¿Qué tan sensibles son los requisitos de bombeo de crudo a la viscosidad?

Durante el ciclo de vida útil de un oleoducto las propiedades del crudo transportado varían por cuanto en los sistemas de recolección el crudo se produce de distintos pozos. Algunos pozos nuevos pueden ser adicionados al sistema, y algunos pueden salir de producción para el mantenimiento o reparación. Los caudales de producción de estos también pueden variar durante su vida activa. Adicionalmente las propiedades del crudo cambian durante la producción. Debido a las variaciones de estación, la temperatura de la línea también podrá variar. Como se podrá observar en las secciones siguientes, la viscosidad de un crudo es función importante de la gravedad API, y la temperatura.

En el Previo del Mes de Marzo (PDM), se presentaron procedimientos para el cómputo de las perdidas de presión en los oleoductos, y gasoductos. La sensibilidad de la ciada de presión por fricción, axial como la rugosidad de la pared del ducto fueron demostrados.

En este Previo del Mes estudiaremos el API del crudo axial como la temperatura ponderada de una línea, y como impactan los requerimientos de bombeo. Para el caso en estudio, consideraremos una línea 160.9 Km. ( 100 millas) con diámetro exterior de 406.4 mm ( 16 pul.) con caudal de 0.313 m3/seg. (1700,000 Bbl/dia. La presión de diseño de la tubería es de 8.963 MPa (1300 lpca). El espesor de la pared fue aproximada en unos 61.2 mm (0.24pul). La rugosidad de la pared fue de unos 51 micrones (0.02 pul), o una rugosidad relativa (e/D) de 0.00013. Los procedimientos detallados en el PDM de Marzo 2009 fueron aplicados para calcular la caída de presión en la línea debido a la fricción. Luego, asumiendo una eficiencia de bombeo de un 75 %, el requerimiento de potencia fue determinado. Como el propósito fue de estudiar el efecto del °API así como la temperatura de la línea, se ignoraron la variación de elevación. El cambio en los requerimientos en la potencia de bombeo debido a las variaciones del °API, y temperatura ponderada de la línea serán demostradas.

Caso en Estudio 1: Efecto de la temperatura ponderada en la línea (Variación Estacional)
Para realizar el impacto de la temperatura ponderada en los requerimientos de potencia de bombeo, se aplico un sistema de computación adquirido OP&P ( Oil Production and Processing) para realizar los cómputos tal como fue bosquejado en el PDM del Marzo, 2009. Para un crudo de 35 °API en el caño, tal como descrito en la sección anterior, la potencia de bombeo fue calculada para una temperatura de línea ponderada de variación entre 21.1 a 37.8 °C (70 a 100 °F). Para cada instancia la potencia calculada fue comparada con la de un caso base arbitrario seleccionado en (85 °F o 29.4 °C), y los cambios porcentuales de requerimientos de potencia fueron calculados respectivamente. La Figura 1 presenta el cambio porcentual en la potencia como función del promedio te temperatura de la línea. Existe una variación de un 5% en la potencia causada por el rango de temperaturas considerada. Fr

Note que mientras la temperatura ponderada aumenta, la potencia disminuye. Esto se puede explicar con referencia a la Figura 2 en la cual la viscosidad disminuye mientras que la temperatura aumenta. Viscosidades reducidas resultan en un mayor Un Numero Reynolds ( e.i. Numero Reynolds es la relación en las fuerzas de inercia a las fuerzas viscosas), de manera que el factor de fricción disminuye ( refiérese al Diagrama de factor de fricción Moody en el PDM de Marzo, 2009)

Caso Base 2: Efecto de la variación en el sera API del Crudo
En este caso, el efecto del °API en la potencia total de bombeo para tres temperaturas ponderadas de línea fueron analizadas. Para cada una de las temperaturas promedias de línea, el º API fue variado de 30 a 40, y la potencia total de bombeo resultante fue calculada y comparada con el caso base (35 °API y temperatura de línea de 29.4°C (85°F).

Para cada caso el porcentual de cambio en la potencia total fue calculada, y se presenta en la Figura 3. Como se demuestra en esta Figura, cuando el º API aumenta los requerimientos totales de potencia disminuyen. Esto también se puede explicar con referencia a la Figura 2, en la cual la viscosidad del crudo disminuye mientras el º API aumenta. El efecto de la viscosidad es mas pronunciado a temperaturas de línea reducidas ( e.i. 21.1 ºC o 70 ºF). La Figura 3 también indica que existe una variación de aproximadamente 25% en la potencia total mientras que el ºAPI varía entre 30 a 40. ºAPI. Este es un cambio importante y debe considerarse durante le diseño del oleoducto en consideración.

Discusión y Conclusiones:
El análisis de la Figura 3 indica que para los oleoductos, el requerimiento de potencia de bombeo varias mientras que el º API cambia. Aumentos en el ºAPI o temperatura ponderada de la línea reduce la viscosidad del crudo (ver Figura 2). La reducción de la viscosidad resulta en un mayor número Reynolds, menor valor para el factor de fricción, y, en efecto, menor requerimientos de potencia.

En situaciones prácticas, una estación inicial extrae crudo desde su almacenamiento, y las estaciones intermedias succionan crudo de varios puntos de mediana distancia, En algunos lugares del mundo, la temperatura de succión de la bombas principiantes es de + 38 º C ( + 100 º F), pero las temperaturas de las estaciones de mediana distancia es la temperatura del suelo ( esto asume que la línea enterrada por debajo del punto de escarcha “frost”) aproximadamente 18 º C ( 65 º F). La estación de origen siempre se verá mas afectada por la temperatura porque el almacenamiento reflejará la ambiental – mientras que las estaciones de mediana distancia operan a temperaturas nominalmente constantes en unos +/- 5.5 º C ( +/- 10 º F) de rango bajo hasta unos 9 º C ( 48º F) de rango alto. Para el caso estudiado en este PDM el numero de estaciones varió entre 2.5 hasta 3.2

Como resultado de la discusión arriba detallada, un oleoducto de calidad debería considerar las variaciones esperadas en el º API, así como la temperatura ponderada.

Para aprender mas sobre casos similares, y como minimizar los problemas operacionales, sugerimos su asistencia a nuestros Eventos ME44 (Overview of Pumps and Compressors in Oil and Gas Facilities), ME46 (Compressor Systems – Mechanical Design and Specification), PL4 (Fundamental Pipeline Engineering), G40 (Process/Facility Fundamentals), G4 (Gas Conditioning and Processing), and PF4 (Oil Production and Processing Facilities).

By: Dr. Mahmood Moshfeghian
Traducción al Castellano Por: Dr. Frank E. Ashford