903 HM120 P09 GUD 067(Trasnporte Con Flujo Multifasico)

(1)

PROCESOS _Rev. ₀ FE DE ERRATA

FE DE ERRATA_1.DOCX/03/07/2009/AA/pa 1 de 1 INEDON Título DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO

MULTIFÁSICO

N° 903-HM120-P09-GUD-067

Fecha ENE. 09

Revisión 0

ERRATA:

Sección 11.3 “Propiedades Físicas y Definiciones Básicas”

Las ecuaciones (11) y (12) serán corregidas como sigue:

T G SG A Q v = ₍₁₁₎ T L SL A Q v = ₍₁₂₎

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

Rev. 0 DIMENSIONAMIENTO DE LÍNEAS DE TRANSPORTE CON FLUJO MULTIFÁSICO

903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 1 de 171 INEDON

FECHA OBJETO ELABORÓ

Iniciales

REVISÓ Iniciales

APROBÓ Iniciales/Cargo

ENE. 09 Emisión Original AA ABA ABA/GP

Este Documento Sustituye a los INEDON “Dimensionamiento de Líneas de Transporte con Flujo Multifásico”, N° 903-P3100-P09-GUD-067, REV. 0, MAR. 07, y “Uso de los Modelos Mecanísticos para Cálculos de Caída de Presión”, N° 903-P3100-P09-REF-058,

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 2 de 171 INEDON Í n d i c e Página 1. INTRODUCCIÓN ... 8 2. OBJETIVOS ... 8 3. EXCEPCIONES ... 8

4. USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ... 10

5. PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA ... 11

6. INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA ... 11

7. ACRÓNIMOS Y SIGLAS ... 12

8. MEMORIA DE CÁLCULO Y REPORTE DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO ... 12

9. LECCIONES APRENDIDAS ... 16

10. DEFINICIONES GENERALES ... 16

11. FUNDAMENTOS TEÓRICOS ... 27

11.1. Aseguramiento de Flujo ... 27

11.2. Flujo Multifásico ... 28

11.3. Propiedades Físicas y Definiciones Básicas ... 30

11.4. Patrones de Flujo ... 32

11.4.1. Patrones de Flujo Horizontal y Levemente Inclinado ... 33

11.4.2. Patrones de Flujo Vertical ... 37

11.5. Modelos y Correlaciones del Cálculo del Gradiente Total de Presión ... 38

11.6. Efecto del Flujo Multifásico en la Pérdida de Presión ... 40

11.7. Transferencia de Calor ... 42

11.7.1. Difusividad Térmica ... 44

11.7.2. Aire como Medio Circundante ... 44

11.7.3. Agua como Medio Circundante ... 44

11.7.4. Suelo como Medio Circundante ... 45

11.7.5. Material de la Línea ... 48

11.7.6. Revestimiento Contra la Corrosión Externa ... 48

11.7.7. Aislamiento Térmico ... 49

12. SIMULADORES COMERCIALES DISPONIBLES EN INELECTRA ... 49

13. CARACTERIZACIÓN DEL FLUIDO ... 51

13.1. Composición ... 51

13.2. Cantidad de Agua ... 52

13.3. Análisis de Agua ... 52

13.4. Contenido de Arena ... 52

13.5. Parafinas, Asfáltenos y Naftenos ... 52

13.6. Presión y Temperatura en la Cabeza del Pozo ... 52

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

14.1. Diámetros Nominales ... 54

14.2. Cálculo del Espesor de Pared ... 54

14.3. Rugosidad Absoluta ... 56

14.4. Perfil de la Línea ... 57

14.5. Válvulas de Estrangulación de Flujo ... 57

15. MÁRGENES DE DISEÑO ... 58

15.1. Pérdida de Presión ... 58

15.2. Cambios de Temperatura ... 58

15.3. Uso de los Márgenes de Pérdida de Presión y Cambios de Temperatura ... 59

15.4. Volumen de Líquido para el Diseño del Receptor de Baches de Líquido ... 59

15.5. Temperatura de Formación de Hidratos ... 59

15.6. Temperatura de Deposición de Parafinas ... 59

15.7. Flujos de Diseño ... 60

15.8. Velocidad Máxima del Fluido ... 61

16. CRITERIOS DE VELOCIDAD MÁXIMA ... 61

16.1. Velocidad Erosional ... 61

16.2. Parámetro de

ρM

· vM2 ... 62

16.3. Valores Mayores de Velocidad ... 63

17. USO DE LOS RANGOS EN LAS VARIABLES DE PROCESOS ... 63

18. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD EN ESTADO ESTACIONARIO ... 64

18.1. Selección del Diámetro Requerido ... 64

18.2. Contrapresión vs Flujo y Diámetro ... 65

18.3. Velocidad Final vs Flujo ... 70

18.4. Perfil de Temperatura y Temperatura Final vs Flujo ... 71

18.5. Acumulación de Líquido vs Flujo ... 75

18.6. Patrones de Flujo vs Flujo ... 75

18.7. Límites de Operación ... 77

19. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD EN ESTADO NO ESTACIONARIO ... 78

19.1. Estado No Estacionario Estable ... 78

19.2. Integraciones de Tiempo ... 82

19.3. Origen del Flujo Tapón ... 83

19.4. Flujo Tapón Hidrodinámico ... 83

19.5. Flujo Tapón Debido a la Topografía del Terreno ... 90

19.6. Cambios en los Flujo de Producción ... 95

19.7. Parada ... 98

19.8. Nuevo Arranque ... 102

19.9. Uso de la Herramienta de Limpieza ... 105

19.10. Despresurización ... 107

19.11. Secuencias de los Análisis en Estado No Estacionario ... 110

20. TÓPICOS ADICIONALES DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO ... 112

(5)

INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

20.2. Deposición de Parafinas, Asfáltenos y Naftenos ... 112

20.2.1. Parafinas ... 113 20.2.2. Asfáltenos ... 115 20.2.3. Naftenos ... 115 20.3. Corrosión ... 115 20.4. Erosión ... 116 20.5. Condiciones de Producción ... 117

21. RECEPTOR DE BACHES DE LÍQUIDO ... 118

21.1. Separador Convencional ... 118

21.2. Separador Multitubos (Tipo Dedos) ... 118

21.3. Comparación de Ambos Tipos de Separadores ... 119

21.4. Criterios Básicos de Diseño ... 122

22. CONSIDERACIONES PARA LAS PROPUESTAS ... 125

22.1. Aseguramiento de Flujo en las Etapas del Proyecto ... 125

22.2. Costos de los Programas de Simulación ... 126

22.3. Análisis en Estado Estacionario ... 126

22.4. Análisis en Estado No Estacionario ... 127

22.5. Recomendaciones ... 128

23. REFERENCIAS ... 129

ANEXO 1 – COMPARACIÓN DE MODELOS PARA EL CÁLCULO DE PÉRDIDA DE PRESIÓN EN LÍNEAS DE TRANSPORTE ... 132

ANEXO 2 – PUBLICACIÓN: HOLDUP PREDICTIONS FOR WET-GAS PIPELINES COMPARED ... 157

ANEXO 3 – PROPIEDADES TÉRMICAS DE VARIOS MATERIALES ... 158

ANEXO 4 – LÍNEAS ENTERRADAS CON EL MODELO ESTÁNDAR DE OLGA® ... 160

ANEXO 5 – EJEMPLO DE LA ESTIMACIÓN DE HORAS REQUERIDAS PARA LOS ANÁLISIS EN ESTADO NO ESTACIONARIO ... 171

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 5 de 171 INEDON LISTA DE SÍMBOLOS

Símbolo Definición Unidades

AG Área de la sección de gas [m], [ft]

AH Área de la sección de hidrocarburo líquido [m], [ft]

AL Área de la sección de líquido [m], [ft]

AT Área interna total de la línea [m], [ft]

C Constante empírica para la velocidad erosional [m/s], [ft/s] (b)

cP Calor específico [J/(kg·K) ],(c)

D Diámetro externo nominal (a), [in]

dL Diferencial de longitud [m], [ft]

dP Diferencial de presión [bar], [psi]

dP/dL Gradiente de presión en función de la longitud [bar/m], [psi/ft]

e Espesor de pared de la línea [mm], [in]

E Factor de unión longitudinal [ - ]

F Factor de diseño [ - ]

Ft Factor de tolerancia de fabricación [ - ]

HL Retención de líquido [ - ]

k Conductividad térmica [W/(m·K) ],(c)

P Presión de diseño (a), [psig]

QG Flujo volumétrico actual de gas [m3/h], [ft3/h]

QL Flujo volumétrico actual de líquido [m3/h], [ft3/h]

S Mínimo esfuerzo de fluencia especificad (a), [psi]

t Espesor nominal requerido (a)_{, [in]}

T Temperatura [K], [°F]

T Factor de temperatura [ - ]

tcorr Espesor de corrosión permitida (a), [in]

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

U Coeficiente global de transferencia de calor [W/(m_[BTU/(h·ft2·K) ], 2_{·°F) ]}

ve Velocidad erosional [m/s], [ft/s]

vG Velocidad real (in situ) del gas [m/s], [ft/s]

vL Velocidad real (in situ) del líquido [m/s], [ft/s]

vM Velocidad de mezcla [m/s], [ft/s]

vS Velocidad de deslizamiento [m/s], [ft/s]

vSD Velocidad superficial de las gotas de líquido en la _{fase de gas} [m/s], [ft/s]

vSG Velocidad superficial del gas [m/s], [ft/s]

vSL Velocidad superficial del líquido(d) [m/s], [ft/s]

α

Difusividad térmica [m2/s], (c)

αG

Retención de gas [ - ]

ΔT

Diferencia de temperatura [°C], [°F]

Δt

Diferencia de tiempo [s],

∂

T Determinante de temperatura [K], (c)

∂

t Determinante de tiempo [s], (c)

∂ P

Determinante de presión [bar], [psi]

ε

Rugosidad absoluta [mm], [in]

λG

Retención de gas sin deslizamiento [ - ]

λL

Retención de líquido sin deslizamiento [ - ]

μ

Viscosidad [cP],

μJ

Coeficiente Joule-Thomson [°C/bara],

[°F/psia]

ρ

Densidad [kg/m3],(c)

ρG

Densidad actual del gas [kg/m3], [lb/ft3]

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

ρM

Densidad actual de la mezcla [kg/m3], [lb/ft3]

∇ Operador de gradiente (c)

Notas:

(a) _{Solo se indican las unidades de medición inglesas para las Ecuaciones (20) y (21)}

según ASME B31.8 [6].

(b) _{La Ref. [3] no indica la unidad de medición de la constante C. Este INEDON usa}

unidades de medición en función de las usadas para la velocidad y la densidad, tomando como ejemplo otras fuentes y especificaciones de Clientes, por tal motivo:

C = en m/s (ft/s) para ve en m/s (ft/s) y ρM en kg/m3 (lb/ft3).

(c) _{Solo se indican las unidades de medición métricas para las Ecuaciones (18) y (19).} (d) _{Algunos programas de simulación proporcionan v}

SL y ρL para la mezcla de las fases

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

1. INTRODUCCIÓN

El dimensionamiento de las líneas de transporte con flujo multifásico requiere criterios adicionales o diferentes a los usados para líneas con flujo monofásico y para las líneas con flujo bifásico dentro de las instalaciones de procesos. A diferencia de las líneas con fluido monofásico, el sobre dimensionamiento de una línea con flujo multifásico puede generar problemas operacionales.

El aseguramiento de flujo es parte fundamental para el transporte de fluidos multifásicos y se requieren evaluaciones en estado no estacionario.

2. OBJETIVOS

Los objetivos principales de este INEDON son:

A) Informar sobre el flujo multifásico y las consideraciones especiales que requiere.

B) Mostrar las diferencias básicas entre los programas de simulación disponibles en inelectra para los modelos de pérdida de presión en estado estacionario y no estacionario.

C) Informar sobre los tópicos a considerar en el aseguramiento de flujo. Figura 1 muestra un resumen.

D) Proveer los criterios básicos para el dimensionamiento de las líneas usadas para la recolección y transporte de hidrocarburos con más de una fase y del receptor de baches de líquido en la entrada de las facilidades de recepción.

3. EXCEPCIONES

Este INEDON no contempla los siguientes aspectos del dimensionamiento de líneas de transporte con flujo multifásico ni de aseguramiento de flujo:

A) Líneas (tubing y annulus) desde el reservorio hasta la cabeza del pozo, líneas umbilicales y líneas submarinas a gran profundidad. ¡

B) Simulación de los reservorios con las propiedades y relaciones de flujos de producción. ¡

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

Figura 1. Tópicos considerados en este INEDON para el aseguramiento de flujo.

Flujo mínimo estable

Velocidad límite del fluido Temperatura del fluido Acumulación de líquido

Límites de operación Patrones de flujo

Flujo tapón

Cambios en los flujos de producción

Parada y nuevo arranque Uso de la herramienta de limpieza e inspección Despresurización

Hidratos, parafinas, etc. Corrosión, erosión Condiciones de producción Receptor de baches de líquido v T liq

ρ

·v2 C

ρ

slug Q1 Q2 Q P T DTHS WAT CO₂ GOR slug P H_L

E

s

ta

d

o

e

s

ta

c

io

n

a

rio

Est

a

do no est

aci

o

n

a

ri

o

E

s

ta

do est

a

ci

o

n

ar

io

y no est

a

ci

onar

io

dm = 0

dt

___

dm ≠ 0

dt

___

dm = 0

dt

___

dm ≠ 0

dt

___

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

C) Consideraciones para la simulación de fluidos no newtonianos, de emulsiones o crudos que forman espumas.

D) Transferencia de calor en líneas parcialmente enterradas y en líneas submarinas ancladas con piedras, las cuales permiten el efecto térmico del agua.

E) Uso de medios externos de calentamiento o de aceite interno caliente (hot

dead oil). ¡

F) Esquemas de control, bombeo o medición de flujo multifásico para las líneas o el receptor de baches de líquido.

G) Determinación del espesor de pared para líneas con materiales como acero inoxidable, acero duplex u otras aleaciones; para estos materiales, consulte a la Disciplina de Diseño Mecánico.

H) Dimensionamiento y evaluación del receptor de baches de líquido tipo dedos (finger type slug catcher). Véase la Sección 21.

I) Efecto de la arena u otros sedimentos en la pérdida de presión.

J) Deposición de compuestos inorgánicos o escamas (scale) en las líneas. El símbolo ¡ indica que los aspectos mencionados pueden ser incluidos en los modelos de simulación, el símbolo indica una inclusión parcial o por medio de aproximaciones.

4. USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA

I. Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.

II. El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares, especificaciones, Leyes, etc.) nacional e internacional usada en el Proyecto; así como, solicitar al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local usada en el país donde se construye la instalación.

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

5. PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA

Procedimientos de gestión de la calidad relacionados con este INEDON:

Ingeniería (HM010)

903-HM010-A90-TEC-003 Equivalencia de Términos entre Centros de Ejecución

903-P3000-A20-ADM-917 Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas

Gestión de la Calidad (HM060)

903-HM060-G09-ADM-914 Elaboración y Actualización de Instrucciones de Trabajo

Procesos (HM120)

903-P3100-P09-ADM-901 Bases de Diseño 6. INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA

Instrucciones de trabajo relacionadas con este INEDON:

Procesos (HM120)

903-HM120-P09-GUD-013 Bases y Criterios de Diseño

903-HM120-P09-GUD-025 Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación

903-HM120-P09-GUD-048 Guía sobre los Contaminantes en el Gas Natural

903-HM120-P09-GUD-052 Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo

903-HM120-P09-GUD-054 Guía para la Selección de los Materiales de Construcción

903-HM120-P09-GUD-063 Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas

903-HM120-P09-GUD-069 Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión

Diseño Mecánico (HM140)

903-P3060-M59-ESP-033 Especificación Técnica para Trampa de Cochino

903-P3060-T10-GUD-067 Criterios para el Diseño de Pipelines

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

Los Procedimientos y las Instrucciones de Trabajo están relacionados de manera directa: el INEDON es citado en este documento, o indirecta: el INEDON contiene información adicional para el usuario; pero no es citado en este documento.

7. ACRÓNIMOS Y SIGLAS

3D Tridimensional

ASME American Society of Mechanical Engineers

API American Petroleum Institute

(API) RP Recommended Practice

(API) SPEC Specification

CE Condiciones Estándar

INEDON inelectra Documento Normalizado

HDPE High Density Polyethylene: Polietileno de Alta Densidad

MEG Monoetilenoglicol

MPOP Máxima Presión de Operación Permisible

NPS Nominal pipe size: tamaño nominal de la línea en pulgadas

PU Poliuretano

WAT Wax Appearance Temperature: Temperatura de Deposición de

Parafinas

WHFP Wellhead Flowing Fressure: Presión del Fluido en la Cabeza

del Pozo

WHFT Wellhead Flowing Temperature: Temperatura del Fluido en la

Cabeza del Pozo

8. MEMORIA DE CÁLCULO Y REPORTE DE ASEGURAMIENTO DE FLUJO Dependiendo del alcance del Proyecto, se pueden elaborar los siguientes documentos:

A) Memoria de Cálculo:

Es requerida cuando se realiza el dimensionamiento de las líneas de transporte con flujo multifásico, usando criterios pérdida de presión y de velocidad del fluido. En este caso se usa el INEDON “Guía para la Elaboración de la Memoria de Cálculo”, N° 903-HM120-P09-GUD-052.

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

B) Reporte de Aseguramiento de Flujo:

Se considera que este tipo de documento incluye, tanto el dimensionamiento de las líneas como los análisis para el aseguramiento de flujo; por tal motivo, el contenido es más complejo que una memoria de cálculo. A continuación, se muestra un resumen de la información requerida; pero el contenido es ajustado al alcance del Proyecto y la disponibilidad de información:

a) Resumen Ejecutivo:

El reporte comienza con un resumen del alcance del Proyecto, los resultados, conclusiones y recomendaciones más importantes.

b) Introducción.

c) Ubicación geográfica de las facilidades de producción:

Por ejemplo, una descripción breve de la ubicación con un mapa, así como un esquema de la red de producción.

d) Características del reservorio. Datos básicos sobre:

• La cantidad de pozos.

• La presión y temperatura del reservorio.

• Los componentes críticos para el diseño, por ejemplo, la presencia de CO2, H2S, agua y arena.

e) Estrategia de desarrollo:

• Fases o etapas para el desarrollo de la producción. • Flujos totales de producción en función de los años. • Implementación de equipos de producción y de superficie.

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

f) Definición del alcance del aseguramiento de flujo: Ejemplos:

• Definición de los casos de estudios, los cuales pueden estar basados en los flujos de producción, los años de producción, el contenido de los contaminantes, la temperatura del medio circundante, etc.

• Elaboración del modelo de simulación, véase la Sección 12 para información sobre los simuladores comerciales usados por

inelectra.

• Dimensionamiento de las líneas de producción.

• Confirmación de la ubicación para las cabezas de pozo y la ruta de las líneas de producción.

• Desarrollo de los análisis en estado estacionario (véase la Sección 18 y 20) y no estacionario (véase la Sección 19 y 20), se indican cuáles análisis son realizados y se explica porqué otros no son realizados.

• Suministrar información para la ingeniería de yacimiento, por ejemplo, curvas de contrapresión en función del flujo de producción.

• Suministrar información para las facilidades de superficie, por ejemplo, los requerimientos de inhibidor de formación de hidratos.

g) Premisas y criterios de diseño:

• Datos requeridos para la transferencia de calor, véase la Sección 11.7 y el resumen del Cuadro 2.

• Caracterización del fluido, véase la Sección 13.

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INEDON

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• Márgenes y criterios de diseño, véanse las Secciones 15, 16, 17 y 21.

h) Resumen de los resultados:

Esta sección incluye los resultados más relevantes. Ejemplos: • Diámetros de las líneas de producción.

• Gráficos con los resultados de los en estado estacionario (véase la Sección 18 y 20) y no estacionario (véase la Sección 19 y 20).

• Dimensiones del separador de baches de líquido.

La información detallada de los resultados puede ser incorporada como anexos.

i) Conclusiones: Ejemplos:

• Cuadro resumen con las dimensiones de las líneas de producción.

• Disponibilidad de la presión en la cabeza del pozo para vencer las pérdidas de presión y lograr la presión deseada en las facilidades de recepción.

• Cumplimiento de los criterios de diseño.

• Riesgos o medios para la mitigación de la formación de hidratos, la deposición de parafinas, la corrosión, etc.

j) Recomendaciones: Ejemplos:

• Material de las líneas de producción. • Tipo de inhibidor de formación de hidratos.

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

• Aspectos que tienen que ser evaluados en una etapa posterior del Proyecto.

• Aspectos del aseguramiento del flujo que no están incluidos en el alcance, pero que se han detectado como importantes para el Proyecto, por ejemplo, un estudio de corrosión.

• Cambio de las rutas de líneas de producción.

• Cualquier aspecto que ayude a garantizar las metas de producción esperadas por el Cliente.

9. LECCIONES APRENDIDAS

Las Lecciones Aprendidas están disponibles a través de la página de intranet de Ingeniería. El sistema de Lecciones Aprendidas puede contener información adicional para el tema de este INEDON.

El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, establece los pasos para la identificación, captura, registro en el sistema, etc. de las Lecciones Aprendidas.

El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917, indica lo siguiente “cuando no se encuentre evidencia del uso del Sistema de Lecciones Aprendidas, se levantará una No Conformidad” durante una revisión técnica.

10. DEFINICIONES GENERALES

Agua Libre (Free Water or Water Film)

Agua en estado líquido procedente del reservorio o formada por condensación.

Análisis PVT (PVT Analysis)

Análisis realizado para establecer las propiedades de un fluido y de sus fases en función de la presión, el volumen y la temperatura. Las propiedades son termodinámicas y de transporte, por ejemplo, entalpía, conductividad térmica, densidad, viscosidad y tensión superficial.

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 17 de 171 INEDON Árbol de Navidad (Christmas tree, X-mas tree)

Arreglo de líneas y válvulas en la cabeza del pozo (Figura 2) que controla el flujo de crudo y gas.

Figura 2. Árbol de navidad, adaptado de [2].

Arquitectura del Sistema o de la Red (System or Netwok Arquitecture)

Estructura con la definición de los diámetros y las rutas de las líneas de recolección, producción o transporte. El aseguramiento de flujo permite definir o corroborar una arquitectura propuesta, ejemplo en una Ingeniería Conceptual.

Bases de Diseño (Basis of Design)

Documento elaborado conjuntamente entre el Cliente e inelectra. El documento establece la información básica del lugar del Proyecto, premisas y criterios de diseño especiales o particulares, requerimientos de operación, constructibilidad y mantenimiento, normativa para el Proyecto, y toda la información adicional en la cual se fundamenta la ejecución del Proyecto.

Dependiendo del alcance del Proyecto y del documento, los usuarios pueden ser solo Procesos, varias o todas las Disciplinas. Consulte los INEDON “Bases de Diseño”, N° 903-P3100-P09-ADM-901, y “Bases y Criterios de Diseño”, N°

903-HM120-P09-GUD-013.

wing valve

master valve tubing head adapter swab or crown valve

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INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 18 de 171 INEDON Cabeza de Pozo (Wellhead)

Equipo de control instalado en la parte superior del pozo. Consiste de salidas, válvulas, instrumentos, etc.

Caracterización de los fluidos de reservorio en función del contenido de gas, crudo (o condensado), agua, etc.

Figura 3. Separación de los flujos de gas, crudo o condensado y agua para la caracterización de los fluidos de reservorio, adaptado de [16]. En la industria petrolera se usan las siguientes relaciones para la caracterización de los fluidos de reservorio:

• Relación Gas/Crudo, GOR (Gas Oil Ratio)

CE @ CE @ o O acenamient que de alm el rudo desde Flujo de c as G Flujo de g GOR tan = _{Ec. 1}

Las unidades de medición de los flujos pueden ser SCF/STBO (standard tank

barrels of oil), SCF/SBBL o Sm3/Sm3. La definición anterior de GOR es la más

“purista”; pero es común indicar el GOR a las condiciones del separador de prueba del cual fueron obtenidos los flujos de gas y crudo (Figura 3). Ejemplo:

GOR = 55 SCF/SBBL @ 150 psig y 75 °F.

• Relación Condensado/Gas, CGR (Condensate Gas Ratio) CE @ CE @ as G Flujo de g C ondensado Flujo de c CGR= _{Ec. 2}

Cabeza del Pozo

G: Flujo total de gas

O: Crudo o condensado W: Agua de producción Tanque atmosférico para almacenamiento Separador de prueba

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La definición de CGR aplica a la producción de gas con condensado, mientras que el GOR es aplicado para la producción de crudo con gas. Los flujos del CGR son obtenidos generalmente en separadores de prueba. • Relación Agua/Crudo (o Condensado), WOR (Water Oil Ratio)

CE @ CE @ rudo O Flujo de c gua W Flujo de a WOR= Ec. 3

• Corte de Agua (Water Cut)

Fracción de agua en el crudo o en el condensado:

W O W gua Corte de a + = Ec. 4

• Agua y Sedimentos Básicos, BSW (Basic Sediments and Water)

S W O S W BSW + + + = Ec. 5

El BSW es siempre igual o mayor que el corte de agua. Los sedimentos pueden ser arena, sales inorgánicas y otros sólidos no solubles en la fase líquida.

Figura 4. Valores típicos de GOR y CGR para fluidos de reservorio, adaptado de [16].

10 100 1000 10 000 100 000

GOR [SCF/STBO]

Crudo Hidrocarburo

volátil

Gas con condensado

Gas húmedo Gas seco 1500 a 3500

100 000 10 000 1000 100 10

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903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 20 de 171 INEDON Condensado (Condensate)

(1) Termino usado para los hidrocarburos líquidos que se forman en el gas natural por condensación, también son llamados gasolina natural.

(2) Formación de agua líquida después de la condensación del vapor de agua.

Condiciones Actuales (Actual Conditions)

Presión y temperatura del fluido a las condiciones de operación (@ P y T). El término aplica a variables volumétricas como el flujo y la densidad. La designación “A” es de uso común en la industria, por ejemplo, ACF (Aft3): pie cúbico actual, Am3: metro cúbico actual.

Condiciones Estándar y Normales (Standard & Normal Conditions)

Presión y temperatura base para la especificación del volumen de gas y líquido, los valores típicos son:

Condición Presión absoluta Temperatura

[bar] [psi] [°C] [°F] Estándar _{1 atmósfera}

estándar 1,01325 14,6959

15,56 60,00

Normal 0,00 32,00

Las designaciones “S” para estándar y “N” para normal son de uso común en la industria. Ejemplos: SCF (Sft3), pie cúbico estándar; Nm3, metro cúbico normal.

Las condiciones estándar o normales están definidas en las Bases de Diseño del Proyecto.

Crudo, Aceite (Crude, Oil)

Fase líquida de hidrocarburo con compuestos más pesados que los contenidos en el condensado de gas.

Efecto o Expansión Joule-Thomson (Joule-Thomson Effect or Expansion)

Cambio de la temperatura de un fluido, el cual ocurre cuando éste es expandido a entalpía constante desde una alta presión hasta otra más baja, se define como:

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903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 21 de 171 INEDON h J _P T ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ ∂ ∂ =

μ

Ec. 6

μJ es el coeficiente Joule-Thomson en unidades de temperatura/presión;

∂T es la derivada de la temperatura en unidad de temperatura;

∂P es la derivada de la presión en unidad de presión;

h es la entalpía, constante en este caso.

Si el coeficiente es positivo, el fluido se enfría al expandirse y si es negativo, se calienta. El efecto es de enfriamiento para la mayoría de los gases, excepto el hidrógeno y el helio.

Figura 5. Diagrama presión-entalpía con una expansión isentálpica.

Estado Estacionario (Steady State)

Término aplicado a las simulaciones de modelos matemáticos que no consideran el cambio de las variables en función del tiempo, Δt = 0.

Estado No Estacionario, Simulación Dinámica o Transitoria (Unsteady

State, Dynamic or Transient Simulation)

Término aplicado a las simulaciones de modelos matemáticos que consideran el cambio de las variables en función del tiempo, Δt ≠ 0.

Entalpía

P

resión

Isoterma 1

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903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 22 de 171 INEDON Gas Ácido (Sour Gas)

Gas que contiene cantidades no deseadas de dióxido de carbono (CO2), sulfuro

de hidrógeno (H2S) o mercaptanos (R-SH).

Gas Dulce (Sweet Gas)

Gas que contiene cantidades por debajo del límite de CO2, H2S o mercaptanos.

También es el gas que se obtiene de la unidad de endulzamiento.

Gas Húmedo (Wet Gas)

(1) Un gas que contiene agua o no ha sido deshidratado.

(2) Término que equivale a un gas rico, es decir con cierta cantidad de hidrocarburos pesados y recuperables.

Gas Natural Asociado (Associated Natural Gas)

Gas natural presente en reservorios de petróleo. El gas es extraído junto con el petróleo, luego separado y procesado.

Gas Natural No Asociado (Non-Associated Natural Gas)

Gas natural extraído de reservorios donde no hay petróleo.

Herramienta de Limpieza e Inspección, Cochino (Venezuela), Marrano (Colombia), Chancho (Argentina), Diablo (México) (Cleaning and

Inspection Tool, Pig, Scrapper)

Equipo usado para:

• Limpiar la línea y remover arena, agua libre, parafinas, etc.

• Realizar una inspección (herramienta inteligente o instrumentada, Figura 6) y determinar el espesor de pared y por ende el efecto de la corrosión-erosión o determinar la ruta de la línea por medio de sistemas de posicionamiento global.

• Separar dos tipos de líquidos transportados en la misma línea (Figura 7). • Envío de inhibidor de corrosión para lograr que toda la superficie interna

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El INEDON “Especificación Técnica para Trampa de Cochino”, N° 903-P3060-M59-ESP-033, contiene información sobre los dispositivos (trampas) de envío y recepción de las herramientas.

Figura 6. Tipos de herramientas de limpieza e inspección. Abajo, los del tipo inteligente para mediciones.

Figura 7. Separación de diferentes líquidos por medio de una herramienta.

Figura 8. Bache de inhibidor de corrosión separado por dos herramientas.

Inhibidor de corrosión Herramienta Sin fluido de sacrificio

Fluido de sacrificio Herramienta

Fluido 2

Fluido 1

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903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 24 de 171 INEDON Hidratos de Gas (Gas Hydrates)

Consulte el INEDON “Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903-HM120-P09-GUD-063.

Línea, Tubería, Cañería, Caño o Ducto (Line, Pipe)

Conducto, generalmente circular, para el transporte de fluidos en estado gaseoso, líquido o una mezcla de ambos.

Línea de Recolección o de Flujo (Flow Line)

Línea de transporte para los hidrocarburos extraídos del yacimiento, desde la cabeza del pozo hasta el múltiple de recolección (Figura 11).

Línea Troncal (Trunk Line)

Línea de transporte desde el múltiple de recolección hasta las facilidades de recepción (Figura 11).

Línea Umbilical (Bundle Line, Bundled Pipeline)

Línea que contiene otras líneas en su interior (Figura 9), las cuales pueden transportan hidrocarburos, fluidos de calentamiento, etc. en ambas direcciones. También puede contener líneas de transmisión de electricidad, fibra óptica, etc.

Figura 9. Línea umbilical para el transporte de varios fluidos.

Línea umbilical Fluido de calentamiento Aislamiento térmico Fluido de producción MEG

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903-HM120-P09-GUD-067.DOCX/28/01/2009/AA/pa 25 de 171 INEDON Macolla (Venezuela), Racimo (Cluster)

Área donde llegan varias líneas de recolección (Figura 11) y en donde se encuentra el múltiple de recolección; y de ser requerido algunos equipos como separadores de prueba, líneas de despresurización y enfriadores.

Máxima Presión de Operación Permisible, MPOP (Maximum Allowable

Operating Pressure, MAOP)

Es la máxima presión a la cual puede operar un sistema y según lo establecido en el código de diseño, fabricación y prueba.

Múltiple de Recolección, de Producción, Bloque de Válvulas (Manifold)

Arreglo de líneas y válvulas donde llegan las líneas de recolección para luego salir en una línea troncal o hacia otro múltiple (Figura 10).

Figura 10. Esquemático de un múltiple de recolección.

Punto de Fluidez (Pour Point)

Temperatura más baja a la cual se observa movimiento del fluido de prueba bajo condiciones definidas en la prueba [7]. También se conoce como temperatura de aparición de parafinas, WAT.

Reservorio, Yacimiento (Reservoir)

Acumulación de crudo y/o gas en roca porosa como la arenisca (Figura 11). Un reservorio petrolero normalmente contiene tres fluidos (crudo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus densidades. El gas siendo el

Líneas de flujo

Línea troncal

M

últiple de recolecció

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más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el crudo la parte intermedia y el agua la parte inferior. También existen los yacimientos de gas natural no asociado con contenido de agua.

Figura 11. Ejemplo de líneas de recolección y transporte de hidrocarburos.

Tiempo de Cómputo

Tiempo requerido por la computadora (el ordenador) para realizar una simulación en estado estacionario o no estacionario.

Tiempo de Simulación

Tiempo establecido por el usuario en una simulación de estado no estacionario, el cual equivale a un periodo de tiempo en la realidad, pero por la velocidad de cómputo, es menor que este último. Ejemplo:

• Tiempo de simulación: 5 días, los cuales equivalen al mismo periodo de tiempo en la realidad. Macolla Líneas de recolección Línea troncal Reservorio Cabeza de pozo Múltiple de recolección Facilidades de recepción

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• Tiempo de cómputo: 10 horas, las cuales son requeridas para realizar una simulación de 5 días.

Válvula de Estrangulación de Flujo (Choke Valve)

Válvula de control de flujo que puede ser instalada en el arbolito de navidad o al final de la línea de flujo, este último caso puede ser usado en las líneas de producción submarinas. Las válvulas de estrangulación son generalmente de ángulo (Figura 12).

Figura 12. Válvula de estrangulación. 11. FUNDAMENTOS TEÓRICOS

11.1. Aseguramiento de Flujo

El aseguramiento o garantía de flujo consiste en mantener una producción ininterrumpida desde el reservorio hasta las facilidades de recepción con los costos mínimos de inversión y operación.

El aseguramiento de flujo es actualmente uno de los tópicos principales para el diseño de un sistema de producción de hidrocarburos y la especificación de los procesos de producción.

Los tópicos considerados en el aseguramiento de flujo son evaluados con análisis en estado estacionario y no estacionario. Los análisis incluyen la evaluación de riesgos y la incertidumbre asociada con los procedimientos

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operacionales, y contribuye a un mejor estimado económico de las facilidades de producción.

Figura 13. Dimensionamiento de las líneas de transporte considerando el aseguramiento de flujo.

11.2. Flujo Multifásico

La Figura 14 muestra ejemplos de flujos multifásicos en la producción de hidrocarburos. La combinación de fluidos puede estar presente desde el reservorio hasta las facilidades de recepción. En algunos casos, alguna de las fases se puede originar durante el transporte, principalmente debido a la disminución de la temperatura, por ejemplo, la formación de condensado de hidrocarburos, agua libre, hidratos o parafinas.

Bases de Diseño Información del Cliente Información de otras disciplinas Información de fabricantes

Análisis en estado estacionario y dimensionamiento preliminar

Selección del diámetro requerido

Análisis en estado no estacionario

Límites de operación

Dimensionamiento final Criterios de operación

(30)

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Figura 14. Flujos multifásicos en la producción de hidrocarburos.

Figura 15. Ejemplo de flujo multifásico en una línea de transporte.

Las secciones siguientes presentan los fundamentos teóricos más usados en el cálculo de pérdida de presión aplicados al flujo bifásico para simplificación [12]

Fase de gas Gotas de la fase

líquida en el gas Burbujas del gas en la fase líquida

Fase de hidrocarburo líquido

Fase de

agua líquida Arena

Gotas de agua en el hidrocarburo Gotas de hidrocarburo en el agua Flujo Multifásico

Gas + Gotas de líquido (Hidrocarburo o Agua) Hidrocarburo líquido + Burbujas de gas y/o Gotas de agua

Agua libre + Burbujas de gas y/o Gotas de Hidrocarburo Hidratos + Otra Fase

Parafinas (ceras), Asfáltenos o Naftenos + Otra Fase Arena + Otra Fase

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11.3. Propiedades Físicas y Definiciones Básicas

El cálculo del gradiente de presión requiere conocer la velocidad y las propiedades de los fluidos como densidad, viscosidad y en algunos casos, la tensión superficial. Cuando estas variables son calculadas para flujo bifásico, se utilizan ciertas reglas de mezcla y definiciones únicas [9]. Las propiedades más importantes son las siguientes:

A) Retención de líquido (liquid hold-up):

La retención de líquido se define como la relación entre la cantidad de volumen de líquido en un segmento de línea y el volumen total de dicho segmento: línea de segmento del Volumen línea de segmento un en líquido de Volumen = L H (7)

La definición de HL varía entre cero, fase gaseosa completamente, y uno,

fase líquida completamente (Figura 16). El volumen restante de la línea ocupado por el gas se denomina hold-up de gas o fracción de vacío.

L

G = −H

α 1 (8)

B) Retención de líquido sin deslizamiento (no-slip hold-up):

La retención de líquido sin deslizamiento es la razón de volumen del líquido en un segmento de la línea dividido por el volumen total de dicho segmento, considerando que ambas fases viajan a la misma velocidad. Puede ser calculado directamente con los caudales volumétricos:

G L L L Q Q Q + = λ (9)

El hold-up de gas sin deslizamiento se define como:

L

G = −λ

λ 1 (10)

La diferencia entre la retención y la retención sin deslizamiento es una medida del grado de deslizamiento entre las fases.

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Figura 16. Retención de líquido. C) Velocidad superficial:

La velocidad superficial de una fase fluida es la velocidad que esta fase exhibiría si fluyera sola a través de la sección transversal de la línea. La velocidad superficial representa la tasa de flujo volumétrico de una de las fases por unidad de área.

G G SG A Q v = ₍₁₁₎ L L SL A Q v = (12)

La velocidad de la mezcla es el flujo volumétrico total por unidad de área y está dada por:

SG SL T G L M v v A Q Q v = + = + (13) = × longitud AL AG = αG

Retención de líquido = × longitud AG + AL AL AH AA Retención de hidrocarburo _A G + AH + AA AH AG + AH + AA Aagua Retención de agua = × longitud AG = αG Sistema bifásico Sistema trifásico

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D) Velocidad real (in situ):

La velocidad real o actual de la fase es el caudal volumétrico entre el área que ocupa dicha fase. De esta manera para líquido o gas la velocidad actual se puede hallar con las siguientes expresiones:

L SL L T L L H v H A Q v = ⋅ = (14) L SG G T G G H v A Q v − = α ⋅ = 1 (15) E) Velocidad de deslizamiento:

La velocidad de deslizamiento representa la velocidad relativa entre las dos fases, se define como la diferencias entre las velocidades reales del gas y del líquido:

L G

S v v

v = − (16)

11.4. Patrones de Flujo

Cuando dos fluidos con diferentes propiedades se desplazan simultáneamente a través de una línea, la fase gaseosa y la líquida se distribuyen dentro de la misma formando diferentes configuraciones, las cuales reciben el nombre de patrones o regímenes de flujo [1]. Los factores que determinan la existencia de diversos patrones de flujo en una línea son mostrados en la Figura 17.

Variables como la pérdida de presión, perfiles de velocidad y la retención de líquido son fuertemente dependientes de dichos patrones.

Muchos investigadores han tratado de predecir y clasificar los patrones de flujo para varias condiciones y muchos nombres han sido colocados para las diferentes configuraciones. En la mayoría de los casos dichas clasificaciones han sido enfocadas a flujo horizontal y flujo vertical independientemente.

(34)

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Figura 17. Factores que afectan el patrón de flujo. La figura incluye el efecto del estado no estacionario.

La denominación de los patrones de flujo de la Figura 18 y Figura 21 es la propuesta por Beggs y Brill [9]. La clasificación junto con su descripción gráfica se muestra en las siguientes figuras para líneas verticales y horizontales respectivamente.

11.4.1. Patrones de Flujo Horizontal y Levemente Inclinado A) Flujo de burbuja alargada [26]:

Las burbujas alargadas y separadas de gas flotan en la porción superior de la línea cuando la cantidad de líquido es intermedia y la velocidad del gas es baja. A velocidades bajas del gas, estas burbujas se aglomeran y forman el equivalente distorsionado de una burbuja uniformemente cilíndrica.

• Líneas levemente inclinadas y ascendentes: la resistencia del líquido se incrementa y el patrón de flujo se desplaza hacia el estratificado. • Líneas levemente inclinadas y descendentes: se reduce la resistencia

del líquido debido a que el efecto de la gravedad acelera la fase líquida y se favorece el flujo de burbuja dispersa.

Geometría de la línea

Diámetro interno Pendiente

Condiciones de operación y Composición del fluido

Propiedades físicas de las fases

Flujos volumétricos de las fases

Velocidades de las fases

Patrón de flujo Cantidad de líquido

Estado no estacionario Tiempo

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Figura 18. Patrones de flujo para sistemas gas-líquido en líneas horizontales, terminología de Beggs y Brill, adaptado de [27].

B) Flujo tapón [26]:

Las proporciones intermedias de líquido y de gas originan que las burbujas alargadas de extremos redondeados se alarguen aun más y ocupan una porción mayor de la sección transversal de la línea y sufren más distorsión. Además se encuentran separadas por tapones de líquido que puede contener burbujas de gas. El flujo tapón es una transición del patrón de burbuja alargada al flujo de neblina anular. En el flujo tapón el gas viaja a una velocidad notablemente mayor que el líquido.

• Líneas levemente inclinadas y ascendentes: el patrón puede ser de flujo tapón (Figura 19), esto se origina por el incremento del diferencial de velocidad entre las fases causado por un incremento de la resistencia del líquido.

• Líneas levemente inclinadas y descendentes: la velocidad del líquido es incrementada por el efecto de la gravedad y no alcanza fácilmente el flujo tapón ni siquiera con un aumento de la cantidad de gas. Cuando la velocidad del líquido es suficientemente alta, se favorece una rápida transición al flujo anular.

Intermitente Distribuido Segregado

Burbuja alargada o tapón de gas

Tapón de líquido Burbuja dispersa Neblina Estratificado liso Estratificado ondulado Anular

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Figura 19. En líneas de transporte de gas con condensado es frecuente encontrar el cambio en el patrón de flujo en función de la pendiente. C) Flujo de burbuja dispersa [26]:

En este patrón de flujo, las burbujas del gas están casi uniformemente distribuidas por todo el líquido. El perfil de concentración de burbujas es un asimétrico y llega al máximo cerca del tope de la línea. Las fases de vapor y de líquido tienen igual velocidad de flujo.

D) Flujo de neblina [26]:

Cuando en el flujo anular la velocidad del gas llega a ser suficientemente alta, la película del líquido se desprende de las paredes y es transportado como pequeñas gotas por el gas. En el flujo de neblina, las fases de vapor y líquido están íntimamente mezcladas, y la mezcla bifásica se asemeja mucho a una fase homogénea.

E) Flujo estratificado [26]:

A baja velocidad del líquido y muy baja velocidad del gas, ocurre una completa estratificación de los fluidos ocupando el gas la porción superior de la línea sobre una interface calmada de gas y líquido. Este es el patrón de flujo estratificado de interface calmada. El incremento de la velocidad del gas produce agitación en la interface del gas y líquido y ocurre el patrón de flujo estratificado de interface agitada.

La porción volumen de la línea ocupada por cada fase se mantiene relativamente constante. El flujo estratificado ocurre rara vez con flujo ascendente (Figura 22).

Flujo ascendente Î Flujo intermitente

Flujo descendente Î Flujo segregado

(37)

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F) Flujo estratificado ondulado [26]:

Una mayor proporción de flujo de gas ocasiona que la velocidad del gas es mayor que la velocidad del líquido, lo cual origina ondas en la superficie del líquido. La amplitud de onda incrementa al hacerse mayor la proporción de gas.

• Líneas levemente inclinadas y ascendentes: no favorecen el flujo estratificado ondulado.

• Líneas levemente inclinadas y descendentes: se producen ondas moderadas debido que el efecto de la gravedad aminora la resistencia del líquido.

Figura 20. Fotografías de dos patrones de flujo horizontal [1]. G) Flujo anular [26]:

La alta cantidad de líquido origina que el líquido fluya como una película anular a lo largo de las paredes, mientras que el gas fluye como un núcleo de alta velocidad en el centro de la línea. Este núcleo de vapor transporta algunas gotas del líquido porque el gas desprende parte del líquido de la película. El flujo anular tiene mucha estabilidad y unida al hecho de que se favorece la transferencia en masa del flujo de gas y líquido, hace muy beneficioso este régimen de flujo para algunas reacciones químicas.

Los efectos de las pérdidas de presión por fricción y de aceleración son mucho más importantes en el flujo anular que el efecto de elevación. Por esta razón la dirección del flujo y la orientación de la línea tienen poca influencia en las condiciones bajo las cuales se produce el flujo anular.

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11.4.2. Patrones de Flujo Vertical

Figura 21. Patrones de flujo para sistemas gas-líquido en líneas verticales, terminología de Beggs y Brill, adaptado de [27].

A) Flujo burbuja [26]:

El líquido fluye hacia arriba y forma la fase continua con gas disperso formando burbujas individuales. Estas burbujas están distribuidas por toda la sección transversal de la línea e incrementan su tamaño, cantidad y velocidad al incrementar el flujo de gas. La velocidad de las burbujas de gas puede diferir significativamente de la velocidad de la fase líquida. B) Flujo burbuja – tapón de líquido [26]:

El gas fluye en burbujas de gran tamaño con forma de bala con una superficie limitada y característica. En función de las velocidades superficiales del gas y el líquido, se pude o no generar espuma.

C) Transición: Tapón de líquido – Flujo anular [26]:

El aumento en la cantidad de gas, por ende en su velocidad superficial, genera un patrón de transición. La forma de las burbujas de gas se distorsiona y se vuelve irregular El flujo de transición también es llamado flujo churn.

Anular – Burbuja de líquido

Burbuja Burbuja – Tapón

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D) Flujo anular – Burbuja de gas – Anular con neblina [26]:

El gas fluye en el centro de la línea con el líquido como una película en las paredes, pero con menor velocidad. Cuando la velocidad del gas en mucho mayor, éste desprende gotas de líquido y las transporta como un neblina.

La Figura 22 muestra el cambio en el mapa de patrón de flujo en función de la inclinación, y por consiguiente, del flujo ascendente o descendente.

Figura 22. Efecto de la pendiente en el patrón de flujo, adaptado de [8]. 11.5. Modelos y Correlaciones del Cálculo del Gradiente Total de Presión

Al igual que el caso monofásico, el gradiente total de presión suele ser dividido en tres componentes los cuales son derivados a través de un balance de energía. Un componente de elevación (subíndice e) el cual representa el cambio de energía potencial o elevación en la línea, un componente de pérdidas por fricción (subíndice f ) y un componente de aceleración (subíndice

a) el cual representa los cambios de energía cinética:

a f e dL dP dL dP dL dP dL dP ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ + ⎟ ⎠ ⎞ ⎜ ⎝ ⎛ = ₍₁₇₎

Muchas correlaciones han sido desarrolladas para predecir la pérdida de presión, las cuales difieren en la manera para calcular estos tres componentes.

Velo cid a d superficia l del ga s [m/s ] Pendiente +30° Pendiente +90°

Velocidad superficial del líquido [m/s]

Tapón de líquido intermitente (I) Burbuja dispersa (BD)

Burbuja (B)

Transitorio tapón-anular (TA) Anular (A)

Estratificado ondulado (EO)

Pendiente −30° Pendiente −90° A A A I I I I BD BD BD BD A B B EO TA

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Las definiciones de cada término para flujo monofásico son usualmente adaptadas para flujo bifásico suponiendo que la mezcla gas-líquido es homogénea para un volumen finito de la línea.

Cuadro 1. Resumen del efecto de los términos de fricción, elevación y de aceleración según el tipo de flujo.

Tipo de Flujo Término de _Fricción Término de _Elevación _AceleraciónTérmino de

Monofásico Fricción contra la superficie de la línea Independiente del flujo. Líquido: dependiente de la diferencia de elevación Gas: despreciable, a excepción de sistemas de muy alta presión. Generalmente despreciable; pero aplica para una despresurización a alta velocidad Multifásico Fricción de las fases contra la superficie de la línea. Fricción de las fases entre sí Densidad de las fases. Ángulo de inclinación. Cantidad de líquido (variación del flujo). Generalmente despreciable; pero aplica para una

despresurización a alta velocidad

En general el componente de fricción entre un modelo y otro difiere principalmente en la manera como el factor de fricción es determinado y en la variedad de patrones de flujo. Muchas correlaciones intentan relacionar el factor de fricción con diversas definiciones del número de Reynolds. Por otro lado, el componente de aceleración es completamente ignorado por algunos autores e ignorado en algunos patrones de flujo por otros.

La complejidad de estos cálculos para flujo bifásico originó que las primeras aproximaciones resultaron del tipo empírico desarrolladas a partir de datos de campo o experimentales. Estas fueron muy exitosas; pero nunca explicaron el fenómeno en sí, limitándose a casos similares a las condiciones para los que fueron desarrollados.

(41)

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El desarrollo de las correlaciones se basó en diversas aproximaciones. Los primeros investigadores supusieron la inexistencia de deslizamiento entre las fases, es decir, gas y líquido viajando a la misma velocidad. Posteriormente se desarrollaron los modelos separados en los que se supuso que la fase gas y líquida viajan a diferentes velocidades (consideran deslizamiento). Un avance significativo para estos modelos consistió en considerar el patrón de flujo para el resto de los cálculos, ya que a partir de aquí se produjeron modelos y correlaciones específicas para cada patrón de flujo [1].

Las limitaciones de las correlaciones empíricas dieron paso a mediados de la década de 1970 a los llamados modelos mecanísticos. Estos pretenden describir el fenómeno de flujo bifásico a partir de los balances y ecuaciones que describen el proceso, y por lo tanto no se limitan a condiciones específicas como tipo de fluidos, diámetros de línea y cualquier otra variable.

Los Anexos 1 y 2 muestran la comparación entre la correlación empírica de Beggs y Brill vs el modelo mecanístico OLGAS. También incluye la recomendación sobre el uso de modelos mecanísticos para el dimensionamiento de líneas con flujo multifásico.

11.6. Efecto del Flujo Multifásico en la Pérdida de Presión

El comportamiento del gradiente presión es diferente en flujo multifásico en comparación con flujo monofásico. La Figura 23 muestra que el término de fricción tiene un efecto inverso comparado con el de elevación para el flujo multifásico. Este último aumenta para flujos menores debido a la acumulación de líquido en la línea. Las regiones dominadas por la fricción y por la acumulación de líquido son mostradas en la Figura 25 con variación del flujo y del diámetro; el límite es definido por el punto de inflexión de la curva (cambio de pendiente), el cual corresponde al flujo mínimo estable.

No se recomienda la operación en la zona dominada por la acumulación de líquido, debido a que el flujo multifásico crea inestabilidad en la operación. Véase la sección 18.2.

(42)

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Figura 23. Diferencia entre el gradiente total de presión en flujo monofásico y multifásico para flujo ascendente.

Figura 24. Diferencia entre el gradiente total de presión en flujo monofásico y multifásico para flujo descendente.

dP/ dL

Flujo

dP/ dL

Fricción

Flujo monofásico Flujo multifásico

Flujo Elevación Total dP/ dL Flujo dP/ dL Total Fricción

Flujo monofásico Flujo multifásico

Flujo Elevación

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Figura 25. Regiones dominadas por la fricción y por la acumulación de líquido en función del flujo y del diámetro.

11.7. Transferencia de Calor

Esta sección contiene información básica sobre la transferencia de calor aplicada a las líneas de transporte y al uso de los modelos de simulación. Información más detallada puede ser consultada en la bibliografía especializada.

El modelo de capas concéntricas es el más común para el cálculo de transferencia de calor en líneas circulares (Figura 26). Las capas contienen las propiedades mostradas en el Cuadro 2, las cuales son requeridas para cálculos en estado no estacionario.

El cálculo de transferencia de calor por medio de un coeficiente global (U) es evitado debido a que:

• El valor de U no es constante a lo largo de la línea.

• Las simulaciones en estado no estacionario tienen resultados errados.

dP/ dL

Flujo

dP/ dL

Fricción

Variación del flujo Variación del diámetro

Diámetro Elevación Total Dominado por la acumulación de líquido Dominado por la acumulación de líquido

Dominado por la fricción

Mín. flujo estable

(44)

INEDON

PROCESOS _{903-HM120-P09-GUD-067}

Figura 26. Modelo de capas concéntricas usado para el cálculo de transferencia de calor. La figura muestra la pérdida de calor del fluido hacia el medio circundante; pero también existe el caso contrario, en el cual el fluido gana calor.

Cuadro 2. Propiedades requeridas para el cálculo de transferencia de calor.

Propiedad

Material Aire

o Agua

Suelo Aislamiento_Térmico _{calentamiento}Medio de

Recubrimiento contra corrosión externa Metal Temperatura, T 9 9 9 9 --- ---Conductividad térmica, k 9 9 9 9 9 9 Densidad, ρ 9 9 9 9 9 9 Calor específico, cP 9 9 9 9 9 9 Viscosidad, μ 9 --- --- 9 --- ---Velocidad, v 9 --- --- 9 --- --- Coeficiente de expansión térmica, β 9 --- --- 9 --- ---Espesor, e --- 9 9 --- 9 9 Tsuelo

Q

·

Aislamiento térmico (si existe) Pared de la línea Suelo Tfluido Fluido Recubrimiento contra corrosión