de prueba bajo condiciones definidas en la prueba [7]. También se conoce como temperatura de aparición de parafinas, WAT. Reservorio, Yacimiento (Reservoir) Acumulación de crudo y/o gas en roca porosa como la arenisca (Figura 11). Un reservorio petrolero normalmente contiene tres fluidos (crudo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus densidades. El gas siendo el 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el crudo la parte intermedia y el agua la parte inferior. También existen los yacimientos de gas natural no asociado con contenido de agua. Línea troncal Macolla

Facilidades de recepción

Múltiple de recolección Líneas de recolección

Cabeza de pozo Reservorio

Figura 11. Ejemplo de líneas de recolección y transporte de hidrocarburos. Tiempo de Cómputo Tiempo requerido por la computadora (el ordenador) para realizar una simulación en estado estacionario o no estacionario. Tiempo de Simulación Tiempo establecido por el usuario en una simulación de estado no estacionario, el cual equivale a un periodo de tiempo en la realidad, pero por la velocidad de cómputo, es menor que este último. Ejemplo: •

Tiempo de simulación: 5 días, los cuales equivalen al mismo periodo de tiempo en la realidad.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

•

Tiempo de cómputo: 10 horas, las cuales son requeridas para realizar una simulación de 5 días.

Válvula de Estrangulación de Flujo (Choke Valve) Válvula de control de flujo que puede ser instalada en el arbolito de navidad o al final de la línea de flujo, este último caso puede ser usado en las líneas de producción submarinas. Las válvulas de estrangulación son generalmente de ángulo (Figura 12).

Figura 12. Válvula de estrangulación. 11.

FUNDAMENTOS TEÓRICOS

11.1.

Aseguramiento de Flujo El aseguramiento o garantía de flujo consiste en mantener una producción ininterrumpida desde el reservorio hasta las facilidades de recepción con los costos mínimos de inversión y operación. El aseguramiento de flujo es actualmente uno de los tópicos principales para el diseño de un sistema de producción de hidrocarburos y la especificación de los procesos de producción. Los tópicos considerados en el aseguramiento de flujo son evaluados con análisis en estado estacionario y no estacionario. Los análisis incluyen la evaluación de riesgos y la incertidumbre asociada con los procedimientos

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO operacionales, y contribuye a un mejor estimado económico de las facilidades de producción.

Información del Cliente

Información de otras disciplinas

Información de fabricantes

Bases de Diseño Aseguramiento de flujo Análisis en estado estacionario y dimensionamiento preliminar

Selección del diámetro requerido

Límites de operación

Análisis en estado no estacionario

Dimensionamiento final

Criterios de operación

Figura 13. Dimensionamiento de las líneas de transporte considerando el aseguramiento de flujo. 11.2.

Flujo Multifásico La Figura 14 muestra ejemplos de flujos multifásicos en la producción de hidrocarburos. La combinación de fluidos puede estar presente desde el reservorio hasta las facilidades de recepción. En algunos casos, alguna de las fases se puede originar durante el transporte, principalmente debido a la disminución de la temperatura, por ejemplo, la formación de condensado de hidrocarburos, agua libre, hidratos o parafinas.

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Gas + Hidrocarburo líquido + Agua Gas + Gotas de líquido (Hidrocarburo o Agua) Hidrocarburo líquido + Burbujas de gas y/o Gotas de agua Flujo Multifásico

Agua libre + Burbujas de gas y/o Gotas de Hidrocarburo Hidratos + Otra Fase Parafinas (ceras), Asfáltenos o Naftenos + Otra Fase Arena + Otra Fase

Figura 14. Flujos multifásicos en la producción de hidrocarburos. Fase de gas

Fase de hidrocarburo líquido

Gotas de la fase líquida en el gas

Fase de agua líquida

Arena

Burbujas del gas en la fase líquida

Gotas de hidrocarburo en el agua

Gotas de agua en el hidrocarburo

Figura 15. Ejemplo de flujo multifásico en una línea de transporte. Las secciones siguientes presentan los fundamentos teóricos más usados en el cálculo de pérdida de presión aplicados al flujo bifásico para simplificación [12]

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11.3.

Propiedades Físicas y Definiciones Básicas El cálculo del gradiente de presión requiere conocer la velocidad y las propiedades de los fluidos como densidad, viscosidad y en algunos casos, la tensión superficial. Cuando estas variables son calculadas para flujo bifásico, se utilizan ciertas reglas de mezcla y definiciones únicas [9]. Las propiedades más importantes son las siguientes: A)

Retención de líquido (liquid hold-up): La retención de líquido se define como la relación entre la cantidad de volumen de líquido en un segmento de línea y el volumen total de dicho segmento: HL =

Volumen de líquido en un segmento de línea Volumen del segmento de línea

(7)

La definición de HL varía entre cero, fase gaseosa completamente, y uno, fase líquida completamente (Figura 16). El volumen restante de la línea ocupado por el gas se denomina hold-up de gas o fracción de vacío.

αG = 1 − H L B)

(8)

Retención de líquido sin deslizamiento (no-slip hold-up): La retención de líquido sin deslizamiento es la razón de volumen del líquido en un segmento de la línea dividido por el volumen total de dicho segmento, considerando que ambas fases viajan a la misma velocidad. Puede ser calculado directamente con los caudales volumétricos:

λL =

QL QL + QG

(9)

El hold-up de gas sin deslizamiento se define como:

λG = 1− λ L

(10)

La diferencia entre la retención y la retención sin deslizamiento es una medida del grado de deslizamiento entre las fases.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Sistema bifásico AG = αG

AL

Retención de líquido =

×

longitud

A G + AL

AL

Sistema trifásico AG = αG AH AA

AH Retención de hidrocarburo = A + A + A G H A

×

longitud

Aagua Retención de = agua AG + A H + A A

×

longitud

Figura 16. Retención de líquido. C)

Velocidad superficial: La velocidad superficial de una fase fluida es la velocidad que esta fase exhibiría si fluyera sola a través de la sección transversal de la línea. La velocidad superficial representa la tasa de flujo volumétrico de una de las fases por unidad de área. v SG =

QG AG

(11)

v SL =

QL AL

(12)

La velocidad de la mezcla es el flujo volumétrico total por unidad de área y está dada por: vM =

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QL + QG = vSL + vSG AT 31 de 171

(13)

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

D)

Velocidad real (in situ): La velocidad real o actual de la fase es el caudal volumétrico entre el área que ocupa dicha fase. De esta manera para líquido o gas la velocidad actual se puede hallar con las siguientes expresiones: v QL = SL AT ⋅ H L H L

(14)

QG v SG = AT ⋅ α G 1 − H L

(15)

vL =

vG = E)

Velocidad de deslizamiento: La velocidad de deslizamiento representa la velocidad relativa entre las dos fases, se define como la diferencias entre las velocidades reales del gas y del líquido:

vS = vG − vL 11.4.

(16)

Patrones de Flujo Cuando dos fluidos con diferentes propiedades se desplazan simultáneamente a través de una línea, la fase gaseosa y la líquida se distribuyen dentro de la misma formando diferentes configuraciones, las cuales reciben el nombre de patrones o regímenes de flujo [1]. Los factores que determinan la existencia de diversos patrones de flujo en una línea son mostrados en la Figura 17. Variables como la pérdida de presión, perfiles de velocidad y la retención de líquido son fuertemente dependientes de dichos patrones. Muchos investigadores han tratado de predecir y clasificar los patrones de flujo para varias condiciones y muchos nombres han sido colocados para las diferentes configuraciones. En la mayoría de los casos dichas clasificaciones han sido enfocadas a flujo horizontal y flujo vertical independientemente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Geometría de la línea

Pendiente

Condiciones de operación y Composición del fluido

Diámetro interno

Flujos volumétricos de las fases

Propiedades físicas de las fases

Velocidades de las fases

Patrón de flujo

Cantidad de líquido Estado no estacionario Tiempo

Figura 17. Factores que afectan el patrón de flujo. La figura incluye el efecto del estado no estacionario. La denominación de los patrones de flujo de la Figura 18 y Figura 21 es la propuesta por Beggs y Brill [9]. La clasificación junto con su descripción gráfica se muestra en las siguientes figuras para líneas verticales y horizontales respectivamente. 11.4.1. Patrones de Flujo Horizontal y Levemente Inclinado A)

Flujo de burbuja alargada [26]: Las burbujas alargadas y separadas de gas flotan en la porción superior de la línea cuando la cantidad de líquido es intermedia y la velocidad del gas es baja. A velocidades bajas del gas, estas burbujas se aglomeran y forman el equivalente distorsionado de una burbuja uniformemente cilíndrica. •

Líneas levemente inclinadas y ascendentes: la resistencia del líquido se incrementa y el patrón de flujo se desplaza hacia el estratificado.

•

Líneas levemente inclinadas y descendentes: se reduce la resistencia del líquido debido a que el efecto de la gravedad acelera la fase líquida y se favorece el flujo de burbuja dispersa.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Intermitente

Distribuido

Segregado

Burbuja alargada o tapón de gas

Burbuja dispersa

Estratificado liso

Tapón de líquido

Neblina

Estratificado ondulado

Anular

Figura 18. Patrones de flujo para sistemas gas-líquido en líneas horizontales, terminología de Beggs y Brill, adaptado de [27]. B)

Flujo tapón [26]: Las proporciones intermedias de líquido y de gas originan que las burbujas alargadas de extremos redondeados se alarguen aun más y ocupan una porción mayor de la sección transversal de la línea y sufren más distorsión. Además se encuentran separadas por tapones de líquido que puede contener burbujas de gas. El flujo tapón es una transición del patrón de burbuja alargada al flujo de neblina anular. En el flujo tapón el gas viaja a una velocidad notablemente mayor que el líquido. •

Líneas levemente inclinadas y ascendentes: el patrón puede ser de flujo tapón (Figura 19), esto se origina por el incremento del diferencial de velocidad entre las fases causado por un incremento de la resistencia del líquido.

•

Líneas levemente inclinadas y descendentes: la velocidad del líquido es incrementada por el efecto de la gravedad y no alcanza fácilmente el flujo tapón ni siquiera con un aumento de la cantidad de gas. Cuando la velocidad del líquido es suficientemente alta, se favorece una rápida transición al flujo anular.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Flujo descendente Î Flujo segregado

Flujo ascendente Î Flujo intermitente

Figura 19. En líneas de transporte de gas con condensado es frecuente encontrar el cambio en el patrón de flujo en función de la pendiente. C)

Flujo de burbuja dispersa [26]: En este patrón de flujo, las burbujas del gas están casi uniformemente distribuidas por todo el líquido. El perfil de concentración de burbujas es un asimétrico y llega al máximo cerca del tope de la línea. Las fases de vapor y de líquido tienen igual velocidad de flujo.

D)

Flujo de neblina [26]: Cuando en el flujo anular la velocidad del gas llega a ser suficientemente alta, la película del líquido se desprende de las paredes y es transportado como pequeñas gotas por el gas. En el flujo de neblina, las fases de vapor y líquido están íntimamente mezcladas, y la mezcla bifásica se asemeja mucho a una fase homogénea.

E)

Flujo estratificado [26]: A baja velocidad del líquido y muy baja velocidad del gas, ocurre una completa estratificación de los fluidos ocupando el gas la porción superior de la línea sobre una interface calmada de gas y líquido. Este es el patrón de flujo estratificado de interface calmada. El incremento de la velocidad del gas produce agitación en la interface del gas y líquido y ocurre el patrón de flujo estratificado de interface agitada. La porción volumen de la línea ocupada por cada fase se mantiene relativamente constante. El flujo estratificado ocurre rara vez con flujo ascendente (Figura 22).

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

F)

Flujo estratificado ondulado [26]: Una mayor proporción de flujo de gas ocasiona que la velocidad del gas es mayor que la velocidad del líquido, lo cual origina ondas en la superficie del líquido. La amplitud de onda incrementa al hacerse mayor la proporción de gas. •

Líneas levemente inclinadas y ascendentes: no favorecen el flujo estratificado ondulado.

•

Líneas levemente inclinadas y descendentes: se producen ondas moderadas debido que el efecto de la gravedad aminora la resistencia del líquido.

Flujo con tapón de líquido

Flujo estratificado ondulado

Figura 20. Fotografías de dos patrones de flujo horizontal [1]. G)

Flujo anular [26]: La alta cantidad de líquido origina que el líquido fluya como una película anular a lo largo de las paredes, mientras que el gas fluye como un núcleo de alta velocidad en el centro de la línea. Este núcleo de vapor transporta algunas gotas del líquido porque el gas desprende parte del líquido de la película. El flujo anular tiene mucha estabilidad y unida al hecho de que se favorece la transferencia en masa del flujo de gas y líquido, hace muy beneficioso este régimen de flujo para algunas reacciones químicas. Los efectos de las pérdidas de presión por fricción y de aceleración son mucho más importantes en el flujo anular que el efecto de elevación. Por esta razón la dirección del flujo y la orientación de la línea tienen poca influencia en las condiciones bajo las cuales se produce el flujo anular.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

11.4.2. Patrones de Flujo Vertical

Burbuja

Burbuja – Tapón de líquido

Transición: Tapón de líquido – Anular

Anular – Burbuja de líquido

Anular con neblina

Figura 21. Patrones de flujo para sistemas gas-líquido en líneas verticales, terminología de Beggs y Brill, adaptado de [27]. A)

Flujo burbuja [26]: El líquido fluye hacia arriba y forma la fase continua con gas disperso formando burbujas individuales. Estas burbujas están distribuidas por toda la sección transversal de la línea e incrementan su tamaño, cantidad y velocidad al incrementar el flujo de gas. La velocidad de las burbujas de gas puede diferir significativamente de la velocidad de la fase líquida.

B)

Flujo burbuja – tapón de líquido [26]: El gas fluye en burbujas de gran tamaño con forma de bala con una superficie limitada y característica. En función de las velocidades superficiales del gas y el líquido, se pude o no generar espuma.

C)

Transición: Tapón de líquido – Flujo anular [26]: El aumento en la cantidad de gas, por ende en su velocidad superficial, genera un patrón de transición. La forma de las burbujas de gas se distorsiona y se vuelve irregular El flujo de transición también es llamado flujo churn.

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D)

Flujo anular – Burbuja de gas – Anular con neblina [26]: El gas fluye en el centro de la línea con el líquido como una película en las paredes, pero con menor velocidad. Cuando la velocidad del gas en mucho mayor, éste desprende gotas de líquido y las transporta como un neblina.

La Figura 22 muestra el cambio en el mapa de patrón de flujo en función de la inclinación, y por consiguiente, del flujo ascendente o descendente.

Velocidad superficial del gas [m/s]

Pendiente +30°

Pendiente +90°

BD

BD

Pendiente −30° BD

TA

B I

A

Pendiente −90° BD

I

B

I

A I

A

EO

A

Velocidad superficial del líquido [m/s] Anular (A) Tapón de líquido intermitente (I) Burbuja dispersa (BD)

Burbuja (B) Transitorio tapón-anular (TA) Estratificado ondulado (EO)

Figura 22. Efecto de la pendiente en el patrón de flujo, adaptado de [8]. 11.5.

Modelos y Correlaciones del Cálculo del Gradiente Total de Presión Al igual que el caso monofásico, el gradiente total de presión suele ser dividido en tres componentes los cuales son derivados a través de un balance de energía. Un componente de elevación (subíndice e) el cual representa el cambio de energía potencial o elevación en la línea, un componente de pérdidas por fricción (subíndice f ) y un componente de aceleración (subíndice a) el cual representa los cambios de energía cinética: dP ⎛ dP ⎞ ⎛ dP ⎞ ⎛ dP ⎞ =⎜ ⎟ +⎜ ⎟ +⎜ ⎟ dL ⎝ dL ⎠ e ⎝ dL ⎠ f ⎝ dL ⎠ a

(17)

Muchas correlaciones han sido desarrolladas para predecir la pérdida de presión, las cuales difieren en la manera para calcular estos tres componentes. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Las definiciones de cada término para flujo monofásico son usualmente adaptadas para flujo bifásico suponiendo que la mezcla gas-líquido es homogénea para un volumen finito de la línea. Cuadro 1. Resumen del efecto de los términos de fricción, elevación y de aceleración según el tipo de flujo.

Tipo de Flujo

Término de Fricción Fricción contra la superficie de la línea

Monofásico

Término de Elevación Independiente del flujo. Líquido: dependiente de la diferencia de elevación

Término de Aceleración Generalmente despreciable; pero aplica para una despresurización a alta velocidad

Gas: despreciable, a excepción de sistemas de muy alta presión.

Multifásico

Fricción de las fases contra la superficie de la línea.

Densidad de las fases. Ángulo de inclinación.

Fricción de las fases entre sí

Cantidad de líquido (variación del flujo).

Generalmente despreciable; pero aplica para una despresurización a alta velocidad

En general el componente de fricción entre un modelo y otro difiere principalmente en la manera como el factor de fricción es determinado y en la variedad de patrones de flujo. Muchas correlaciones intentan relacionar el factor de fricción con diversas definiciones del número de Reynolds. Por otro lado, el componente de aceleración es completamente ignorado por algunos autores e ignorado en algunos patrones de flujo por otros. La complejidad de estos cálculos para flujo bifásico originó que las primeras aproximaciones resultaron del tipo empírico desarrolladas a partir de datos de campo o experimentales. Estas fueron muy exitosas; pero nunca explicaron el fenómeno en sí, limitándose a casos similares a las condiciones para los que fueron desarrollados. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

El desarrollo de las correlaciones se basó en diversas aproximaciones. Los primeros investigadores supusieron la inexistencia de deslizamiento entre las fases, es decir, gas y líquido viajando a la misma velocidad. Posteriormente se desarrollaron los modelos separados en los que se supuso que la fase gas y líquida viajan a diferentes velocidades (consideran deslizamiento). Un avance significativo para estos modelos consistió en considerar el patrón de flujo para el resto de los cálculos, ya que a partir de aquí se produjeron modelos y correlaciones específicas para cada patrón de flujo [1]. Las limitaciones de las correlaciones empíricas dieron paso a mediados de la década de 1970 a los llamados modelos mecanísticos. Estos pretenden describir el fenómeno de flujo bifásico a partir de los balances y ecuaciones que describen el proceso, y por lo tanto no se limitan a condiciones específicas como tipo de fluidos, diámetros de línea y cualquier otra variable. Los Anexos 1 y 2 muestran la comparación entre la correlación empírica de Beggs y Brill vs el modelo mecanístico OLGAS. También incluye la recomendación sobre el uso de modelos mecanísticos para el dimensionamiento de líneas con flujo multifásico. 11.6.

Efecto del Flujo Multifásico en la Pérdida de Presión El comportamiento del gradiente presión es diferente en flujo multifásico en comparación con flujo monofásico. La Figura 23 muestra que el término de fricción tiene un efecto inverso comparado con el de elevación para el flujo multifásico. Este último aumenta para flujos menores debido a la acumulación de líquido en la línea. Las regiones dominadas por la fricción y por la acumulación de líquido son mostradas en la Figura 25 con variación del flujo y del diámetro; el límite es definido por el punto de inflexión de la curva (cambio de pendiente), el cual corresponde al flujo mínimo estable. No se recomienda la operación en la zona dominada por la acumulación de líquido, debido a que el flujo multifásico crea inestabilidad en la operación. Véase la sección 18.2.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Flujo multifásico

Flujo monofásico dP/ dL

dP/ dL Total

Elevación Fricción

Flujo

Flujo

Figura 23. Diferencia entre el gradiente total de presión en flujo monofásico y multifásico para flujo ascendente.

Flujo multifásico

Flujo monofásico dP/ dL

dP/ dL Total

Fricción

Flujo

Flujo Elevación

Figura 24. Diferencia entre el gradiente total de presión en flujo monofásico y multifásico para flujo descendente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Variación del diámetro

Variación del flujo dP/ dL

dP/ dL

Mín. flujo estable

Total

Mín. flujo estable

Fricción

Elevación

Flujo

Diámetro

Dominado por la fricción Dominado por la acumulación de líquido

Dominado por la acumulación de líquido

Figura 25. Regiones dominadas por la fricción y por la acumulación de líquido en función del flujo y del diámetro. 11.7.

Transferencia de Calor Esta sección contiene información básica sobre la transferencia de calor aplicada a las líneas de transporte y al uso de los modelos de simulación. Información más detallada puede ser consultada en la bibliografía especializada. El modelo de capas concéntricas es el más común para el cálculo de transferencia de calor en líneas circulares (Figura 26). Las capas contienen las propiedades mostradas en el Cuadro 2, las cuales son requeridas para cálculos en estado no estacionario. El cálculo de transferencia de calor por medio de un coeficiente global (U) es evitado debido a que: •

El valor de U no es constante a lo largo de la línea.

•

Las simulaciones en estado no estacionario tienen resultados errados.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Suelo Aislamiento térmico (si existe)

·

Q

Recubrimiento contra corrosión

Tfluido

Tsuelo

Pared de la línea Fluido

Figura 26. Modelo de capas concéntricas usado para el cálculo de transferencia de calor. La figura muestra la pérdida de calor del fluido hacia el medio circundante; pero también existe el caso contrario, en el cual el fluido gana calor. Cuadro 2. Propiedades requeridas para el cálculo de transferencia de calor. Material Suelo

Aislamiento Térmico

Medio de calentamiento

Recubrimiento contra corrosión externa

Metal

9

9

9

9

---

---

Conductividad térmica, k

9

9

9

9

9

9

Densidad, ρ

9

9

9

9

9

9

Calor específico, cP

9

9

9

9

9

9

Viscosidad, μ

9

---

---

9

---

---

Velocidad, v

9

---

---

9

---

---

Coeficiente de expansión térmica, β

9

---

---

9

---

---

Espesor, e

---

9

9

---

9

9

Propiedad

Aire o Agua

Temperatura, T

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El Anexo 3 contiene valores de propiedades térmicas para los materiales más comunes. 11.7.1. Difusividad Térmica El requerimiento del calor específico para el cálculo de transferencia de calor para las simulaciones en estado no estacionario es mostrado en la definición de la difusividad térmica α, la cual caracteriza la tendencia de un material a perder o ganar calor con el tiempo debido a la conducción térmica, Ecuaciones (18) y (19). Las simulaciones en estado estacionario no requieren valores de calor específico (cP).

∂T k = ⋅ ∇ 2T = α ⋅ ∇ 2T ∂t ρ ⋅ cP

α=

k ρ ⋅ cP

(18)

(19)

11.7.2. Aire como Medio Circundante La transferencia de calor para líneas sobre el nivel del suelo considera las variaciones de la temperatura y la velocidad del aire.

Fuente de la información requerida: •

Cliente: T y v con valores máximos y mínimos, los cuales pueden variar mucho en países con cambios de estación.

•

Literatura especializada: k, ρ, cP, μ y β , estas propiedades varían poco con la temperatura a presión atmosférica.

11.7.3. Agua como Medio Circundante El dimensionamiento de líneas desde el fondo del lecho marino hasta una plataforma costa afuera considera que el agua varía su temperatura y velocidad con la profundidad. La Figura 27 muestra la variación de la temperatura en función de la profundidad del Océano Atlántico a una latitud de 10° norte.

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Fuente de la información requerida: •

Cliente: valores máximos y mínimos de T y v en función de la profundidad.

•

Literatura especializada: k, ρ, cP, μ y β . Importante: la mayoría de las propiedades del agua en la literatura son para agua dulce, es decir que no consideran el contenido de sal en el agua de mar. 0

0

100 Profundidad [m]

Profundidad [m]

1000

2000

3000

200

300

4000 400

5000 6000 0

5

10

15

20

25

Temperatura [°C]

500

0

5

10 15 20 Temperatura [°C]

25

Figura 27. Temperatura del Océano Atlántico en función de la profundidad a una latitud de 10° norte. 11.7.4. Suelo como Medio Circundante El suelo como una capa concéntrica es una aproximación a la realidad, en donde el espesor de la capa corresponde a la profundidad de la línea. Existen programas que establecen el cálculo de un espesor equivalente de la capa de suelo para considerar el flujo de calor asimétrico. En el caso de OLGA®, véase el Anexo 4. OLGA® dispone de módulos de simulación que consideran la transferencia de calor tridimensional por medio de cálculos de elementos finitos llamados SOIL y 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO FEMTherm® [23]; pero su aplicabilidad es considerada para líneas umbilicales o con cambios rápidos de presión y temperatura en estado no estacionario. Debido a la complejidad de los módulos SOIL y FEMTherm® [23], se recomienda el método del espesor equivalente descrito en el Anexo 4, [22]. Dicho anexo también muestra una comparación de los resultados de temperatura entre varios métodos para simular el suelo y el FEMTherm®. [+]

Línea

Temperatura

Nivel del suelo

[−]

Figura 28. Variación de la temperatura del suelo con la profundidad. La temperatura del suelo varía con la profundidad (Figura 28); pero tiene poca variación comparada con la temperatura del aire a lo largo del día o del año. Ejemplos: en Venezuela se puede considerar una temperatura promedio anual de 25 °C en el suelo a 1 m de profundidad. En países con cambios de estación, la temperatura del suelo puede variar con un ΔT = 5 °C, mientras que la temperatura del aire puede tener un ΔT = 50 °C.

Fuente de la información requerida: •

Cliente: T (a la profundidad de la línea), v, k, cP, ρ y e (profundidad), esta última puede ser obtenida de las Disciplinas de Diseño Mecánico o Civil.

•

Literatura especializada (solo si el Cliente no puede suministrar la información): k, ρ y cP.

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Consideraciones importantes: •

La temperatura del suelo equivale a la temperatura ambiente (ambient temperature) para líneas enterradas.

•

Las propiedades térmicas del suelo difieren en función del tipo de suelo y el contenido de agua. Ejemplo: k aumenta con la humedad del suelo.

•

Si el Cliente no puede suministrar los valores de k, ρ y cP, los valores obtenidos de la literatura forman parte de las premisas de cálculo y se indica en las recomendaciones de la memoria de cálculo que esas propiedades son obtenidas por medio de mediciones o análisis de laboratorio para futuras etapas del Proyecto.

La temperatura del suelo es afectada cuando varías líneas enterradas comparten una misma ruta. La poca separación entre las líneas puede provocar que una línea intermedia pierda menos calor hacia el suelo; esto aplica especialmente para las líneas que comparten la misma ruta por varios kilómetros. El diseño de una nueva instalación no requiere que este efecto sea considerado; mientras que la evaluación de un sistema existente puede originar diferencias entre los valores calculados y los medidos en campo.

Temperatura del suelo mayor que en las líneas externas

Línea afectada por las otras dos

Temperatura

[+]

Nivel del suelo

[−]

Figura 29. Efecto de varias líneas enterradas en la misma ruta.

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En la evaluación de una red existente, el aumento de temperatura del suelo para la línea intermedia con el objetivo de minimizar la diferencia entre los valores calculados y los medidos en campo. Esta aproximación puede evitar el uso de los módulos SOIL o FEMTherm® [23], los cuales son complejos y tienen un costo adicional. 11.7.5. Material de la Línea El material de las líneas de transporte es generalmente acero al carbono. El uso de acero inoxidable o aleaciones duplex aplica para servicios altamente corrosivos, consulte los INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054, y “Criterios para el Diseño de Pipelines”, N° 903-P3060-T10-GUD-067.

Fuente de la información requerida: •

Cliente o por la Disciplina de Diseño Mecánico: espesor de pared (e). Véase la sección 14.2 para la estimación en una Ingeniería Conceptual.

•

Literatura especializada: k, ρ y cP.

11.7.6. Revestimiento Contra la Corrosión Externa El INEDON “Criterios para el Diseño de Pipelines”, N° 903-P3060-T10-GUD067, contiene la descripción de los tipos de revestimiento (coating) contra la corrosión externa usados en líneas enterradas y los espesores mínimos, algunos revestimientos requieren varias capas. Los sistemas de revestimiento triple (tri-capa) de polietileno de alta densidad o de polipropileno son los más usados, designados como PE 3-layer y PP 3layer, respectivamente. Use ese tipo, si no se tiene información. El revestimiento contra la corrosión externa no es requerido cuando se usa aislamiento térmico. Adicionalmente, posee una temperatura límite de operación; en algunos Proyectos se ha instalado un enfriador por aire para disminuir la temperatura del fluido y poder usar un recubrimiento específico.

Fuente de la información requerida: Cliente, fabricantes, Disciplina de Diseño Mecánico o la literatura especializada: k, ρ, cP, e. y la temperatura límite de operación. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 11.7.7. Aislamiento Térmico El aislamiento térmico es usado en líneas de transporte para evitar la pérdida excesiva de calor del fluido hacia el medio circundante. El espesor del aislamiento está estandarizado en la industria, ejemplos: •

Lana mineral: existen capas con pulgadas de espesor de 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; etc. Consulte el INEDON “Especificación Técnica de Aislamiento”, N° 903P3060-T11-ESP-022.

•

Espuma de poliuretano: la espuma es inyectada en la sección anular que forma una carcasa de polietileno, instalada concéntricamente alrededor de la línea (Figura 30). El espesor es definido por el diámetro de la carcasa, el cual varía de acuerdo a la especificación usada. Carcasa de HDPE Espuma de PU

Pared de la línea

Figura 30. Aislamiento con espuma de poliuretano.

Fuente de la información requerida: Cliente, fabricantes, Disciplina de Diseño Mecánico o literatura especializada: material de aislamiento según las Bases de Diseño, k, ρ, cP y la temperatura límite de operación; el espesor es determinado en función de la especificación usada. 12.

SIMULADORES COMERCIALES DISPONIBLES EN INELECTRA Los siguientes programas comerciales de simulación han sido usados por inelectra para el dimensionamiento de las líneas de transporte considerando el aseguramiento de flujo: •

PIPEPHASE® de Invensys Systems, Inc. con el módulo de TACITE® del Institut Français du Petrole.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

•

OLGA® de Scandpower Petroleum Technology AS y propiedades termodinámicas y de transporte obtenidas con PVTsim® de Calsep AS.

El uso de PIPEPHASE®-TACITE® se limita a líneas individuales y los análisis de flujo tapón ([30]). OLGA®-PVTsim® puede ser aplicado en un amplio rango del aseguramiento de flujo; pero es más costoso1. Cuadro 3. Comparación de los simuladores comerciales. PIPEPHASE® OLGA® Evaluaciones Básicas TACITE® PVTsim® Modelo mecanístico

9

9

Líneas individuales

9

9

Redes de producción

---

9

Simulaciones en estado no estacionario

9

9

Análisis de formación de flujo tapón

9

9

Sistema de control para el diseño de receptor de baches de líquido

9

9

Posibilidad de visualizar diferentes variables en gráficos de perfiles o de tiempo.

---

9

Tres fases considerando la separación del agua y el hidrocarburo, y la diferencia de velocidades entre las fases líquidas (deslizamiento).

---

9

Seguimiento de tapones de líquido

---

9

Seguimiento de MEG como inhibidor de formación de hidratos

---

9

Formación de hidratos

---

9

Deposición de parafinas

---

9

Corrosión por CO2

---

9

Líneas umbilicales

---

9

Transferencia de calor tridimensional para líneas enterradas

---

9

Módulos de aseguramiento de flujo

1

Para información sobre tarifas de software véase la sección de Servicios de la página de intranet de Informática.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Consideraciones importantes:

13.

•

El uso de las licencias de PIPEPHASE® con TACITE® o de OLGA® con PVTsim® tiene un costo adicional y se requiere la aprobación del Cliente.

•

En el caso de OLGA®, PVTsim® es indispensable; pero los módulos de aseguramiento de flujo pueden ser adquiridos por separado y en la medida que sean requeridos para el Proyecto.

•

Las licencias tienen un período mínimo de adquisición (por ejemplo, 3 meses para OLGA®), este tiempo puede ser menor o mayor a la ejecución del Proyecto.

•

No es el objetivo de este INEDON demostrar que un programa de simulación es mejor que otro. La única manera de determinar la exactitud de los modelos matemáticos empleados en los programas, es por medio de la comparación de datos medidos en campo versus los resultados obtenidos de los programas.

CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO La correcta caracterización del fluido es fundamental para el dimensionamiento de las líneas de transporte. En la mayoría de los casos el Cliente suministra la información requerida; en caso contrario, el Líder de Procesos informa al Cliente sobre la información adicional requerida. La responsabilidad sobre la toma de muestras, análisis de laboratorio y otras mediciones está identificada en el alcance de cada Proyecto. La API RP 44 [4] describe cómo se realiza la toma de muestras de los fluidos de reservorios.

13.1.

Composición La recomendación general es obtener un análisis PVT, curvas de destilación para la fase de crudo (generación de pseudos-componentes) y cromatografías extendidas para la fase de gas o para gas con condensado (hasta C20+). Por ejemplo, el uso de una composición de gas con un contenido molar C7+ = 15 %, deja un amplio rango de componentes que pueden estar en esa fracción, e incluso componentes muy pesados que condensen a lo largo de la línea. Si bien los programas de simulación permiten el uso del modelo de black oil, es una simplificación aplicada únicamente si no se puede obtener la información necesaria y cuando el aseguramiento de flujo no es parte del alcance del Proyecto.

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13.2.

Cantidad de Agua El agua presente en los hidrocarburos de reservorios puede provenir por saturación en el reservorio o como flujo de agua de producción. El gas en los reservorios está siempre saturado con agua, por tal motivo el contenido de agua por saturación es obtenido por medio de un simulador de procesos, en el cual se mezcla la corriente de hidrocarburo (en base seca) con agua en exceso a las condiciones de presión y temperatura en el reservorio. El flujo de agua de producción puede ser suministrado como corte de agua en base a la fase de hidrocarburo líquido, relación agua/gas (WGR), o como flujo de agua en función del flujo de gas, ambos en unidades de volumen, ej: bbl de agua por MMSCF de gas.

13.3.

Análisis de Agua El agua de formación contiene sales minerales que afectan la selección de los materiales, el tipo de inhibidor de corrosión y de formación de hidratos, etc. Un análisis de laboratorio es requerido si el alcance del dimensionamiento incluye las variables mencionadas anteriormente y también las facilidades de tratamiento de agua de producción.

13.4.

Contenido de Arena El contenido de arena es suministrado por el Cliente como unidad de masa por unidad de volumen de hidrocarburo (líquido o gas), por ejemplo, kg de arena por bbl de crudo. Véanse las Secciones 16 y 20.4.

13.5.

Parafinas, Asfáltenos y Naftenos Los contaminantes orgánicos que se pueden depositar en la línea son analizados en un laboratorio. Véanse las Secciones 18.4 y 20.2.

13.6.

Presión y Temperatura en la Cabeza del Pozo La presión del fluido disponible en la cabeza del pozo (WHFP) limita el flujo de producción y establece la máxima contrapresión permitida para el dimensionamiento de la línea. La WHFP varía con el flujo producido (Figura 31) debido a la pérdida de presión en la línea (tubing) desde el reservorio hasta la superficie.

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Presión / Temperatura

La temperatura del fluido en la cabeza del pozo (WHFT) es usada como temperatura inicial del fluido. A flujos altos, la WHFT puede bajar drásticamente debido al efecto JT en la línea desde el reservorio hasta la superficie (Figura 31). El efecto JT se puede incrementar más si la pérdida de presión en la válvula de estrangulación es muy grande, teniendo como resultado temperaturas que pueden formar hidratos o depositar parafinas.

WHFT

WHFP

Flujo desde el reservorio

Figura 31. Curvas de WHFP y WHFT en función del flujo desde el reservorio. Las curvas de WHFP y WHFT son generalmente obtenidas aguas arriba de la válvula de estrangulación (Figura 32) y pueden variar de pozo en pozo debido a la presión y profundidad del reservorio.

WHFP y WHFT

Válvula de estrangulación de flujo

Contrapresión

Reservorio Línea de flujo

Presión del reservorio

Figura 32. Ubicación de la medición de las variables de presión y temperatura. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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14.

INFORMACIÓN BÁSICA SOBRE LAS LÍNEAS

14.1.

Diámetros Nominales Las líneas de transporte de hidrocarburos tienen longitudes de varios kilómetros, por tal motivo se permite el uso de diámetros nominales que no son estándar en las instalaciones de procesos. Por ejemplo, NPS de 14, 22, 26 o 28. La fabricación de las líneas con diámetros diferentes a los nominales usados en la industria, es una alternativa cuando los diámetros nominales no satisfacen los requerimientos de aseguramiento de flujo. Sin embargo, la decisión de fabricar líneas con diámetros especiales considera el costo de fabricación y el tiempo de entrega.

14.2.

Cálculo del Espesor de Pared

Consideraciones importantes: •

La Disciplina de Procesos sólo estima el espesor de pared, especialmente en una Ingeniería Conceptual. El cálculo definitivo es realizado por la Disciplina de Diseño Mecánico.

•

Las recomendaciones de una memoria de cálculo en una Ingeniería Conceptual indican que el espesor de pared es estimado, para luego ser calculado definitivamente en una etapa posterior del Proyecto.

El INEDON “Criterios para el Diseño de Pipelines”, N° 903-P3060-T10-GUD067, contiene los criterios para el cálculo de espesor de pared de líneas. A continuación, un resumen de la información disponible y criterios adicionales: A)

El cálculo de espesor de pared de las líneas de transporte es diferente que el de las líneas dentro de las instalaciones de procesos.

B)

Los factores que afectan el espesor de pared son: diámetro externo nominal de la línea, presión de diseño o máxima presión de operación permisible, ubicación geográfica, parámetros de estabilidad hidráulica, material, corrosión permitida, etc.

C)

Los códigos más usados son para diseño, fabricación y prueba son:

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D)

•

API Recommended Practice 15S. Qualification of Spoolable Reinforced Plastic Line Pipe.

•

ASME B31.4. Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids.

•

ASME B31.8.

Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

El ASME B31.8 [6] es aplicado para estimar el cálculo de espesor de pared de líneas con flujo multifásico que contengan gas y acero al carbono como material. La ecuación para el cálculo de espesor es:

P⋅D 2⋅ S ⋅ F ⋅ E ⋅T

(20)

ttotal = t ⋅ Ft + tcorr

(21)

t=

E)

Seleccionar el espesor total requerido igual o mayor al mostrado en la API SPEC 5L [5] y obtener el diámetro interno, el cual es usado en los cálculos de pérdida de presión (Figura 33).

Diámetro externo nominal Espesor requerido total Espesor seleccionado Diámetro interno

= 24,000 in = 0,652 in = 0,688 in = 22,624 in

Size 24

Specified Outside Diameter D (in.) 24.000

Specified Wall Thickness t (in.) 0.625

Plain –end Weight per Unit Length wpe (lb/ft) 156.17

Calculated Inside Diameter d (in.) 22.750

24

24.000

0.688

171.45

22.624

24

24.000

0.750

186.41

22.500

Figura 33. Ejemplo para obtener el diámetro interno basado en el API SPEC 5L [5]. F)

El Cuadro 4 contiene una guía para las variables involucradas en el cálculo del espesor de pared de una línea.

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Cuadro 4. Guía para las variables del cálculo de espesor de pared. (a)

Variable

INEDON “Criterios para el Diseño de Pipelines” N° 903-P3060-T10-GUD-067(b) (calculado)

t P D

Valor recomendado(c)

9

---

(seleccionado para estimar el espesor)

S

9

Acero al carbono grados X52 a X65 para líneas según la API SPEC 5L.

F

9

0,60 para enterradas adentro.

E

9

1,0

T

9

---

líneas costa

(calculado)

ttotal Ft

9

---

tcorr

9

---

Notas:

14.3.

(a)

Este INEDON considera que los valores de las variables faltan en las Bases de Diseño.

(b)

Las tablas del INEDON “Criterios para el Diseño de Pipelines”, N° 903-P3060-T10-GUD-067, corresponden con el ASME B31.8 [6].

(c)

Valores recomendados si no se dispone de apoyo de la Disciplina de Diseño Mecánico.

Rugosidad Absoluta La rugosidad absoluta ε expresa la irregularidad de la altura media de las asperezas, como un promedio obtenido del resultado de un cálculo con las características del flujo, mas no propiamente por el obtenido como la media de las alturas determinadas físicamente de la pared. También existe el concepto de rugosidad relativa que es la relación que la rugosidad absoluta guarda con el

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO diámetro de la línea, ε/D. El Cuadro 5 muestra valores de rugosidad para los materiales más comunes. Cuadro 5. Rugosidad absoluta de varios materiales.

Material

(a)

14.4.

ε [μm]

[mm]

[m]

[ft]

[in]

Acero al carbono comercial sin uso

46

0,046

4,6·10–5

1,51·10–4

1,81·10–3

Acero al carbono oxidado(a)

150

0,15

1,5·10–4

4,92·10–4

5,91·10–3

Acero inoxidable

15

0,015

1,5·10–5

4,92·10–5

5,91·10–4

Los valores de ε para acero al carbono oxidado varían en la literatura. La evaluación de las líneas existentes puede requerir del ajuste de ε para reproducir la pérdida de presión.

Perfil de la Línea El perfil (topografía, altimetría o batimetría) de la línea con flujo multifásico es tan detallado como posible. No se permite el uso de información aproximada como: longitud = 100 m, diferencia total de elevación = –50 m. La línea puede pasar a través de ríos, valles, etc. y el efecto de los puntos bajos es considerado en el dimensionamiento, véase la Sección 19.5. Los planos con el perfil de la línea pueden ser obtenidos del Cliente, de las Disciplinas de Diseño Mecánico o Ingeniería Civil. Existen perfiles obtenidos por satélite u otros medios que contienen excesiva información, la cual puede ser simplificada sin afectar considerablemente los resultados. En estos casos se recomienda revisar el manual del programa de simulación para informarse sobre la simplificación de los perfiles.

14.5.

Válvulas de Estrangulación de Flujo Las válvulas de estrangulación de flujo pueden o no ser incluidas en el modelo de simulación. Ejemplos: A)

La válvula de estrangulación es requerida en el modelo: Al comienzo de la producción, la WHFP es alta y la válvula puede generar una pérdida de presión que es necesaria considerar debido a la disminución de la temperatura (efecto JT) y su consecuencia en la

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La válvula de estrangulación no es requerida en el modelo: Durante la producción o al final de la vida útil del reservorio, la presión en la cabeza del pozo disminuye, lo cual puede causar que la válvula de estrangulación esté completamente abierta y la pérdida de presión es despreciable para efectos originados por la disminución de la temperatura. No incluir la válvula de estrangulación, simplifica el modelo de simulación y disminuye el tiempo requerido para las simulaciones en estado no estacionario, véase la Sección 22.4.

15.

MÁRGENES DE DISEÑO Los siguientes márgenes son recomendados para el dimensionamiento de las líneas y están basados en la exactitud predicha para los modelos de simulación, sin embargo tal exactitud solo puede ser comprobada contra valores medidos en campo y puede variar de caso en caso.

15.1.

Pérdida de Presión El margen de diseño superior es de 110 % (× 1,1) y el inferior de 90 % (× 0,9), esto equivale ±10 %, y está basado en las Referencias [19], [21] y [28], y ha sido obtenido de líneas de gas con condensado; pero se recomienda su aplicación para sistemas dominados por crudo. Ejemplo de uso:

15.2.

•

Máxima contrapresión permitida en las Bases de Diseño = 300 psig.

•

Contrapresión calculada = 290 psig con una presión final fija de 200 psig.

•

Pérdida total de presión = 90 psi.

•

Variación de la pérdida de presión = 90 psi × 0,1 (110 %) = 9 psi.

•

Contrapresión calculada más la variación = 290 psig + 9 psig = 299 psig < 300 psig.

Cambios de Temperatura El margen superior de 102 % (× 1,02) y el inferior de 98 % (× 0,98), esto equivale a ±2 %, si la temperatura tiene relevancia en la temperatura final de la línea, en la selección de aislamientos térmicos y espesor requerido, etc.

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Los fabricantes de los programas de simulación fueron consultados sobre el margen de exactitud para la temperatura; pero no suministraron información satisfactoria. El margen anterior fue obtenido de varias especificaciones de Proyectos. Para los casos de despresurización, véase la Sección 19.10. 15.3.

Uso de los Márgenes de Pérdida de Presión y Cambios de Temperatura El uso de los márgenes anteriores es con buen criterio de diseño. Ejemplo: si la contrapresión calculada más la variación fuese de 302 psig, no se requiere un cambio de diámetro. Véase también la Sección 18.2 y consulte también el INEDON “Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión”, N° 903-HM120-P09GUD-069.

15.4.

Volumen de Líquido para el Diseño del Receptor de Baches de Líquido A)

Volumen de líquido para hidrocarburo: 120 % (× 0,2).

B)

Volumen de líquido para el agua libre2: 150 % (× 0,5).

El cálculo realizado por los programas de simulación para la retención de líquido tiene altos porcentajes de inexactitud ([19], [21], [28]) y es recomendable sobre dimensionar el volumen del receptor de baches de líquido. 15.5.

Temperatura de Formación de Hidratos La temperatura del fluido está 6 °C (10 °F) por encima de la temperatura de formación de hidratos a la presión del punto en evaluación. El margen considera la inexactitud de los programas de simulación para obtener la curva de formación de hidratos y de los cambios de la temperatura del fluido en la línea, por tal motivo no se añade el margen de ±2 %. Consulte el INEDON “Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903-HM120-P09GUD-063.

15.6.

Temperatura de Deposición de Parafinas Use el mismo margen de formación de hidratos.

2

Algunas especificaciones de Clientes consideran 200 % para el volumen de agua libre.

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15.7.

Flujos de Diseño El margen de diseño para el flujo es de 110 % (× 1,1) sobre el flujo nominal de producción. En este caso el Cliente confirma si tal margen es posible para la producción. Ejemplos: •

10 MMSCFD × 1,1 = 11 MMSCFD. Es posible que se pueda producir 1 MMSCFD adicional.

•

200 MMSCFD × 1,1 = 220 MMSCFD. 20 MMSCFD adicionales pueden no ser posibles y no tiene sentido práctico un sobre diseño de 110 %.

Adicionalmente se verifica que el flujo mínimo requerido se encuentra en la región dominada por la fricción. La Figura 34 muestra un análisis de sensibilidad de presión en función de flujo para el diámetro seleccionado con el flujo de diseño, en este caso el flujo mínimo requerido se encuentra en la región dominada por la fricción. Si el flujo mínimo requerido está alejado del flujo de diseño, el primero puede estar en la región dominada por la acumulación de líquido (Figura 35). En este caso, el margen de 110 % (× 1,1) es ajustado (o descartado) si no se desea realizar un diseño de líneas en paralelo, véase la Sección 18.2.

Contrapresión

Flujo mínimo requerido Flujo mínimo estable Flujo de diseño Flujo nominal Flujo

Figura 34. Curva de contrapresión con el flujo de diseño y el flujo mínimo requerido en la región dominada por la fracción.

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Contrapresión

Flujo mínimo estable Flujo mínimo requerido

Flujo de diseño Flujo nominal Flujo

Figura 35. Curva de contrapresión con el flujo de diseño y el flujo mínimo requerido en la región dominada por la acumulación de líquido. 15.8.

Velocidad Máxima del Fluido Los criterios de velocidad máxima mostrados en la Sección 16 no requieren margen de diseño.

16.

CRITERIOS DE VELOCIDAD MÁXIMA

16.1.

Velocidad Erosional La referencia estándar de la industria para la limitación de la velocidad es la denominada “velocidad erosional”, la cual está basada en la API RP 14E [3]: ve =

ρM =

C

ρM

ρ G ⋅ vSG + ρ L (v SL + vSD ) vM

vM = vSG + vSL + vSD

(22)

(23) (24)

El criterio considera que la velocidad de mezcla del fluido (vm) es menor o igual a la velocidad erosional:

vM ≤ ve

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(25)

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Cuadro 6. Valores recomendados para C.

Tipo de fluido

Servicio

Fluido sin arena Fluido sin arena, cuando no se conoce riesgo de corrosión o cuando la corrosión es controlada (ejemplo: el uso de inhibidor de corrosión) Aceros inoxidables, aleaciones especiales

o

duplex

Valor de C [ft/s]

[m/s]

Continuo

100

122

Discontinuo

125

153

Continuo

150 a 200

183 a 245

Discontinuo

250

305

Continuo/ Discontinuo

> 200

> 245

Si existe flujo de arena o contaminantes corrosivos sin inhibidor de corrosión, la API RP 14E no dispone de un valor recomendado para C. El uso de un valor de C = 100 ft/s (≅ 122 m/s) o mayor, requiere de monitoreo periódico del espesor de pared. 16.2.

Parámetro de ρM · vM2 2 para los análisis de En algunos casos es típico usar el parámetro de ρ M ⋅ vM

2 se basan en la siguiente ecuación: sensibilidad. Los valores límites de ρ M ⋅ vM

v M ≤ ve =

C

ρM

2 ⇒ ρ M ⋅ vM ≤ C2

(26)

2 Cuadro 7. Valores máximos del parámetro ρ M ⋅ vM en función de C.

Valores de C

2 Valores de ρ M ⋅ vM

[ft/s]

[m/s]

[lb/(ft·s2)]

[kg/(m·s2)]

100

122

10 000

15 000

125

153

15 625

23 400

150

183

22 500

33 500

200

245

40 000

60 000

250

305

62 500

93 000

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16.3.

Valores Mayores de Velocidad Los valores de C según la API RP 14E son considerados conservadores, y quizá muy conservadores para algunos tipos de fluido de una sola fase3. El aumento de C y por ende de la velocidad del fluido para permitir mayores flujos de producción o el uso de diámetros menores, es acordado previamente con el Cliente y el valor de C es incluido en las Bases de Diseño. La memoria de cálculo emitida por la Disciplina de Procesos recomienda el monitoreo del espesor de pared, consulte el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054. El efecto de la erosión/corrosión es afectado por muchas variables [29], un valor de C es definido caso por caso para aumentar la velocidad máxima permitida.

17.

USO DE LOS RANGOS EN LAS VARIABLES DE PROCESOS El Cliente suministra datos de las variables de procesos en rangos, Cuadro 8. Cuadro 8. Ejemplo de variables de procesos en rangos.

Variable

Unidad

Máximo

Mínimo

Temperatura del fluido

°C

55

25

Temperatura del aire

°C

45

10

Temperatura del suelo

°C

25

20

Agua de formación

bbl/MMSCF

5

0,1

Las variables en los modelos de simulación consideran los valores más desfavorables para el dimensionamiento de las líneas, incluso la combinación de valores; aunque esto aplica solo cuando existe sentido físico. Ejemplos: •

Una línea subterránea considera las temperaturas máximas del suelo y del fluido de 25 °C y 55 °C, respectivamente; debido a que esto origina la menor densidad del fluido y por ende la menor velocidad, y la mayor pérdida de presión.

•

La misma línea considera las temperaturas mínimas del suelo y del fluido de 20 °C y 25 °C, respectivamente, más el flujo de agua de formación de

3

El límite de velocidad erosional no aplica para fluidos que no son erosivos ni corrosivos [11].

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 5 bbl por MMSCF de gas, esto origina la mayor cantidad de líquido, el cual se acumula en los puntos bajos de la línea. •

Un recorrido por debajo y por encima del suelo, origina que la línea sea afectada por las temperaturas del suelo y del aire. El uso de la temperatura máxima del suelo y la mínima del aire, puede no tener sentido físico si una corresponde a la estación de verano y otra a la de invierno. En algunos Proyectos, la combinación de variables para obtener el caso más desfavorable de dimensionamiento, no se observa “a simple vista”, sino que es necesario realizar las simulaciones, para analizar y comparar los resultados.

18.

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD EN ESTADO ESTACIONARIO El dimensionamiento preliminar de una línea de transporte o de una red de recolección se realiza con simulaciones en estado estacionario. Los análisis de sensibilidad permiten establecer el diámetro de la línea, regiones dominadas por la fricción y la acumulación de líquido, revisar que se respeten los límites de velocidad y verificar el efecto que tiene la temperatura del fluido. Las figuras mostradas en esta sección son informativas y están basadas principalmente en una línea de gas con condensado. La forma de las curvas puede variar en función de los tipos de fluidos, cantidades de gas, crudo, agua; geometría de la línea y las condiciones operacionales.

18.1.

Selección del Diámetro Requerido El diámetro requerido es determinado comparando la contrapresión (presión de entrada) vs la máxima presión permitida en las Bases de Diseño, usando el flujo de diseño. Generalmente la presión de salida es fijada por la presión de operación de las facilidades de recepción. Ejemplo: •

Presión de salida (fijada en la simulación) = 200 psig.

•

Presión máxima de entrada = 300 psig, aguas abajo de la válvula de estrangulación.

•

Flujo de diseño = 250 MMSCFD.

•

Diámetro seleccionado = NPS 24.

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• 18.2.

Contrapresión calculada = 290 psig.

Contrapresión vs Flujo y Diámetro El análisis de sensibilidad, que considera la variación del flujo y del diámetro, permite establecer las regiones dominadas por la fricción o la acumulación de líquido (Figura 36). El punto de inflexión entre las dos regiones determina el mínimo flujo estable. Luego que el diámetro requerido ha sido seleccionado, se realiza el análisis disminuyendo y aumentando el flujo. Adicionalmente, se evalúan un NPS mayor y menor. La evaluación con un diámetro menor permite comparar la pérdida de presión vs la contrapresión máxima establecida en las Bases de Diseño. Ejemplo: la contrapresión en la cabeza del pozo no puede exceder 300 psig, así que el diámetro seleccionado es NPS 24. El análisis de sensibilidad para un NPS 22 genera una contrapresión de 320 psig. Si bien esta última contrapresión excede en 20 psi el valor permitido en las Bases de Diseño, el Cliente puede usar la información y verificar si el sistema tiene presión suficiente (por ejemplo, a nivel de reservorio) para el uso de una línea de NPS 22 (Figura 37), esto permite disminuir el costo de inversión.

dP/ dL

Diámetro seleccionado – 1 NPS

Flujo mínimo estable

Diámetro seleccionado

Diámetro seleccionado + 1 NPS

Flujo Flujo de diseño Dominado por la acumulación de líquido

Dominado por la fricción

Figura 36. Análisis de sensibilidad en función del flujo y del diámetro.

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NPS 22

Contrapresión

320 psig

NPS 24

300 psig = máx. contrapresión permitida

290 psig

Flujo

Flujo de diseño

Figura 37. Evaluación de la pérdida de presión con el flujo de diseño para un diámetro menor al seleccionado. El flujo mínimo requerido de producción (turndown flow rate) es establecido por el Cliente en base a la proyección futura del reservorio (Figura 38). Existe la posibilidad de que el flujo mínimo requerido sea menor al flujo mínimo estable, ubicando al primero en la región dominada por la acumulación de líquido (Figura 39), lo cual se evita en el diseño.

Flujo de producción

Flujo nominal

Flujo mínimo requerido (turndown)

Tiempo

Figura 38. Variación del flujo de producción en función del tiempo.

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Contrapresión

Flujo mínimo requerido

Flujo Flujo mínimo estable

Flujo de diseño

Figura 39. Posible ubicación del flujo mínimo requerido en la curva de contrapresión vs flujo. Si es indispensable operar al flujo mínimo requerido, el dimensionamiento con líneas paralelas de producción puede ser una alternativa. Ese dimensionamiento tiene las siguientes opciones: Opción 1:

El flujo de diseño es dividido equitativamente entre dos líneas del mismo diámetro.

Opción 2:

El flujo de diseño es dividido desigualmente entre dos líneas con diferentes diámetros. La línea de menor diámetro es dimensionada para el flujo mínimo requerido. Este diseño es conveniente si la línea con el diámetro menor puede ser adquirida en el país donde sea realiza el Proyecto, esto evita la importación y disminuye el costo de inversión.

Ambas opciones consideran: •

Como regla de dedo, la suma de las áreas internas de las dos líneas es igual o mayor al área interna de la línea individual.

•

El flujo mínimo requerido se encuentra en la región dominada por la fricción (Figura 40 y Figura 41).

•

Se respetan los criterios de diseño.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO •

Se garantiza un esquema de control que permita la división de flujo. El uso de válvulas manuales no es adecuado para el control de flujo multifásico. Dos líneas con producción dividida

Contrapresión

Flujo mínimo requerido

Una línea con toda la producción 1 x NPS 24

2 x NPS 18

Flujo de diseño Flujo Flujos mínimos estables

Contenido total del líquido

Figura 40. Uso de líneas en paralelo para colocar al flujo mínimo requerido en la región dominada por la fricción.

NPS 24

2 x NPS 18 1 x NPS 18

Flujo Flujo de diseño Flujo para el uso de una de las líneas en paralelo.

Figura 41. Uso de líneas en paralelo para bajos flujo de producción.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO La Figura 42 muestra un ejemplo de desviación del flujo desde las líneas de flujo hacia dos líneas troncales con operación en paralelo. Las válvulas en los múltiples permiten la desviación del flujo hacia la línea troncal A o la B. El esquema no es usado para repartición de flujo hacia ambas líneas debido a que no se garantiza la buena distribución con válvulas manuales. Cualquier esquema propuesto por la Disciplina de Procesos para la desviación de flujo en líneas paralelas, requiere la aprobación del grupo de operaciones del Cliente.

Válvulas abiertas

Líneas de flujo Múltiple A

Válvulas cerradas Múltiple B

Línea troncal B

Línea troncal A

Figura 42. Desviación del flujo hacia dos líneas troncales con operación en paralelo. Cuadro 9. Ventajas y desventajas del uso de líneas en paralelo.

Ventajas

Desventajas

Permite la operación de flujo mínimo La acumulación de líquido es mayor en la zona dominada por la fricción. a flujos altos (Figura 41). El tiempo de producción puede ser Mayor costo mantenimiento. extendido.

capital

y

de

simulaciones con líneas A flujos bajos se puede operar con Las una de las dos líneas paralelas, esto divergentes requieren más tiempo de disminuye la acumulación de líquido ejecución. en el sistema (Figura 41).

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO La alternativa al uso de las líneas en paralelo es enviando frecuentemente una herramienta de limpieza para evitar la acumulación de grandes cantidades de líquido a flujos bajos. Aunque la frecuencia de esta operación puede generar costos comparativos al uso de líneas en paralelo.

Consideraciones importantes: A)

B)

18.3.

Cuando el flujo mínimo requerido, establecido por el Cliente, se encuentra en la zona dominada por la acumulación de líquido, el Líder de Procesos informa al Cliente las acciones a seguir, las cuales pueden ser: •

La realización del dimensionamiento de líneas en paralelo.

•

La igualación del flujo mínimo requerido al flujo mínimo estable.

•

La evaluación del económicamente las opciones anteriores.

Es importante definir la arquitectura del sistema antes de pasar a los análisis de sensibilidad faltantes, especialmente los análisis en estado no estacionario.

Velocidad Final vs Flujo

Velocidad final del fluido y velocidad erosional

Los criterios de velocidad erosional y el parámetro de ρM · vM2 son evaluados en el punto de salida; especialmente para líneas dominadas por gas, cuya presión es menor al final de la línea y por ende la velocidad es mayor. Esto es importante cuando se evalúan flujos mayores al de diseño y para diámetros de línea menores al seleccionado. Véase la Sección 16.3.

Velocidad erosional Velocidad del fluido Flujo de diseño

Flujo

Figura 43. Curva de velocidad final del fluido y velocidad erosional en función del flujo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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ρ M· vM2

Valor máximo permitido

Flujo de diseño

Flujo

Figura 44. Curva de ρM · vM2 al final de la línea en función del flujo. Realizar curvas de análisis de sensibilidad de velocidad del fluido, velocidad erosional y ρM · vM2 para flujos mayores al de diseño para el diámetro seleccionado. Si se evalúa un diámetro menor y mayor al seleccionado, usar valores menores y mayores al flujo de diseño. 18.4.

Perfil de Temperatura y Temperatura Final vs Flujo La disminución de la temperatura del fluido puede generar la formación de hidratos de gas o la deposición de compuestos orgánicos pesados como las parafinas (Figura 45).

Curva de deposición de parafinas

Presión

Curva de formación de hidratos

Curva PT de la línea

Comienzo de la línea Final de la línea

Temperatura

Figura 45. Cruce de la curva presión-temperatura de la línea a través de las curvas de formación de hidratos y de deposición de parafinas. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO En función de los resultados se puede requerir aislamiento térmico o medios de calentamiento para evitar la pérdida de temperatura hacia el medio circundante. El requerimiento de aislamiento térmico es incluido en el modelo para la revisión de los análisis anteriores y los subsecuentes. El análisis en estado estacionario es preliminar, los requerimientos finales de aislamiento o de fluido de calentamiento son determinados con un análisis en estado no estacionario de parada y despresurización, ambos producen enfriamiento del fluido que puede ser mayor al obtenido con los resultados en estado estacionario. El INEDON “Lineamientos para Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903-HM120-P09-GUD-063, contiene la información detallada sobre los hidratos; este INEDON menciona solo lo básico. El problema de los hidratos y las parafinas radica en que pueden aumentar la pérdida de presión por medio de la disminución del área de paso del flujo, incrementar la rugosidad de las paredes de la línea, bloquear las válvulas y los instrumentos, e incluso los equipos. En algunos Proyectos es conveniente buscar un balance entre el uso de aislamiento y la inyección de inhibidor de formación de hidratos para minimizar los costos de inversión y operación.

Temperatura

Mayor gradiente de temperatura Menor gradiente de temperatura

Efecto JT a flujos altos

Flujo

Figura 46. Sensibilidad de la temperatura final en función del flujo. El análisis de sensibilidad de temperatura vs flujo (Figura 46) no se limita a la temperatura final, considerando ésta como la menor temperatura en la línea. El perfil de temperatura a lo largo de la línea puede tener temperaturas más bajas

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Temperatura

que la final. Ejemplo: debido a un cambio de elevación ascendente, se origina una pérdida de presión y también de temperatura por efecto JT; luego el fluido puede ganar temperatura del medio circundante (Figura 47). El efecto JT puede ser significativo en líneas largas y con mucha pérdida de presión, originando temperaturas menores a flujos altos, Figura 46 y Figura 48.

Comienzo de la línea Final de la línea Longitud

Figura 47. Perfil de temperatura con una temperatura menor en algún punto que la temperatura final.

Temperatura

Flujo bajo

Flujo alto

Longitud

Figura 48. Perfil de temperatura comparando un flujo alto y bajo.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO La pérdida de temperatura es evaluada a lo largo de la línea para el análisis de formación de hidratos y deposición de parafinas, esto se debe a que la temperatura varía con la pérdida de presión (efecto JT). OLGA® permite la evaluación de formación de hidratos (Figura 49) y deposición de parafinas (Figura 91) por medio de módulos de aseguramiento de flujo y tablas generadas con PVTsim®. Véase la Sección 20.2. 9

DTHYD [C] (PIPELINE) “Example.ppl”

3 2

(a)

1

DTHYD [°C]

0 –1 –2

(b)

–3 –4 –5

Margen de seguridad para evitar la formación de hidratos

–6 –7

(c)

–8 0

1

2 Longitud [km]

3

4

Figura 49. Ejemplo de la variable DTHYD en OLGA® para el análisis de formación de hidratos. (a) zona con valores positivos dentro de la región de formación de hidratos; (b) zona por encima del margen de seguridad para evitar la formación de hidratos; (c) zona (deseada) por debajo del margen de seguridad de formación de hidratos. DTHYD: diferencia entre la temperatura de formación de hidratos y la temperatura del fluido a la presión del segmento. Valores positivos indican que se formarán hidratos, mientras que valores negativos indican que la temperatura del fluido está por encima de la temperatura de formación de hidratos [23]. Algo similar se puede realizar con los perfiles de presión y temperatura generados por PIPEPHASE™, consulte el INEDON “Lineamientos para Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903-HM120-P09-GUD-063.

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18.5.

Acumulación de Líquido vs Flujo

Acumulación total del líquido

El análisis de sensibilidad de acumulación de líquido en función del flujo permite conocer la diferencia de la cantidad de líquido a flujos bajos (por ejemplo, el flujo mínimo requerido) y altos (por ejemplo, el flujo de diseño). La Figura 50 muestra ejemplos de la curva de acumulación de líquido vs el flujo, la forma puede variar en función de la geometría de la línea: diámetro, longitud y cambios de elevación.

(a) (b)

Flujo

Figura 50. Acumulación total de líquido en función del flujo: (a) línea larga, (b) línea corta. Las líneas con dos fases líquidas son evaluadas para la acumulación total de líquido, así como para el crudo (o condensado) y el agua libre por separado. En las simulaciones de estado no estacionario, las fases líquidas pueden acumularse de manera diferente en los puntos bajos, por ejemplo, en un sistema de gas con condensado y agua libre, la fracción de agua es mayor en los puntos bajos debido a su densidad, aunque el flujo de agua sea menor que el de condensado. 18.6.

Patrones de Flujo vs Flujo Los cambios del patrón de flujo en función del flujo permiten conocer a cuál flujo y dónde se puede producir flujo intermitente. La Figura 51 muestra un ejemplo de los patrones de flujo para un flujo total de 5 kg/s según los identificadores de patrón de flujo de OLGA®. El aumento de flujo a 15 kg/s cambia el perfil del patrón de flujo como se muestra en la Figura 52.

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Cambios de elevación [m]

0

ID = 3, flujo intermitente

ID = 4, flujo burbuja

–50

–100

ID = 1, flujo estratificado

–150

–200

Cambios de elevación –250 0

1000

2000

3000

4000

Longitud [m]

Figura 51. Patrón de flujo para un flujo de producción de 5 kg/s.

ID = 3, flujo intermitente

Cambios de elevación [m]

0

ID = 4, flujo burbuja

–50

–100

ID = 1, flujo estratificado

–150

–200

Cambios de elevación

–250 0

1000

2000

3000

4000

Longitud [m]

Figura 52. Patrón de flujo a para un flujo total de 15 kg/s.

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18.7.

Límites de Operación Los análisis de sensibilidad en estado estacionario definen los límites preliminares de operación según el Cuadro 10. Si se dispone de suficiente información, se puede elaborar una gráfica con el área de operación óptima (Figura 53). Cuadro 10. Límites operacionales obtenidos de los análisis de sensibilidad.

Análisis de sensibilidad

Límite operacional Límite inferior: flujo mínimo estable.

Contrapresión vs. flujo y diámetro

Límite superior: flujo máximo para respetar la máxima contrapresión permitida. Límite superior: flujo máximo donde se respetan los criterios de diseño basados en la velocidad del fluido.

Velocidad final vs. flujo

Límite inferior: flujo mínimo al cual se produce la formación de hidratos o la deposición de parafinas debido a la pérdida de temperatura hacia el Perfil de temperatura y temperatura medio circundante. final vs. flujo Límite superior: flujo máximo al cual se produce la formación de hidratos o la deposición de parafinas debido al efecto JT.

Acumulación del líquido vs. flujo

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Límite inferior: flujo mínimo donde la acumulación de líquido es aceptable para las facilidades de recepción, este flujo no es menor que el flujo mínimo estable.

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Relación Gas/Crudo

Presión del reservorio

Área de operación óptima

Erosión

Velocidad del gas

Hidratos Parafinas

Estabilidad del flujo

Flujo de gas o de líquido

Figura 53. Área de operación óptima en base a los límites operacionales. 19.

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD EN ESTADO NO ESTACIONARIO Los análisis de sensibilidad en estado no estacionario son indispensables para el aseguramiento de flujo en líneas con flujo multifásico. La presencia de al menos dos fases, origina cambios en función del tiempo para variables como la presión, temperatura, retención de líquido y patrón de flujo. Las figuras identificadas con el símbolo “ ” y los videos fueron obtenidos de los ejemplos disponibles en OLGA®, éstos se activan con un click sobre la imagen, pueden tardar algunos segundos en comenzar.

19.1.

Estado No Estacionario Estable Una simulación en estado no estacionario alcanza el estado no estacionario estable (estado estacionario dinámico o verdadero) cuando las variables tienen una tendencia repetida o constante en función del tiempo. La Figura 54 contiene la tendencia de la presión en función del tiempo, la cual no se repite debido a que el tiempo total de simulación (2000 s) es corto. Al incrementar el tiempo de simulación, se observa que la presión tiene una tendencia constante (Figura 55).

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Presión

Diferenciaen enlala Diferencia altura de altura de loslos picos y de picos y de la la base base

0

500

1000

1500

2000

Tiempo [s]

Figura 54. Tendencia de la presión en función del tiempo sin repetición: tiempo de simulación muy corto.

Presión

Tendencia constante a partir de este tiempo

0

2000

4000

6000

Tiempo [s]

Figura 55. Tendencia de la presión en función del tiempo con repetición: tiempo de simulación adecuado.

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Volumen acumulado de líquido [m3]

La Figura 56 muestra un ejemplo del volumen acumulado de líquido (total, agua y condensado) en función del tiempo y en toda la línea. Se puede observar que luego de un tiempo de simulación de 120 h (5 d), el volumen de líquido no es aun estable y la diferencia de los volúmenes es considerable entre el tiempo cero (0) y luego de 120 h. Este ejemplo requirió un tiempo de cómputo de 17 h; pero requiere aun más tiempo hasta lograr (con seguridad) que el volumen de líquido sea estable.

Volumen total de líquido

Volumen de agua

Volumen de condensado

Tiempo [h]

Figura 56. Volumen acumulado de líquido en una línea y en función del tiempo. La presión, los flujos de gas y líquido, y la retención de líquido alcanzan la estabilidad mucho antes que la temperatura (Figura 57). La estabilidad térmica puede tardar horas y hasta días de cómputo en las simulaciones complejas. En sistemas con poco líquido, la estabilización de la acumulación de líquido en los puntos bajos puede requerir más tiempo que la estabilización de la temperatura.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

La temperatura del fluido no ha alcanzado la estabilidad

Flujo de líquido

Presión

0

38000

40000

42000

Tiempo [s]

Figura 57. Simulación en estado no estacionario, en la cual no se ha alcanzado la estabilidad térmica. En algunas ocasiones, las variables oscilan entre un rango de valores, la Figura 58 muestra la diferencia entre la acumulación total de agua y de condensado, este último se mantiene dentro de un rango cuando alcanza la estabilización.

Volumen de líquido

Acumulación de agua

Acumulación de condensado

0

1

Tiempo [d]

2

3

Figura 58. Acumulación total de condensado y agua en función del tiempo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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Consideraciones importantes:

19.2.

•

Antes de comenzar con los análisis de sensibilidad en estado no estacionario, es imperativo realizar una simulación para alcanzar el estado no estacionario estable y salvar los resultados para las futuras simulaciones, véase la Sección 19.11. Los manuales del usuario de los programas comerciales tienen información sobre archivos denominados restart, los cuales guardan resultados de simulaciones previas con condiciones iníciales para simulaciones subsecuentes.

•

El instante “0” de una simulación en estado no estacionario, no corresponde con la realidad. Los programas de simulación requieren valores iníciales para los cálculos en estado no estacionario, esos valores son producto de las iteraciones realizadas en estado estacionario. Por tal motivo, el programa puede indicar que existen valores de presión temperatura, flujos de gas y líquido, volumen de líquido, etc. al instante “0”; pero en la realidad, la línea esta “vacía” (solo existe la masa de aire luego la instalación de la línea). Sin embargo, si el programa predice que el tiempo de estabilización es un día de simulación, ese valor es muy cercano al tiempo real que requiere la línea para estabilizar las variables operacionales.

•

Los análisis en estado no estacionario parten desde unas condiciones estables, por tal motivo, el tiempo colocado en una simulación corresponde con la realidad: un día en la simulación corresponde a un día de la realidad.

Integraciones de Tiempo Las simulaciones en estado no estacionario requieren de cálculos diferenciales en función del tiempo (∂.t) con valores mínimos y máximos, los cuales tienen que ser ajustados considerando el tiempo total de la simulación. Valores pequeños de ∂.t pueden ser requeridos para modelos con tiempo de simulación de 0,01 s (por ejemplo), esto con el objetivo de obtener resultados en un estado “casi” estacionario. Los resultados de las variables son salvados en intervalos de tiempo de sim, cada segundo, minuto, hora, etc. El usuario ajusta el intervalo para salvar los resultados en función del tiempo total de simulación. Ejemplo: cada 30 min para un modelo con tiempo de simulación de 3 días. Los programas crean archivos con los resultados, cuyo tamaño depende de las variables seleccionadas y los

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO intervalos. La selección de cortos intervalos para largos tiempo de simulación puede originar que no se puedan visualizar los resultados y se tenga que repetir la simulación. Las siguientes secciones contienen cuadros informativos con la mínima cantidad de variables requeridas para los diferentes análisis en estado no estacionario. 19.3.

Origen del Flujo Tapón El flujo tapón se puede originar por los siguientes motivos: A)

Flujo tapón hidrodinámico: Se genera cuando existen las condiciones propicias de velocidades superficiales, inclinación, etc.

B)

Flujo tapón generado (o inducido) por la topografía del terreno (perfiles irregulares): También llamado flujo tapón severo, aplica a líneas con puntos bajos de mucha pendiente y a las líneas (risers) que suben desde el lecho marino hasta las plataformas, en las cuales el líquido se acumula en los puntos bajos.

C)

Flujo tapón debido a cambios operacionales: Originado por el aumento o disminución del flujo en la línea.

D)

Flujo tapón debido al uso de la herramienta de limpieza: Generalmente produce los mayores volúmenes de líquido hacia las facilidades de recepción.

19.4.

Flujo Tapón Hidrodinámico El tapón de líquido se origina desde el flujo estratificado debido a la inestabilidad de las olas de líquido [13]. Cuando el gas pasa sobre la ola de líquido hay una pérdida de presión y luego una recuperación de la presión, la cual crea una fuerza ascendente en la ola. Bajo ciertas condiciones, esa fuerza es suficiente para levantar la ola hasta el tope de la línea. Este crecimiento repentino de la ola, debido al flujo de gas, comienza con la inestabilidad de Kelvin-Helmholtz (Figura 59).

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P1 < P2

Dirección del flujo

Figura 59. Crecimiento de la ola según Kelvin-Helmholtz [13]. El tapón de líquido se forma cuando la ola alcanza el tope de la línea (Figura 60), con un “frente” (lado derecho) y una “cola” (lado izquierdo). El tapón es empujado por el gas y viaja con una velocidad mayor que la capa de líquido, debido a esto hay ingreso de líquido hacia el frente del tapón y debido al efecto de la gravedad, hay drenaje de líquido por la cola del tapón.

Frente

Cola

Dirección del flujo

Figura 60. Formación del “frente” y la “cola” del tapón de líquido [13]. El ingreso de líquido hacia el frente del tapón ocasiona el arrastre de burbujas de gas (Figura 61). La cantidad de gas en el tapón reduce la retención de líquido es éste, interfiere en el mecanismo de ingreso de líquido e incrementa la turbulencia dentro del tapón.

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Dirección del flujo

Figura 61. Arrastre de gas [13]. Los sistemas dominados por crudo se caracterizan por tener flujo tapón, mientras que no es común para sistemas dominados por gas. Existen varios modelos teóricos para la estimación del tamaño y frecuencia de los tapones de líquido; pero no es el objetivo de este INEDON de proporcionar esa información, si no de explicar el fenómeno por medio de los programas de simulación disponibles en inelectra. El flujo tapón, en cualquier de sus tipos, puede originar cambios de presión (Video 1) que no son apreciados en simulaciones de estado estacionario.

Video 1. Variación de la presión (PT) y retención de hidrocarburo (HOLHL) a lo largo de la línea (Geometry) en función del tiempo. Los videos no suministran información adecuada para una memoria de cálculo impresa. Las memorias de cálculo para el Cliente incluyen figuras con las variables más significativas en tiempos relevantes para el análisis (Figura 62). 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO La Figura 63 muestra el cambio de la presión en función del tiempo originado por el flujo tapón, el momento inicial (tiempo = 0 s) equivale al resultado de una simulación en estado estacionario, la presión es 70 barg. Al transcurrir el tiempo, la presión aumenta hasta 76 barg. Si la diferencia de 6 bar no es considerada en el diseño, ésta puede producir cierre del pozo, activación de un dispositivo de parada de emergencia por alta presión o la apertura de una válvula de alivio de presión.

Presión [barg]

76

Presión a 1800 s (mayor presión en el sistema) 74

Presión a 0 s (inicio)

72

Presión a 4800 s (menor presión en el sistema) 70

Cambios de elevación 0

2000

4000

6000

Longitud [m]

Figura 62. Variación de la presión a diferentes instantes. 76

Presión [barg]

74

72

70

68 0

2000

Tiempo [s]

4000

6000

Figura 63. Variación de la presión en el punto de entrada (comienzo de la línea) en función del tiempo debido al flujo tapón. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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La Figura 64 contiene las gráficas de presión en el punto de entrada de la línea y de la retención de líquido en el punto de salida, la figura permite ver la relación entre ambas variables en los extremos de la línea. 76

Presión 74 0.5

0.3

Presión [barg]

Retención de líquido [ - ]

0.7

Retención de líquido 72

70

0.1 68 0

2000

4000

Tiempo [s]

6000

Figura 64. Variación de la presión en el punto de entrada y de la retención de líquido en el punto de salida en función del tiempo.

Flujo másico de líquido [kg/s]

El diseño de receptor de baches de líquido (Sección 21) considera la variación de los flujos de líquido y gas. La Figura 65 muestra la variación del flujo másico total de líquido al final de la línea, es decir lo que llega al receptor.

300

200

100

0 0

2000

Tiempo [s]

4000

6000

Figura 65. Variación de flujo másico total de líquido en el punto de salida en función del tiempo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Flujo másico de líquido [kg/s]

La Figura 66 contiene los flujos de líquido por separado, los cuales son requeridos para el diseño de un receptor de baches de líquido con separación trifásica. Flujo másico total del líquido 300

Flujo másico de hidrocarburo líquido 200

Flujo másico de agua libre

100

0 0

2000

Tiempo [s]

4000

6000

Figura 66. Variación de los flujos másicos de líquido en el punto de salida en función del tiempo. La acumulación de líquido en función del tiempo, es mostrada en la Figura 67, las diferencias de volumen (ΔV) son evacuadas por el receptor de baches de líquido antes de que llegue el siguiente ΔV.

Líquido total

Volumen [m3]

200

100

ΔV

Hidrocarburo líquido Agua libre

0 0

2000

Tiempo [s]

4000

6000

Figura 67. Acumulación de los volúmenes de líquido en el punto de salida en función del tiempo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

La complejidad del flujo tapón, la variación en función de la distancia y del tiempo, es mostrada en la Figura 68, la cual tiene tres dimensiones (3D): la distancia, el tiempo y el indicador de patrón de flujo. La línea evaluada tiene al final un tramo vertical ascendente, el cual origina un flujo burbuja. El flujo tapón es constante en algunas secciones; pero aparece y desaparece debido a la acumulación de líquido en función del tiempo.

Flujo tipo tapón

Flujo burbuja

Burbuja

Tapón de líquido

Anular

Flujo anular

Estratificado

Flujo estratificado

Figura 68. Representación 3D del indicador de patrón de flujo. Los gráficos 3D son usados en este INEDON para visualizar el efecto del tiempo a lo largo de la línea. Debido a su complejidad, no se recomienda su uso en los reportes de aseguramiento de flujo para el Cliente.

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Cuadro 11. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de flujo tapón hidrodinámico.

Punto de entrada

Variable

Punto de salida

A lo largo de línea

9

Presión y temperatura Flujos de gas, crudo y agua

9

Volumen y secuencia de los tapones de líquido

9 9

Patrón de flujo 19.5.

Flujo Tapón Debido a la Topografía del Terreno Los perfiles irregulares de la línea (por ejemplo, los puntos bajos muy pronunciados) o las líneas con flujo ascendente de mucha longitud (por ejemplo, las líneas desde el lecho marino hasta una plataforma) tienden a acumular líquido en los puntos bajos, lo cual genera el flujo tapón (Figura 69). (1) Formación del tapón

(2) Aumento del tapón

Bajo ciertas condiciones, el flujo es bloqueado por tapones de líquido en los puntos bajos

La presión aumenta aguas arriba del bloqueo

(3) Penetración del gas

(4) Soplado del líquido

Cuando la presión es suficientemente alta, el gas remueve el líquido acumulado en el punto bajo

Figura 69. Generación del flujo tapón en puntos bajos. El Video 2 y Video 3 muestra como la retención de líquido varía en el punto bajo hasta que se estabiliza (final del vídeo), esto es debido a la inyección de gas para eliminar las variaciones de la retención de líquido y por ende el flujo tapón.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Video 2. Variación de la retención de hidrocarburo (HOL) a lo largo de la línea (Geometry) en función del tiempo.

Video 3. Variación de la retención de hidrocarburo en el punto bajo en función del tiempo. El color fucsia (HOLDUP = 1) indica que la línea está complemente llena de líquido, el tapón de líquido es luego desplazado por el gas.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

74

126

Presión 91

Presión [barg]

Flujo volumétrico de líquido [m3/h]

La Figura 70 muestra las variaciones de presión y de flujo volumétrico en el punto de salida debido a la acumulación de líquido en el punto bajo y su posterior desplazamiento. La variación de presión es de 55 barg hasta 73 barg. A partir de 11 000 s, las variables se estabilizan debido a la inyección de gas, esta es una alternativa empleada para evitar las variaciones de presión y flujos de líquido y gas.

54

68

Flujo volumétrico de líquido

62

Comienzo de la inyección de gas

18 56 0

0

5000

Tiempo [s]

10000

15000

Figura 70. Variación de la presión y flujo actual volumétrico líquido total en el punto de salida en función del tiempo.

Flujo volumétrico [m3/h]

198

Flujo de gas

126

Flujo total de líquido 54

Comienzo de la inyección de gas 0 0

5000

Tiempo [s]

10000

15000

Figura 71. Variación de los flujos volumétricos actuales de gas y líquido.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Si la evaluación del flujo tapón debido a la topografía del terreno genera problemas operacionales que no pueden ser solventados de manera práctica, existen las siguientes opciones para evitar los puntos bajos en líneas de superficie: A)

La construcción de un puente para pasar los sobre puntos bajos elimina el efecto de esas locaciones en el flujo, Figura 72. Esta opción puede no ser factible si el puente es muy largo y por ende costoso.

Puente Perfil de la línea sin el puente

Figura 72. Puente para evitar puntos bajos en líneas de superficie. B)

Los pozos desviados están conformados por tubos de producción orientados horizontalmente y tienen diámetros menores que las líneas de flujo. En la Figura 73, no existen líneas de flujo que requieran subir una pendiente. La Figura 74 muestra a) las cabezas de pozo ubicadas en la sección inferior de un cambio de elevación y por ende se requieren líneas de flujo; y b) las cabezas de pozo están agrupadas en la parte superior del cambio de elevación.

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Hacia las facilidades de producción

Cabezas de pozo

Pozos desviados

Figura 73. Pozos desviados.

b)

a) Línea de flujo

Pozo desviado Borde del cambio de elevación

Cabeza Cabezade depozo pozo Múltiple Múltiple Línea troncal Línea troncal

Figura 74. Vista de planta para el uso de los pozos desviados. La opción de usar puentes o pozos desviados, para evitar puntos bajos, está sujeta a un estudio económico.

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Cuadro 12. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de flujo tapón debido a la topografía del terreno.

Punto de entrada

Variable

Punto de salida

A lo largo de línea

9

Presión y temperatura Flujos de gas, crudo y agua

9

Volumen y secuencia de los tapones de líquido

9 9

Patrón de flujo 19.6.

Cambios en los Flujo de Producción La acumulación de líquido es afectada por las velocidades superficiales del gas y del líquido (entre otras variables). A flujos bajos, la acumulación de líquido es mayor que a flujos altos. Los cambios en los flujos de producción, desde el mínimo requerido hasta el flujo nominal de operación, generan volúmenes de líquido hacia las facilidades de recepción (Figura 75).

Acumulación de líquido

Cantidad inicial Cantidad final Diferencia Cantidad desplazada de líquido

Flujo mínimo requerido

Flujo nominal

Figura 75. Diferencia en la retención de líquido con un flujo inicial y a flujo nominal de operación. El Video 4 muestra el cambio de la retención de líquido para un flujo inicial de 5 kg/s y luego para 15 kg/s. La Figura 76 contiene las curvas de presión, temperatura y flujo másico de líquido al final de la línea; a 3600 s comienza el 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO aumento del flujo total y la estabilización de las variables. La excepción es la temperatura del fluido, la cual sigue aumentando debido a que el fluido ha incrementado su velocidad y pierde menos temperatura hacia el medio circundante. La Figura 77 es una representación 3D de la variación de la retención de líquido en función de la distancia y del tiempo; la sección plana es producto del incremento de flujo, lo que estabiliza la retención de líquido.

Video 4. Variación de la retención de hidrocarburo (HOL), el flujo másico total (GT) a lo largo de la línea en función del tiempo. Temperatura del fluido

Flujo de líquido

Presión

Comienzo del aumento de flujo 0

2000

Tiempo [s]

4000

6000

Figura 76. Variación del flujo total másico de líquido, temperatura del fluido y presión en el punto de salida en función del tiempo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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Retención de líquido

Retención de líquido estabilizada luego de aumentar la producción

Figura 77. Representación 3D de la retención de líquido.

Consideraciones para el análisis del cambio en los flujos de producción: A)

El flujo inicial es el mínimo flujo requerido como el caso más desfavorable. El aumento de la producción es progresiva hasta llegar al flujo nominal de producción.

B)

La tasa de aumento de flujo es aquella que evita el flujo intermitente, si este patrón de flujo es inevitable, entonces la tasa es aquella que proporciona el menor impacto en las facilidades de recepción.

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Cuadro 13. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de cambio en los flujos de producción.

Punto de entrada

Variable

A lo largo de línea

9

Presión y temperatura Flujos de gas, crudo y agua

9

Volumen y secuencia de los tapones de líquido

9 9

Patrón de flujo 19.7.

Punto de salida

Parada La parada (shutdown) de una línea de transporte puede ser producida por el cierre de los pozos (well shut-in) o el cierre de válvulas, especialmente las que pertenecen al sistema de parada de emergencia (emergency shutdown). La parada corta el flujo y permite que el líquido se acumule en los puntos bajos debido a la gravedad. Un ejemplo de parada es mostrado en el Video 5, donde se observa la disminución de presión y el cambio de la retención de líquido. La Figura 78 contiene las curvas flujo de líquido, temperatura del fluido y presión en el punto de salida. La Figura 79 muestra la variación de la retención de líquido en función de la distancia y del tiempo. Luego de la parada, el líquido se acumula en los puntos bajos. Los sistemas de gas con condensado y agua libre tienden a acumular más agua en los puntos bajos debido a la diferencia de densidad. La Figura 80 muestra la acumulación de agua y condensado luego de una parada, el agua alcanza una retención de 100 % de la línea, mientras que el condensado, un 70 %. También se puede observar como el agua se acumula en la sección inferior de la línea y el condensado se encuentra por encima.

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Video 5. Parada: variación de la presión (PT), retención de líquido (HOL) y flujo másico total a lo largo de la línea en función del tiempo.

Flujo de líquido

Temperatura del fluido Presión

0

10000

20000

30000

Tiempo [s]

Figura 78. Parada: variación del flujo total másico de líquido, temperatura del fluido y presión en el punto de salida en función del tiempo.

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Retención de líquido

Retención de líquido distribuida luego de detener la producción

Figura 79. Parada: representación 3D de la retención de líquido.

0.8

0.6

0.4

160

Cambios de elevación [m]

Retención de líquido [ - ]

1.0

Retención de agua: 1,0 (100 % de la línea) 120

Cambios de elevación 80

Retención de condensado: 0,7 (70 % de la línea)

40

0.2

0.0

0 0

500

1000

1500

2000

2500

Longitud [m]

Figura 80. Parada: Mayor acumulación de agua en un punto bajo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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Consideraciones para el análisis de parada: A)

Las acciones básicas de parada son descritas por el Cliente o acordadas con éste. La simulación reproduce la filosofía de parada de emergencia. El análisis de los resultados puede originar cambios en las acciones básicas de parada.

B)

Escenario sin empacar (unpacked): corresponde al cierre de todas las válvulas del sistema de parada de emergencia, al comienzo y al final de la línea. El flujo es detenido por completo y la línea alcanza una presión de estabilización.

C)

Escenario con empaque (packed): corresponde al cierre de la válvula al final de la línea, mientras que la válvula en la entrada continúa abierta, esto permite que la presión aumente en la línea debido a la compresibilidad del gas. Este escenario requiere la adición de los pozos en el modelo de simulación, lo cuales continuarán suministrando flujo y aumentando la presión de la línea hasta que la presión sea lo suficientemente alta para cortar el flujo. El empaque puede ser evitado con una lógica de parada que cierre todas las válvulas en la línea. También se puede considerar que la válvula de la entrada tenga un pase interno, aunque esto puede generar tiempos de empaque muy largos, en algunas ecuaciones, este caso puede ser descartado.

D)

Los tiempos de cierre de las válvulas son incluidos en el modelo de simulación, generalmente son de pocos segundos; pero varían con el tamaño de la válvula y el medio motriz, por ejemplo, válvulas neumáticas o motorizadas. En una Ingeniería Conceptual, los tiempos de cierre pueden ser consultados con la Disciplina de Automatización y Control.

E)

La temperatura es revisada a lo largo de la línea y en función del tiempo para establecer si existe el riesgo de formación de hidratos o de deposición de parafinas. Una despresurización puede ser requerida, véase la Sección 19.10.

F)

El análisis de parada puede generar un requerimiento adicional de aislamiento térmico o de inyección de inhibidor de formación de hidratos. Aunque en una parada no programada (por ejemplo, el cierre de las válvulas del sistema de emergencia), el operador no puede inyectar inhibidor como acción preventiva.

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G)

Las simulaciones en estado no estacionario permiten conseguir un balance entre el aislamiento térmico y el uso de inhibidor de formación de hidratos, con el propósito de reducir los costos de inversión y operación. En algunos sistemas de producción de gas con condensado, los costos de inyección y regeneración del inhibidor de formación de hidratos pueden representar una parte significativa de la inversión.

H)

La acumulación de agua en los puntos bajos genera el riesgo de tapones de hidratos o de hielo si la temperatura disminuye demasiado.

Cuadro 14. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de parada.

Variable

19.8.

A lo largo de línea

Presión

9

Temperatura

9

Retención de líquido (crudo y agua)

9

Formación de hidratos

9

Deposición de parafinas

9

Patrón de flujo

9

Nuevo Arranque El nuevo arranque (restart) es un ejemplo típico del cambio de flujo en las líneas de transporte. El nuevo arranque puede originar un flujo tapón debido al arrastre de líquido o grandes demandas de presión para desplazar el líquido en los puntos bajos. El término nuevo arranque aplica para arranques luego de una parada o despresurización. Un arranque de “0” (línea vacía y sin presión) no se puede simular debido a que el instante “0” de la simulación en estado no estacionario contiene resultados de presión, flujo, temperatura y acumulación de líquido en la línea; mientras que en la realidad no existen esos valores, véase la Sección 19.1. El análisis en estado no estacionario permite definir las mejores prácticas para el nuevo arranque de los pozos, la cantidad, simultaneidad o desfase en el tiempo.

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El Video 6 muestra una línea sin flujo con variaciones en la retención de líquido antes de un nuevo arranque. El comienzo de la producción estabiliza la retención de líquido y genera un gradiente descendente de presión. Los cambios de presión, flujo de líquido y temperatura en el punto de salida, se observan en la Figura 81.

Video 6. Nuevo arranque: variación de la presión (PT) y retención de líquido (HOL) a lo largo de la línea en función del tiempo.

Temperatura del fluido Flujo de líquido

Presión Arranque de la producción

Tiempo [s]

40000

38000

42000

Figura 81. Nuevo arranque: variación del flujo total volumétrico de líquido, temperatura del fluido y presión en el punto de salida en función del tiempo.

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La acumulación de líquido y su desplazamiento se observa en el Video 7, el punto bajo está completamente lleno de líquido (HOL = 1,0); pero al arrancar la producción, el tapón de líquido es desplazado y la retención de líquido disminuye hasta llegar a un valor de 0,2 al final de la línea. Si la facilidad de recepción estuviese una distancia de 300 m, el tapón de líquido llegaría en su totalidad.

Video 7. Nuevo arranque: desplazamiento de la retención de líquido (HOL) acumulada en un punto bajo en función del tiempo.

Consideraciones para el análisis de nuevo arranque: A)

En redes de recolección con múltiples pozos existen muchas combinaciones posibles para el arranque de los pozos. Se recomienda definir la secuencia de arranque con el Cliente. La regla básica es comenzar con los pozos más cercanos a las facilidades de recepción y los que tengan el mayor flujo posible de producción.

B)

El nuevo arranque comienza desde los escenarios de línea sin empaque y con empaque luego de una parada (dos análisis por separado). La estabilidad térmica y de segregación de líquido en los puntos bajos son importantes antes de comenzar la simulación de nuevo arranque.

C)

El nuevo arranque desde una parada con empaque puede dar como resultado que tal operación no es posible y se requiera una despresurización previa.

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Cuadro 15. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de nuevo arranque.

Punto de entrada

Variable

9

Flujos de gas, crudo y agua

A lo largo de línea 9

9

Presión y temperatura

19.9.

Punto de salida

9

Formación de hidratos

9

Deposición de parafinas

9

Retención de líquido (crudo y agua)

9

Patrón de flujo

9

Uso de la Herramienta de Limpieza El uso de la herramienta de limpieza genera la mayor cantidad de líquido hacia las facilidades de recepción debido a que se considera que todo el líquido de la línea es desplazado; lo cual es conservador debido a que la herramienta no es estanca, si no que permite el paso de líquido hacia la sección posterior a través de su superficie y las paredes de la línea; para efectos de diseño de las facilidades de recepción, no se considera el efecto de difusión4. La herramienta de limpieza genera un tapón de líquido aguas arriba (Figura 82), y es normalmente seguido de una burbuja de gas. El tapón de líquido y la burbuja de gas son manejados por las facilidades de recepción. Herramienta de limpieza

Tapón del líquido

Figura 82. Tapón de líquido aguas arriba de una herramienta de limpieza.

4

El efecto de difusión tiene importancia en el transporte de diferentes líquidos separados por una herramienta; el líquido aguas abajo del cochino puede ser contaminado por el que está aguas arriba debido a la difusión. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO El Video 8 muestra el incremento de la retención de líquido en la medida de que la herramienta de limpieza se desplaza en la línea, aunque no la retención llega a ocupar completamente la línea.

Video 8. Retención de líquido (HOL), presión (PT) y flujo másico total a lo largo de la línea (Geometry) en función del tiempo durante el paso de una herramienta de limpieza.

Consideraciones para el análisis de uso de la herramienta de limpieza: A)

Durante las operaciones con la herramienta de limpieza se reduce el flujo a través de la línea, como regla general, la velocidad de la herramienta es mantenida a 2 m/s (6,6 ft/s), valor típico para las herramientas instrumentadas.

B)

El uso de la herramienta de limpieza es individual para cada línea en una red de recolección, es decir que el análisis del uso de la herramienta de limpieza se realiza por separado para las líneas de flujo y la línea troncal. Las líneas a ser evaluadas con aquellas donde está previsto el uso de la herramienta de limpieza, como mínimo aplica a la línea troncal.

Cuadro 16. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de las operaciones con la herramienta de limpieza. Punto de Punto de A lo largo Variable entrada salida de línea Presión

9

Temperatura

9 9

Flujos de gas, crudo y agua Retención de líquido (crudo y agua)

9

Patrón de flujo

9

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19.10. Despresurización La despresurización de una línea de gas con condensado puede ser requerida para disminuir el riesgo de formación de hidratos en caso que la temperatura disminuya cuando la línea pasa mucho tiempo sin flujo. El procedimiento se realiza rápidamente (en horas5), lo cual puede generar un gran flujo de líquido hacia las facilidades de recepción. La Figura 83 muestra un diagrama de presión y temperatura con la curva de formación de hidratos y el recorrido de presión-temperatura en algún punto de línea. (1) El fluido se encuentra a las condiciones normales de operación. (2) Al detenerse el flujo, el sistema alcanza la presión de equilibrio (settle out pressure) entre la presión de salida y la entrada. (3) El fluido comienza a enfriarse, la temperatura tiende hacia la temperatura del medio circundante, la presión disminuye levemente debido a la condensación de algunos gases. (4) La despresurización comienza mucho antes de llegar a las condiciones de formación de hidratos. (5) El nuevo arranque se realiza antes de que la temperatura sigua disminuyendo y se evita que el aumento de presión genere la formación de hidratos. Curva de formación de hidratos Nuevo arranque (5) Presión

Operación normal (1) Presión de equilibrio (2) Enfriamiento (3) Despresurización (4) Temperatura Temperatura del medio circundante

Figura 83. Despresurización antes de alcanzar la región de formación de hidratos, adaptado de [14]. La Figura 84: (1) El fluido continua enfriándose y puede llegar hasta la temperatura del medio circundante. (2) El nuevo arranque genera un aumento de presión y origina que el fluido tenga unas condiciones dentro de la región de formación de hidratos. (3) En estos casos se inyecta un inhibidor de formación 5

La despresurización de una línea de transporte no es comparada con el procedimiento realizado en las plantas de procesos, el cual puede tener tiempos de 15 min. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO de hidratos antes de comenzar de nuevo la producción para desplazar la curva de formación de hidratos. Curva de formación de hidratos más el inhibidor y el margen de seguridad (3) Curva de formación de hidratos sin inhibidor Nuevo arranque (2) Presión

Operación normal Presión de equilibrio Enfriamiento Despresurización Enfriamiento (1) Temperatura Temperatura del medio circundante

Figura 84. Despresurización y posterior arranque con aumento de presión en la región de formación de hidratos, adaptado de [14]. Si la despresurización está muy cerca de la curva de formación de hidratos o es muy brusca, se puede entrar en la región de formación de hidratos durante esa operación, el uso de un inhibidor de formación de hidratos es inevitable durante el arranque (Figura 85).

Curva de formación de hidratos

Presión

Nuevo arranque Operación normal Presión de equilibrio Enfriamiento Despresurización Temperatura

Figura 85. Despresurización que cruza la curva de formación de hidratos, adaptado de [14].

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El Video 9 muestra la disminución de la presión y la temperatura durante una despresurización, también se puede observar el cambio en la retención de líquido al no existir flujo a través de la línea.

Video 9. Variación de la temperatura del fluido (TM), presión (PT) y retención de líquido (HOL) a lo largo de la línea en función del tiempo durante una despresurización. La despresurización se puede realizar en las facilidades de recepción o en puntos intermedios, por ejemplo: una macolla, si existen los medios necesarios para la disposición segura de los fluidos.

Consideraciones para el análisis de despresurización: A)

Las condiciones iníciales son las más desfavorables. Ejemplo: la menor temperatura del fluido, la menor temperatura del medio circundante y la composición con el menor peso molecular, este se debe a que un sistema con una masa baja pierde temperatura más rápido. La despresurización tiene dos escenarios, los cuales consideran el comienzo desde una parada sin empaque y con empaque de la línea, véase la Sección 19.7.

B)

La temperatura del fluido desciende junto con la presión. La velocidad de despresurización evita la formación de hidratos (Figura 85) y considera la temperatura mínima de diseño del metal de la línea. La presión final de despresurización garantiza que no exista riesgo de formación de hidratos si la temperatura del fluido es igual a la del medio circundante.

C)

El uso de un inhibidor de formación de hidratos puede ser requerido para el arranque hasta que la temperatura del fluido aumenta (Figura 84). Sin embargo, en las paradas no programadas no se puede inyectar el

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO inhibidor, debido a que el cierre de las válvulas de emergencia bloquea el flujo a través de la línea. D)

Un margen de 5 °C a 10 °C es empleado en la temperatura final de despresurización. Los modelos de simulación no están considerados para velocidades rápidas de cambio de propiedades, por ejemplo, la disminución de la temperatura. La diferencia entre valores medidos y los calculados por los modelos de simulación puede ser significativa en el tiempo de enfriamiento [15].

E)

El volumen de la línea (o de las líneas) y una presión final muy baja originan que el sistema tarde más tiempo en lograr el equilibrio cuando se coloca de nuevo en operación.

Cuadro 17. Variables mínimas requeridas en función del tiempo para el análisis de despresurización para varios orificios.

Punto de entrada

Variable

Punto de salida

A lo largo de línea

Presión

9

9

Temperatura

9

9 9

Flujos de gas, crudo y agua Formación de hidratos

9

Deposición de parafinas

9

19.11. Secuencias de los Análisis en Estado No Estacionario Las siguientes figuras muestran las secuencias básicas para los análisis en estado no estacionario. Dichas secuencias pueden requerir ajuste en función de los requerimientos del Proyecto.

Estado no estacionario estable

Uso de la herramienta de limpieza (Incluye análisis del flujo tapón)

Figura 86. Secuencia de análisis para el uso de la herramienta de limpieza. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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Estado no estacionario estable

Parada con los escenarios sin empaque y con empaque de la línea

Estabilidad térmica y de segregación de líquido

Nuevo arranque (Incluye el análisis de flujo tapón)

Despresurización (Incluye el análisis de flujo tapón)

Figura 87. Secuencia de análisis de parada, nuevo arranque y despresurización.

Estado no estacionario estable al flujo mínimo requerido (Incluye el análisis de flujo tapón)

Aumento del flujo a un valor X (Incluye estabilización de la simulación y análisis del flujo tapón)

Aumento del flujo hasta el flujo de nominal de operación (Incluye estabilización de la simulación y análisis del flujo tapón)

Figura 88. Secuencia de análisis para el incremento de los flujos de producción. Flujos de producción, entre el mínimo requerido y el nominal, pueden ser requeridos. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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20.

TÓPICOS ADICIONALES DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO

20.1.

Formación de Hidratos Véase la Sección 18.4 y el INEDON “Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903-HM120-P09-GUD-063. El alcance de un Proyecto puede incluir la determinación del requerimiento de inhibidor de formación de hidratos en función del tiempo. El análisis de nuevo arranque permite conocer durante cuánto tiempo la temperatura del fluido está en la región de formación de hidratos y por ende se requiere el inhibidor.

Consideraciones para el análisis de requerimiento de inhibidor de formación de hidratos:

20.2.

A)

El efecto JT en las válvulas de estrangulación varía en función de la WHFP, WHFT y la contrapresión aguas abajo de la válvula. En la medida que aumenta el flujo disminuye la WHFP y aumenta la contrapresión, el inhibidor puede ser requerido durante un período determinado del nuevo arranque hasta que se alcanza el flujo normal de producción.

B)

Si la temperatura del fluido, aguas abajo de la válvula de estrangulación, está por debajo de la temperatura del medio circundante, el fluido ganará calor, el uso de aislamiento térmico disminuye esa ganancia de calor. El aislamiento no es siempre una solución idónea.

Deposición de Parafinas, Asfáltenos y Naftenos La deposición de compuestos orgánicos puede ser un riesgo en sistemas con crudo o condensado con alto contenido de parafinas. La Figura 89 muestra diferentes tipos de estructuras de las parafinas.

Normal-parafinas de cadena recta

Iso-parafinas de cadena con ramales

Ciclo-parafinas (naftenos)

Figura 89. Estructuras de las parafinas. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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20.2.1. Parafinas El efecto de la temperatura sobre las parafinas está descrito en la Sección 18.4. La deposición de parafinas en las paredes de la línea disminuye el diámetro interno, lo cual incrementa el gradiente de velocidad (Figura 90); también aumenta la rugosidad, y por ende aumenta la pérdida de presión. El depósito de parafinas se endurece6 con el paso del tiempo, lo cual puede hacer difícil su remoción.

Figura 90. Aumento del gradiente de velocidad debido a la deposición de parafinas. La deposición de parafinas puede ser evitada o disminuida con los siguientes medios: A)

Térmico: disminuir la pérdida de temperatura del fluido con aislamiento térmico.

B)

Químico: solventes comerciales para uso continuo o puntual (en taponamientos); pero su costo puede ser alto en función de las concentraciones requeridas y su efectividad tiene que ser garantizada por el fabricante.

C)

Mecánico: el uso de una herramienta de limpieza disminuye el crecimiento de la capa de parafinas; pero esto solo aplica a las líneas, mas no a los pozos, múltiples y otras zonas donde no se considera el paso de la herramienta.

La temperatura de deposición de parafinas (WAT) puede ser estimada por medio de PVTsim® para crear tablas, las cuales son usadas en OLGA® (Figura 91); pero un análisis de laboratorio es el método recomendado en conjunto con el punto de fluidez (pour point). 6

En inglés se usa el término ageing: envejecimiento.

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16

45 40

14

35

Espesor

12

30

10

25

8

20

WAT

6

15

4

10

2

5

0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

Temperatura [°C]

Espesor de la capa de parafinas [mm]

18

0

Distancia [km]

Figura 91. Perfil de deposición de parafinas. La Figura 92 muestra el aumento de la capa de parafinas en función del tiempo. Un análisis de este tipo permite establecer la frecuencia requerida de una herramienta de limpieza para “raspar” la capa de parafinas.

Espesor de la capa de parafinas [mm]

18 16 10 días

14 12 10 8

5 días

6

1 día

4 2 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

Distancia [km]

Figura 92. Aumento del espesor de la capa de parafinas en función del tiempo. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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20.2.2. Asfáltenos Los asfáltenos son considerados una fracción de sólidos de los hidrocarburos que floculizan y precipitan por motivos como: pérdidas de presión, mezclas de un crudo asfalténico con una parafínico, inyección de gas con mucho CO2. Los asfáltenos no pueden ser disueltos con solventes ni por medio de calentamiento. El riesgo de los asfáltenos es estudiado con experimentos de laboratorio, mas no en los programas de simulación disponibles en inelectra. 20.2.3. Naftenos Los ácidos nafténicos crean emulsiones o se precipitan bajo ciertas condiciones. Para más información, consulte el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054. 20.3.

Corrosión El INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903HM120-P09-GUD-054, contiene información detallada sobre corrosión. Véase la sección sobre la corrosión del tope de la línea, la cual aplica de manera significativa a las líneas de transporte de gas con condensado.

Velocidad de corrosión [mm/año]

12 de Waard 93 8

de Waard 95

4

NORSOK M-506 0 Distancia

Figura 93. Modelos de corrosión por CO2 aplicados en OLGA® [20].

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La Figura 93 muestra tres modelos de predicción para la corrosión por CO2 evaluado en conjunto con OLGA® [20]. El uso de los modelos de corrosión en conjunto con simulaciones de modelos con flujo multifásico considera variaciones de presión, temperatura, patrones de flujo, velocidad del líquido, contenido de agua, etc. Los modelos permiten predecir los lugares de mayor riesgo. Procesos tiene disponible la información bibliográfica sobre los modelos de Waard 93 [10] y NORSOK M-506 [18]. Los modelos del NORSOK M-506, top of line corrosion y de Waard 95 están disponibles en OLGA® [23] para la predicción de la corrosión por CO2. La Figura 93 muestra una evaluación académica [20]. Los modelos de corrosión permiten un análisis preliminar. Información definitiva es consultada con especialistas, por ejemplo, los fabricantes de los inhibidores de corrosión. 20.4.

Erosión La erosión es la degradación del metal de las paredes de la línea debido al efecto mecánico del fluido sin una reacción de corrosión. La presencia de arena es un factor importante a considerar; pero la mayoría de los programas de simulación carecen de modelo para incluir la fase de arena y considera su efecto en la pérdida de presión; pero su presencia limita la velocidad máxima del fluido para minimizar la erosión, y también la velocidad mínima para evitar la deposición, véase la Sección 16. Las gotas de la fase líquida en el gas chocan contra la pared de la línea.

La arena es un elemento abrasivo. La fricción de las fases líquidas desgasta el metal.

Figura 94. Medios erosivos en una línea de transporte. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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20.5.

Condiciones de Producción Las condiciones de producción cambian con el tiempo, por ejemplo, la presión del reservorio disminuye en la medida que se extrae masa de éste. La Figura 95 muestra algunas variables que cambian en función del tiempo. Si el Cliente dispone de información, el cambio puede ser considerado en el dimensionamiento o en la evaluación de un sistema existente. Generalmente, la información disponible es la disminución de la presión en el reservorio y por ende la disminución del flujo de producción. La información de otras variables, así como los cambios en la composición (Figura 96), solo puede se obtenida después que los pozos tienen tiempo en operación y se recopilan datos para la realización de proyecciones a largo plazo. Si existen variaciones a largo plazo para ser considerados en el dimensionamiento, las mismas son suministradas por el Cliente e incluidas en las Bases de Diseño.

Flujos de producción GOR, CGR, WGR, corte de agua, etc. Presión en el reservorio

Variables en función del tiempo

Temperatura en el reservorio Composición del fluido Requerimiento de inyección de gas para levantamiento

Figura 95. Variables en función del tiempo.

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GOR, CGR, WGR, corte de agua, etc. Contaminantes como CO2, H2S: corrosión, disminución del poder calorífico del gas

Aumento en función del tiempo

Componentes no deseados. Ej. N2, ocupa espacio de transporte Salinidad del agua Flujo de arena

Figura 96. Posibles cambios de la composición del fluido en función del tiempo. 21.

RECEPTOR DE BACHES DE LÍQUIDO El receptor de baches de líquido (slug catcher) es un equipo instalado generalmente a la entrada de las facilidades de recepción. Su función es recibir los volúmenes de líquido generados por el flujo tapón, cambios de los flujos de operación, uso de las herramientas de limpieza, etc. El equipo puede ser un separador cilíndrico convencional o uno multitubos (tipo dedos).

21.1.

Separador Convencional El separador convencional puede ser diseñado para separación bifásica o trifásica. El espacio requerido para alojar los volúmenes de líquido se encuentra entre el nivel normal de operación (NLL) y la altura de la alarma por alto nivel (HLL), Figura 97.

21.2.

Separador Multitubos (Tipo Dedos) El separador multitubos es una combinación de líneas con suficiente cantidad, diámetro y longitud para distribuir el volumen requerido. La forma de este tipo de separadores varia en la industria. El principal requisito de ese diseño es que las secciones, donde se acumula la mayor parte del líquido, tengan una pendiente descendente para estratificar el fluido y evitar la formación de flujo intermitente. La Figura 98 muestra un separador bifásico, pero también puede ser diseñado para separar tres fases. Este clase de separador generalmente no dispone de un eliminador de neblina, lo que origina el arrastre de gotas de

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO líquido; si el diseño o desempeño de los equipos aguas abajo es afectado por las gotas arrastradas, se recomienda instalar un separador en línea, el cual es básicamente un eliminador de neblina dentro de una sección de línea con drenaje automático.

HLL NLL

Figura 97. Receptor de baches de líquido convencional con separación bifásica.

Figura 98. Receptor de baches multitubos. 21.3.

Comparación de Ambos Tipos de Separadores

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La decisión entre el separador convencional y multitubos está basada en el costo, el cual es una función del volumen requerido (tamaño), espesor de pared y espacio disponible. El Cuadro 18 contiene las ventajas y desventajas de ambos tipos de separadores. Cuadro 18. Ventajas y desventajas del receptor de baches de líquido convencional y el tipo dedos.

Convencional

Ventajas

Desventajas

Multitubos

Control fácil del nivel de líquido.

Largas tuberías permiten alojar los tapones de líquido.

Diseño sencillo y requiere poco espacio.

El espesor de pared es menor que para un recipiente.

Separadores con diámetros grandes pueden requerir espesores de pared gruesos.

Control difícil de líquido. Requiere mucho espacio.

La Figura 99 y Figura 100 muestra el cambio de diseño efectuado durante la Ingeniería de Detalle del Proyecto YPERGAS7. El separador original era uno convencional con condiciones de diseño (103,4 barg y 175 °C) y diámetro (1,8 m) que requerían un espesor de pared cercano a una pulgada, lo cual hacia al equipo costoso. El Cliente suministró un diseño multitubos, el cual fue más económico al ser construido con líneas estándar y en campo, con la ventaja que existía espacio para su instalación.

ID = 1800 mm

Longitud (TL/TL) = 11310 mm

Figura 99. Proyecto YPERGAS: diseño original del receptor de baches de líquido.

7

YPERGAS: empresa venezolana de exploración, producción y comercialización industrial de gas natural no asociado con participación de Total, Repsol YPF, Inepetrol y Otepi. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO Vista lateral 20”

Min 2600 mm

10” 1250 mm 20000 mm 20

27 % 6000 mm

3%

20”

Vista superior 9110 mm

Figura 100. Proyecto YPERGAS: diseño final del receptor de baches de líquido.

Gas + agua libre Gas Agua

Figura 101. Proyecto YPERGAS: esquemático del diseño final del receptor de baches de líquido.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 21.4.

Criterios Básicos de Diseño Procesos realiza el diseño de receptores de líquido del tipo convencional8. El diseño del receptor de baches de líquido considera: A)

Criterios de separación de las fases: Los criterios para la separación de las fases son los mismos aplicados a los separadores dentro de las plantas de procesos. El volumen entre el NLL y el HLL se incrementa para alojar la cantidad de líquido necesaria.

B)

Simulaciones en estado no estacionario: Las simulaciones en estado no estacionario permiten reducir el tamaño del equipo debido al tiempo de respuesta de la línea. El volumen de líquido producido por condiciones operacionales no llega al receptor de líquidos en un instante, sino gradualmente, y permite la salida del líquido con el diseño apropiado de un sistema de control.

C)

Cálculos puntuales con métodos de estado estacionario: Evitar el uso de cálculos puntuales con métodos de estado estacionario, que no consideran aspectos del aseguramiento de flujo para el diseño del receptor de baches de líquido, incluso para un diseño preliminar. Ejemplo: para sistemas con mucho gas y poco condensado, las ecuaciones más usadas en la literatura pueden indicar que no existe flujo tapón para valores definidos de flujo, propiedades de transporte y diámetro de la línea. Los sistemas con gas y condensado son considerados los más críticos debido a la acumulación de líquido en los puntos bajos.

D)

Margen de diseño: Véase la Sección 15.

8

Al momento de emitir este INEDON se están realizando trabajos de pasantía industrial para obtener información sobre el diseño de los receptores multitubos, se espera incluir dicha información en una futura revisión. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO E)

Flujo intermitente hidrodinámico o producido por la topografía del terreno: Las simulaciones en estado no estacionario proveen información sobre el volumen de los baches de líquido y su frecuencia.

F)

Volúmenes de líquido debido a cambios operacionales: a)

Operaciones con la herramienta de limpieza: El volumen de líquido en la línea antes de enviar la herramienta. Este volumen define generalmente el tamaño del receptor de baches de líquido.

b)

Cambios en los flujos de producción: Una simulación en estado no estacionario con el flujo mínimo estable o el flujo mínimo requerido, si este es mayor que el anterior, alcanza en cierto tiempo un volumen de líquido estable. De igual manera sucede con el flujo de diseño. La diferencia de volumen entre los dos flujos arroja el volumen de líquido que recibirá el receptor de líquidos.

Contrapresión

Volumen de líquido

mínimo FlujoFlujo mínimo estableestable

Flujo

Flujo Flujodedediseño diseño

Diferencia de volumen en estado estacionario

Flujo

Figura 102.Volumen de líquido producido por el aumento del flujo de producción.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO c)

Cambios en los flujos de producción con arranque escalonado de los pozos: En sistemas de producción con varios pozos, se puede requerir de un análisis operacional para determinar el orden de arranque de los pozos y el tiempo de arranque de entre ellos. Ejemplo: el flujo de un pozo puede estar por debajo del flujo mínimo estable de la línea troncal y por tal motivo se puede requerir del arranque simultáneo de varios pozos para evitar mucha acumulación de líquido. Adicionalmente, el volumen de líquido que se establezca en la línea troncal, dependerá del tiempo que los pozos estén en operación antes de alcanzar el flujo de diseño (Figura 103). Mientras menor sea el tiempo, menor será la diferencia de volumen que llega al receptor de baches de líquido.

Volumen de líquido

Arranque del primer pozo

ΔV1

Arranque del segundo pozo

ΔV2

Arranque de otros pozos

Flujo

Flujo nominal

Figura 103.Volumen de líquido producido por el aumento del flujo de producción y arranque escalonado de los pozos. G)

Sistema de control: El diseño del equipo considera el sistema de control que permite el correcto desalojo de los líquidos y del gas (Figura 104). Los programas de simulación tienen las funciones básicas de control aplicables a un receptor convencional.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

PC Gas

LC LC Hidrocarburo Agua

Figura 104. Esquema de control para el diseño del receptor de baches de líquido con separación trifásica. H)

Equipos aguas abajo: El receptor de baches de líquido es diseñado para amortiguar las variaciones de flujo hacia los equipos aguas abajo; pero esos equipos tienen que permitir que el receptor opere de manera óptima. Lo anterior es importante en la evaluación de instalaciones existentes. Ejemplo: si la salida de líquido es enviada a un tanque, este considera en su tiempo de residencia los cambios que se puedan producir en la alimentación desde el receptor.

I)

Líneas aguas arriba del receptor: Las líneas aguas arriba del receptor, dentro de las facilidades de recepción, llevan la indicación del “flujo tapón” en el DTI, consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903-HM120-P09-GUD-025.

22.

CONSIDERACIONES PARA LAS PROPUESTAS Las Propuestas comerciales y técnicas tienen que considerar la complejidad de las simulaciones de flujo multifásico y el tiempo requerido para su ejecución. Información sobre las licencias para uso de los programas de simulación está disponible en la Sección 12.

22.1.

Aseguramiento de Flujo en las Etapas del Proyecto

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Los análisis para aseguramiento de flujo son principalmente requeridos en una Ingeniería (Estudio) Conceptual para el dimensionamiento de las líneas, revisión de las rutas propuestas, diseño del receptor de baches de líquido y definición de las estrategias básicas de operación. El aseguramiento de flujo es evaluado nuevamente en una Ingeniería Básica, si en la Ingeniería Conceptual han quedado incertidumbres o si existen nuevas Bases de Diseño. En una Ingeniería de Detalle, no se considera el requerimiento de aseguramiento de flujo bajo las siguientes premisas: las incertidumbres han sido eliminadas o sus efectos minimizados, no hay cambios significativos en las Bases de Diseño. Sin embargo, se tiene cuidado en los Proyectos que “mezclan” una Ingeniería Básica con la Detalle. 22.2.

Costos de los Programas de Simulación El uso de un programa comercial, para simulaciones en estado no estacionario, es solo posible si el Cliente aprueba la adquisición de las licencias, las cuales tienen un precio alto en comparación con los programas de simulación en estado estacionario. Por tal motivo el Cliente requiere ser instruido en el dimensionamiento de líneas de transporte con flujo multifásico y aseguramiento de flujo. Las Propuestas Comerciales pueden indicar separadamente el costo de los programas de simulación considerando o no el aseguramiento de flujo, si éste no está definido en el alcance del Proyecto. Esto permite establecer claramente la diferencia de precios y que el Cliente tenga la opción de realizar una selección. Sin embargo, se tiene cuidado con la responsabilidad de inelectra de informar y proveer los medios requeridos para un diseño óptimo.

22.3.

Análisis en Estado Estacionario Los análisis en estado estacionario requieren poco tiempo de computación (segundos) para líneas convergentes (Figura 105). Las simulaciones con líneas divergentes pueden requerir ser realizadas en tiempo de simulación cercanos a cero (por ejemplo, tiempo = 0,01 s) para lograr una solución numérica; pero el tiempo de computación puede ser de horas. En esto casos, el tiempo de computación está influenciado por la complejidad del sistema: redes de recolección, puntos de suministro, detalle de los perfiles de las líneas, válvulas, separadores, etc.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Líneas convergentes

Líneas divergentes

Figura 105. Líneas convergentes y divergentes en las simulaciones. Los gráficos con los resultados de los análisis de sensibilidad requieren más tiempo de elaboración que el tiempo de computación para las simulaciones en estado estacionario con líneas convergentes. El análisis de sensibilidad de presión en función de flujo puede requerir del dimensionamiento de líneas en paralelo. Si esto no está contemplado en el alcance del Proyecto, la responsabilidad de la Disciplina de Procesos es informar al Cliente y esperar su aprobación para la ejecución del dimensionamiento de líneas en paralelo y los análisis de sensibilidad correspondientes. 22.4.

Análisis en Estado No Estacionario Los análisis en estado no estacionario pueden requerir de un largo tiempo de ejecución. La estabilidad de una simulación (Sección 19.1), requiere horas y hasta días de tiempo de computación para simulaciones complejas. En cambio, la simulación de una línea individual puede tardar solo segundos de tiempo de computación para el equivalente a horas de tiempo de simulación. El Anexo 5 contiene un ejemplo de la estimación de horas requeridas para los análisis en estado no estacionario. Cada caso o actividad tiene un día de ejecución, esto considera que las simulaciones de varias horas son ejecutadas durante la noche; y las simulaciones de varios días, principalmente durante los fines de semana. Las simulaciones en estado no estacionario también requieren de computadoras (ordenadores) con avanzada capacidad de procesamiento; mientras “más lenta” es la computadora, más tardan los cálculos. El uso de la computadora para otras actividades durante la ejecución de las simulaciones, también retrasa los cálculos.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO La configuración de las computadoras en inelectra permite que el sistema operativo Windows® realice actualizaciones automáticas, seguido de un reinicio, esto cierra el programa de simulación, lo cual origina la pérdida de los cálculos realizados y la repetición de la simulación. 22.5.

Recomendaciones A)

Si es necesario, el Cliente es instruido sobre la complejidad del dimensionamiento de las líneas de transporte con flujo multifásico por medio de simulaciones en estado no estacionario para cumplir con el aseguramiento de flujo.

B)

Las Propuestas para una Ingeniería (Estudio) Conceptual incorporan los requerimientos necesarios para el aseguramiento de flujo.

C)

Las limitaciones en la responsabilidad de inelectra son claramente establecidas si el Cliente no aprueba la realización de los análisis para el aseguramiento de flujo.

D)

La revisión técnica para una Propuesta de Ingeniería Básica (o de Detalle) evalúa si la etapa previa del Proyecto consideró los requerimientos de aseguramiento de flujo. De no ser este el caso, el Líder de Procesos informa al Cliente por medio de los canales oficiales y espera la respuesta del Cliente. Si éste solicita la incorporación del aseguramiento de flujo en la Propuesta, se tiene especial cuidado con el costo adicional y el tiempo requerido para los análisis en estado estacionario y no estacionario.

E)

La consideración del tiempo requerido para la ejecución del Proyecto vs el tiempo disponible para la licencia del programa comercial de simulación, véase la Sección 12.

F)

El tiempo de elaboración del reporte de aseguramiento de flujo, con todos los análisis de sensibilidad descritos en este INEDON, depende si se aplica a una línea o a todas las líneas de una red de producción. Mientras más compleja es la red (mayor cantidad de líneas), más tiempo se requiere para el reporte.

G)

La incorporación en las premisas de las Propuestas que el tiempo real, para la ejecución de los análisis en estado no estacionario, está sujeto a la complejidad de la red y al tiempo de cálculo requerido por las computadoras, y el mismo es informado una vez realizadas las primeras pruebas.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

23.

H)

La realización de pruebas del tiempo requerido para las simulaciones de estabilización en estado no estacionario durante los análisis en estado estacionario, ejemplo: dejar “corriendo” la simulación durante las noches o los fines de semana.

I)

El uso de una computadora dedicada exclusivamente a las simulaciones en estado no estacionario.

J)

La adquisición de varias licencias permite la ejecución de varios casos simultáneamente en diferentes computadoras, esto reduce el tiempo del Proyecto; pero aumenta el costo.

K)

La solicitud al grupo de soporte del Informática (HELP DESK), la desactivación del reinicio automático después de la ejecución del Windows® Automatic Update, porque esto cierra los programas y se pueden perder varias horas de cálculo.

REFERENCIAS Leyenda de la ubicación de las referencias:



Biblioteca de inelectra.



Directorio de Instrucciones de Trabajo en el servidor de inelectra Panamá, S. A.



Servicio de Normas PDVSA o Normas Internacionales en la ineweb. Intranet de Procesos.

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Anselmi, R. Estudio del flujo estratificado y del flujo slug líquido-gas en tuberías horizontales. Trabajo de Grado, Universidad Simón Bolívar, pp. 170–196 (2003).

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ANSI/API Specification 6A. Specification for Wellhead and Christmas Tree Equipment. Nineteenth Edition, July 2004. 

[3]

API Recommended Practice 14E. Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems. Fifth Edition, October 1991. 

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO [4]

API Recommended Practice 44. Sampling Petroleum Reservoir Fluids. Second Edition, April 2003. 

[5]

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[6]

ASME B31.8. Gas Transmission and Distribution Piping Systems, February 2004.

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ASTM D 97. Test Method for Pour Point of Petroleum Products. 

[8]

Barnea, D. A unified model for predicting flow-pattern transitions for the whole range of pipe inclinations. Int. J. Multiphase Flow, 13 (1), pág. 1 - 12 (1987).

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Brill, J. P y Beggs, H. D. Two-Phase Flow in Pipes. Sin Editorial. (1991).

[10]

De Waard, C. Prediction of CO2 Corrosion of Carbon Steel. Paper No. 69. Presentado en la conferencia internacional de NACE en 1993.

[11]

Deffbaugh, D., Buckingham, J. C. A Study of the Erosional/Corrosional Velocity Criterion for Sizing Multiphase Flow Lines. Southwest Research Institue, Houston. March 30, 1989. 

[12]

Di Geronimo, G. Incorporación del Módulo de Flujo Bifásico al Programa de Cálculos Hidráulicos de inelectra. Informe final de curso de cooperación presentado ante la Universidad Simón Bolívar. Febrero de 2006.

[13]

Feesa Ltd Case Study – Hydrodynamic Slug Size in Multiphase Flowlines, 2003. 

[14]

Feesa Ltd Case Study – Life of Field Cooldown in Deepwater Development, 2003. 

[15]

Heskestad, K. Field Data Analysis Using the Multiphase Simulation Tool OLGA2000. June 2005.  Lagiere, M. Seminario: Natural Gas Technologies. Sin fecha de publicación.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

[18]

NORSOK Standard M-506 (estándar noruego). CO2 Corrosion Rate Calculation Model. 

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Nossen, J., Shea, R., Rasmussen, Jon. New Developments in Flow Modelling and Field Data Verification. Sin fecha de publicación. 

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Nybor, R., Anderson, P. y Nordsveen, M. Implementation of CO2 Corrosion Models in a Three-Phase Fluid Flow Model. NACE Paper No. 00048. Presentado en la conferencia internacional de NACE en 2000. 

[21]

OLGA®. Frequently Technology AS.

[22]

OLGA® Heat Transfer Review. Modeling of Buried Pipelines with Standard OLGA® Model. Scandpower Petroleum Technology AS.

[23]

OLGA®. User’s Manual. Scandpower Petroleum Technology AS.

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Petalas, N., Aziz, Khalid. A Mechanistic Model for Multiphase Flow in Pipes. 1998. 

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PDVSA No. L-TP 1.5. Cálculo Hidráulico de Tuberías. Manual de Ingeniería de Diseño, Volumen 13-III. Jul 94. 

[26]

PIPEPHASE™ 9.0. Keyword Manual. Invensys System, Inc.

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Postvoll, W. et all. Huldra: Initial Experiences in Real-Time Multiphase Pipeline Modelling, 2001. 

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Svedeman, S. J. A Study of the Erosional/Corrosional Velocity Criterion for Sizing Multiphase Flow Lines. October 30, 1990. 

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TACITE 4.1. User’s Guide. Invensys Systems, Inc. 2005.

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Zhao, X. Mechanistic-Based Models for Slug Flow in Vertical Pipes. 2005. 

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Asked

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Questions.

Scandpower

Petroleum

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

ANEXO 1 – COMPARACIÓN DE MODELOS PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDA PRESIÓN EN LÍNEAS DE TRANSPORTE

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

INTRODUCCIÓN Los modelos mecanísticos tienen actualmente un alto uso para el cálculo de caídas de presión de fluidos multifásicos, y son exigidos por algunos Clientes por encima de los tradicionales modelos basados en correlaciones empíricas. El personal de Procesos requiere conocer la diferencia numérica que se puede obtener de los resultados entre un modelo mecanístico y una correlación empírica. MODELOS DE PÉRDIDA DE PRESIÓN A)

Beggs y Brill – Moody: Este modelo está por defecto en programas de simulación como PIPEPHASETM y es recomendado para un amplio rango de condiciones de flujo [27]. Beggs y Brill (1973) realizaron un trabajo con el propósito de obtener una correlación para calcular holdup y la pérdida de presión para cualquier ángulo de inclinación [9], [12]. El resultado final fue obtenido a partir de patrones flujos horizontales, en base a los cuales se presentaron diferentes correlaciones. Es importante destacar que este método es ampliamente recomendado y citado por distintas publicaciones. Para determinar el patrón de flujo el modelo propone la comparación de varios parámetros. La predicción del régimen sólo aplica para tuberías horizontales, cuando existe algún ángulo de inclinación el patrón únicamente sirve como referencia para los cálculos posteriores. El factor de fricción del modelo se obtiene en base al factor de fricción normalizado. El factor de fricción de referencia es calculado utilizando el diagrama de Moody. Para estos casos el modelo suele ser designado como Beggs y Brill – Moody.

B)

OLGAS: El modelo mecanístico denominado OLGAS es la versión en estado estacionario de OLGA (de ScandPower AS) descrito por Bendiksen et al. [27]. El modelo está basado en relaciones separadas de conservación de masa de la fase de gas y las fases líquidas, así como el arrastre de gotas de líquidos. La formulación del modelo incluye ecuaciones adicionales

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO para balances de momento en cada fase, y balance combinado de energía de mezcla. Como cualquier otro modelo mecanístico, la aplicación de las ecuaciones de conservación son dependientes del patrón de flujo. De manera particular, el factor de fricción y los términos de perímetro mojado son basados en la predicción de la geometría de la distribución de flujo. Por tal motivo, el primer paso del algoritmo, usado en el modelo, es la determinación del patrón de flujo basado en la distribución local de los parámetros de flujo bifásico. OLGA ha sido comparado con datos de varias facilidades experimentales, cubriendo un amplio rango de diámetros de tuberías, fluidos, ángulos de inclinación y condiciones de operación. La mayor parte de la información fue obtenida de experimentos del SINTEF Two-Phase Flow Laboratory in Norway. El modelo también ha sido probado con buenos resultados en un amplio rango de facilidades de producción de petróleo. La versión usada en esta evaluación es la denominada OLGAS 2000 v 4.13 – 3 Phases, la cual incluye ecuaciones para el desplazamiento entre las dos fases líquidas. C)

Otros Modelos Mecanísticos: Los simuladores comerciales [27] mecanísticos, pero su uso es limitado:

disponen

de

otros

•

Ansari:

flujo vertical.

•

Xiao:

flujo horizontal y/o cercanamente horizontal.

modelos

PROGRAMA DE SIMULACIÓN Las simulaciones fueron realizadas con PIPEPHASETM 9.0 (de Invensys Systems, Inc.) con los modelos descritos anteriormente en un rango de diámetros y orientaciones de tuberías para gas natural con condensado. Los modelos mecanísticos para cálculos de pérdida de presión TACITE Steady State (del IFP) y OLGAS pueden ser adquiridos con licencias separadas para su uso en PIPEPHASETM y en simuladores de procesos con unidades para cálculo de pérdida de presión.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO DATOS GENERALES DE LOS MODELOS HIDRÁULICOS A continuación, se muestran los datos generales usados en los modelos hidráulicos. A)

Composición del fluido: Componente

B)

C)

Contenido Contenido Contenido Componente Componente molar [%] molar [%] molar [%]

N2

1,9210

NC6

0,1958

NC15

0,0039

CO2

1,9720

NC7

0,0976

NC16

0,0020

C1

83,8730

NC8

0,0897

NC17

0,0010

C2

3,7260

NC9

0,0552

NC18

0,0010

C3

4,6820

NC10

0,0345

NC19

0,0010

IC4

0,4869

NC11

0,0207

NC20

0,0089

NC4

0,3906

NC12

0,0138

H 2O

1,9190

IC5

0,2933

NC13

0,0099

NC5

0,1960

NC14

0,0059

Datos de procesos: •

Flujo de gas

100 MMSCFD.

•

Presión definida en el punto de salida

500 psig.

•

Temperatura definida en el punto de entrada 150 °F.

Datos de la línea: •

Los diámetros internos corresponden a los diámetros nominales.

•

Material

Acero al carbono.

•

Conductividad

26,018 BTU/(h·ft·°F).

•

Espesor de pared

0,5 in.

•

Rugosidad absoluta

1,8·10−3 in.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Cuadro 1- 1. Datos generales de las líneas.

Orientación Horizontal Vertical Inclinado

Sentido de Flujo

Longitud

Diferencia de Elevación

[ft]

[ft]

---

2000

0

Ascendente

1000

1000

Descendente

1000

−1000

Ascendente

1000

500

Descendente

1000

−500

Cuadro 1- 2. Datos para la línea con puntos bajos. Longitud Acumulada de la

Línea [ft]

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Diferencia de Altura [ft]

0

0

500

−250

1000

−500

1500

−250

2000

0

2500

−250

3000

−500

3500

−250

4000

0

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Diferencia de altura [ft]

0 -100 -200 -300 -400 -500 0

1000 2000 3000 Longitud acumulada de la tubería [ft]

4000

Figura 1- 1. Perfil de la línea para el ejemplo con puntos bajos. D)

E)

Datos del suelo: •

Temperatura

86 °F.

•

Conductividad

0,52 BTU/(h·ft·°F).

•

Profundidad

39,37 in.

Datos del recubrimiento de la línea: •

Material

Polipropileno.

•

Conductividad

0,017 BTU/(h·ft·°F).

•

Espesor

0,08 in

RESUMEN DE LOS RESULTADOS Línea Horizontal En el caso de una línea horizontal, ambos modelos presentan una diferencia significativa en los diámetros de 10 in y 12 in. La principal causa de la diferencia está basada en los valores calculados para el factor de fricción; en el caso de OLGAS, el factor de fricción es casi constante para todos los diámetros evaluados, mientras que BBM presenta un salto entre 10 in y 12 in (Figura 13). 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

50

BBM

45

OLGAS

Caída total de presión [psi]

40 35 30 25 20 15 10 5 0 10

12 14 16 Diámetro interno de la tubería [in]

Figura 1- 2. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea horizontal. 0.30

BBM

Factor de Fricción

0.25

OLGAS

0.20 0.15 0.10 0.05 0.00 10

12 14 Diámetro interno de la tubería [in]

16

Figura 1- 3. Factor de fricción vs diámetro interno para una línea horizontal.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Retención de líquido con deslizamiento

0.03

BBM OLGAS

0.02 0.02 0.01 0.01 0.00 10

12 14 Diámetro interno de la tubería [in]

16

Figura 1- 4. Retención de líquido con deslizamiento vs diámetro interno para una línea horizontal.

Gradiente de Presión por Fricción [psi/ft]

0.00 -0.01 -0.01 -0.02 -0.02

BBM OLGAS

-0.03 10

12 14 Diámetro interno de la tubería [in]

16

Figura 1- 5. Gradiente de presión por fricción vs diámetro interno para una línea horizontal.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Línea Vertical – Flujo Ascendente El modelo de BBM predice grandes pérdidas de presión a partir de un diámetro interno de 14 in. Entre las diferentes variables que pueden originar los resultados mostrados, se encuentra la retención de líquido con deslizamiento y su efecto sobre el gradiente de pérdida por elevación. En el caso de BBM, se puede observar el aumento de la retención de líquido con deslizamiento, y también de del gradiente de elevación. Mientras que OLGAS predice un compartimiento casi constante para esas dos variables. Con respecto a la discontinuidad de la pérdida de presión total para BBM (Figura 1- 6), claramente visible en el diámetro de 12 in, la misma es una compensación de los gradientes de pérdida de presión por fricción y por elevación (Figura 1- 8). 45

BBM OLGAS

Caída total de presión [psi]

40 35 30 25 20 15 10 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 6. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea vertical con flujo ascendente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Retención de Líquido con Deslizamiento

0.09

BBM

0.08

OLGAS

0.07 0.06 0.05 0.04 0.03 0.02 0.01 0.00 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 7. Retención de líquido con deslizamiento vs diámetro interno para una línea vertical con flujo ascendente.

Gradiente de Presión por Fricción [psi/ft]

0.005

BBM OLGAS

0.000 -0.005 -0.010 -0.015 -0.020 -0.025 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 8. Gradiente de presión por fricción vs diámetro interno para una línea vertical con flujo ascendente. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Gradiente de Presión por Elevación [psi/ft]

-0.010 -0.015 -0.020 -0.025 -0.030 -0.035 -0.040

BBM OLGAS

-0.045 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 9. Gradiente de presión por elevación vs diámetro interno para una línea vertical con flujo ascendente. 0.000 -0.005 Gradiente de Presión por fricción Gradiente de Presión por elevación

Gradientes de presión [psi/ft]

-0.010 -0.015 -0.020 -0.025 -0.030 -0.035 -0.040 -0.045 10

12

14 16 18 Diámetro interno de la tubería [in]

20

22

Figura 1- 10. Gradiente de presión según BBM vs diámetro interno para una línea vertical con flujo ascendente. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Línea Vertical – Flujo Descendente En una línea vertical con flujo descendente, la mayor diferencia del resultado de la pérdida de presión total, se presenta para diámetros de 10 in y 12 in; pero a partir de 14 in, la diferencia es menor entre ambos modelos. En el modelo de BBM se puede observar una discontinuidad en los valores de retención de líquido con deslizamiento para los diámetros de 10 in y 12 in, afectando de igual manera el gradiente de pérdida de presión por elevación. 20

BBM OLGAS

Caída total de presión [psi]

15 10 5 0 -5

-10 -15 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 11. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea vertical con flujo descendente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Retención de Líquido con Deslizamiento

0.008

BBM OLGAS

0.007 0.006 0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0.000 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 12. Retención de líquido con deslizamiento vs diámetro interno para una línea vertical con flujo descendente. 0.000

BBM

Gradiente de Presión por Fricción [psi/ft]

OLGAS

-0.005 -0.010 -0.015 -0.020 -0.025 -0.030 -0.035 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 13. Gradiente de presión por fricción vs diámetro interno para una línea vertical con flujo descendente. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

0.014 Gradiente de Presión por Elevación [psi/ft]

BBM OLGAS

0.014 0.013 0.013 0.012 0.012 0.011 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 14. Gradiente de presión por elevación vs diámetro interno para una línea vertical con flujo descendente. Línea Inclinada – Flujo Ascendente En el caso de líneas inclinadas con flujo ascendente, se pueden observar los siguientes aspectos: A)

Al igual que en casos anteriores, el cálculo de la retención de líquido por deslizamiento afecta la pérdida de presión total, la cual influye de manera opuesta al gradiente de pérdida de presión por elevación.

B)

OLGAS predice valores “positivos”9 para el gradiente de pérdida por fricción. Esto indica que existe una “ganancia” de presión por fricción, debido a que la película de líquido fluye en dirección opuesta (hacia abajo) del gas. Este fenómeno también es encontrado en TACITE, otro modelo mecanístico.

9

Un valor negativo de pérdida de presión indica que dicha pérdida es en el sentido del flujo.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 55

BBM OLGAS

50 Caída total de presión [psi]

45 40 35 30 25 20 15 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Retención de Líquido con Deslizamiento

Figura 1- 15. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo ascendente. BBM

0.20

OLGAS

0.15

0.10

0.05

0.00 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 16. Retención de líquido con deslizamiento vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo ascendente. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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0

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Gradiente de Presión por Fricción [psi/ft]

0.005 0.000 -0.005 -0.010 -0.015 -0.020

BBM OLGAS

-0.025 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 106. Gradiente de presión por fricción vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo ascendente. El recuadro azul muestra la zona de valores positivos para el gradiente de pérdida de presión.

Gradiente de Presión por Elevación [psi/ft]

0.000

BBM OLGAS

-0.005

-0.010

-0.015

-0.020

-0.025 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 17. Gradiente de presión por elevación vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo ascendente. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Línea Inclinada – Flujo Descendente Al igual que en casos anteriores, la mayor diferencia en la pérdida total de presión se encuentra para los menores diámetros evaluados. La diferencia más significativa está en los valores de retención de líquido con deslizamiento, de igual manera que en la línea vertical con flujo ascendente, la gráfica de dicha variable es muy diferente para ambos modelos. 75

BBM

65

OLGAS

Caída total de presión [psi]

55 45 35 25 15 5 -5 -15 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 18. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo descendente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 0.006

BBM

Retención de Líquido con Deslizamiento

OLGAS

0.005 0.004 0.003 0.002 0.001 0.000 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 19. Retención de líquido con deslizamiento vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo descendente.

Gradiente de Presión por Fricción [psi/ft]

0.000 -0.005 -0.010 -0.015 -0.020 -0.025 -0.030 -0.035

BBM OLGAS

-0.040 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 1- 20. Gradiente de presión por fricción vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo descendente. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Gradiente de Presión por Elevación [psi/ft]

0.0034

BBM

0.0034

OLGAS

0.0033 0.0033 0.0032 0.0032 0.0031 0.0031 0.0030 0.0030 0.0029 10

12

14 16 18 20 Diámetro interno de la tubería [in]

22

Figura 107. Gradiente de presión por elevación vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo descendente. Línea con Puntos Bajos En el caso de una línea con puntos bajos, y de igual manera para un ducto de transporte con un perfil complicado, las diferencias de los resultados dependerán de las orientaciones en las secciones de la línea. En el ejemplo de esta referencia, las gráficas de pérdida total de presión, son similares que las obtenidas para una línea inclinada con flujo ascendente; lo que indica un dominio de las secciones con flujo ascendente en la pérdida de presión.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 80

Caída total de presión [psi]

70

60

50

40

30 BBM OLGAS

20 10

12

14

16

18

20

22

Diámetro interno de la tubería [in]

Figura 1- 21. Gradiente de pérdida de presión por elevación vs diámetro interno para una línea con puntos bajos. Las siguientes figuras muestran los perfiles de presión en función de la longitud total para los diámetros de línea evaluados. En las figuras se puede observar: A)

Entre 10 in y 16 in, BBM predice mayor pérdida de presión.

B)

Para un diámetro de 18 in, las pérdidas de presión son casi iguales, lo que indica (para unas condiciones definidas) puede existir una equivalencia entre los dos modelos evaluados. Sin embargo, esto es la excepción a la regla.

C)

En los diámetros de 20 in y 22 in, OLGAS predice la mayor pérdida de presión, esto es debido al fenómeno descrito para la línea inclinada con flujo ascendente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 600

0

BBM

-50

OLGAS 580

-100

Perfil del gasoducto

Presión [psig]

-150 560

-200 -250

540

-300 -350

520

-400 -450

500 0

1000

2000

3000

-500 4000

Longitud total [ft]

Figura 1- 22. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 10 in. 540

BBM OLGAS Perfil del gasoducto

Presión [psig]

530

0 -50 -100 -150 -200

520

-250 -300 -350

510

-400 -450

500

-500 0

1000

2000

3000

4000

Longitud total [ft]

Figura 1- 23. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 12 in. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

560

BBM

550

OLGAS

-50

Perfil del gasoducto

-100 -150

540 Presión [psig]

0

-200 -250

530

-300 520

-350 -400

510

-450 -500

500 0

1000

2000

3000

4000

Longitud total [ft]

Figura 1- 24. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 14 in. 560

BBM OLGAS Perfil del gasoducto

550

-50 -100 -150

540 Presión [psig]

0

-200 -250

530

-300 520

-350 -400

510

-450 -500

500 0

1000

2000 Longitud total [ft]

3000

4000

Figura 1- 25. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 16 in. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO 560

0

BBM

550

OLGAS

-50

Perfil del gasoducto

-100 -150

Presión [psig]

540

-200 -250

530

-300 520

-350 -400

510

-450 -500

500 0

1000

2000 Longitud total [ft]

3000

4000

Figura 1- 26. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 18 in. 580

BBM

570

Presión [psig]

560

0

OLGAS

-50

Perfil del gasoducto

-100 -150

550

-200

540

-250

530

-300 -350

520

-400

510

-450

500

-500 0

1000

2000 Longitud total [ft]

3000

4000

Figura 1- 27. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 20 in. 903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

590

0

BBM

580

OLGAS

-50

570

Perfil del gasoducto

-100 -150

Presión [psig]

560

-200

550

-250

540

-300

530

-350

520

-400

510

-450 -500

500 0

1000

2000 Longitud total [ft]

3000

4000

Figura 1- 28. Pérdida de presión por elevación vs longitud total y perfil del gasoducto para un diámetro de 22 in. CONCLUSIONES A)

La comparación de los resultados para el ejemplo evaluado, así como los diámetros y orientaciones de las líneas, muestra que puede existir una gran diferencia en el cálculo de pérdida de presión mediante una correlación empírica y un modelo mecanístico.

B)

Solo las siguientes curvas obtenidas con OLGAS presentan saltos entre un diámetro y otro: •

Figura 1- 15. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo ascendente.

•

Figura 1- 16. Retención de líquido con deslizamiento vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo ascendente.

•

Figura 1- 18. Pérdida total de presión vs diámetro interno para una línea inclinada con flujo descendente.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Lo anterior es debido a que los modelos mecanísticos consideran que en líneas inclinadas y con bajas velocidades de gas ascendente, el líquido fluye en sentido opuesto. C)

D)

La mayoría de las curvas obtenidas con BBM tienen saltos entre un diámetro y otro. Las razones para esto pueden ser: a)

Los modelos de pérdida de presión según correlaciones empíricas están limitados al rango de datos a los cuales están basados, lo que disminuye la confiabilidad para los tipos de fluidos y las condiciones que se pueden encontrar en facilidades de producción y transporte.

b)

Muchos modelos tienen discontinuidades en la determinación de las transiciones de los patrones de flujo.

Los modelos mecanísticos son, según la literatura especializada, más confiables en un amplio rango de fluidos, variables de procesos, orientaciones de líneas, etc. Adicionalmente, asocian la pérdida de presión con los cálculos de retención de líquido, lo que asegura una continuidad óptima en los resultados. Para más información sobre la retención de líquido, véase la publicación “Holdup Predictions for Wet-Gas Pipelines Compared” mostrada en el Anexo 2.

RECOMENDACIONES El diseño de ductos de transporte con fluidos multifásicos (por ejemplo, gasoductos con condensación de hidrocarburos y/o agua) es realizado con un modelo mecanístico. En el caso de simulaciones en estado dinámico, la literatura especializada indica que el uso de un modelo mecanístico es imperativo [17], [30]. Las correlaciones empíricas no tienen la complejidad suficiente para predecir los efectos que se pueden presentar en fluidos multifásicos en función del tiempo. El uso de un modelo mecanístico (TACITE Steady State o OLGAS) en PIPEPHASETM es posible con una licencia por separado, lo que significa un costo adicional, por tal motivo se informa y, si es necesario, se “instruye” al Cliente sobre los beneficios de un modelo mecanístico.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

ANEXO 2 – PUBLICACIÓN: HOLDUP PREDICTIONS COMPARED

FOR

WET-GAS PIPELINES

(903-HM120-P09-GUD-067-2.pdf)

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ANEXO 3 – PROPIEDADES TÉRMICAS

DE

VARIOS MATERIALES

(903-HM120-P09-GUD-067-3.xls)

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Uso del anexo A)

La información de este anexo es usada cuando no se dispone de información del Cliente u otra Disciplina de Ingeniería, dicha información es incorporada a las Bases de Diseño del Proyecto.

B)

Los valores de propiedades térmicas están basados en varías fuentes bibliográficas y de la Internet, véanse las referencias al final del anexo.

C)

Los valores para materiales sólidos son recomendados para una Ingeniería Conceptual cuando no se disponga de información del Cliente o de otras Disciplinas. A partir de una Ingeniería Básica, se recomienda eliminar el margen de incertidumbre. Ejemplos: a) Suelos: Las propiedades térmicas varían en función del tipo de suelo y la humedad, por tal motivo es indispensable obtener los valores medidos o analizados en laboratorio en función del tipo de suelo que aplique al Proyecto. Véase la Sección 11.7.4. b) Recubrimientos contra corrosión externa y aislamientos térmicos: El material depende de la especificación del Proyecto y los valores de las propiedades térmicas dependen de parámetros como el tipo y el grado según las diferentes especificaciones de la industria. Valores más precisos pueden ser consultados con la Disciplina de Diseño Mecánico o con fabricantes.

D)

La conductividad térmica de los materiales varía con la temperatura. Ejemplo: celulosa de fibra de vidrio, k = 0,045 W/(m·K) a 24 °C (75 °F) y k = 0,058 W/(m·K) a 93 °C (200 °F). Para efectos de transferencia de calor en líneas de transporte los cambios son despreciables bajo la premisa que la diferencia de la temperatura no es mayor a 50 °C.

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ANEXO 4 – LÍNEAS ENTERRADAS

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CON EL

MODELO ESTÁNDAR

160 de 171

DE

OLGA®

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

•

•

Este anexo es una traducción de la Ref. [22]. Use unidades de medición consistentes en las ecuaciones.

El modelo estándar de OLGA® considera que la transferencia de calor fluye de manera constante en la dirección radial. La línea es simulada como una serie de capas concéntricas (llamadas WALL) con un espesor y propiedades de transferencia de calor definidas. Una línea enterrada tiene un flujo de calor que no es simétrico (Figura 108). Para simular la línea enterrada en el modelo estándar de OLGA®, se requiere un pseudo-espesor del suelo para considerar la asimetría del sistema. También es posible simular la transferencia de calor de una línea enterrada por medio de un módulo avanzado de transferencia de calor para el suelo; pero esta sección está enfocada en el uso del modelo estándar de OLGA®.

Tope del suelo

Temperatura del aire y efecto del viento

Profundidad igual al espesor, sección con menor masa

Temperatura del suelo con referencia a la profundidad

Capa concéntrica alrededor de la línea

Sección con una masa real mayor

Figura 108. Comparación del suelo como capa concéntrica vs la realidad. La ecuación para la transferencia de calor de una línea enterrada es: hsuelo =

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k suelo D ⎛ 2H ⎞ ⋅ cosh −1 ⎜ ⎟ 2 ⎝ D ⎠

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(27)

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Donde: hsuelo

es el coeficiente de transferencia de calor del suelo en unidades de energía/(longitud2·temperatura);

ksuelo

es la conductividad térmica energía/(longitud·temperatura);

D

es el diámetro externo de la línea enterrada en unidad de longitud;

H

es la distancia entre el tope del suelo y el centro de la línea en unidad de longitud.

del

suelo

en

unidades

de

El término cosh–1(x) puede ser aproximado como sigue:

( [

] ) para x ≥ 1

cosh−1 (x ) = ln x + x 2 − 1

0,5

(28)

La transferencia de calor, a través de las capas concéntricas de suelo, tiene el coeficiente de transferencia de calor siguiente: hsuelo =

k suelo D ⎛D ⎞ ⋅ ln⎜ 2 ⎟ 2 ⎝ D ⎠

(29)

Donde: D2

es el diámetro equivalente de la capa de suelo en unidad de longitud.

Igualando los valores hsuelo en las ecuaciones (27) y (29), y sustituyendo la expresión de la ecuación (28) para cosh–1(x) se obtiene: 0,5 ⎛ 2 ⎤ ⎞⎟ ⎜ ⎡ 2 H ⎤ ⎡⎧ 2 H ⎫ D2 = D ⋅ ⎜ ⎢ ⎬ − 1⎥ ⎟ ⎥ + ⎢⎨ ⎜ ⎣ D ⎦ ⎢⎣⎩ D ⎭ ⎥⎦ ⎟ ⎝ ⎠

(30)

La ecuación (30) origina los siguientes valores de D2/D como función de H/D:

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

H/D 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 4,0 5,0 6,0

D2/D 3,73 5,83 7,87 9,90 11,92 15,94 19,95 23,96

30 25 D2/D

20 15 10 5 0 0

1

2

3 H/D

4

5

6

7

Figura 109. Gráfica D2/D = f (H/D). El espesor equivalente, de la capa de suelo (tequiv) para uso del cálculo de capa concéntrica, es:

tequiv = 0,5 ⋅ (D2 − D)

(31)

La relación del espesor equivalente y la profundidad de la línea es mostrada en el siguiente cuadro. La profundidad BD es definida como la distancia entre el tope del suelo y el tope de la línea. Igualando las ecuaciones (31) y (32) se obtiene la siguiente relación: BD = H − 0,5 ⋅ D

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(32)

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

tequiv /BD 2,73 2,42 2,29 2,23 2,18 2,13 2,11 2,09

BD/D 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,5 4,5 5,5

tequiv/BD

Cuando aumenta la profundidad, la relación entre el espesor equivalente y la profundidad se aproxima a 2.

2.8 2.7 2.6 2.5 2.4 2.3 2.2 2.1 2 0

1

2

3

4

5

6

BD/D Figura 110. Gráfica tequiv /BD = f (BD/D).

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Tope del suelo

BD H D

Figura 111. Representación de las variables D, BD y H. Es importante resaltar que el espesor equivalente calculado por este método, usa el método riguroso de cálculo del logaritmo del diámetro. Debido a que OLGA® usa una aproximación lineal para este método, el suelo tiene que ser dividido en varias sub-capas con el propósito de minimizar el error debido a la interpolación. La Ref. [23] recomienda, como regla de dedo, que una capa no sea más gruesa que el 30 % del radio externo de dicha capa (Figura 113). Una aproximación alternativa es asumir que la profundidad de la línea corresponde al espesor de la capa de suelo. Un valor equivalente de la conductividad térmica del suelo sería calculado con las ecuaciones (27) y (29) para considerar la asimetría del suelo. La comparación de las predicciones realizadas con este método vs el método del espesor equivalente ha mostrado resultados similares en estado estacionario. Sin embargo, el método del espesor equivalente ha mostrado un enfriamiento más rápido en los casos de parada debido a la reducción de la masa de la capa de suelo. El método del espesor equivalente es recomendado si se realiza un modelo de transferencia de calor de capas concéntricas de suelo. La Figura 112 muestra los resultados de un ejemplo de cálculo para una línea con diámetro externo de 0,5 m y a una profundidad de 1,0 m. La figura está a escala y permite comparar el espesor equivalente calculado (2,23 m) contra el espesor igualado a la profundidad de 1,0 m.

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tequiv = 2,23 m

D2 = 4,95 m

DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

BD = 1,0 m D = 0,5 m

H = 1,25 m

Capa de 1 m de espesor

Capa de 2,23 m de espesor

Figura 112. Ejemplo de los resultados de cálculo de tequiv.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

694 mm (28 %) 500 mm (28 %)

4960 mm

3574 mm

2574 mm

1854 mm

13366 mm

963 mm

694 mm

500 mm

360 mm (28 %)

259 mm (28 %) 187 mm (28 %)

97 mm (28 %) 134 mm (28 %)

Figura 113. División del espesor equivalente del suelo en sub-capas con un espesor menor al 30 % del radio externo. Las figuras siguientes muestran comparaciones en los resultados de la temperatura del fluido usando los métodos de capa concéntrica y de espesor equivalente, así como el módulo FEMTherm®. Como puede observar, la mayor diferencia es para el método de capa concéntrica, mientras que el método de espesor equivalente es una alternativa razonable en vez de usar el módulo FEMTherm®, al menos para los casos evaluados.

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Temperatura del fluido [°C]

Capas concéntricas

FEMTherm®

Espesor equivalente

Tiempo [h]

Figura 114. Temperatura de salida del fluido en función del tiempo.

Temperatura del fluido [°C]

Capas concéntricas

FEMTherm® Espesor equivalente

Longitud [m]

Figura 115. Perfil de temperatura del fluido en función de la longitud, después de una parada de 43 h.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

La Figura 116 es la representación gráfica del FEMTherm® para una línea enterrada, la cual se visualiza en la parte central superior con colores de amarillo a anaranjado, lo que significa que tiene una temperatura relativamente caliente. El resto del rectángulo, principalmente de color cian, es el suelo alrededor de la línea con una temperatura más fría. Las formas triangulares corresponden a los elementos finitos usados para el cálculo de transferencia de calor entre el fluido y el suelo. La figura es un corte transversal del modelo en una distancia definida; pero también está la opción de visualizar el resto de la longitud de línea.

Temperatura del fluido Línea de transporte

Temperatura del suelo en el borde del modelo del suelo

Cada triángulo es un elemento finito

Escala de temperatura en °C

Borde del modelo

Figura 116. Representación gráfica del FEMTherm ® para una línea enterrada. La Figura 117 es el acercamiento para mostrar en más detalle la línea de transporte, en cuyo interior están los elementos finitos que modelan el fluido.

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DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

Borde exterior del recubrimiento contra corrosión externa

Temperatura del fluido

Borde interior de la línea

Escala de temperatura en °C

Figura 117. Acercamiento de la línea en el modelo de FEMTherm®.

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ANEXO 5 – EJEMPLO

DE LA ESTIMACIÓN DE ANÁLISIS EN ESTADO

HORAS REQUERIDAS NO ESTACIONARIO

PARA LOS

(903-HM120-P09-GUD-067-5.xls)

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