Considerando el efecto de la viscosidad del crudo sobre los requerimientos de bombeo
El Previo del Mes (PDM) de Agosto, se mostró que los requerimientos de bombeo para un crudo varía en función del cambio en el °API . El aumento del API o de la temperatura ponderada del oleoducto reduce la viscosidad. Esta reducción de viscosidad involucra números Reynolds mayores, factores de fricción reducidos, y en efecto la reducción de los requerimientos de potencia en el bombeo. Como el propósito del PDM de Agosto fue el de analizar el efecto del °API , y los cambios en la temperatura promedio de la línea sobre los niveles de potencia requeridos, fue ignorado el impacto de la viscosidad sobre el rendimiento de bombeo, y en el curso de los cómputos, una eficiencia de 
=0.75 fue aplicada para todos los casos. En este PDM consideraremos el efecto de la viscosidad del crudo sobre el rendimiento de una bomba seleccionada. Los procedimientos y guías relacionados con los Estándares del Instituto Hidráulico [1] (Hydraulic Institute Standards [1]) presentados en el PDM de Agosto y redactados por Honeywell fueron aplicados para corregir la eficiencia de bombeo.
Como se realizo en el PDM de Agosto, estudiaremos el °API del crudo y la temperatura ponderada del oleoducto , y como estos impactana los requerimientos de bombeo. Para un caso de estudio , consideraremos una tuberia de 160.9 km ( 100 millas) con diamtero exterior de 40.6.4 mm ( 16 pul) trnasportando un crudo con gasto de 0.313 m3/seg , o 1,126 m3/h (170,000 bbl/dia , o 4958 GPM). La presion de diseño del oleoducto es de 8.963 Mpa (1300 lpca) con una presion maxima de operacion de 8.067 Mpa (1170 lpca). El espeso de pared fue estimado en 6.12 mm (0.24 pul). La rugosidad absoluta fue de 51 micrones (.002 pul), o una rugosidad relativa (e/D) de 0.00013. El procedimiento bosquejado en el PDM de Marzo fue aplicado para calcular la caida de presion causada por la friccion. Luego la corregida eficiencia de bombeo fue aplicada para calcualr la potencia de bombeo requerida. Dado que el objetivo del estudio fue de de analizar el impacto del °API , y temperatura ponderada de la linea en los reqquerimientos de potencia de bombeo, ignoraremos los cambios de elevacion en el sistema. Los cambios en la potencia de bombeo atribuibles al °API y temperatura del oleoducto para este caso en estudio seran demostrados.
Efecto de la Viscosidad sobre el Rendimiento de Bombeo:
Existen varias publicaciones investigando y presentando procedimientos para la corrección de las curvas de comportamiento de las bombas [2,3]. De acuerdo con Turzo, et. al. [2] , se cuentan con tres modelos para la corrección de estas curvas de rendimiento: Hydraulic Institute, Stepanoff, y Paciga.. Turzo et. al [2] también presento una aplicación de computadora para efectuar estas correcciones debido a los efectos de la viscosidad. En esta revisión, fue aplicado el procedimiento la Hydraulic Institute [1], H1, el cual se describe brevemente en el presente documento.
H1 aplica un factor de rendimiento , llamado el parametro B el cual incluye términus para la viscosidad, velocidad, gasto, y cabezal total. El método usa una base nueva para determinar los factores de corrección CH, CQ, and C
. La ecuación básica para el Parametro B , se presenta en la ecuacion 1.
B = Factor de rendimiento
K = 16.5 para unidades SI
= 26.5 para USCS (FPS)
Vvis = Viscosidad Cinematica para un fluido viscoso – cSt
HBEP-W = Cabezal de Agua por etapa al BEP – m (pie)
QBEP-W = Gasto de Agua al BEP – m3/h (gpm)
N = Velocidad del vástago de la bomba – rpm
Los factores de corrección se aplican a la capacidad (CQ), cabezal (CH), y eficiencia (C). El cómputo de estos factores de corrección depende del valor calculado del parámetro B. Para los casos considerados en este estudio, los valores de B fueron menores de 1; de manera que, basado en los lineamientos del H1, los factores de corrección del cabezal, y capacidad se fijaron en 1, y el factor de corrección para la eficiencia C, fue calculada por la ecuación 2.
BEP-W = Eficiencia de bombeo al BEP
Vw = Viscosidad cinemática del agua – cSt
Las Figuras 1, y 2 presentan curvas de bombeo basado en el agua para este estudio. Para los cómputos en base de computadora, estas dos curvas fueron cotejadas con polinomios de grados 3, y 2 para el cabezal, vs. capacidad, respectivamente.
Caso en Estudio 1: Efecto de la Temperatura Ponderado de Línea (Abrasión Estacional)
Para estudiar el efecto de la temperatura ponderada de la línea en el requerimiento de bombeo, un programa de computación llamado OP&P ( Oil Production and Processing) fue aplicado para lograr los cómputos detallados en el PDM de Marzo 2009. Para un crudo de 35 °API en el oleoducto descrito, la potencia de bombeo fue calculada para temperaturas ponderadas entre 21.1 a 37.8 °C (70 a 100 ºF). Para cada caso, el Parámetro B fue determinado mediante la Ecuacion 1, y como su valor fue menor que 1, la corrección para la eficiencia fue calculada por la Ecuación 2. Luego la eficiencia de bombeo calculada por la Ecuacion 4 fue multiplicada por la Ecuacion 2. Luego, la efciciencia de bombeo determinada por la Ecuacion 4, fue multplicada por el factor de corrección para los subsiguientes cómputos. La eficiencia corregida vario entre 0.70 a 0.72. La potencia requerida fue comparada con un caso base arbitrario (85 °F o 29.4 °C y constante = 0.75), y el porcentual de cambio en la potencia de bombeo requerida fue calculada. La Figura 3 presenta este porcentual variable en la potencia como función de la temperatura en la línea, Existe una variación en algo de 5% para la potencia calculada como función de la temperatura ponderada de la línea. Existe este porcentual de variación de 5% (para =0.75), y mas de 8% 8% en el cambio (para la eficiencia corregida) de los requerimientos de potencia de bombeo considerados.
Note que mientras aumenta la temperatura ponderada de la linea, merma la potencia requerida. Esto se puede explicar con referencia a la Figura 4 en la cual la viscosidad del crudo disminuye mientras aumenta la temperatura. Viscosidades reducidas resultan en numeros Reynolds mayores (e.i. Numero Reynolds 
el cual es la razón de las fuerzas de inercia a las viscosas.) ; de manera que el factor de fricción disminuye ( refiérese al Diagrama de factor de fricción Moody en el PDM de Marzo 2009).
Estudio Caso 2: Efecto de la variación de los °API del crudo.
En este caso, el efecto del °API del crudo en la potencia de bombeo requerida fue analizada en función de tres temperaturas. Para cada temperatura ponderada, el °API del crudo fue variado de 30 a 40, y la potencia total de bombeo fue calculada y comprada con el caso base (35 °API y temperatura de línea promedio de 29.4°C=85°F).
Para cada caso el cambio porcentual en la potencia total requerida fue computada y se presenta en la Figura 5. Como mostrado, cuando los °API aumenta la potencia total disminuye. Esto igual se puede explicar con referencia a la Figura 4 en la cual la viscosidad del crudo disminuye mientras aumenta los °API. El efecto de la viscosidad es mas pronunciada a una temperatura ponderada de la línea menor (e.i. 21.1 °C o 70°F). La Figura 5 también indica que existe un cambio de aproximadamente un 30% en la potencia total mientra los °API varia entre 30 a 40. Esta es una variación significativa y sugiere que debe ser considerada durante el proceso de diseño de los oleoductos.
Discusión y Conclusiones
El análisis de las Figuras 3, y 5 indican que para el oleoducto considerado, los requerimientos de la potencia de bombeo varia en función de los cambios del °API. Aumentando los °API o la temperatura ponderada de la línea reduce la viscosidad del crudo (véase la Figura 4). La reducción de viscosidad resulta en un número de Reynolds incrementado, reducción del factor de fricción, y en efecto reduce las potencias de bombeo requeridas. Para los casos estudiados en este PDM, el efecto de la viscosidad del crudo sobre el rendimiento fue considerado. Se encontró que ningún factor de corrección fue requerido para la capacidad, y cabezal, pero un factor de corrección en le rango de 0.95 a 0.98 fue indicado para ajustar la eficiencia de bombeo en las aplicaciones de los crudos.
Un buen diseño de oleoducto debe considerar variaciones esperadas en el °API y la temperatura ponderada de la línea. En adición, las curvas de comportamiento de bombeo deben ser corregidas para incluir el efecto de la viscosidad.
Para informarse adicionalmente sobe casos similares, y como minimizar los problemas operacionales, sugerimos su asistencia a nuestros Cursos : 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 Español , por : Dr. Frank E. Ashford
References:
- ANSI HI 9.6.7-2004, “Effects of Liquid Viscosity on Rotodynamic (Centrifugal and Vertical) Pump Performance”, 2004.
- Turzo, Z.; Takacs, G. and Zsuga, J., “Equations Correct Centrifugal Pump Curves for Viscosity,” Oil & Gas J., pp. 57-61, May 2000.
- Karassik, I.J., “Centrifugal Pumps and System Hydraulics,” Chem. Engr. J., pp.84-106, Oct. 4, 1982
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