En los Previos del Mes (PDM) de Octubre y Noviembre, 2014, hemos demostrado que la Relación-Gas-Líquido (RGL) posee gran impacto sobre la capacidad de una línea de recolección de crudo. Si la RGL es menor que la de saturación, el aumento de la RGL reduce la viscosidad y densidad del crudo, lo cual resulta en una reducción en la caída de presión. Sin embargo, si la RGL excede la de saturación el sistema se convierte en uno bifásico, y las caídas de presión aumentan.

El gas de solución es función de temperatura, presión, y las composiciones del gas y líquido. En este PDM, estudiaremos el impacto de la temperatura sobre las propiedades de un crudo en las líneas de recolección para el caso presentado en el Previo del Mes de Noviembre , 2014 (PDM). Específicamente, la variación de la densidad relativa y la viscosidad serán analizadas con la temperatura serán analizadas.

Finalmente, el impacto de la temperatura sobre la velocidad del crudo y gas, mas de distribución de presión a través de la línea de recolección para presiones nominales de 6900 kPam (1000 lpcm) y diámetro nominal de 6 mm (4 pul.) serán demostradas aplicando los resultados rigorosos de un simulador comercial. Los valores calculados para las propiedades físicas y velocidades del crudo y gas, mas la caída de presión son presentadas en un formato gráfico como función del  caudal estándar del crudo, gas de solución, Rs, y Temperatura.

Caso en Estudio

a. Para el propósito de ilustración, consideramos un caso para el transporte de crudo de densidad relativa de 0.852 (°API = 34.6). Las RGL’s seleccionadas fueron  0 (crudo muerto), 17.8, 35.6, and 89 ESm3 de gas/ESm3 de crudo (0, 100, 200, 500 pcs/BES). Las composiciones del gas y crudo se presentan en la Tabla 1. Las fracciones C6+   fueron caracterizadas como 30 componentes de numero de carbono sencillo (SCN) [1] de rango SCN6 al SCN35, mientras que el C6+ gas fue caracterizado por 10 componentes SCN hipotéticos de rango SCN hasta el SCN15. Para los detalles de los componentes SCN, véase la Tabla 3.2 en la página 64 de la referencia [1].

La fracción molar de los componentes SCN fue determinada por un algoritmo de decaimiento exponencial [2]. La alimentación de la línea es de 15.6 ˚C (60 ˚F) para el caso 1 y 43.3 ˚C (110 ˚F) para el caso 2.

Tabla 1. Composición de la Alimentación a condiciones Estándar

Se efectuaron los siguientes supuestos:

a. Flujo continuo.

b. La línea es de 1.601 km (1 milla) de longitud con diámetro  nominal de 101.6 mm (4 pul), línea de tierra enterrada.

c.  Longitud de los segmentos y cambios de elevación son presentados en la Tabla 2, y Figura 1. Este perfil de elevación es considerado aproximadamente equivalente a un terreno undulado.

d. Rugosidad interna de la superficie de la línea de 46 micrones (0.046 mm, 0.0018 pul).

e. Presión nominal de la línea de 6900 kPam (1000 lpcm).

f. La alimentación es introducida a la línea a 15.6 ˚C (60 ˚F) para el caso 1, y 43.3 ˚C (110 ˚F) para el caso 2.

g. La temperatura de tierra/ambiental es de 15.6 ˚C (60 ˚F).

h. El Corte de Agua es 0 (no se presenta agua en la corriente).

i. Coeficiente Total de Intercambio de Calor es de 2.839 W/m2-˚C (0.5 Btu/hr-pie2-˚F), para una línea de tierra enterrada.

j. Algoritmo de Simulación (software) ProMax [3] fue aplicado empleando la Ecuación de Estado (EDE) Soave-Redlich-Kwong (SRK) [4] para el equilibrio vapor-líquido y el método Beggs-Brill para simular las caídas de presión bifásicas [5].

Tabla 2. Longitud y Elevación del Segmento de la Línea

Figura 1. Perfil de elevación de la línea de recolección

Resultados y Discusión:

El flujo bifásico (crudo y gas) a través de la línea de recolección fue simulado aplicando el ProMax EDE SRK para el equilibrio vapor – líquido, y Beggs – Brill para los cómputos de caída de presión. La Figura 2 presenta la variación de temperatura a través de la línea para el caso de una RGL de 0, y caudal interno de 636 ESm3/d (4000 BES/día). Como la temperatura fue asumida en 15.6°C (60°F), para el caso 1 la temperatura del crudo se mantuvo constante., Sin embargo para el segundo caso la temperatura se redujo de 43.3°C (110°F) hasta aproximadamente 40°C (104°F) dentro de la distancia de 1.6 km  (1 milla) de la línea. Para el segundo caso la temperatura ponderada es de unos  41.7°C (107°F).

Figura 2. Variación de la temperatura de la línea de recolección para dos temperaturas de inicio de 15.6 and 43.3 ℃ (60 y 110℉) y un gasto de crudo de 636 ESm3/d (4000 BES/día)

La Figura 3 presenta el punto de burbuja de la alimentación a la línea de recolección a las temperatura ponderadas de 15.6 and 41.7  (60 y 107) como función del gas de solución. Esta figura demuestra que para la presión nominal de la línea de  6900 kPam (1000 lpcm), el crudo se presenta como sub saturado hasta un valor de la RGP de  51.8 ESm3/ESm3 (290.5 pcs/BES) para la menor temperatura de la línea. Similarmente indica que el crudo es de estado sub saturado hasta una RGP de 39.4 ESm3/ESm3 (221.3 pcs/BES) para la mayor temperatura ponderada de la línea. Para las RGP mayores que estos valores, el crudo pasa a ser saturado, y el gas se desprende del crudo. El sistema se convierte en un bi – fásico de flujo de gas y líquido.

La Figura 4 presenta la caída de presión por unidad de longitud como función del gasto estándar, RGP, y temperatura de la corriente. Es ésta y las figuras subsiguientes, las líneas sólidas indican la temperatura de la alimentación 15.6°C (60°F) y los símbolos son para una temperatura de entrada de 43.3°C (107°F).  La Figura 4 indica que mientras aumenta la RGP de 0 a 35.7 ESm3/ESm3 (0 to 200 pcs/BES), la caída de presión disminuye pero luego aumenta con adicionales aumentos de la RGP de 89 ESm3/ESm3 (500 pcs/BES) y mayores. El punto de división se ubica a un valor del gas de solución de 39.4 ESm3/ESm3 (221.3 pcs/BES) y 51.8 ESm3/ESm3 (290.5 pcs/BES) para temperaturas de  41.7°C (104°F) and 15.6°C (60°F), respectivamente.  A mayores temperaturas el aumento de la RGP disminuye la caída de presión cuando el gas de solución es sub saturado, pero aumenta cuando éste valor es mayor que el de RGP de saturación.

Figura 3. Punto de Burbuja de la corriente alimentadora de una línea de recolección a una temperatura nominal de 15.6 and 41.7℃ (60 and 107℉)

Figura 4. Variación de la caída de presión por unidad de longitud con gasto estándar de crudo, RGP, y temperatura – curvas sólidas para 15.6 ℃ (60 ℉), y símbolos para 43.3 ℃ (107 ℉),

La Figura 5 presenta la variación de la densidad relativa a través de la línea como función del gas de solución (Rs) y temperatura. La figura indica que mientras aumenta la RGP, la densidad relativa del crudo disminuye. Nótese que mientras aumenta la temperatura  el gas de solución (Rs) disminuye.

Figura 5. Variación de la densidad relative del crudo con gas de solución a través de la línea de recolección a 6900 kPam para 101.6 mm de diámetro, caudal de 636 ESm3/d (4000 BES/día). Líneas representan temperaturas de 15.6 y los símbolos 43.3 ℃ (60 y 110℉)

La Figura 6 indica que mientras aumenta la RGP, la viscosidad del crudo se ve mermada considerablemente. Esta reducción de viscosidad causa una reducción en la caída de presión. Los resultados de la simulación (Figura 3) indica que para una RGP menor de 51.8 ESm3/ESm3 (290.5 pcs/BES) a 15.6°C (60°F) o 39.4 ESm3/ESm3 (221.3 pcs/BES) at 41.7°C (104°F), el flujo es de un líquido sub saturado monofásico; sin embargo, para RGP mayores el flujo se convierte en uno saturado bifásico (gas y líquido) lo cual causa un aumento en la caída de presión. Este aumento en diferencial de presión debido al RGP incrementado (e incrementado caudal total) es mayor que el decremento de este parámetro atribuido a la reducción de viscosidad. El efecto neto es una mayor caída de presión comparado con el crudo muerto  (RGP = 0). Esta figura también indica que a RGP  reducidos e igual a cero, donde el sistema es de fase única líquida, la temperatura arroja mayor impacto sobre la viscosidad del crudo.

Figura 6. Variación de la viscosidad del crudo con gas de solución a través de la línea de recolección a 6900 kPam para 101.6 mm de diámetro, caudal de 636 ESm3/d (4000 BES/día). Líneas representan temperaturas de 15.6, y los símbolos 43.3 ℃ (60 y 110℉)

La Figura 7 presenta la variación de las velocidades del gas y líquido para dos gastos de crudo estándar, y dos temperaturas de alimentación a través de la línea de recolección a 6900 kPam, diámetro de 101.6 mm, y RGP de 89.1 Esm3/ESm3 (500 pcs/BES). Las líneas representan una temperatura de 15.6 y los símbolos 43.3  (60 y 110). Esta figura indica que la velocidad del crudo se mantiene constante a través de la línea de crudo pero la velocidad del gas aumenta debido a la caída de presión, así como mayor cantidad de gas liberado de solución. Esta figura también demuestra que el impacto de la temperatura sobre la velocidad del gas es mayor que sobe la viscosidad del crudo.

La Figura 8 presenta el impacto del la RGP y temperatura sobre la caída de presión a través de la línea de recolección a  6900 kPam para un diámetro de tuberiá de 101.6 mm y gasto de crudo de  636 ESm3/d (4000 BES/dia).

Figura 7. Variación de la velocidad del crudo y gas a través de la línea de recolección para dos caudales de crudo a 6900 kPam para 101.6 mm de diámetro, y RGP de 89 ESm3/ESTm3 (500 pcs/BES). Las líneas representan temperaturas de alimentación de 15.6 y los símbolos 43.3 ℃ (60 y 110℉)

Figura 8. Impacto de la RGP, ESm3/ESm3 (pcs/BES), sobre la caída de presión a través de la línea de recolección a 6900 kPam para 101.6 mm de diámetro, caudal de 636 ESm3/d (4000 BES/día). Líneas representan temperaturas de 15.6, y los símbolos 43.3 ℃ (60 y 110℉)

Como es demostrado por esta figura, para una RGP menor que la de saturación, la caída de presión disminuye, mientras la RGP aumenta, pero para las RGP mayores que la de saturación la caída de presión se ve incrementada debido a la presencia de el régimen bifásico. Igual demuestra que para la RGP menor que la de saturación el aumento de temperatura aumenta la caída de presión.

Conclusiones

Las siguientes conclusiones se pueden arrojar basadas en este caso en estudio:

  1. Para el caso del crudo sub saturado, un aumento en la temperatura reduce la densidad relativa, viscosidad y caída de presión del crudo. Para el caso del crudo saturado, el aumento de temperatura aumenta la caída de presión debido al incremento de los volúmenes de flujo del gas libre.
  2. Aun cuando incremento de la temperatura disminuye el gas de solución, también reduce la viscosidad del crudo sub saturado, pero su impacto sobre la viscosidad del crudo saturado disminuye. Aumentos de temperatura disminuye la viscosidad del crudo pero también disminuye el gas de solución. Los dos efectos pueden causar menor impacto de la temperatura sobre la viscosidad.
  3. El impacto de la temperatura sobre la velocidad del gas es mayor que el impacto sobre la velocidad del crudo.

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Traducido al Español por: Dr. Frank E. Ashford

Reference:

  1. Campbell, J.M., Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Basic Principles, 9th Edition, 2nd  Printing, Editors Hubbard, R. and Snow–McGregor, K., Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 2014.
  2. Moshfeghian, M., Maddox, R.N., and A.H. Johannes, “Application of Exponential Decay Distribution of C6+ Cut for Lean Natural Gas Phase Envelope,” J. of Chem. Engr. Japan, Vol 39, No 4, pp.375-382 (2006)
  3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2014.
  4. Soave, G., Chem. Eng. Sci. Vol. 27, No. 6, p. 1197, 1972.
  5. Brill, J. P., et al., “Analysis of Two-Phase Tests in Large-Diameter Flow Lines in Prudhoe Bay Field,” SPE Jour, p. 363-78, June 1981.