Simulación del Gas – Líquido Multifásico en Tuberías

Mientras que el gas de desplaza por un caño, su presión y temperatura cambian debido a la perdida por fricción, cambios de altura, acceleración, efecto Joule – Thompson, y transferencia de calor desde el medio ambiente. Debido a los cambios de presión y temperatura, líquidos y sólidos ( hidratos) podrían tambien formarse en la línea, lo cual a su vez impacta el perfil de presión. El modelaje del sistema multifásico, aun cuando en flujo contínuo , as complejo. Existen algunas herramientas diseñadas específicamente para éste modelaje complejo , tales como el “PipePhase”, “PipeSim”, “Olga”, etc. (1). Este previo del mes ilustrará como éstos simuladores de aplicación general pueden ser aplicadaos para simular los caños húmedos.

Para poder implantar la simulación en computadora , consideremos el gas mostrado en la Tabla 1. Esta gas se introduce en una tubería con diametro interno de 18.81 pul. ( 47.8 cm) a un caudal de 180 MMPCS/d, equivalentes a 19.800 lbmol/h, y 95 º F ( 35 º C). La temperatura ambiental se asume en 60 °F (15.6 °C). El gas entra en la línea a 1165 lpca (8032 kPa) y 95 °F (35 °C). La tubería se encuentra enterrada, con un coeficiente total de transferencia de calor de aproximadamente 1 Btu/hr-pie²-°F (5.68 W/m²-°C). Debido al alto contenido del H₂S y CO₂ (25.6 and 9.9 mol %, respectívamente), y para prevenir la corrosión y formación de hidratos, se deshidrató el gas antes de introducirlo en la línea.

Los algorítmis de cálculo aplicables para la computadora se discuten en el Vol 3, de Acondicionamiento y Procesamiento del Gas , Computer Applications for Production/Processing Facilities [2]. La tubería fue dividida en 14 segmentos, y cada segmento fue dividido en 10 incrementos equivalentes, para asi lograr mayor certeza en los cálculos.
Las Figuras 2 al 4 presentan los perfiles de presión , temperatura, y formación de líquidos a través del caño. La Figura 2 indica que los perfiles de presión presentados por los tres programas siguen el mismo patrón, y los resultados de ProMax, y EzThermo tambien se asemejan, uno a otro. La principal diferencia en la presión de descarga calculada, se debe a la cantidad de líquido pronosticado del comportamiento de equilibrio de fases.

 

La Figura 3 indica que el perfil de temperatura ponosticado por los tres programas coinciden uno con otro. Parece ser que la mínima cantidad de líquido condensado en la línea conlleva un efecto menor en el perfil de temperatura que en el de presión. El perfil de formación de liquidos predecido por los 4 programas se presentan en la Figura 4. Como se muestra en ésta Figura , la cantidad de formación de líquido pronosticado por ProMax es relativamente mayor que los otros dos programas. Esto se puede explicar obsevando la linea de punto de rocío establecida por los programas en la Figura 5. Nótese que la cricondentérmica expuesta por ProMax es mayor que las otras dos. Como hemos mostrado en un “previo del mes” anterior, y la publicación (6), la caracterización de la fracciones pesadas posee un impacto importante en la curva del punto de rocío, y por consiguiente la condensación del líquido en las líneas de transmisión (7). En este estudio, el mismo punto de ebullición normal, densidad relativa, y peso molecular para los C₆+ , como mostrados en la Tabla 1 fueron aplicados en los tres programas. Sin embargo, las propiedades críticas predecidas por éstos programas no presentaron tal coincidencia. Adicionalmente, los parametros binarios interactivos entre componentes distintos, y los C₆+ , no son los mismos. La rugosidad absoluta del caño tambien presenta un rol importante para la caida de presión atribuida a la fricción en un gasoducto. Es interesante observar que los perfiles de presión – temperatura en la línea expuestos por los tres programas son prácticamente los mismos, a pesar de las diferencias en los diagramas de fases.

Las retenciónes fraccionales ( hold – up) a traves de la tubería calculada por los tres programas se muestan en la Figura 6. Aun cuando los tres programas demuestran las mismas tendencias, aquellos pronosticados por HYSYS , y EzThermo son los mas cercanos en coincidencia.

En línea con nuestro previo del mes anterior, y para observar el impacto del coeficiente total de transferencia de calor en el comportamiento de los caños, el coeficiente total de transferencia de calor de 1 Btu/hr-pie²-°F (5.68 W/m²-°C), fue cambiado a 0.25 Btu/hr-pie²-°F (1.42 W/m²-°C). Los resultados de la simulación indican que éste parámetro puede impactar considerablemente el comportamiento de la línea. El efecto del coeficiente total de transferencia de calor, sobre el perfil de temperatura pronositicado por los tres programas se presenta en le Figura 7.

El trabajo aca presentado, indica claramente la importancia de las herramientas de simulación, y como se pueden aplicar éstos simuladores de aplicación general para analizar el rendimiento de una línea de transmisión de gas. Sin embargo, se debe proceder con cautela para utilizar éstos programas en forma apropiada. El uso indebido del coeficiente total de transferencia de calor, o caracterización de las fracciones pesadas pudiese llegar a unas conclusiones erroneas sobre la presencia o ausencia de líquido, y hasta indicar a que una distancia en un caño, éste estaría manejando un gas seco, cuando en realidad el gasoducto se encontraría en flujo mulitifásico gas – líquido.

Note: The Liquid-Gas ratio at the pipeline outlet in bbl/MMSCF [m³/10⁶ std m³] are: 3.676 [20.95], 5.479 [31.23], and 7.352 [41.92] for HYSYS, EzThermo, and ProMax, respectively

Uso apropiado de los programas de simulación combinado con el ingreso de parámetros correctos de diseño resultarán en pronósticos de mayor confiabilidad para las predicciones del comportamiento de los gasoductos. La transferencia de calor entre la línea y el medio ambiente posee un impacto en la formación de líquido en la línea, y subsiguientemente, en el perfil de presión.

Similar cases of fluid flow are discussed in our Fundamentals of Onshore and Offshore Pipeline Systems – PL-4; Onshore Pipeline Facilities – Design, Construction and Operations – PL-42; Flow Assurance for Pipeline Systems – PL-61.

By: Dr. Mahmood Moshfeghian
Dr. F. E. Ashford ( Presentación Español)

 

References:

1. Ellul, I. R., Saether, G. and Shippen, M. E., “The Modeling of Multiphase Systems under Steady-State and Transient Conditions – A Tutorial,” The Proceeding of Pipeline Simulation Interest Group, Paper PSIG 0403, Palm Spring, California, 2004.
2. Maddox, R. N. and L. L. Lilly, Gas Conditioning and Processing, Vol. 3 (2nd Edition), Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, 1990.
3. Aspen HYSYS, Version 2006, Engineering Suit, Aspen Technology, Inc., Cambridge, Massachusetts, 2006.
4. ProMax Version 2.0, Process Simulation Software by Bryan Research & Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2008.
5. EzThermo, Moshfeghian, M. and Maddox, R. N., 2008.
6. Moshfeghian, M., Lilly, L., Maddox, R. N. and Nasrifar, Kh., “Study Compares C6+ Characterization Methods for Natural Gas Phase Envelopes,” Oil & Gas Journal, 60-64, November 21, 2005.
7. Dustman, T, Drenker, J., Bergman, D. F.; Bullin, J. A., “An Analysis and Prediction of Hydrocarbon Dew Points and Liquids in Gas Transmission Lines,” Proceeding of the 85th Gas processors Association, San Antonio, Texas, 2006