La fase densa es una condición favorable para el transporte del Dióxido de Carbono (CO2) y el gas natural, así como la inyección del dióxido de carbono en yacimientos de crudo para lograr la recuperación mejorada.Se han construido tuberías para el transporte del CO2 y el gas natural [1] en la fase densa debido a su mayor densidad, lo cual proporciona el beneficio adicional que no se acumulan líquidos en la línea.

Recientemente (Los PDM de Enero a Abril, 2012), hemos discutido varios aspectos del transporte del dióxido de carbono (CO2) en la fase densa. Ilustraremos como las propiedades termofísicas varían en la fase densa y el impacto de éstas en los cómputos para las caídas de presión. El cómputo para la caída de presión utilizando la fase líquida, y la de vapor fueron comparadas. En el PDM de Agosto 2012 [2] , hemos investigado el transporte del gas rico en la fase densa con comparación del mismo caso aplicando una opción de cómputo en la región bi-fásica. Nuestro estudio resaltó los beneficios, y desventajas de este transporte en la fase densa.

En este PDM estudiaremos el transporte de baja presión versus alta presión ( fase densa ) de un gas pobre. La aplicación de la fase densa dentro del la industria del petróleo y gas será discutida brevemente.

Caso en Estudio:

Con fines de ilustración, consideraremos el transporte de una mezcla de gas natural con composición y condiciones presentadas en la Tabla 1. Po simplicidad, los cómputos y subsiguiente discusión se efectuarán en base seca. El punto de rocío del gas de alimentación se redujo a -40 °F (-40°C) mediante su procesamiento en una planta de refrigeración  de control de punto de rocío. La Figura 1 presenta los envolventes para el gas de alimentación, así como los gases pobres (de transporte). La composición y condiciones del gas pobre también son presentados en la Tabla 1.  El gasoducto de 1000 millas (1609 km) con diámetro de 42 pul. (1067 mm) ha sido considerado. Un Diagrama de flujo simplista (PFD) se muestra en la Figure 2. Las siguientes presunciones y correlaciones fueron adoptadas.

  1. Base seca, ignorando el agua
  2. C7+ considerado como nC8.
  3. Flujo Contínuo
  4. Presión de entrega de 615 lpca (4.24 MPa).
  5. Diferencial de Presión en cada intercambiador de calor de 5 lpca (0.035 MPa).
  6. Sin caída de presión en los depuradores, y separadores.
  7. Gasoducto horizontal, sin variación de elevación.
  8. Rugosidad absoluta interna de 0.0018 pul (0.046 mm).
  9. Factor de fricción monofásica: Colebrook
  10. Para los efectos de cómputo cada segment de línea fue dividido en 10  sub segmentos.
  11. Coeficiente Total de Intercambio de Calor: 0.25 Btu/hra-pie2-˚F (1.42 W/m2-˚C).
  12. Conjunto de Simulación: ProMax [3]
  13. Ecuación de Estado: Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Tabla 1. Composición y condiciones del gas de alimentación y gas pobre

Figura 1. Envolventes para el gas (rico) de alimentación, y el gas de transporte (seco)

Tres casos para el transporte de este gas natural son considerados y cada uno se detalla brevemente en la sección anterior. La Figura 2 presenta los PFD’s para los casos A, y B. El PFD del caso C es similar al B con 2 segmentos adicionales, compresores y enfriadores. La Figure 3 ilustra los sistemas de tuberías en un diagrama de bloque. Los números de segmentos, longitud de éstos, presión de entrada para cada uno de los tres caso se presenta en la Tabla 2 en unidades de campo (pls , pie, libra, segundo), así como unidades (Sistema Internacional) SI.

Figura 2: Diagrama de Flujo de Procesos (PFD) para los casos A (Alta Presión Fase Gas), y Caso B (Presión Intermedia fase Gas)

Nota: Véase los Siguientes Casos A, B, C. Feed = Entrada ; Gas Treating =Tratmiento de Gas ; Stage = Etapa; Cool = Enfriamiento; Station = Estación ; Delivery = Entrega; Pipeline = Gasoducto

Figura 3. Diagramas de Cuadros de las líneas para los Casos A, B, C

Tabla 2. Especificaciones de Gasoductos para los tres casos

Caso A: Alta Presión (Fase Densa)

Después de pasar por el depurador de la primera etapa, el gas pobre pasa a la primera etapa de compresión donde la presión es incrementada a 1407 lpca (9.703 MPa). Este gas de alta presión es enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), para luego ser comprimido a 3220 lpca (22.2 MPa). Este gas de alta presión vuelto a enfriar a 100 ˚F (37.8 ˚C) para luego pasar por un separador antes de alimentar el gasoducto de larga distancia (véase Caso A en la Figura 2.

Caso B. Presión Intermedia

El diagrama de flujo (PFD) para este caso también se detalla en la Figura 2. En éste, el gasoducto es dividido en 3 líneas de 333.3 millas (536.2 km) con una estación principal de compresión y otras dos intermedias. En cada estación, la presión es aumentada de 625 lpca a 1977 lpca ( 4.24 a 13.56 MPa) en un etapa, para luego ser enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), y alimentado a un separador antes de entrar al segmento de gasoducto aguas abajo.

Caso C: Presión Baja

Este caos es similar al Caso B con la excepción que la línea  fue dividida en cinco segmentos de 200 millas (322km) con un compresor principal, y 4 estaciones de compresión intermedias. En cada estación, la presión fue incrementada desde 615 lpca a 1600 lpca (4.24 a 11.03 MPa) para luego ser enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), e introducido a un separador antes de ser alimentado al segmento de tubería aguas abajo.

Resultados de la Simulación y Discusiones:

Los PFD para los tres casos fueron simulados aplicando Promax [3]. Para mejorar la certeza y manejar las variaciones de las propiedades físicas del gas, cada segmento del gasoducto fue dividido en 10 sub segmentos. Para el Caso A en donde éste segmento fue considerablemente de mayor longitud, hemos intentado con 50, y 100 sub segmentos, y ninguna diferencia en la presión y temperatura de descarga de la línea fueron observadas. La Tabla 3 presenta un resumen de los resultados de la simulación para los tres casos en unidades de campo así como las internacionales. Como se observa en la Tabla, el Caso A requiere la mínima potencia de compresión, y carga térmica. La reducción de potencia para el Caso A es del orden de 51% comparado con el caso B, y 63% con el Caso C.  Estas reducciones en potencia y carga térmica son considerables. Similarmente, la carga térmica del Caso A es del orden de 39% comparado con el Caso B, y 50% comparado con el Caso C, respectivamente.

Tabla 3. Resumen de la simulación de computación para los tres casos

La Figura 4 presenta el diagrama de fases, etapas requeridas de compresión y enfriamiento, mas el perfil de temperatura-presión para el Caso A. Esta figura indica que las condiciones de descarga de la línea se ubican a la derecha de la línea de punto de rocío, en donde el gas permanece en estado monofásico.

Figura 4. Diagrama de fases, etapas de compresión y enfriamiento, mas perfil de presión-temperatura (ID = 42 pul = 1067 mm)

El espesor de la tubería es un importante factor económico. Éste espesor para los tres caso fue determinado por:

Donde,

P es la máxima presión de trabajo permisible, acá fijada en 1.1 veces la presión de entrada,

OD es el diámetro exterior,

E es la eficiencia de juntas  (asumida a ser 1.0),

f1 es la tolerancia del espesor de las paredes (asumida a ser 1.0),

        f2  es el factor de diseño, 0.42 a 0.72 ,  acá fijado en 0.72 por la ubicación remota)

σ   es la fuerza de tracción de la tubería (asumida coincidente con el material grado X65 a

ser 65,000 lpca o 448.2 MPa, y

CA es la tolerancia designada de corrosión (asumida a ser 0 pul, o 0 mm para un gas

seco)

La Figura 5 representa el cómputo para el espesor de la línea como función de la presión de alimentación (para los tres casos). Nótese que el Caso A requiere el mayor espesor, mientras que  C el menor.

La variación de la densidad, viscosidad, velocidad, presión, y temperatura a través de la línea se presentan en las Figuras 6 al 10 para los caso A, y B.

Conclusiones:

Hemos estudiado el transporte del gas natural en la región de fase densa (alta presión) y comparado los resultados con cas para el transporte de mismo gas aplicando presiones intermedias y bajas. Nuestro estudio sobresalta los siguientes aspectos:

  1. Si el gas en su fuente no presenta presión suficientemente alta, se podrán requerir considerable potencia, y carga térmica de enfriamiento si la decisión es de aplicar la fase densa.
  2. Para la fase densa – Caso A (alta presión), se requerirá mayor espeso de la línea.
  3. Para la fase densa – Caso A, se requieren menor potencia de compresión y carga térmica.
  4. Para la fase densa – Caso A, las caída de presión/ milla es menor.
  5. Para la fase densa – Caso A y el mismo diámetro, en términos ponderados, la velocidad es menor en comparación con el transporte de gas a menor presión.

Otros resultados lógicos pueden estipularse igual, incluyendo:

  1. La composición del gas juega papel importante.
  2. El perfil de elevación del gasoducto y distancia son factores importantes a las presiones mayores.
  3. Un análisis detallado económico en términos del CAPEX (Gastos de Capital), y OPEX (Gastos Operativos) deben efectuarse para lograr una comparación confiable.

En un futuro Previo del Mes, consideraremos el impacto del diseño y orden de magnitud de costos cuando cado una de estos casos se ven en construcción, primero en tierra, y luego costa fuera.

Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizer los problemas operacionales, sugermios su asistencia a nuestras sesiones G40 (Process/Facility Fundamentals), G4 (Gas Conditioning and Processing), P81 (CO2 Surface Facilities), PF4 (Oil Production and Processing Facilities), y el PL 4 (Fundamentals of Onshore and Offshore Pipeline Systems).

La Consultoría John M. Campbell (JMCC) está en capacidad de  proveer sus pericias termodinámicas para los proyectos de procesamiento así asegurando que el modelo de procesos desarrollado sea el más preciso posible. Para mayor información sobre los servicios ofertados por la JMCC, les invitamos visitar nuestra dirección en la red:  www.jmcampbellconsulting.com.

By: Mahmood Moshfeghian and David Hairston

Traducido al Español Por: Dr. Frank E. Ashford

References:

  1. Beaubouef, B., “Nord stream completes the world’s longest subsea pipeline,” Offshore, P30, December 2011.
  2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/
  3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2012.


Figura 5. Variación del espesor con la presión de entrada de la línea


Figura 6. Variación de la densidad del gas en el gasoducto (Casos A y B)


Figura 7. Variación de la viscosidad en el gasoducto (Casos A y B)


Figura 8. Variación de la velocidad del gas en el gasoducto (Casos A y B)


Figura 9. Variación de la presión en el gasoducto (Casos A y B)


Figura 10. Variación de la temperatura en el gasoducto (Casos A y B)