Efecto de la Química Aditivo en Oleoducto de Crudos caída de presión

Durante el transporte de un  crudo, los requerimientos de las potencias de bombeo varían en función de los cambios de la viscosidad. Aumentando el °API o la temperatura ponderada de la línea reduce la viscosidad del crudo. Ésta reducción de viscosidad arroja un Número de Reynolds incrementado, menor factor de fricción, y en efecto, menores potencias de bombeo.

En el Previo del Mes (PDM) de Marzo, 2009, hemos arrojado procedimientos para el cómputo de las caídas de presión tanto en oleoducto, así como gasoductos. La sensibilidad de la caída de presión por fricción con factor de rugosidad de las paredes de las tuberías fue considerada fue demostrada en el  PDM de Agosto 2009. Igual demostramos el efecto del  °API del crudo más la temperatura ponderada de la tubería sobre los requerimientos de bombeo.

En condiciones prácticas, una estación de origen recibe el crudo de almacenamiento y las estaciones de media, tomando su succión desde la zona aguas arriba de la línea. El crudo del tanque se encuentra con frecuencia a temperatura ambiental, mientras que una vez dentro de la línea de flujo, éste crudo enfría (o calienta) a la misma temperatura del subsuelo. En algunas regiones del mundo, el tanque pudiese estar a +38 °C (+100 °F). Las primeras  estaciones intermedias de bombeo podrían operar a  18 °C (65 °F), y las subsiguientes podrían estar a temperatura del subsuelo, o teóricamente  9 °C (48 °F) con algunas variaciones estacionales.

Para reducir ésta caída de presión y aumentar la capacidad del oleoducto, la Industria del Petróleo ha aplicado agentes de reducción de arrastre (drag). Éstos agentes de reducción de arrastre, o polímeros de reducción de arrastre, son aditivos en las tuberías que disminuyen la turbulencia en éstas. Usualmente aplicado en las líneas de transporte de crudo, ellas aumentan la capacidad del oleoducto por reducción de turbulencia, así permitiendo mayor fluidez de más eficiencia [1]. En adición a estos agentes de reducción de arrastre, otro grupo de químicas llamadas “Aditivos Incorporados”, que igual reducen la viscosidad del crudo, también pueden ser empleados. Halloran presentó una serie de artículos de lectura general sobre éstos aditivos químicos [2-4].

En este Previo del Mes (PDM), demostraremos el efecto de un aditivo incorporado sobre la viscosidad de un crudo, y consecuentemente sobre la caída (distribución) de presión durante el transporte por oleoducto de un crudo.

Caso en Estudio: Parte 1 – Reducción de Viscosidad.

La viscosidad cinemática medida en el laboratorio para distintas muestras de crudos de distintos °API sin y con “Aditivos Incorporados” ” a 50 °C (122 °F) reportados por la Oil Flux Americas [6] se muestran en la Tabla 1. La densidad calculada, viscosidad absoluta, y porcentaje de reducción de ésta para cada muestra a 50 °C (122 °F) , se reportan en esta Tabla. Como es notado en la misma, mientras menor el °API (crudo mas pesado), mayor es la reducción de la viscosidad. Las viscosidades cinemáticas medidas como función del °API  se observan en la Figura 1. La viscosidad absoluta se obtiene multiplicando la cinemática por la densidad relativa. Los valores correspondientes de éstas viscosidades absolutas se ven en la Tabla 1 para las muestras de crudo “Sin”  y “Con”, aditivos, respectivamente.

Tabla 1. Viscosidad cinemática medida [6] y viscosidad absoluta para varias muestras de crudos a 50 °C (122 °F) sin, y con el aditivo químico

cSt = (mm)2/s
cP = Poise/100 = Pa.s/1000 =kg/m-s/1000 = 0.000672 lbm/ft-sec
* Aplicado en los estudios de casos

Figura 1. Efecto del aditivo químico sobre la viscosidad absoluta a 50°C (122 °F)

Las viscosidades absolutas (µ) at 50 °C (122 °F) fueron ajustadas a una ecuación cuadrática como sigue:

Caso en Estudio: Parte 2 – Cómputos de la caída de presión.

Para un caso en estudio, consideremos un oleoducto de 55 km (34.18 millas) con diámetro externo de 406.4 mm (16 in) manejando un crudo con dos caudales de  7,950  y 15,900 m3/d (50,000 and 100,000 bbl/día). El espesor de la pared se estima en 5.7 mm (0.225 pul.). La rugosidad de la pared es de 46 micrones (0.0018 pul) o una rugosidad relativa (ε/D) de  0.0001.Los procedimientos bosquejados en el PDM de Marzo, 2009 fueron aplicados para calcular las caídas de presión debido a la fricción. Debido a que el propósito de este estudio fue el de evaluar el impacto de los aditivos, se ignoró el diferencial de elevación.

Igual es asumido que la temperatura de la línea es constante en 50 °C (122 °F). El cambio en el diferencial de presión (ΔP) atribuible al diferencial de viscosidad del crudo será calculado y presentado  en las secciones a continuación.

Figura 2. Viscosidad absoluta medida a 50°C (122 °F) para los crudos sin química

Figura 3. Viscosidad absoluta medida a 50°C (122 °F) para los crudos con química

Las Tablas 2a y 2b muestran los diferenciales de presión para cuatro distintos crudos con variación en sus viscosidades medidas en Sistema Internacional (SI) así como unidades de campo (PLS [FPS] – Pie –Libra – Segundo) respectivamente. Las viscosidades absolutas medidas fueron aplicadas para el cómputo de las caídas de presión en todos los casos. El caudal de flujo es de  7,950 m3/d (50,000 bbl/día). La Tabla 2 indica que el uso de los aditivos imparte una reducción de hasta 24% en las subsiguientes caídas de presión logradas en este estudio. Los resultados en esta Tabla igual indican que este porcentaje de reducción de caída de presión (0.5% para el crudo mas liviano) no es del nivel de reducción en la viscosidad (3.7% para el crudo liviano). Otra observación es que la reducción en viscosidad y consecuentes caídas de presión para los crudos livianos no es tan significante como el de los crudos pesados.

Tabla 2a. Caídas de Presión en los oleoductos para cuatro crudos distintos con y sin aditivos a 50 °C y caudal de 7,950 m3/d

Tabla 2b. Caídas de Presión en los Oleoductos para cuatro crudos distintos sin y con aditivos a 122 °F y un caudal de  (50,000 bbl/diá).

Tabla 2c. Numero Reynolds y factor de fricción para los casos en las Tablas 2ª. Y 2b.

Similarmente, para un caudal de 15,900 m3/d (100,000 bbl/día), Tablas 3a and 3b muestran las caídas de presión para los mismos crudos con variación de viscosidades. Las Tablas 3ª, y 3n indican que mientras aumentas los flujos, se observa menor reducción en las caídas de presión si la misma se torna turbulenta. Para el caso de 16.4 °API, la reducción en la caída de presión es de 6.6 % comparado con una reducción de 20.7 %  cuando el flujo era de 7,950 m3/d (50,000 bbl/día). El número de Reynolds, y factor de fricción calculados para los casos de flujos menores y mayores se observan en las Tablas 2c. y 3c. respectivamente.

Tabla 3a. Caídas de Presión en los Oleoductos para cuatro crudos distintos sin y con aditivos a 50 °C y un caudal de  15,900 m3/día.

Tabla 3b. Caídas de Presión en los Oleoductos para cuatro crudos distintos sin y con aditivos a 122 °F y un caudal de 100,000 bbl/día.

Tabla 3c. Numero Reynolds y factor de fricción para los caso de la Tablas 3a. y b.

Para poder mostrar el impacto de los aditivos químicos sobre la capacidad del oleoducto para la misma caída de presión, consideremos un crudo pesado de  12.7 °API. Como se muestra en la Tablas 2a y 2b , dado un flujo de 7,950 m3/d (50,000 bbl/día) la caída de presión sin aditivo fue de 4.684 MPa (679 lpca). Para la misma caída de presión y empleando el uso de la química, la capacidad aumenta a 10,472 m3/d (65,865 bbl/día). Esto es equivalente a un aumento de 31% en el aumento de la capacidad. Similarmente, con referencia a las Tablas 3a, y 3b , dado un caudal de 15,900 m3/d (100,000 bbl/día), para el caso sin el aditivo, la caída fue de 9.367 MPa (1358 lpca). El caudal calculado asumiendo la misma caída de presión fue de 20943 m3/d (131,730 bbl/día). Una vez más un aumento de 31 % en la capacidad de la línea es observada.

Conclusiones:

Se pueden arrojar las siguientes conclusiones basadas en este estudio de casos:

1. Los mecanismos de cómo funcionan los reductores de arrastre, son distintos a los de incorporación de aditivos químicos. Éstos reducen la viscosidad.

2. Utilizando aditivos químicos incorporados se puede lograr una reducción de viscosidad, y consecuentemente una reducción significativa de las caídas de presión en los oleoductos. Para las líneas existentes esto significa un aumento en la capacidad y/o reducción en la requerida potencia de bombeo.

3. La reducción de viscosidad y caída de presión son más significativos para los crudos pesados. Mientras se aliviana el crudo el efecto de los aditivos químicos disminuye. A menores temperaturas, la viscosidad aumenta; de manera que el impacto de los aditivos químicos igual pudiese  ser mayor para los crudos livianos.

4. El porcentaje de reducción de las caídas de presión no es siempre de la misma magnitud  que el porcentaje de reducción en la viscosidad.

5. La incorporación de los aditivos químicos son mas eficaces para el régimen laminar de flujo y/o crudos pesados..

6. Un análisis de costo total basado en un diseño hidráulico mas los aditivos químicos con la consideración de SSA (HSE),  (Salud, Seguridad, y Ambiente) debe ser efectuado para un diseño de máxima efectividad para el diseño, y operación.

Para informarse adicionalmente sobre casos similares, y como minimizar sus problemas operacionales, le sugerimos su asistencia a nuestras sesiones G4 (Gas Conditioning and Processing), PF4 (Oil Production and Processing Facilities), PL22 (Pipeline Systems Overview) and PL42 (Onshore Pipeline Facilities – Design, Construction and Operations).

Dr. Mahmood Moshfeghian

Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

References:

1. Wikipedia, http://en.wikipedia.org/wiki/Drag_reducing_agent, 2015

2. Halloran, M.D., “Taming Crude Behavior: Understanding production

Additives – Part 1”, PennEnergy, Oil & Gas, September 22, 2014

3. Halloran, M.D., “Taming Crude Behavior: Understanding production

Additives – Part 2”, PennEnergy, Oil & Gas, September 24, 2014

4. Halloran, M.D., “Taming Crude Behavior: Understanding production

Additives – Part 3”, PennEnergy, Oil & Gas, September 26, 2014

5. Halloran, M.D., “Incorporative Production Additives Lower HSE Concerns & Improve Processes”, Upstream Pumping-Wellhead Technology & Services, January/February 2015, http://upstreampumping.com/article/2015/incorporative-production-additives-lower-hse-concerns-improve-processes/

6. Oil Flux Americas, LLC, www.oilfluxamericas.com, 2015

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