REPUBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÌA DE GAS

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE GAS DEL CAMPO LAGOMAR

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Académico de:

MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÌA DE GAS

Autor: Ing. Josselyn Valera.

Tutor: Prof.: Jorge Barrientos

Co -Tutor: Ing. Adriana Moreno. MSc. Gas

Maracaibo, octubre 2011

Valera Rosales, Josselyn Coromoto. (Optimización del Sistema de Recolección de gas del Campo Lagomar). (2011) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. (286p.) .Tutor: Ing. Jorge Barrientos. Co – Tutor: Ing. Adriana Moreno.

RESUMEN En los procesos de recolección y Compresión de Gas del Campo Lagomar se generan mermas de agua e hidrocarburos condensados como consecuencia de los cambios de presión y temperatura. La Gerencia de Medición y manejo de Gas requiere determinar el volumen de condensado producido en estos sistemas, ya que deben ser reportados mensualmente al Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo como parte del Balance y usos del gas. Para cuantificar estas mermas se recopilo información de la composición del gas, se tomaron datos de campo de volumen, temperatura y presión. Se simulo la red de Recolección en PIPEPHASE y las Plantas Compresoras Lagogas 4 Modulo C1 y C2 y Lagogas 5 en PRO II. Se utilizaron las correlaciones de flujo multifásico de Dukler Caso II y de Beggs y Brill ambas considerando el deslizamiento entre las fases y las ecuaciones termodinámicas BWRS y RKS. Se seleccionó Dukler Caso II con RKS para la red de Recolección. Se determino que el venteo del campo Lagomar es mayor que el considerado hasta ahora, que las pérdidas de presión son aceptables, que el factor de mermas de agua e hidrocarburos simulado es menor que el considerado actualmente. Se recomienda incluir varias señales de medición del campo Lagomar y de las Plantas Compresoras, en el software PI Process Book, ya que esto serviría para optimizar el gas que se maneja en el sistema. Palabras Claves: Flujo Multifásico, Recolección, Compresión, Mermas. Correo electrónico del Autor: valerajc@pdvsa.com

Valera Rosales, Josselyn Coromoto. (System optimization of gas gathering of Lagomar Field). (2011) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo. Venezuela. (286p.). Tutor: Ing. Jorge Barrientos. Co – Tutor: Ing. Adriana Moreno.

ABSTRACT In the processes of collection and Gas Compression of Lagomar field generated losses of water and hydrocarbon condensate as a result of the changes in pressure and temperature. The management and measurement of gas handling requires determining the volume of condensate produced in these systems, since they must be reported monthly to the Ministry of Popular Power for Energy and oil as part of the Balance Sheet and uses of the gas. To quantify these shortages information was collected from the composition of the gas. Data were collected in field of volume, temperature and pressure. The Collection network was simulated in PIPEPHASE and the Compressor Plants Lagogas Module 4 C1 and C2 and Lagogas 5 in PRO II. We used the correlations of multiphase flow Dukler Case II and Beggs and Brill both considering the slippage between the phases and thermodynamic equations BWRS and RKS. Selected Dukler Case II with RSK for the collection network. It was determined that the blow-off of the Lagomar field is greater than the considered until now, that pressure losses are acceptable, the shrinkage factor simulated oily water is less than the currently considered. Is recommended to include several measurement signals from the field and plants Lagomar Compressors, software PI Process Book, as this will serve to optimize the gas to be handled in the system.

Keywords: multiphase flow, collection network, Compressor Plants.

Author´s e-mail: valerajc@pdvsa.com

DEDICATORIA

A mis hijos Emily Sofía y Elvis Esteban, como mi mayor fuente de inspiración para todos los

logros presentes y futuros de mi vida.

A mi Madre, gracias por apoyarme en todo momento.

A mi Esposo, por tu presencia incondicional.

Josselyn

AGRADECIMIENTOS

A Dios y la Virgen por sus infinitas Bendiciones.

Al Profesor Jorge Barrientos por guiar mis pasos en la elaboración de este trabajo.

A la ingeniero Adriana Moreno por asesorarme y dedicar parte de su tiempo para mis consultas.

Al Profesor Ignacio Romero por sus valiosos aportes y sugerencias.

Al Sr. Aris Bermúdez por su valioso y oportuno apoyo.

A todas las personas que de una u otra forma colaboraron para la realización de este trabajo.

Muchas gracias a todos…

TABLA DE CONTENIDO

Página

RESUMEN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . .

4

ABSTRACT. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

5

DEDICATORIA. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

6

AGRADECIMIENTO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7

TABLA DE CONTENIDO. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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LISTA DE FIGURAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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LISTA DE TABLAS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . LISTA DE SÍMBOLOS. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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INTRODUCCIÓN. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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CAPITULO I PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

1.1 El Problema. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2 Objetivos de la Investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2.1 Objetivo General. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.2.2 Objetivos específicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.3 Justificación de la Investigación. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.4 Alcance . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.5 Delimitación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6 Proceso de Recolección y Distribución de Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6.1 Red de Recolección . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6.2 Estaciones de Flujo . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6.3 Plantas Compresoras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6.3.1 Plantas Modulares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

1.6.3.2 Descripción de la Planta Compresora Lagogas 4 . . . . . . . . . . .

1.6.3.3 Descripción de la Planta Compresora Lagogas 5/6 . . . . . . . . . .

1.6.3.4 Descripción típica de una etapa de compresión . . . . . . . . . . . .

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CAPITULO II FUNDAMENTOS TEÓRICOS

2.1 Gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.2 Condensación del Gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.3 Comportamiento Cualitativo de Fases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.4 Sistemas de un solo Componente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.5 Sistemas Multicomponentes . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.6 Sistemas Agua – Hidrocarburo. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.7 Flujo de Fluidos en Tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.7.1 Teorema de Bernoulli . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.7.2 Propiedades Físicas de los Fluidos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.7.3 Flujo en Tuberías y Número de Reynolds . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.7.4 Pérdidas de Presión debido a la Fricción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.7.5 Factor de fricción y efecto de la rugosidad de la tubería . . . . . . . . . . . . .

2.7.6 Longitud equivalente de válvulas y accesorios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8 Flujo de Gases . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8.1 Flujo Isotérmico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8.2 Cálculo del Factor de Fricción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8.2.1 Ecuaciones AGA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8.2.2 Ecuación de Weymouth . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8.2.3 Ecuaciones de Padhandle . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.8.2.4 Ecuaciones de flujo de gas a bajas presiones . . . . . . . . . . . . .

2.9 Presión estática (cabezal) en líneas de flujo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.10 Flujo Multifásico en Tuberías . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.10.1 Correlación de Beggs y Brill . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.10.2 Correlación de Dukler . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.11 Ecuaciones de Estado para Gases Reales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.11.1 Compresibilidad de un Gas Real . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.11.2 Mezcla de Gases Reales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . .

2.11.3 Otras Ecuaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.12 Definición del Modelo Termodinámico a utilizar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.12.1 Ecuación de Redlich-Kwong, (RK) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.12.2 Ecuación de Soave Redlich Kwong . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.12.3 Ecuación de Peng Robinson . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.12.4 Ecuación de Benedict-Webb-Rubbin (BWR) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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2.12.5 Ecuación de Benedict-Webb-Rubbin Starling (BWRS) . . . . . . . . . . . . . .

2.13 Predicciones de Valores de K . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.1 Valores de K y Ecuaciones de Estado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.2 Cálculo de la Constante de Equilibrio (K) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.3 Métodos utilizados en procesos de Gas para calcular la Constante de

Equilibrio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.3.1 1957 NGAA Gráficas de Presión de Convergencia . . . . . . . .

2.13.3.2 Gráficas de Humble - Fluor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.3.3 Gráficas de Katz . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . .

2.13.3.4 Gráficas de Stone - Webster . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.3.5 Datos Kohn para el Metano . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.3.6 K para componentes pesados . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . .

2.13.3.7 K para componentes No- hidrocarburos . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.13.4 Guía para la selección de Métodos de Predicción de Valores de K . . . .

2.14 Medición de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.14.1 Componentes del sistema de medición de flujo de gas por presión

diferencial. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.14.1.1 Elementos primarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.14.1.2 Elementos secundarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.15 Sistema SCADA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.16 Programa FEP (facility engineering program) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.17 PI – Process Book . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.17.1 Despliegue Programa PI-Excel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.18 Asociación Americana de Gas. (AGA) (16) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.18.1 Reporte AGA 3 – 1992. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.18.1.1 Especificaciones del AGA 3 – 1992 (17) . . . . . . . . . . . . . . . .

2.18.1.2 Longitud de tubería según el manual de referencia AGA 3 –

1992. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

2.19 Términos Básicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

CAPITULO III MARCO METODOLÓGICO

3.1 Tipos de investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.2 Diseño de la investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.3 Población y muestra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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3.4 Técnicas de Recolección de Datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.4.1 Fuentes primarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.4.2 Fuentes secundarias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.4.2.1 Aplicaciones Utilizadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.5 Procedimientos de la Investigación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.5.1 Recopilación de Datos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.5.2 Determinación de Propiedades del Gas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.5.3 Reproducción de la Red de Recolección de Gas. . . . . . . . . . . . . . . . . . .

3.5.4 Determinación de mermas en plantas de compresión. . . . . . . . . . . . . . .

CAPITULO IV ANÁLISIS Y RESULTADOS

4.1 Red de Recolección de Gas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.2 Plantas Compresoras. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.2.1 Lagogas 4 Modulo C1/C2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.2.1.1 Modulo C1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.2.1.2 Modulo C2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

4.2.2 Lagogas 5 / Lagogas 6. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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CONCLUSIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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RECOMENDACIONES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

121

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

122

APÉNDICES

A PROPIEDADES DE LAS TUBERÍAS DE LA RED DE RECOLECCIÓN

125

B DATOS DE CAMPO DE LAS PLANTAS COMPRESORAS LAGOGAS 4 / 5 / 6

127

C CORRIDA DE LA SIMULACIÓN DE LA RED DE RECOLECCIÓN POR DUKLER CASO II Y RKS

D CORRIDA DE LA SIMULACIÓN DE LA PC LAGOGAS 4 MODULO C1

E CORRIDA DE LA SIMULACIÓN DE LA PC LAGOGAS 4 MODULO C2

F CORRIDA DE LA SIMULACIÓN DE LA PC LAGOGAS 5

LISTA DE FIGURAS

Figura Página

1 Sistema de Recolección del Campo Lagomar. . . . . . . . . . . . . .

23

2 Ubicación Geográfica Plantas Compresoras. . . . . . . . . . . . . . .

25

3 Diagrama de Proceso Típico de Planta Compresora Modular de tres etapas de compresión . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

32

4 Diagrama P-V-T para Sistema de un Componente . . . . . . . . . .

34

5 Diagrama P-T para Sistema de un Componente . . . . . . . . . . . .

35

6 Diagrama P-T para Sistema Multicomponente. . . . . . . . . . . . .

36

7 Diagrama de Fase para mezcla Multicomponente de Gases Hidrocarburos. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

39

8 Efecto de la Composición sobre la envolvente de Fase para el Sistema Binario Metano – Propano. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

40

9 Dibujo esquemático del Tubo Pitot. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

73

10 Dibujo esquemático de la Boquilla o Tobera. . . . . . . . . . . . . . . .

74

11 Dibujo esquemático del Tubo Venturi. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

75

12 Dibujo esquemático del flujo a través de la placa de orificio. . . .

77

13 Tipos de placas de orificio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

77

14 Registradores de Presión. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

80

15 Despliegue del programa FEP. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

83

16 Despliegue del programa PI PROCESS BOOK. . . . . . . . . . . . .

84

17 Despliegues del PI en Excel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

85

18 Requerimientos de longitud de tuberías. Mayor de 10 veces el

diámetro con dos codos en el mismo plano, aguas arriba del

medidor de placa orificio. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

87

19 Simulación de la Red de Recolección del Campo Lagomar. . . .

98

20 Diagrama de Proceso de la Simulación de las Plantas Compresoras modulares de Tres etapas de compresión . . . . .

109

LISTA DE TABLAS

Tabla Página

1 Pozos de la Unidad de Explotación Lagomar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

21

2 Constantes de equilibrio para el C1 KOHN . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

69

3 Guía para la selección de Modelos Termodinámicos a utilizar para calcular Constantes de Equilibrio . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

71

4 Comparación de presiones obtenidas de la simulación en baja presión con los rangos observados en campo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

99

5 Flujo de Gas y Líquido en Estaciones, Múltiples y Plantas compresoras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

101

6 Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método BWRS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico . . . . . . . . . . . . . . . .

102

7 Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método BWRS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico. . . . . . . . . . . . . . .

102

8 Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método RKS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico:. . . . . . . . . . . . . . . .

103

9 Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método RKS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico:. . . . . . . . . . . . . . . .

103

10 Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método BWRS y la correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico:. . . . . . . . . . . . . . .

104

11 Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método BWRS y la correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico. . . . . . . . . . . . . .

104

12 Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método RKS y la correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico. . . . . . . . . . . . . . . .

105

13 Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método RKS y la correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico:. . . . . . . . . . . . . . .

105

14 Mermas de Recolección del Campo Lagomar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

106

15 Caídas de Presión en las Tuberías por Dukler Caso II y RKS. . . . . . . 108

16 Cromatografía del Gas de Succión de la PC Lagogas 4. . . . . . . . . . . . 110

17 Propiedades del Gas de Succión de la PC Lagogas 4 Modulo C1. . . .

110

18 Propiedades del Gas de Succión de la PC Lagogas 4 Modulo C2. . . . . 110

Tabla Página

19 Propiedades del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

111

20 Composición y flujo del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

111

21 Agua condensada de Succión de 1era etapa (Corriente B) Modulo C1.

112

22 Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C1 . . . . . . . . .

112

23 Factores de Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C1. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

112

24 Propiedades del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

113

25 Composición y flujo del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

113

26 Agua condensada de Succión de 1era etapa (Corriente B) Modulo C2

114

27 Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C2 . . . . . . . .

114

28 Factores de Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C2. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

114

29 Cromatografía del Gas de Succión de la PC Lagogas 5. . . . . . . . . . . .

115

30 Propiedades del Gas de Succión de la PC Lagogas 5. . . . . . . . . . . . . .

115

31 Propiedades del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Lagogas 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

116

32 Composición y flujo del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Lagogas 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

116

33 Agua condensada de Succión de 1era etapa (Corriente B) Lagogas 5 117

34 Mermas de agua e hidrocarburos condensados Lagogas 5. . . . . . . . . .

117

35 Factores de Mermas de agua e hidrocarburo condensado Lagogas 5.

117

36 Propiedades de las tuberías de la Red de Recolección . . . . . . . . . . . . 125

37 Datos de campo de la Planta Compresora LG 5. . . . . . . . . . . . . . . . . . 127

38 Datos de campo de la Planta Compresora LG 4 C1. . . . . . . . . . . . . . . 128

39 Datos de campo de la Planta Compresora LG 4 C2 . . . . . . . . . . . . . . .

129

LISTA DE SÍMBOLOS

Símbolo Significado Unidades

A

= 53,34. Constante de la ecuación de corrección para

la elevación relativa adimensional

d Diámetro interno de la tubería pulgadas

D Diámetro interno de la tubería. pie

E Factor de eficiencia de la tubería. fracción

Fpv Corrección del volumen para un fluido no ideal debido

a la compresibilidad.

1/ f f Factor de transmisión. adimensional

f f Factor de fricción de Fanning. adimensional

f m Factor de fricción de Moody, ( f m = 4,0 ⋅ f f ). adimensional

g Aceleración debido a la gravedad = 32,2. pie/s2

gc constante gravitacional = 32,2 (pie ⋅ lbm)/(lbf ⋅ s2)

H Energía total de un fluido en un punto sobre un plano

de datos.

pie

hl Pérdida del cabezal de presión estática debido al flujo

de fluido.

pie de fluido

L Longitud de la línea. pie

L’ Longitud de la línea. millas

n Número de moles. lbmol

P Presión. psia

P1 Presión de succión. psia

P2 Presión de descarga. psia

Pm Presión media. psia

Pb Presión base absoluta;

especificación ANSI 2530:Pb =14,73

psia

Pi Presión de diseño interna. psig.

PM Peso molecular. lbm/lbmol

∆P100 caída de presión; psi/100 pie de longitud equivalente

de tubería

Símbolo Significado Unidades

∆Pf Caída de presión del componente de fricción. psi

∆Pt Caída de presión total. psi

q Tasa de flujo. gal/min

Q tasa de flujo de gas p3/ día en las condiciones base (a

Pb y Tb).

Re Número de Reynolds. adimensional

Tm Temperatura media. °R

Tprom Temperatura promedio [ Tprom = (Tin + Tex)/2]. °R

Tb temperatura base especificación ANSI 2530: Tb 520°R.

V Velocidad del fluido. pie/s

W Trabajo realizado sobre el sistema. lbf ⋅ pie

∆Y Cambio de elevación pie

Z Elevación vertical de la tubería pie

Zprom Factor de compresibilidad promedio adimensional

ε Rugosidad absoluta. pie

γ Gravedad específica del gas con respecto a la del aire

(γ aire = 1,0).

µ Viscosidad del fluido en fase simple. lbm/ (pie ⋅ s)

µe Viscosidad del fluido en fase simple. cp

ρ Densidad del fluido en fase simple. lbm/pie3

ρ prom Densidad promedio = [ ρ prom = ( ρ in + ρ ex)/2]. lb./pie3

17 INTRODUCCIÓN

Los sistemas de recolección, compresión y distribución de gas conforman una parte

importante del ciclo productivo que mantiene en continuo funcionamiento a la División de

Occidente de PDVSA. En estos sistemas se generan mermas de agua y condensado como

consecuencia de las caídas de presión en las redes de tubería y transferencia de calor con el

ambiente del fondo del Lago de Maracaibo.

El objetivo principal de este trabajo consiste en determinar las mermas de agua y

condensado de hidrocarburos en el sistema de Recolección, mediante simulación de las redes

de recolección y así como del proceso de compresión de las Plantas Lagogas 4 / 5 y 6 del

Campo Lagomar, instalaciones pertenecientes a la Gerencia de Compresión de Gas de

Occidente de la Filial PDVSA GAS y al Distrito Lago Norte de PDVSA Exploración y Producción

Occidente. Estos volúmenes de mermas forman parte del Balance Diario y Mensual de Gas que

realiza la Gerencia de Manejo y Medición de Gas y se reportan al Ministerio del Poder Popular

para la Energía y Petróleo a fin de cumplir con el pago de Impuestos por concepto de Regalías

establecido en la Ley de Hidrocarburos.

Para llevar a cabo las simulaciones se realizara una revisión de los manuales de planta y un

monitoreo en Campo que permitirá la recopilación de datos como temperatura, presión y flujo de

estaciones de flujo, múltiples de producción y plantas compresoras. Finalmente se compararan

estos parámetros con los reportados en un Software que posee la empresa que permite ver

estas variables en tiempo real.

Las mermas de recolección y compresión de gas serán calculadas con base al gas total, gas

de succión y descarga respectivamente.

18 CAPITULO I

PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

1.1 El Problema

La unidad de Explotación Lagomar explota y produce los yacimientos petrolíferos ubicados

en los bloques I, II y XII del Lago de Maracaibo (Ver figura N°2). Esta producción se recolecta

en 18 estaciones de flujo, en las cuales se separan el crudo y el gas. El crudo es bombeado

hasta el patio de tanques punta de palma y el gas (de baja presión) es transportado mediante

una red de Recolección de Gas hacia dos plantas compresoras ubicadas en el Bloque I

(denominadas Lagogas 4 y Lagogas 5 – 6). En ambas plantas el gas se comprime desde una

presión de succión de 48 lppcm hasta 1800 lppcm. Este gas de alta presión, es enviado

mediante una red de distribución de gas hacia 19 múltiples de gas, los que a su vez distribuyen

al gas hacia los pozos productores, en los que se inyectara para levantar la producción de

crudo.

Los procesos de recolección y distribución de gas son monitoreados principalmente por los

valores de presiones y flujos a través de diferentes sistemas de medición ubicados en varios

puntos de las instalaciones de superficie (estaciones de flujo y múltiples de gas).

Durante el proceso de recolección del gas natural que proviene de las Estaciones de Flujo o

Múltiples de Producción con Separación, se origina la formación de agua y condensado que se

acumula en las tuberías hasta que se recibe en el depurador de succión de las Plantas

Compresoras de Gas.

Asimismo, en los sistemas de Compresión, el gas natural se comprime y se enfría en cada

etapa de compresión. En el proceso de enfriamiento y dependiendo de la composición del gas

natural y la temperatura de salida de los intercambiadores se produce agua y condensado que

se separan de la corriente de gas natural en los depuradores de las etapas de compresión.

El condensado de agua e hidrocarburos de los sistemas de recolección y compresión se

retorna a las Estaciones de Flujo para mezclarse con la producción de crudo. Sólo el volumen

de condensado de hidrocarburos se reporta como producción adicional de crudo.

19 Luego que el gas natural se comprime, se distribuye en diferentes usos tales como gas de

levantamiento artificial, consumo de Plantas Eléctricas y Doméstico, Refinería, Petroquímica e

Industriales, entre otros. El agua y condensado formado se acumula en las tuberías hasta que

se recibe en los depuradores de entrada de las plantas eléctricas, sistemas de gas doméstico,

refinería e industriales.

En la Gerencia de Medición y Manejo de Gas, se requiere determinar el volumen de agua y

condensados que se genera en los sistemas de recolección, compresión y distribución del

Campo Lagomar ya que estos volúmenes deben ser reportados mensualmente al Ministerio del

Poder Popular para la Energía y Petróleo, como parte del balance de usos del gas natural

producido.

1.2 Objetivos de la Investigación

1.2.1 Objetivo General

Optimizar el Sistema de Recolección de gas del Campo Lagomar.

1.2.2 Objetivos específicos

• Describir las características operacionales del sistema de Recolección de gas del campo

Lagomar.

• Describir las características de los sistemas de medición de gas natural del campo

Lagomar.

• Reproducir en un simulador de redes de gas el Sistemas de Recolección en modelos

composicionales y realizar sensibilidades con el flujo de gas para determinar los factores de

mermas en función del gas recolectado.

• Comparar los resultados de la simulación del sistema con parámetros operacionales y

datos del campo.

• Identificar fallas potenciales en los procesos, que permitan introducir mejoras al Sistema

de Recolección.

1.3 Justificación de la Investigación

Esta investigación pretende mediante simulación de la red de recolección y plantas

compresoras de gas:

20 • Sincerar los volúmenes de agua e hidrocarburos condensados (mermas), que se

reportan como parte de la producción de crudo de PDVSA Occidente.

• Corregir los montos pagados por regalías de gas asociado a los volúmenes de

condensado.

• Optimizar los balances de los usos del gas natural que se entregan al Ministerio de

Energía y Petróleo mensualmente, mediante la reducción de incertidumbre en el cálculo de los

volúmenes de condensado de agua e hidrocarburos.

• Entregar las simulaciones de la red de recolección actualizada a la Unidad de

Explotación.

1.4 Alcance

Esta investigación comprende la simulación de la red de recolección y de las 4 plantas

compresoras de gas, las cuales se dividen en Lagogas 4 (C1) y Lagogas 4 (C2), lagogas 5,

Lagogas 6, del Campo Lagomar a través de las cuales se cuantificarán las pérdidas de gas en

forma de mermas de agua y condensado y servirá como base para todos los Campos de

Occidente.

1.5 Delimitación.

El estudio se limita al Campo Lagomar (recolección y Compresión) conformado por 15

Estaciones de Flujo de Bloque I, 1 Estación de Flujo en Bloque II, y 2 Estaciones de Flujo en

Bloque XII, todas bajo la Autoridad de PDVSA. La Plantas Compresoras Lagogas 4 que consta

de dos Módulos (con tres etapas de Compresión cada uno) y Lagogas 5/6 las cuales trabajan

una como respaldo de la otra (con tres etapas de Compresión cada uno), que pertenecen a la

Gerencia de Compresión de Gas Occidente de la Filial PDVSA GAS.

El Campo Lagomar está constituido por un total de 612 pozos (Ver tabla N°1), de los cuales

360 permanecen activos con una producción bruta de 113MBPD, una producción neta 54.5

MBPD, de un crudo de gravedad 32.5° API (promedio), con un consumo de gas lift de 190

MMPCND, y una capacidad de compresión de gas de 340 MMPCD, además posee 48 pozos

inyectores de agua y 204 pozos inactivos. Esta unidad de explotación cuenta con una

infraestructura adecuada para realizar las actividades de explotación y producción.

21 Los pozos manejados por la U.E Lagomar son recolectados en 18 estaciones de flujo, se

cuenta también con 19 múltiples de gas lift, 11 plataformas de empalme, 4 plantas

compresoras de gas, las cuales se dividen en Lagogas 4 (C1) y Lagogas 4 (C2), lagogas 5,

Lagogas 6, cada una de estas plantas manejan 80 MMPCED, mas de 134 Km. de oleoductos y

137 Km. de gasoductos.

Tabla 1. Pozos de la Unidad de Explotación Lagomar Fuente: PDVSA Occidente, (2005).

Pozos Activos Productores:

360

(17 Pozos naturales 343 Pozos con

inyección de gas)

Pozos Inyectores de Agua:

48

Total Pozos en la U.E

Lagomar:

612

Pozos Inactivos:

204

1.6 Proceso de Recolección y Distribución de Gas

El Petróleo y Gas se producen desde diversos yacimientos ubicados en el subsuelo. Estos

fluidos son drenados a la superficie mediante un conjunto de pozos, los cuales están

constituidos principalmente por dos tuberías concéntricas: la más interna llamada tubería de

producción permite transportar los fluidos producidos (crudo, gas y agua) desde el punto más

inferior de estos (las perforaciones), hasta la superficie, en donde se recolectan en las

estaciones de flujo. La tubería más externa de los pozos se llama tubería de revestimiento y en

el espacio anular entre ambas es por donde se inyecta el gas de levantamiento a los pozos.

Los fluidos una vez recolectados en las estaciones de flujo sufren un proceso de

separación: el gas retirado del crudo en los separadores de producción se envía a un

depurador para retirarle la fracción de pequeños líquidos que pueda contener, y de ahí pasa a

la Red de Recolección de Gas. Mientras que los líquidos (crudo y agua) pasan de los

separadores hacia los tanques de las estaciones, para ser bombeados, a través de la Red de

Manejo de Crudo, hacia el Patio de Tanques.

22

El gas que se transporta desde las estaciones de flujo por la red de recolección hasta la

succión de las plantas compresoras recibe el nombre de Gas de Baja Presión. Este gas es

sometido a varios procesos de compresión para elevar su presión axial, y ser enviado como

Gas de Alta Presión o Gas de Distribución hacia varios múltiples de gas de levantamiento,

desde los cuales se realiza la distribución hacia los múltiples pozos.

En los pozos el gas de levantamiento se mezcla con el petróleo, agua y el gas que viene de

los Yacimientos (Gas de Formación), para así completar un ciclo.

1.6.1 Red de Recolección

El sistema de recolección de gas de baja presión de Lagomar está conformado por dos

redes principales, las cuales pueden operar en conjunto en algunas oportunidades. La red

principal está conformada por 15 puntos de suministro (15 estaciones de flujo), dos sumideros

(dos

plantas de gas principales) y nueve plataformas de empalme. La red secundaria la conforman

EF 1-2, 1-12, 2-12 cuando envían el gas total hacia LL-75.

En el norte está Lagogas 4, con dos módulos de compresión (C1 y C2). Cada uno con una

capacidad de manejo promedio en la succión de 75 MMPCED a 45 psig, y descargan a 1800

psig 74 MMPCED. En el sur está Lagogas 5/6, con una capacidad promedio en la succión de 85

MMPCED a 45 psig cada modulo, y en la descarga la capacidad es normalmente 5 MMPCED

menor que el gas de succión a 1800 psig.

23

1.6.2 Estaciones de Flujo

Una estación de flujo es una infraestructura que se encuentra sobre el Lago de Maracaibo,

soportada por pilotes clavados en el fondo del mismo, donde se recolecta la producción de

petróleo y gas proveniente de los pozos asociados a ella. Cada estructura consta por lo general

de tres pisos, en los cuales se distribuyen los diferentes equipos, principales y auxiliares que la

conforman. Cada unas de ellas puede variar en sus características dependiendo del tipo de

crudo y de acuerdo al yacimiento explotado, sin embargo, usualmente están compuestas por

una serie de equipos tales como:

• Múltiples de recolección de entrada (crudo y gas)

Figura 1. Sistema de Recolección del Campo Lagomar Fuente: Elaboración Propia. (2009)

PE-19-1PE-18-120” 0.32 km

EF-19-1

BLOQUE-XII

BLOQUE-II

BLOQUE - I

10”

VIENE DEBQ-VIII

10” 2.34 km

16” 3.14 km

20” 2.36 km

EF-10-1

12” 2.78 km

PE-11-1PE-10-112” 0.32 km

12” 0.32 km

LGV/VI

30” 0.04 km

EF-14-1

EF-13-1

12” 1.14 km

12” 1.2 km

16” 1.54 km

24” 3.7 km

PC2

PC TIA JUANA-5

EF-20-1

MP-2

12” 0.32 km

20” 3.14 km

20” 0.66 km 36”

16” 3.3 km

24” 5.9 km

LGIV

20”

12” 2.34 km

12” 2.34 km

PE-14-1

12” 1.48 km

31” 3.12 km

31” 0.56 km

8” 1.84 km10” 1.84 km

16” 1.38 km

10” 1.38 km

16” 2.42 km20” 1.5 km

16” 3.1 km 30” 3.1 km

12” 2.44 km

10” 1.5 km

30” 0.58 km

EF-21-1

36” 5 km

12” 0.84 km

10” 3.32 km14” 3.32 km

LEYENDALEYENDA ::

LINEAS DE GAS DE BAJA.

ESTACIÓN DE FLUJO.

PLATAFORMA DE EMPALME.

PLANTAS COMPRESORAS DE GAS.

HACIA LA EF-LL-79

30” 16.8 km

EF-3-1

EF-7-1

EF-11-1

EF-15-1

LGIII

12” 2.36 km

PE-22-1

EF-18-1

EF-17-1

EF-22-1

EF-UD-1

EF-6-1

EF-2-12

EF-1-12 EF-1-2

EF-LL-75

31” 0.6 km

LGI

LGII30” 4.1 km

16” 11 km

24” 4.1 km

LLGII

14” 0.84 km

PE-15-1

12” 3.55 km

EF-16-1

24 • Líneas de flujo (gas, petróleo y agua)

• Tanques para el almacenamiento temporal.

• Bombas de transferencia.

• Múltiple para la distribución de gas a alta presión.

• Separadores De producción y de prueba.

• Bombas de inyección de química

• Depurador de gas.

Las principales funciones realizadas en una estación de flujo son las siguientes:

• Recolectar y medir la producción de los diferentes pozos de una determinada área.

• Separar las fases liquidas y gaseosas del fluido multifásico proveniente de los pozos.

• Garantizar al crudo la energía suficiente para ser llevado a los tanques de

almacenamiento de las estaciones de flujo y posteriormente suministrarle la energía necesaria

para trasladarlo a los patios de tanques.

• Garantizar el adecuado manejo del gas separado del crudo para ser enviado sin

arrastre de este a la succión de las plantas compresoras.

1.6.3 Plantas Compresoras

Existen tres tipos de plantas compresoras: plantas convencionales, plantas modulares y

miniplantas.

1.6.3.1 Plantas Modulares

Las plantas Modulares son plantas compresoras de gas con sus sistemas principales y

auxiliares. Tienen dos funciones que son:

• Producir gas de alta presión para usarlo en el levantamiento artificial de crudo con

gas.

• Transferir gas de alta presión de un área a otra a través del sistema de distribución de

gas.

1.6.3.2 Descripción de la Planta Compresora Lagogas 4

La PC Lagogas 4 es de tipo modular y pertenece a la Gerencia de Compresión de Gas

Occidente de la Filial PDVSA GAS. La Planta está ubicada en el Bloque I del Lago de

Maracaibo, a 55 minutos (35 km.) del Centro de Operaciones Lagunillas (Operaciones

25 Acuáticas); a 40 minutos (25 km.) del Centro de Operaciones Tía Juana (Operaciones

Acuáticas); a 8 minutos (6 km.) del Módulo de Producción Lagomar y a 10 minutos (7 km.) del

Complejo Lagogas 5/6. Ver Figura N° 2 Ubicación Ge ográfica Plantas Compresoras.

El complejo está conformado por cinco (5) módulos o plataformas interconectadas que son

los siguientes:

• 2 Módulos de Compresión (C1 y C2 diseñados para 75 MMpcsd desde 45 psig hasta

a 1800 psig.

• 1 Plataforma (Lagogas 1) con un separador de entrada, talleres, oficinas,

compresores de aires y otros servicios comunes.

II XII XIV

IX X

VI

V V

VIII

VIII XI

III IV

I

HELIPUERTO

7 KM

COMPLEJO LAGOGAS 1/3/4

COMPLEJO LAGOGAS 2/5/6

HELIPUERTO

Figura 2. Ubicación Geográfica Plantas Compresoras Fuente: Elaboración Propia. (2009)

26 • 1 Módulo Nuevo de oficinas y talleres.

• 1 Módulo Auxiliar o de Venteo (incluye tambor y chimenea de venteo).

Juegos de puentes mediante los cuales está conectado el módulo común a los módulos de

compresión, al de control y al auxiliar.

Interconexión con otras instalaciones

El complejo se interconecta con las Estaciones de Flujo EF-15-1 y EF-11-1, las

plataformas de empalme PE-15-1, PE-11-1 y MG-LL13, las plantas de agua PA-10-1, PA-

11-1, PA-12-1, PA-13-1 y PA-15-1, Complejo Petroquímico Ana María Campos (a través del

gasoducto Lama - La Pica) y Lagogas 5 / 6 (a través de la línea de 4” de Gas Residual de

Lama)

Equipos y componentes principales

Lagogas 4 (Módulos C-1 y C-2)

2 Generadores de gas General Electric LM-2500.

2 Turbina de potencia Clark DJ-270.

2 Compresores de gas de baja presión DR 4M10.

2 Compresores de gas de alta presión DR 462B.

2 Cajas de engranajes lufkin, relación de velocidad de 2.122.

12 Enfriadores de gas/aire de tiro forzado.

4 Enfriadores de aceite/aire de tiro forzado.

2 Depuradores V-1 de gas de primera etapa de 250 psig.

2 Depuradores V-2 de gas de segunda etapa de 450 psig.

2 Depuradores V-3 de gas de tercera etapa de 1000 psig.

2 Depuradores V-4 de gas de descarga de 2700 psig.

2 Depuradores V-20 de gas combustible de 600 psig.

2 Filtros V-5 de gas combustible de 600 psig.

2 Tanques V-6 de aceite de sello del 4M10 de 90 galones.

2 Tanques V-7 de aceite de sello del 462B de 210 galones.

2 Tanques V-8 de aceite lub. de 500 galones.

2 Depurador-Filtros B-1 de gas combustible de 600 psig.

2 Tanques D-1 reservorio de aceite lub. de 3425 galones.

2 Tanques D-2 desgasificador de aceite de sello de 250 galones.

27 2 Tanques D-3 reservorio de aceite de sello de 1200 galones

2 tanques D-5 inhibidor de corrosión de 50 galones.

1 Knock out Drum (Separador de venteo).

1 Chimenea de venteo.

3 Talleres (eléctrico, Mecánico, instrumentos) en el primer nivel

Modulo Nuevo de Oficinas y Talleres

1 Área de oficinas, sala de conferencia, baños y dormitorios.

1 Área comedor, vestidores y baños.

1 Área de talleres.

2 Compresores de aire.

1 Sistema de Hidroneumático

1 Tanque Agua Potable

1 Tanque Gasoil

1 Tanque Inhibidor de Corrosión

1 Tanque para Aceite

1 Bote Salvavidas

Lagogas 1

2 Compresores de aire

1 Depurador de gas succión de 100 psig.

1 Depurador de gas combustible de 600 psig.

1 Motobomba apaga fuego diesel de 2500 GPH.

1 Motobomba apaga fuego eléctrica de 2500 GPH.

1 Bomba apaga fuego Jockey

1 Bomba de agua de servicio

1 Motogenerador

1 Área de oficinas, sala de conferencia, baños, dormitorios y telemetría.

1 Área de oficinas, comedor, vestidores y baños.

1 Área de talleres.

1 Área de depósito de materiales (Tigritos).

28 1.6.3.3 Descripción de las Plantas Compresoras Lagogas 5 / 6

La PC Lagogas 5/6 es de tipo modular y pertenece a la Gerencia de Compresión de Gas

Occidente de la Filial PDVSA GAS. La Planta está ubicada en el Bloque I del Lago de

Maracaibo, a 55 minutos (35 El complejo está ubicado en el bloque 1, Latitud: 10o 03´ 36”

Longitud: 71o 33´ 07” en el Lago de Maracaibo, a 55 minutos (35 km.) del Centro de

Operaciones Lagunillas (Transporte Lacustre); y a 10 minutos (7 km.) del complejo Lagogas 1,

3 y 4. Ver Figura N° 2 Ubicación Geográfica Planta s Compresoras.

El complejo está conformado por seis (6) módulos o plataformas interconectados que son los

siguientes:

• 2 Módulos de Compresión (Lagogas 5 y Lagogas 6 diseñados para 90 MMpcsd

desde 40 psig hasta a 1800 psig

• 1 Módulo común con un separador de entrada, tuberías de succión/descarga y otros

servicios comunes.

• 1 Módulo de Facilidades (incluye talleres, oficinas, sala de control y helipuerto).

• 1 Módulo Auxiliar o de Venteo (incluye tambor y chimenea de venteo).

• 1 Módulo Manifold.

Interconexión con otras instalaciones.

El complejo se interconecta con las estaciones de flujo EF-1-2 y la plataforma de

empalme PE-22-1 y una línea proveniente de la estación EF-21-1 a nivel del módulo

manifold, en baja presión (40 psig.) y la plataforma de empalme PE-23-1 en alta presión

(1800 psig.), donde existe una interconexión con la línea que va al Complejo Petroquímico

Ana María Campos.

Equipos y componentes principales.

Lagogas 5.

1 Generador de gas Genera Electric LM-2500.

1 Turbina de potencia Dresser DR-61.

1 Compresor centrifugo de gas de baja presión Dresser 4MW8.

1 Compresor centrifugo de gas de alta presión Dresser 462b4/3.

1 Caja de engranaje Lufkin, relación de velocidad de 1/ 2.327

29 6 Enfriadores de gas/aire de tiro forzado.

3 Enfriadores aceite/aire de tiro forzado

1 Depurador V-1 de gas de succión de 150 psig. de diseño

1 Depurador V-2 de gas de primera etapa de 275 psig. de diseño

1 Depurador V-3 de gas de segunda etapa de 890 psig. de diseño

1 Depurador V-4 de gas de tercera etapa de 2.700 psig. de diseño.

1 Depurador V-20 de gas combustible de 600 psig. de diseño.

1 Tanque de reservorio de aceite de 3530 galones.

1 Filtro V-5 de gas combustible de 600 psig.

1 Tanque V-6 de aceite de sello del 4MW8 de 135 galones.

1 Tanque V-7 de aceite de sellos de 462B-4/3 de 276 galones.

1 Filtro de gas combustible B-1 de 600 psig.

1 Reservorio de aceite de lubricante D-1 de 4756 galones.

1 Reservorio de aceite de sellos D-3 de 1320 galones.

Lagogas 6.

1 Generador de gas Rolls Roice RB-211.

1 Turbina de potencia Cooper RT-62.

1 Compresor centrífugo de gas de baja presión Cooper RD 7B.

1 Compresor centrífugo de gas de alta presión Cooper RC-9-8B.

1 Caja de engranajes G.E.C/Alsthon, relación de velocidad de 1/1.558.

6 Enfriadores de gas/aire de tiro forzado.

3 Enfriadores de aceite/aire de tiro forzado.

1 Depurador V-100 de gas de primera etapa de 200 psig. de diseño

1 Depurador V-200 de gas de segunda etapa de 600 psig de diseño

1 Depurador V-300 de gas de tercera etapa de 1375 psig de diseño

1 Depurador V-400 de gas de descarga de 2000 psig de diseño

1 Depurador V-500 de gas combustible de 600 psig.

2 Filtros de gas combustible F-500 y F 510 de 600 psig.

1 Reservorio de aceite lubricante T-1000 de 3940 galones

1 Reservorio de aceite de sellos T-1000 de 880 galones.

.

Módulo de Entrada

1 Depurador de gas succión V-12 de 150 psig de diseño

30 1 Tanque de retención de crudo V-14 de 150 psig de diseño.

1 Depurador de gas de arranque y combustible V-15 de 600 psig.

1 Depurador de venteo V-13 de 125 psig de diseño.

1 Tanque de despacho de condensado V-25 de 275 psig.

1 Tanque de despacho de condensado V-18 de 275 psig.

1 Tanque de despacho de condensado V-24 de 675 psig

1 Tanque de almacenamiento de anticorrosivo D-7 de 1.400 gal.

1 Intercambiador común de gas de arranque/combustible de 2000/600 psig.

1 Skid con dos bombas de metanol.

Módulo de Venteo:

1 Chimenea de Venteo V-23 de 20 psig. de diseño.

2 Bombas de recirculación de agua de 30 GPM y 50 psig.

2 Baterías de CO2 de 4 cilindros de 100 psig c/u.

1.6.3.4 Descripción Típica de una etapa de Compresión

El gas de succión entra a la planta a través del depurador principal o de entrada, esto con la

finalidad de eliminar los restos de crudo, agua y condensado que puedan permanecer

remanentes en el gas. Una vez limpio, el gas pasa por un compresor centrífugo, cuyo eje está

conectado a una tubería de gas que gira a determinadas revoluciones (dependiendo de la

etapa) con el objetivo de comprimir el gas a través de las ruedas que constituyen el rotor

respectivo. Cuando el gas se comprime, se calienta; este calor debe removerse antes de que el

gas entre a la siguiente etapa de compresión. Con esta remoción de calor se evitan daños

internos metalúrgicos en los compresores debido a altas temperaturas, para tal fin existen

enfriadores atmosféricos o enfriadores tipo ventilador (fin-fan cooler), cuya función es mantener

la temperatura del gas de entrada a la siguiente etapa compresora en el orden de los 95ºF.

Cuando el gas rico se comprime y enfría, condensan algunas fracciones de hidrocarburos y

agua, por lo que es necesario colocar un depurador .Dicho depurador se encarga de eliminar el

condensado y evitar que éste entre al compresor de la siguiente etapa, provocando daños

internos en el mismo.

31 El funcionamiento de estas plantas se inicia al recibir el gas de las diferentes estaciones de

flujo que entra a la planta por el módulo común de entrada donde se depura y luego se conduce

a los módulos de compresión.

Algunas de estas plantas utilizan módulos de deshidratación en los cuales se trata el flujo de

gas después de comprimirlo para la absorción de agua y luego este gas se devuelve al módulo

común de entrada desde donde el gas se distribuye y usa como gas para inyección y/o gas de

levantamiento.

El gas usado como combustible por el generador se toma normalmente de la segunda etapa

de compresión, existiendo la flexibilidad para recibir combustible desde los cabezales de

descarga de los módulos para los casos de arranque. Ver Figura 3. Diagrama de Proceso

Típico de Planta Compresora Modular de tres etapas de compresión.

Figura 3. Diagrama de Proceso Típico de Planta Compresora Modular de tres etapas de compresión. Fuente: Elaboración Propia. (2009)

33 CAPITULO II

MARCO TEÓRICO

En los sistemas de recolección y compresión del gas se produce condensación de líquidos, lo

que ocasiona cambios de fase. Una manera eficaz de evaluar el comportamiento de fases de

sistemas de hidrocarburos gaseosos es a través de los diagramas de fase y las condiciones

operacionales de los mismos, los cuales aunados a los cada vez más sofisticados programas

de simulación, conforman un rápido y eficiente instrumento de diagnóstico.

2.1 Gas natural

Es el que está conformado por los miembros más volátiles de la serie parafìnica de

hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano, propano, butanos y

cantidades pequeñas de compuestos más pesados. Adicionalmente pueden estar presentes

gases no hidrocarburos que constituyen las impurezas del gas como dióxido de carbono, sulfuro

de hidrógeno, nitrógeno y vapor de agua.(1)

El gas natural puede provenir de yacimientos de gas o asociado con yacimientos de petróleo

o de condensado (porciones volátiles del petróleo). En Venezuela la mayor parte del gas

proviene de yacimientos asociados al petróleo. (1)

El gas natural se clasifica en dulce, agrio, rico (húmedo) y pobre (seco). Gas dulce es aquel

que está compuesto únicamente por la serie parafìnica de los alcanos. Gas agrio es el que

contiene gases ácidos como sulfuro de hidrógeno y mercaptanos. Gas rico o húmedo es aquel

del que pueden obtenerse cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos y gas pobre o seco

es el que está conformado casi totalmente por metano y presenta muy pequeñas cantidades de

hidrocarburos pesados. (1)

2.2 Condensación del Gas

La condensación del gas es un fenómeno que se caracteriza por la formación de una fase

líquida a partir de una fase gaseosa, debido a una caída de presión o a una disminución de

temperatura. (1)

La formación de condensados en las redes de transporte de gas natural se debe

fundamentalmente a la caída de presión del gas que ocurre en su recorrido a lo largo de las

tuberías de transporte y a la presencia de vapor de agua y compuestos pesados de la serie

parafìnica de los hidrocarburos en su composición. (1)

34 2.3 Comportamiento Cualitativo de Fases

El gas es una mezcla de hidrocarburos de una composición química compleja, que se

encuentra a determinadas condiciones de presión y temperatura en un yacimiento, en una

tubería, etc. (1)

Con el estudio de fases se puede predecir las cantidades y composiciones de las fases en

equilibrio del sistema una vez conocida la composición a cualquier presión y temperatura. (1)

El estudio del comportamiento de fases se divide en dos partes generales: estudio cualitativo

y estudio cuantitativo. En el primer caso, se estudian los diferentes diagramas de presión-

temperatura, presión - volumen, composición, etc. En el segundo caso se desarrollan fórmulas y

métodos para calcular la composición y cantidades de las fases de un sistema, a una presión y

temperaturas dadas. (1)

Por medio de los diagramas, se puede determinar el estado del sistema a determinadas

condiciones de presión-temperatura, es decir, si existe una, dos o más fases en equilibrio a las

condiciones impuestas. (1)

2.4 Sistemas de un solo Componente

La palabra componente se refiere al número de especies moleculares o atómicas presentes

en la sustancia. Un sistema de un solo componente (una sustancia pura) está compuesto

completamente de una clase de átomos o moléculas. Este puede presentarse como vapor,

líquido o sólido, dependiendo de las condiciones de presión y temperatura. (1)

La Figura 4 es un diagrama de fase típico para una sustancia pura. Tiene tres ejes (P, V y

T). Está compuesta de una serie de superficies planas cada una de las cuales representa una

fase dada de una mezcla o fases. (1)

Figura 4. Diagrama P-V-T para Sistema de un Componente. Fuente: Martínez, Macías J. (1999). Características y Comportamiento de los

Hidrocarburos.

35

Los puntos H-C-I, forman la región vapor-líquido del diagrama de fases. (1)

Es difícil usar un diagrama de fase tridimensional como el de la Figura 4, razón por la cual

normalmente se dibuja una proyección presión-temperatura de este diagrama. (1)

La Figura 5 ilustra un diagrama característico de presión-temperatura para un sistema de

un solo componente. Puesto que todos los planos bifásicos en la Figura Nº 4 son

perpendiculares al eje T, aparecen como líneas sencillas en la proyección presión- temperatura.

(1)

. Figura 5. Diagrama P-T para Sistema de un Componente.(1) Fuente: Martínez, Macías J. (1999). Características y Comportamiento de los Hidrocarburos

A la izquierda de la línea DHF, el sistema es sólido y a la derecha de la línea FHC, el sistema

es todo gas o vapor. En la parte comprendida por DHC, el sistema es todo líquido. A las

condiciones de presión y temperatura que caen exactamente sobre las líneas, ocurren sistemas

de equilibrio; a estas condiciones de equilibrio, existen dos fases en el sistema. En equilibrio se

puede cambiar la fase, a presión y temperatura constante por simple adición o remoción de

energía del sistema. (1)

El punto C es el punto crítico. Las condiciones de presión y temperatura en este último punto

son conocidas como temperatura crítica (Tc) y presión crítica (Pc). En este punto las

propiedades de las fases líquido y vapor llegan a ser idénticas. Por encima de la presión y

temperatura crítica solo existe una fase. (1)

36 El punto H se conoce como punto triple. Este punto indica la presión y temperatura a las

cuales las tres fases (sólido, líquido y vapor) coexisten bajo condiciones de equilibrio. (1)

2.5 Sistemas Multicomponentes

Los sistemas de hidrocarburos están compuestos de una gran variedad de componentes,

que incluyen no sólo hidrocarburos de la serie parafìnica, sino otros componentes de otras

series. El comportamiento de estos sistemas en la región vapor-líquido, es muy similar a los

sistemas binarios. El comportamiento de fases de sistemas multicomponentes de hidrocarburos,

depende de la composición y de las propiedades de los componentes individuales. (1)

Para un sistema multicomponente, debe agregarse otra variable al diagrama de fases que es

la composición. La localización de las líneas sobre un diagrama de fase depende de la

composición. (1)

Para una mezcla multicomponente de sustancias, la envolvente de fase líquido-vapor no es

plana como en Figura 4, sino que tiene cierto espesor. La composición es la variable que refleja

este espesor. Si se reemplaza el volumen específico en la Figura 4 por composición, y se hace

una proyección presión-temperatura del diagrama, se obtiene un diagrama como el de la Figura

6. La localización de las líneas de la Figura 6 de este modo varía con la composición. Esta

Figura es una proyección mostrando sólo la porción líquido-vapor del diagrama de fase total. (1)

Presiòn

Figura 6. Diagrama P-T para Sistema Multicomponente. (1)

Fuente: Martínez, Macías J. (1999). Características y Comportamiento de los Hidrocarburos.

Temperatura

37 Considérense líneas a igual presión (isobáricas) o a igual temperatura (isotérmicas) que

cruzan el diagrama. Por ejemplo, la línea isobárica del Caso I entre los puntos 1 y 2, cruza la

curva de punto de burbujeo en A y la curva de punto de Rocío en B. Esta línea ilustra

vaporización o condensación a presión constante. Entre 1 y A la mezcla no cambia de estado,

sólo la densidad disminuye al aumentar la temperatura. En A comienza la vaporización (punto

de burbujeo) y al aumentar la temperatura, el líquido disminuye y el vapor aumenta hasta llegar

a B donde todo el sistema es vapor. Entre B y 2, el vapor se sobrecalienta. Si se considera el

sistema en sentido inverso, entre el punto 2 y B, el vapor no cambia de estado y permanece

homogéneo, excepto que la densidad aumenta al disminuir la temperatura. En B comienza la

condensación (punto de rocío). A medida que disminuye la temperatura, aumenta la

condensación hasta llegar a A donde el sistema es todo líquido. (1)

El Caso II entre los puntos 3 y 4, indica una línea isotérmica. Es un ejemplo de vaporización o

condensación a temperatura constante. Entre 3 y D, el sistema es vapor homogéneo y sólo

aumenta la densidad con aumento de presión. Un aumento posterior de presión entre D y E,

genera condensación del sistema. Entre E y 4, el sistema es líquido homogéneo y sólo aumenta

la densidad con presión. (1)

Otra característica de los diagramas P-T de mezclas, consiste en que la curva envolvente de

la región de dos fases, presenta valores máximos de presión y temperatura, no coincidentes

con el punto crítico. En la Figura 5, la presión máxima ocurre en Pm y la temperatura máxima

ocurre en Tm y reciben el nombre de punto cricondenbàrico y cricondentèrmico. (1)

La existencia del cricondenbárico permite seguir una línea isobárica de presión mayor que la

crítica, tal como el Caso III (línea entre los puntos 5 y 6), que cruzan dos veces la curva del

punto de burbujeo, sin cruzar la curva de puntos de rocío. Por otro lado, la existencia de

cricondentérmico permite seguir una línea isotérmica a temperatura mayor que la crítica, tal

como el Caso IV (línea entre los puntos 7 y 8) que cruzan dos veces la curva de puntos de rocío

sin cruzar la curva de puntos de burbujeo. (1)

Como consecuencia de lo anterior ocurre vaporización y condensación diferente a los casos

I y II explicados anteriormente, para presión y temperatura menores que la crítica. En el caso III,

la línea isobárica 5-6, está a una presión intermedia entre Pc y Pm y cruza la curva de puntos

de burbujeo en F y G. Por lo tanto, bien sea que la temperatura aumente o disminuya, en el

punto inicial la intersección con la curva de puntos de burbujeo (F o G) el sistema es líquido

homogéneo y coincide con el comienzo de vaporización, no importa el camino seguido. Tan

pronto como la temperatura aumente o disminuya, en el punto inicial la intersección con la curva

38 de puntos de burbujeo (F y G) el sistema es líquido homogéneo y coincide con el comienzo

de vaporización, no importa el camino seguido. Tan pronto como la temperatura aumente o

disminuya y corte el segundo punto en la curva de burbujeo (G y F) sin cruzar la curva de punto

de rocío, el sistema estará de nuevo en la misma fase líquida que cuando cortó inicialmente la

curva de burbujeo. Es evidente entonces, que la vaporización incrementó de cero, pasó por un

máximo y disminuyó de nuevo a cero al cruzar por segunda vez la curva de burbujeo. Por tanto,

entre F y G estará un punto máximo y G indica, bien sea condensación (con aumento de

temperatura) o vaporización (con disminución de temperatura) de acuerdo a la dirección

seguida. Este comportamiento se denomina vaporización retrógrada isobárica. En el caso IV, la

línea isotérmica 7-8 está a una temperatura intermedia entre Tc y Tm y cruza la curva de

burbujeo dando lugar a un comportamiento de condensación y vaporización similares al caso III,

ya que este caso está relacionado con la curva de rocío, este comportamiento se define como

condensación retrógrada isotérmica. (1)

Las áreas marcadas con líneas oblicuas se denomina región retrógrada, es decir, el área

donde ocurre vaporización o condensación en forma inversa al comportamiento convencional;

es decir, vaporización retrógrada, por la cual se forma vapor al disminuir isobáricamente la

temperatura (línea 6-G-K) o aumentar isotérmicamente la presión (línea L-J-8) y condensación

retrógrada, por la cual se forma líquido al disminuir isotérmicamente la presión (línea 8-J-L) o

aumentar isobáricamente la temperatura (línea K-G-6). (1)

Para los sistemas de hidrocarburos gaseosos (gas natural), la región retrógrada de la

envolvente de fase presenta cierta diferencia con respecto a la que vimos en la Figura 6,

debido a que el punto crítico se encuentra a la izquierda del cricondenbàrico. La Figura 7

muestra un diagrama de fase característico para una mezcla de gases hidrocarburos, donde la

línea ABDE representa un proceso de condensación retrógrada. A medida que disminuye la

presión, se alcanza el punto B, donde comienza la condensación. A medida que la presión

sigue disminuyendo, se forma más líquido debido al cambio en la pendiente de las líneas de

calidad; la región retrógrada está gobernada por los puntos de inflexión de cada línea. Mientras

continúa el proceso fuera de la región retrógrada, cada vez se forma menos líquido hasta que el

punto de rocío se alcanza (punto E). Por debajo de E no se forma líquido. Otra particularidad es

el efecto de la composición sobre la envolvente de fase. (1)

39

Figura 7. Diagrama de fase para mezcla Multicomponente de Gases Hidrocarburos. Fuente: Martínez, Macías J. (1999). Características y Comportamiento de los Hidrocarburos.

La Figura 8 muestra el efecto de la composición sobre la forma y la localización de la

envolvente de fase para el sistema binario metano-propano. Dos de las líneas son curvas de

presión de vapor para el metano y propano, las cuales terminan en su punto crítico. (1)

Se muestran tres envolventes, para tres composiciones diferentes de metano y propano.

Esto ilustra el hecho de que la forma y localización de la envolvente de fase dependen de la

composición. (1)

La línea punteada es llamada lugar crítico y es la línea tangente trazada para todas las

posibles envolventes de fase metano-propano al punto crítico de cada curva. Comienza en el

punto crítico del metano y finaliza en el punto crítico del propano. De la forma de esta curva se

puede deducir que la localización del punto crítico en cada envolvente de fase varía con la

composición. (1)

40

2.6 Sistemas Agua – Hidrocarburo.

El agua es un notable componente del gas natural en todas las etapas del manejo de gas

desde su producción inicial hasta su consumo final. (1)

El agua líquida y los hidrocarburos son esencialmente inmiscibles el uno en el otro. La

cantidad de vapor de agua en el gas estará gobernada por la composición del gas y la presión

de vapor de la fase de agua líquida. (1)

La presencia del agua en el gas natural comprimido es especialmente molesta, debido a que

la solubilidad del agua en el gas disminuye por el incremento de la presión y disminución de la

temperatura. La presión favorece la combinación del agua con el gas natural para formar

hidratos de gas, aunque la temperatura esté por arriba del punto de congelamiento del agua. La

formación de hidratos de gas debe evitarse ya que estos taponan tuberías y válvulas

interrumpiendo el flujo constante de gas. El agua líquida además es una fuente primaria de

problemas de corrosión y erosión; el propósito de la deshidratación es prevenir tal condensación

de agua. La deshidratación es un procedimiento de remoción del agua que contiene el gas, y

puede ser realizada por: métodos físicos (enfriamiento, compresión, absorción y adsorción) y

métodos químicos (adición de pentóxido fosforoso, óxido de bario u óxido de magnesio). (1)

Figura 8. Efecto de la Composición sobre la envolvente de Fase para el Sistema Binario Metano – Propano. Fuente: Martínez, Macías J. (1999). Características y

Comportamiento de los Hidrocarburos.

41 2.7 Flujo de Fluidos en Tuberías

Pocos problemas de flujo pueden ser resueltos con un grado aceptable de exactitud

utilizando ecuaciones de diseño ajustadas a aplicaciones ideales. Los regímenes de flujo y

caídas de presión son fenómenos complejos y requieren ecuaciones complejas para predecir

sus relaciones. Para propósitos de diseño en ingeniería, se han desarrollado diversas fórmulas

empíricas que han sido ajustadas a circunstancias particulares en la predicción de la capacidad

de flujo y caídas de presión. (2)

2.7.1 Teorema de Bernoulli

El teorema de Bernoulli es una derivación matemática basada en la Ley de la Conservación

de la Energía. Este teorema establece que la energía total de un fluido en cualquier punto

particular sobre un plano de datos es la suma del cabezal de elevación, el cabezal de presión y

el cabezal de velocidad. Esto se expresa matemáticamente como: (2)

g

VPZH

⋅+⋅+=

2144

2

2ρ (1)

Si no hay pérdidas por fricción ni energía suministrada o retirada del sistema, H es

constante en cualquier punto del fluido. En realidad, siempre que un fluido está en movimiento

existen pérdidas por fricción (hl). Esta pérdida describe la diferencia en energía total entre dos

puntos del sistema. Expresando los niveles de energía como Punto 1 contra Punto 2, entonces

se convierte en: (2)

ZP V

gZ

P V

ghl1

1

1

12

22

2

22

1442

1442

+ ⋅ +⋅

= + ⋅ +⋅

+ρ ρ

(2)

Todas las fórmulas prácticas para flujo de fluido son derivadas de la anterior. Se han

propuesto modificaciones a la ecuación anterior por muchos investigadores para considerar las

pérdidas por fricción. (2)

2.7.2 Propiedades Físicas de los Fluidos

Las propiedades físicas de la corriente de fluido deben ser conocidas para predecir la caída

de presión en la tubería. Las dos propiedades que se introducen en la solución de la mayoría

de los problemas de flujo de fluido son viscosidad y densidad. (2)

42 La viscosidad expresa la facilidad con la cual un fluido fluye cuando actúa sobre él una

fuerza externa. Se utilizan dos tipos de mediciones de viscosidad, absoluta y cinemática. La

viscosidad absoluta es una medida de la resistencia interna de un fluido a la deformación o

ruptura. La viscosidad cinemática es la relación entre la viscosidad absoluta y la densidad. (2)

La viscosidad es dependiente de la temperatura. La viscosidad de la mayoría de los líquidos

disminuye con un aumento de temperatura, mientras que la de los gases se aumenta. La

presión no ejerce casi efecto sobre la viscosidad de los líquidos y tiene poco efecto sobre los

gases perfectos. Por otro lado, la viscosidad de vapores saturados o ligeramente

sobrecalentados se modifica apreciablemente por cambios de presión. La viscosidad del vapor

de agua se conoce fácilmente, pero la viscosidad de otros vapores puede que no. (2)

El volumen específico es el inverso de la densidad. La gravedad específica de un líquido es

la razón entre la densidad del líquido a una temperatura especificada y la densidad del agua a

60 °F. La gravedad específica de un gas se define c omo la razón entre el peso molecular del

gas y el peso molecular del aire. (2)

γ =PM

PM

gas

aire

(3)

2.7.3 Flujo en Tuberías y Número de Reynolds

A bajas velocidades, las moléculas de fluido o partículas se transportan por el movimiento

del fluido en una línea razonablemente recta. La velocidad del fluido es máxima en el centro de

la tubería y es cero en las paredes de la misma. Este patrón de flujo se conoce como flujo

laminar. Si la velocidad se incrementa se obtendrá un punto crítico donde las partículas de

fluido comienzan a mostrar un movimiento transversal al azar en la dirección del flujo. Esta es la

velocidad crítica. Este movimiento al azar es típico del tipo de flujo que se conoce como flujo

turbulento. Sobre la velocidad crítica el flujo se considera como turbulento completamente,

aunque siempre hay un límite de capa en la pared de la tubería donde el flujo es laminar. En la

zona turbulenta el perfil de velocidad es más cercano a una recta a través de la cara de la

tubería. (2)

El número de Reynolds desarrollado es un número adimensional que puede ser

considerado como la relación de las fuerzas dinámicas del flujo de masa a la tensión de ruptura

debida a la viscosidad. Este se define como: (2)

43

Re= ⋅ ⋅D V ρµ

(4)

Si el número de Reynolds es menor que 2.000, el flujo puede ser considerado laminar. Si está

cerca de 4.000, el flujo es turbulento. En la zona de transición, (entre 2.000 y 4.000 Re), el flujo

puede ser tanto turbulento como laminar, pero esto no puede predecirse con el número de

Reynolds. (2)

2.7.4 Pérdidas de Presión debido a la Fricción

El flujo está siempre acompañado por la fricción. Esta fricción resulta en una pérdida de

energía disponible para trabajo. Una ecuación general para la caída de presión debido a la

fricción es la de Darcy-Weisbach (referida frecuentemente como la ecuación de Darcy). Esta

ecuación puede ser racionalmente derivada por análisis dimensional, con la excepción del factor

de fricción, fm , el cual se determina experimentalmente. Esta ecuación se puede expresar

como: (2)

h fL

D

V

gl m= ⋅ ⋅2

2 (5)

Transformando a libras por pulgada cuadrada, la ecuación se convierte en: (2)

∆P fL

D

V

gf mc

= ⋅ ⋅ ⋅ρ144 2

2

(6)

Puede notarse que el factor de fricción de Moody, fm, se utiliza en la ecuación anterior.

Algunas ecuaciones se expresan en términos del factor de fricción de Fanning, ff. El factor de

fricción de Moody es cuatro veces el factor de fricción de Fanning. (2)

La ecuación de Darcy-Weisbach es válida tanto para flujo laminar como turbulento en

cualquier líquido, también puede ser utilizada para gases con ciertas restricciones. Cuando se

utiliza esta ecuación, se deben considerar los cambios de elevación, velocidad o densidad para

la aplicación del teorema de Bernoulli. La ecuación de Darcy-Weisbach se debe aplicar para

segmentos de línea suficientemente cortas tales que la densidad del fluido sea esencialmente

constante sobre ese segmento. La caída de presión total es la suma de los valores de ∆ Pf

calculados para los segmentos individuales. Para aplicaciones en gases, la longitud de los

segmentos debe ser relativamente corta, comparada con la de los líquidos, lo que hace que

44 muchas aplicaciones en gas envuelvan gases compresibles donde las densidades del gas

varían con la temperatura. (2)

2.7.5 Factor de fricción y efecto de la rugosidad de la t ubería

Cuando el flujo de fluido es laminar (Re<2.000), el factor de fricción tiene una relación

directa con el número de Reynolds, tal que: (2)

fm = 64Re

Ò f f = 16Re

(7)

La rugosidad de la tubería no tiene efecto sobre el factor de fricción en flujo laminar.

Sustituyendo la ecuación del número de Reynolds en la ecuación anterior se obtiene: (2)

fD V V dm

e= ⋅⋅ ⋅

=⋅

⋅

⋅

64

64

1488

12µρ ρ

µ (8)

Esta expresión se puede sustituir, para el factor de fricción, en la ecuación (6), resultando en

la siguiente fórmula para pérdida de presión en libras por pulgada cuadrada:(2)

∆PL V

dfe= ⋅ ⋅

⋅ ⋅−6 68 10 42

,µ

(9)

La ecuación (9) es comúnmente conocida como la ecuación de Poiseuille para flujo laminar.

(2)

Cuando el flujo es turbulento , el factor de fricción depende del número de Reynolds y la

rugosidad relativa de la tubería, ε / D , la cual es la rugosidad de la tubería ε , sobre el

diámetro de la tubería D . La ecuación de Colebrook es la fórmula de pérdida de carga en los

conductos industriales: (2)

12

3 7

2 5110

f D fm m

= − ⋅⋅

+⋅

log

,

,

Re

ε (10)

2.7.6 Longitud equivalente de válvulas y accesorios

Las pérdidas de carga en las tuberías son de dos clases, primarias y secundarias. Las

pérdidas primarias son las pérdidas de superficie en el contacto del fluido con la tubería (capa

límite), rozamiento de unas capas de fluido con otras (régimen laminar) o de las partículas de

fluido entre sí (régimen turbulento). Tiene lugar en flujo uniforme, por tanto principalmente en los

tramos de tuberías de sección constante. (2)

45 Las pérdidas secundarias son las pérdidas de forma, que tienen lugar en las transiciones

(estrechamientos o expansiones de la corriente), codos, válvulas y en toda clase de accesorios

de tubería. (2)

Si la conducción es larga (oleoductos, gasoductos, etc.) las pérdidas secundarias tienen

poca importancia (de allí el nombre de pérdidas secundarias), pudiendo a veces despreciarse; o

bien se tiene en cuenta al final, sumando un 5 al 10% de las pérdidas principales calculadas. Si

la conducción es corta y complicada (flujo de gasolina y de aire en un carburador, por ejemplo)

las pérdidas secundarias juegan un papel importante, y pueden incluso llegar a ser

despreciables en comparación con ellas las pérdidas primarias.(2)

Los efectos de caída de presión de válvulas y accesorios pueden ser considerados

mediante la adición de las “longitudes equivalentes” de los accesorios a las longitudes de la

tubería actual. (2)

2.8 Flujo de Gases

El flujo de gases en tuberías es más complejo que el de líquido debido a la dependencia del

volumen específico con los cambios en la presión a lo largo de la línea. Si esta variación es

grande, tanto la velocidad como la densidad cambiarán significativamente, es decir, se necesita

un conocimiento preciso de la relación P-V-T del gas para poder aplicar la ecuación de

Bernoulli en forma diferencial, y el balance de energía en estado estacionario. (2)

Es importante puntualizar, que el comportamiento de la línea (caída de presión) dependerá

del tipo de flujo existente en dicha línea. Los extremos usuales de flujo son: (2)

- Adiabático ( P V k⋅ constante). Es el caso de líneas cortas aisladas en refinerías y plantas

químicas, donde el calor transferido hacia o desde la línea es despreciable. (2)

- Isotérmico ( P V⋅ constante). Se presenta en líneas largas sin aislar como las de

transmisión de gas natural. A menudo se asume este tipo de flujo, en parte por conveniencia,

pero en realidad es porque es lo más cercano al comportamiento real. (2)

- Politrópico ( P V n⋅ constante). Es una condición entre adiabático e isotérmico. (2)

Las ecuaciones termodinámicas fundamentales utilizadas para líquidos también pueden ser

utilizadas para gases. No obstante, se hacen algunas asunciones frecuentemente: (2)

- No se realiza trabajo sobre el sistema, es decir, W = 0 .

46 - El gas natural se comporta como un gas ideal, es decir, P V P V1 1 2 2⋅ = ⋅

- El flujo es isotérmico.

- Los cambios de elevación a lo largo de la tubería son insignificantes, es decir,.

∆Y = 0

Todas las asunciones anteriores, excepto las de los gases ideales, son satisfactorias

usualmente sobre la longitud promedio de la tubería. Sin embargo, esas ecuaciones derivadas

sobre esta base contienen usualmente un factor de corrección de compresibilidad si han sido

diseñadas para ser utilizadas a presiones sobre varios cientos de libras por pulgada cuadrada.

La asunción de flujo isotérmico tiene pequeño efecto sobre la exactitud final, la cual puede ser

provista asumiendo condiciones adiabáticas, el extremo opuesto. (2)

Como la presión tiende a elevarse en sistemas de gas natural, la asunción de gases ideales

se vuelve menos válida. Por lo tanto, es conveniente incorporar el factor de compresibilidad Z

en las ecuaciones de flujo para eliminar este error. (2)

Hay diversas formas en las cuales el factor de compresibilidad se puede incorporar en las

ecuaciones derivadas bajo la asunción de gas ideal: (2)

- Utilizando una Z promedio a una presión media para la sección de la línea estudiada.

- Expresando a Z como una función de la presión y temperatura. (2)

La utilización de un factor de compresibilidad Zm promedio es conveniente. Se puede

determinar a la presión promedio Pm, la cual se encuentra a su vez de la ecuación: (2)

( )P P PP P

P Pm = ⋅ + −+

2

3 1 21 2

1 2

(11)

La temperatura media se puede hallar de la ecuación:

TT T

T T

T T

Tm

s

s

s=−−−

+1 2

1

2

ln

(12)

2.8.1 Flujo Isotérmico

El comportamiento del flujo isotérmico del gas en tuberías, en estado estacionario, se

define por una ecuación de energía general de la forma: (2)

47

5,2

5,0

.

22

21 .

'..

1...77,38 d

ZTL

PP

fE

P

TQ

prompromfb

b

−

=

γ (13)

Esta ecuación es completamente general para flujo en estado estacionario, y considera

adecuadamente las variaciones del factor de compresibilidad, energía cinética, presión y

temperatura para cualquier sección de línea típica. Sin embargo, la ecuación, como derivada,

involucra un valor no especificado como factor de transmisión, 1/ f f . La presentación

correcta de este factor es necesaria para validar la ecuación. (2)

El factor de fricción está relacionado fundamentalmente con la pérdida de energía debida

a la fricción. En la derivación de la ecuación general de energía todas las irreversibilidades y no-

idealidades, excepto para aquellas cubiertas por la ley de los gases reales, han sido reunidas

en el término de pérdidas por fricción. (2)

Los métodos históricamente empíricos y utilizados corrientemente para calcular o predecir el

flujo de gas en una tubería son el resultado de varias correlaciones del factor de transmisión

sustituido en la ecuación de energía general. (2)

2.8.2 Cálculo del Factor de Fricción.

En general, se deben seguir las siguientes recomendaciones:

- Para mayor exactitud en los cálculos en la mayoría de los casos, se utiliza la ecuación

de AGA. Esto es válido especialmente si se producen grandes cambios de elevación.

- La ecuación de Weymouth se debe utilizar cuando el diámetro de la tubería es de 12

pulgadas o menos, ya que las predicciones de Weymouth varían significativamente con

el incremento del diámetro de la tubería.

- Las ecuaciones de Panhandle Eastern se deben utilizar únicamente para diámetros de

tuberías de 12 pulgadas o mayores.

- La ecuación de Oliphant se utiliza solamente para líneas con presiones menores que 35

psig. También se puede utilizar para gases con gravedades de 0,7 a 0,8.

2.8.2.1 Ecuaciones AGA

Las ecuaciones AGA se desarrollaron para aproximarse al comportamiento del flujo

turbulento parcial y completamente desarrollado, utilizando dos factores diferentes de

48 transmisión. La ecuación del flujo completamente turbulento se aplica en función de la

rugosidad relativa de la tubería, ε / D . Esta ecuación utiliza el siguiente factor de transmisión: (2)

14

3 710f

D

f

= ⋅ ⋅

log

,

ε (14)

Cuando el factor de transmisión para flujo turbulento se sustituye en la ecuación de energía

general (13), la ecuación AGA para flujo turbulento se convierte en: (2)

5,2

5,0

.

22

21

10 .'..

1.7,3log.4...77,38 d

ZTL

PP

f

DE

P

TQ

prompromfb

b

−

=

γε (15)

La ecuación para flujo parcialmente turbulento está basada en la “ley de la tubería lisa” y se

modifica para considerar los elementos que inducen la fricción. El factor de transmisión para

esta ecuación es: (2)

14

10 610f ff f

= ⋅ ⋅ −logRe

/, (16)

Sustituyendo 1/ f f de la ecuación (16) a la ecuación (13) se obtiene una ecuación que

no puede ser resuelta directamente. Para flujo turbulento parcialmente desarrollado se debe

aplicar también un factor de fricción para considerar los efectos de las curvaturas de las

tuberías e irregularidades. (2)

2.8.2.2 Ecuación de Weymouth

Se publicó en 1912. Es otra ecuación que posee una amplia utilidad en la industria. Evalúa

el factor de fricción como una función del diámetro: (2)

fdf = 0 008

1 3

,/

(17)

Expresado de otra forma:

6/1.18,11/1 df f = (18)

49 Cuando el factor de fricción, f f , se sustituye en la ecuación de energía general, la

ecuación de Weymouth se transforma en: (2)

QT

PE

P P

L T Zdb

b prom prom

= ⋅

⋅ ⋅

−⋅ ⋅ ⋅

⋅433 5 12

22

0 5

2 667,'

,

,

γ (19)

Los datos que sirvieron de base para el ajuste de esta ecuación fueron experiencias en

tuberías de 0,8 a 11,8 pulgadas de diámetro, es por ello, que esta ecuación es más exacta para

tuberías relativamente pequeñas, con diámetros inferiores a 12 pulgadas. (2)

La fórmula de Weymouth se aproxima más a los incrementos medidos que los calculados

con otras fórmulas en el caso de tuberías cortas y sistema de recolección. Sin embargo, el

grado de error se incrementa con la presión. Si la Q calculada de la ecuación de Weymouth se

multiplica por 1/ Z , donde Z es el factor de compresibilidad del gas, el Q corregido se

aproximará más al flujo medido. (2)

La ecuación no se puede aplicar generalmente a cualquier variedad de diámetros y

rugosidades y, en la región de flujo turbulento parcialmente desarrollado, no es válida. Se puede

utilizar para aproximarse al comportamiento del flujo completamente turbulento mediante la

aplicación de factores de corrección determinados del sistema al cual va a ser aplicado. (2)

2.8.2.3 Ecuaciones de Padhandle

En los comienzos del año 1940, la Compañía de Líneas de Tuberías Panhandle Eastern

desarrolló una fórmula para el cálculo del flujo de gas en líneas de transmisión, la cual se

conoce como la ecuación de Panhandle A. Esta ecuación utiliza las siguientes expresiones del

número de Reynolds y del factor de transmisión: (2)

RQ

de = ⋅ ⋅1934,

γ (20)

( ) 07305,007305,0

.872,6.

.211,7/1 ef Rd

Qf =

= γ (21)

50 El factor de transmisión asume un valor del número de Reynolds entre 5 y 11 millones

basado en experiencias de mediciones actuales. Sustituyendo la ecuación (21) para 1/ f f

en la ecuación de energía general (13), la ecuación de Pandhandle A se transforma en: (2)

6182,2

5392,0

853,0

22

21

0788,1

'87,435 d

ZTL

PPE

P

TQ

prompromb

b ⋅

⋅⋅⋅−

⋅⋅

⋅=

γ (22)

Esta ecuación había intentado reflejar el flujo de gas a través de tuberías lisas. Cuando fue

“ajustada” con un factor de eficiencia, E, de aproximadamente 0,90; la ecuación se convirtió en

una razonable aproximación de la ecuación de flujo parcialmente turbulento. Esta ecuación se

vuelve menos exacta cuando la velocidad del flujo aumenta. Muchos usuarios de la ecuación de

Panhandle A asumen una eficiencia del factor de 0,92; no obstante se ha establecido la

siguiente escala: (2)

- 1 Para tubería nueva horizontal sin válvulas y accesorios o cambios en la sección

transversal.

- 0,95 Para condiciones muy buenas de operación.

- 0,92 Para condiciones promedio de operación.

- 0,85 Para condiciones poco usuales y muy desfavorables de operación.

Una nueva revisión de la ecuación de Panhandle se publicó en 1956. Esta ecuación

revisada se conoce como la ecuación de Panhandle B y es sólo ligeramente dependiente del

número de Reynolds. Por tanto, se aproxima más al comportamiento del flujo completamente

turbulento. El factor de transmisión utilizado en este caso es: (2)

( )1 16 70 16 490 01961

0 01961/ , ,

,,

fQ

dRf e= ⋅ ⋅

= ⋅γ

(23)

Sustituyendo la ecuación (20) para 1/ f f , en la ecuación de energía general (13), la

ecuación de Panhandle B se transforma en: (2)

51

QT

PE

P P

L T Zdb

b prom prom

= ⋅

⋅ ⋅

−⋅ ⋅ ⋅

⋅7371 02

12

22

0 961

0 51

2 53

,

,

,

,

'γ (24)

Esta ecuación se puede ajustar mediante la utilización de un término de eficiencia que la

haga aplicable a través de un rango relativamente limitado de números de Reynolds. Sin

embargo, esto no significa que el ajuste de la ecuación corrija las variaciones en la superficie de

la tubería. Ajustado a un número de Reynolds promedio, la ecuación predecirá bajas tasas de

flujo a número de Reynolds bajos, y altas tasas de flujo a número de Reynolds altos, comparada

con la ecuación de flujo completamente turbulento. Las eficiencias basadas en la ecuación de

Panhandle B decrecen con el incremento de la tasas de flujo para flujo completamente

turbulento. El factor de eficiencia, E, utilizado en la ecuación de Panhandle B, generalmente

varía entre 0,88 a 0,94 aproximadamente. (2)

2.8.2.4 Ecuaciones de flujo de gas a bajas presiones

Los sistemas de recolección de gas frecuentemente operan a presiones por debajo de 100

psig. Algunos sistemas fluyen bajo condiciones de vacío. Para esas condiciones de baja

presión, se han desarrollado ecuaciones a fin de obtener un mejor ajuste, en comparación con

la ecuación de Weymouth o las ecuaciones de Panhandle. (2)

La ecuación de Oliphant se publicó por primera vez en 1909. Esta ecuación es la más antigua

de las ecuaciones de gas usadas en general. Se utiliza para flujo de gas entre vacío y 100 psi.

Su forma es la siguiente: (2)

( )Q dd

P

T

T

P P

Lb

b= ⋅ ⋅ +

⋅

⋅

⋅

⋅

⋅

−

42 24

30

14 4

520

0 6 5202 53

12

22

1 2

,

/

, ,

'γ (25)

La fórmula de Spitzglass para flujos de gas por debajo de 1 psig a 60°F es:

( ) ( )Q

P P d

Ld

d= ⋅ ⋅

⋅ − ⋅

⋅ ⋅ + + ⋅

24 35500 03613

13 6

0 03

1 25,

,,γ

(26)

52

2.9 Presión estática (cabezal) en líneas de flujo

Las ecuaciones mostradas se basan sobre la suposición de que la línea es horizontal, es

decir, que no hay un cambio de energía potencial que afecte a P1 y P2. Actualmente las líneas

pueden presentar cierto grado de inclinación, es decir, los puntos aguas arriba y aguas abajo

tienen diferente elevación. (2)

Para flujo en una sola fase se pueden realizar algunas correcciones para la elevación

relativa entre los puntos (1) y (2). Antes de utilizar las ecuaciones respectivas se debe corregir

P1 ó P2 para convertir la caída de presión ( ∆P ) como si ésta hubiese ocurrido en una línea

horizontal. (2)

En virtud de que el gas es incompresible y la temperatura varía, se pueden utilizar muchos

modelos. La ecuación más simple utiliza una temperatura promedio y el factor de

compresibilidad, ignorando los cambios de energía cinética y asumiendo el factor de fricción

constante. Bajo estas asunciones, de las ecuaciones de energía básica, se deriva la siguiente

expresión: (2)

∆H

A T Z

P

Pm m

⋅⋅ ⋅

=

γln 1

2

(27)

Donde A es una constante, cuyo valor es 53,34. (2)

2.10 Flujo Multifásico en Tuberías

2.10.1 Correlación de Beggs y Brill

La correlación de Beggs y Brill fue publicada en 1973 y se desarrolló a partir de datos

experimentales obtenidos de una escala pequeña de ensayos. Las facilidades consistían de

secciones de tuberías acrílicas de 1 y 1,5 pulgadas de diámetro y 90 pies de longitud. Las

tuberías podían inclinarse en un ángulo cualquiera. Los parámetros estudiados y sus rangos de

variación fueron: el flujo de gas (0 a 300 MMPCED), el flujo de líquido (0 a 30 gal/min), la

presión promedio del sistema (35 a 95 psia), el diámetro de la tubería (1 y 1,5 pulgadas), el

Holdup de líquido (0 a 0,87), el gradiente de presión (0 a 0,8 psi/ft), ángulo de inclinación (-90 a

+90) y el patrón de flujo horizontal. Los fluidos usados fueron agua y aire.(3)

53 Para cada diámetro de tubería, se variaron los flujos de gas y líquido y se observaron

todos los patrones de flujo para tubería horizontal. Después se seleccionaron flujos particulares

y se varió el ángulo de inclinación hasta que se observó el efecto del ángulo sobre el Holdup y

el gradiente de presión. El Holdup y el gradiente de presión fueron medidos para ángulos

de 0, 5, 10, 15, 20, 35, 55, 75 y 90 grados. Las correlaciones fueron desarrolladas con 584

ensayos medidos. (3)

Se presentaron diferentes correlaciones para Holdup de líquido para cada régimen de flujo

horizontal. El Holdup de líquido que podría existir si la tubería fuera horizontal se calculó y se

realizó una corrección para tuberías con ángulos de inclinación. El máximo Holdup fue

encontrado a +50 grados y el mínimo a -50 grados. El patrón de flujo original fue modificado

para incluir el deslizamiento en la zona de transición entre el régimen de flujo segregado y el

intermitente. (3)

La ecuación del gradiente de presión se expresa como sigue.

pg

vvdg

vGf

g

g

z

p

c

sgmtp

c

mmtp

c

tp

ρ

θρ

−

+=

∆∆

1

2sin

(28)

Donde:

θsin = 0 para flujo horizontal

)1( LgLLtp HH −+= ρρρ (29) tpρ : densidad con deslizamiento de líquido.

cFR

b

LN

aOH

λ=)( (30) LH : Holdup de líquido

Donde a, b y c se determinan para cada patrón de flujo según se indica:

Patrón de flujo: a b c

Segregado 0,98 0,4846 0,0868

Intermitente 0,845 0,5351 0,0173

Distribuido 1,065 0,5824 0,0609

54

cFR

b

LN

aOH

λ=)( (31)

gL

L

qq

q

+=λ (32)

λ : contenido (Holdup) de líquido sin deslizamiento.

gL qq , : flujo de gas y líquido en sitio (ft3/sec)

)(1049,6 5wwooL BqBqxq += − (33)

p

TRRqZxq sog

g

)460)((1027,3 7 +−=

−

(34)

:, pT Temperatura y presión promedio.

swo RBB ,, : se obtiene de las correlaciones PVT apropiadas.

gd

vN m

FR

2

= (35) FRN : Número de Froude

sgsLm vvv += (36) mv : velocidad de la mezcla (ft/seg)

p

LsL A

qv = (37) sLv : velocidad superficial de liquido (ft/seg)

p

gsg A

qv = (38) sgv : velocidad superficial de gas (ft/seg)

4

2dAp

π= (39) pA : área transversal (ft2), d: diámetro interno (ft)

gLm GGG += (40) :,, gLm GGG lbm/(sec.ft2)

sLLL vG ρ= (41)

sggg vG ρ= (42)

nss

tp fef = (43) :tpf factor de fricción de las dos fases.

55

[ ] [ ]{ }42 )ln(1853,0)ln(8725,0)ln(182,30523,0

)ln(

yyy

ys

+−+−= (44)

[ ]2θλ

LHy = (45) θ : ángulo de inclinación de la tubería.

32,0

5,00056,0

REns

Nf += (46) nsf : factor de fricción sin deslizamiento.

m

mRE

dGN

µ= (47)

[ ])1(1072,6 4 λµλµµ −+= −gLm x (48) mµ : viscosidad de la mezcla.

wwooL ff µµµ += (49) Lµ : viscosidad de la mezcla.

wog µµµ ,, : se calculan a través de las correlaciones PVT.

Cálculo de Holdup de líquido para tuberías inclinadas:

ψθ )()( OHH LL = (50)

[ ])8,1(sin333,0)8,1sin(1 3 θθψ −+= C (51)

Donde θ es el ángulo de inclinación de la tubería.

Y d, e, f y g se determinan de la siguiente tabla para cada condición:

Patrón de Flujo d e f g

Segregado con inclinación hacia arriba 0,011 -3,768 3,539 -1,614

Intermitente con inclinación hacia arriba 2,96 0,305 -0,4473 0,0978

Distribuido con inclinación hacia arriba Sin

correlación

Sin

correlación

C = 0 C = 0

Todos los patrones de Flujo con

inclinación hacia abajo

4,70 -0,3692 0,1244 -0,5056

25,0

938,1

=

L

LsLLV vN

σρ

(52)

56 wwooL ff σσσ += (53)

wo σσ , se obtienen de análisis PVT o correlaciones apropiadas.

2.10.2 Correlación de Dukler

El trabajo de Dukler fue publicado en 1964. Presentó dos correlaciones para flujo Multifásico

horizontal. La primera no considera que exista deslizamiento entre las fases y supone flujo

homogéneo (Caso I). La segunda correlación considera que existe deslizamiento entre las

fases (Caso II). Ninguno de los casos toma en cuenta los regímenes de flujo. Para este

estudio consideramos el Caso II. (4)

221 PP

P+= (54)

Donde:

P : Presión promedio.

1P : Presión aguas arriba.

2P : Presión aguas abajo.

86400

61,5 oLL

Bqq = (55)

ZT

T

P

PRGORqq

sc

SCsLg 86400

)( −= (56)

ZBR os ,, se obtienen a P y T .

g

g

L

L

L

L

gL

L

ww

w

qq

q

ρρ

ρλ+

=+

= (57)

o

sgLL

B

R

61,5

0764,04,62 γγρ

+= (58)

ZT

T

P

P sc

scgg

10764,0 γρ = (59)

57

+=

4

)(144

2d

qqv gL

m π (60) d : diámetro interno en pulgadas.

)1( λµλµµ −+= gLTP (61)

Se supone un valor para el Holdup de líquido:

( )( )

−−+

=

L

g

L

LTPHH 1

1 22 λρλρρ (62)

TP

TPmTPRE

dvN

µρ

=)( (63)

( )( ) 32,0

125,000140,0

TPRE

oN

f += (64)

oo

TPTP f

f

ff = (65)

Para calcular las pérdidas por fricción:

dg

vLfP

c

mTPTPfriccion 12

2 2ρ=∆ (66)

Donde:

L: ft

mv : ft/seg

TPρ :Lbm/ft3

d : in.

Para calcular la caída de presión por aceleración:

( ) ( ) θρρρρcos

11144

1 2222

2

+

−−

+

−=∆

aaguasarribL

LL

L

gg

aguasabajoL

LL

L

gg

ca H

q

H

q

H

q

H

q

AgP (67)

θ : ángulo de inclinación de la tubería.

La caída de presión total se expresa como:

naceleraciòfricciòntotal PPP +∆=∆ (68)

58

2.11 Ecuaciones de Estado para Gases Reales

La ecuación de estado para gases ideales presenta diversas suposiciones que no son

correctas para gases a presiones y temperaturas que se desvían de las condiciones ideales o

estándar, por lo tanto, se deben hacer correcciones considerando la desviación del

comportamiento ideal. El método de corrección más ampliamente utilizado en la industria

petrolera es el factor de compresibilidad del gas, comúnmente llamado factor-Z, que se define

como la razón del volumen actual ocupado por una masa de gas a una determinada presión y

temperatura a un volumen de gas que ocuparía si se comportara idealmente. Esto es: (1)

ideal

actual

V

VZ = ó V Z Vactual ideal= ⋅

La ecuación de estado es:

TRnVP ⋅⋅=⋅ ó PV

Zn R Tactual⋅ = ⋅ ⋅

Por tanto, la ecuación de estado se convierte en:

P V Z n R T⋅ = ⋅ ⋅ ⋅ (69)

Donde, para un gas ideal, Z=1.

El factor de compresibilidad varía con los cambios en la composición, temperatura y presión

y debe ser determinado experimentalmente. Los resultados de las determinaciones

experimentales de factores de compresibilidad son normalmente reportados gráficamente. (1)

2.11.1 Compresibilidad de un Gas Real

En el tratamiento de gases a muy bajas presiones, la relación del gas ideal es una

herramienta conveniente y generalmente satisfactoria. Para cálculos y mediciones de gases a

elevadas presiones, el uso de la relación del gas ideal puede dejar errores tan grandes como

500%, comparados con los errores de 2 a 3% a presión atmosférica. (1)

Muchas ecuaciones de estado propuestas para representar las relaciones de presión –

volumen - temperatura de gases son complejas y requieren del uso de una computadora o

calculadora programable para resolverlas en un período razonable. Una correlación

59 generalizada de estados correspondientes de factores de compresibilidad es razonablemente

conveniente y suficientemente exacta para muchos requerimientos de ingeniería. La correlación

provee un factor de corrección Z que, multiplicado por el volumen calculado de la ecuación de

gas ideal, es convertido en el volumen actual correcto. (1)

Para mayor exactitud en los cálculos, los valores del factor de compresibilidad promedio,

Zprom, se pueden calcular de las siguientes relaciones: (1)

( )Z

Fprom

pv

= 12

(70) y

( )F

Tpvprom

prom

= +⋅ ⋅ ⋅

⋅

13 444 10 105 1 785

3 825

, ,

,

ρ γ

(71)

2.11.2 Mezcla de Gases Reales

Las gráficas del factor de compresibilidad están disponibles para la mayoría de los

componentes simples de los gases de hidrocarburos livianos, pero en la práctica raramente se

encuentra un simple componente del gas. Con el propósito de obtener factores-Z para mezclas

de gases naturales, se utiliza la ley de los estados correspondientes. Esta ley establece que la

razón de cualquier propiedad intensiva al valor de esa propiedad en el estado crítico está

relacionada con la razón de la presión y temperatura absoluta prevaleciente a la presión y

temperatura crítica, para todas las sustancias similares. Esto significa que todos los gases

puros tienen el mismo factor-Z para los mismos valores de presión y temperatura reducida,

donde los valores reducidos son definidos como: (1)

cr T

TT = , P

P

Prc

= (72)

donde Tc y Pc son la temperatura y presión crítica respectivamente. Estos valores deben estar

en unidades absolutas. Se ha demostrado que la Ley de los Estados Correspondientes funciona

mejor con gases de estructuras moleculares similares. Esto es ventajoso para la mayoría de los

gases que se manejan en la industria petrolera, los cuales están constituidos por moléculas de

la misma clase de compuestos orgánicos conocidos como hidrocarburos parafínicos. La Ley de

los Estados Correspondientes ha sido extendida a mezclas gaseosas que tiene un

comportamiento químico similar. Debido a la dificultad para obtener el punto crítico de mezclas

60 multicomponentes, las cantidades de presión y temperatura seudocríticas se han definido

como: (1)

T y Tpc j cj= ⋅∑ y P y Ppc i cj= ⋅∑ (73)

Estas cantidades seudocríticas se utilizan para mezclas de gases exactamente en la misma

forma que la presión y temperatura crítica actual que se utiliza para gases puros. Debe

entenderse que esas propiedades seudocríticas son la base teórica para utilizar una correlación

de factores de compresibilidad, pero no son las propiedades críticas actuales de la mezcla

gaseosa. (1)

Los gases naturales frecuentemente contienen otras sustancias diferentes a los

hidrocarburos, tales como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (COA) y sulfuro de hidrógeno

(H2S). La presencia de esas impurezas afecta el valor obtenido de la gráfica del factor-Z. (1)

En 1970 fue propuesto un procedimiento para ajustar las propiedades críticas de los gases

por Wichert y Aziz. Las propiedades críticas ajustadas son entonces utilizadas en el cálculo de

las propiedades reducidas. El procedimiento para obtener el factor-Z para gases ácidos es el

siguiente: (1)

- Se determina Ppc y Tpc, según la composición del gas.

- Se calculan las propiedades críticas ajustadas:

T Tpc pc' = − ε , ( )P

P T

T B Bpc

pc pc

pc

''

=⋅

+ ⋅ −ε 2 (74)

donde

( ) ( )ε = ⋅ − + ⋅ −120 150 9 1 6 0 5 4A A B B, , , (75)

B= fracción molar de H2S

A= fracción molar CO2+B

ε = factor de corrección, °F.

- Se calculan las propiedades reducidas, utilizando las propiedades críticas corregidas.

pcr

T

TT

'= , P

P

Prpc

='

(76)

- Se halla el factor Z de la gráfica de correlación respectiva.

61

2.11.3 Otras Ecuaciones

Una de las limitaciones en el uso de la ecuación de compresibilidad para describir el

comportamiento de los gases es que el factor de compresibilidad no es constante, y por tanto,

las manipulaciones matemáticas no pueden hacerse directamente, sino que deben ser

resueltas mediante técnicas gráficas o numéricas. La mayoría de las otras ecuaciones de

estado comúnmente utilizadas fueron ideadas para que los factores de corrección, los cuales

corrigen la ley del gas ideal para la no-idealidad, puedan ser asumidos constantes, permitiendo

además que dichas ecuaciones puedan ser utilizadas en cálculos matemáticos que involucren

diferenciación o integración.

2.12 Definición del Modelo Termodinámico a utilizar

Los balances de masa y energía constituyen las bases de muchos de los diseños de

procesos y simulaciones de los ingenieros de gas. Sin embargo, la utilidad de estas ecuaciones

maestras es críticamente dependiente de la exactitud de las correlaciones de las propiedades

físicas y termodinámicas usadas en la ecuación. En realidad, a menos que el ingeniero

disponga de datos de propiedades precisos, las ecuaciones del balance son de poco o ningún

uso en ingeniería de procesos, razón por la cual es importante elegir apropiadamente el método

de selección para las propiedades físicas dado que afecta la predicción de la simulación. (5)

Algunos de los factores que deben considerarse para escoger el método termodinámico son:

♦ La naturaleza de las propiedades de interés.

♦ La composición de la mezcla.

♦ El rango de presión y temperatura.

♦ La disponibilidad de parámetros.

Por ser el gas natural una mezcla de componentes no polares, reales; los modelos

Termodinámicos recomendados son los siguientes: Redlich-Kwong-Soave, Peng Robinson,

Benedict-Webb-Rubbin-Starling y Lee-Kesler-Plocker.

A continuación se dará una breve explicación de los métodos recomendados para el

sistema en estudio:

62 2.12.1 Ecuación de Redlich-Kwong, (RK)

Se basa en la ecuación de Van der Waals y tiene la ventaja de una forma analítica simple la

cual permite la solución directa para la densidad a la presión y temperatura especificada. En la

ecuación se utilizan dos parámetros para cada componente en la mezcla, lo cual permite al

principio evaluar los parámetros a ser determinados desde las propiedades críticas. La ecuación

original es: (7)

( )pRT

V b

a

V V b TM M M

=−

−⋅ + ⋅ 0 5.

(77)

donde

aC R T

pa c

c

=2 2 5.

(78)

bC RT

pb c

c

= (79)

del mismo modo Ca = 0 42748. y Cb = 0 08664. .

Para simplificar los cálculos con la ecuación de RK, especialmente para aplicaciones en

mezclas, otras constantes se definen como: (5)

5.0

5.2

5.25.0

5.22

⋅⋅

=

⋅=

Tp

TC

TR

aA

c

ca (80)

Bb

RT

C T

p Tb c

c

= =⋅⋅

'

(81)

2.12.2 Ecuación de Soave Redlich Kwong

La ecuación de estado de Soave Redlich Kwong es una modificación de la ecuación de

Redlich Kwong y fue publicada por Georgi Soave en 1972. (7)

Soave reemplazó el termino a/ 5.0T , con un término más general dependiente de la temperatura

a(T). La expresión modificada es la siguiente: (7)

( )bVV

aT

bV

RTP

MMM +⋅−

−= (82)

63 donde:

∑=i

xibib (83)

PciTciRbi /..08664.0= (84)

Tci, Pci = temperatura y presión crítica del componente i.

a.T=∑∑ −i j

kijaiajxjxi )1()(. 5.0 (85)

iaciai ∝= (86)

PciTciRaci /).(42747.0 2= (87)

[ ]25.0 )1(1( Tcimii −+=∝ (88)

2.176.0.574.1480.0 iimi ωω −+= (89)

=iω factor acéntrico del componente i.

=kij constante de interacción binaria para el componente i y j.

La introducción del término ∝ fue un intento para mejorar la predicción de la presión de

vapor de los componentes puros. La combinación de la fórmula para el cálculo de (a.T) con la

introducción del término kij se inventó para mejorar la predicción de las propiedades de la

mezcla. (7)

La ecuación usada por Soave para predecir las propiedades de la mezcla tiene dos

objetivos. Primero, se toma en cuenta el factor acéntrico para predecir la presión de vapor de

cada componente con precisión. En segundo lugar, el término kij se determina a partir de datos

experimentales para sistemas binarios con componentes i y j tal que permite encontrar la fase

de equilibrio. (7) Los simuladores contienen correlaciones de kij para sistemas de hidrocarburos,

N2, H2S y CO2. (7) Los valores de la constante de equilibrio (K ) de la ecuación de SRK se usan

para calcular entalpías, entropías y densidades de las fases liquida y vapor. La predicción de la

densidad de la fase liquida no es muy exacta y se utiliza el método API por defecto cuando se

selecciona este método. (7)

Reglas para su aplicación:

Se puede utilizar en todos los procesos de hidrocarburos ligeros tales como: procesamiento

del gas natural, en procesos finales de componentes ligeros en refinerías y plantas de gas.

64 Esta ecuación se creó para dar buenas predicciones en mezclas de hidrocarburos no polares,

no así para mezclas polares. (7)

Este método no es muy exacto para sistemas ricos en hidrógeno, debido a que el

comportamiento de la fase de hidrógeno se aproxima por modificación del factor acéntrico.

Otros métodos con modificación de la ecuación de ∝ con reglas de mezclas más avanzadas

dan mejores predicciones para hidrógeno que la SRK. (7)

2.12.3 Ecuación de Peng Robinson

La ecuación de estado de Peng Robinson es una modificación de la ecuación de Redlich

Kwong y fue publicada por Peng y Robinson en 1976. Es similar a la ecuación de Soave Redlich

Kwong en muchos aspectos y fue diseñada para mejorar las predicciones de la densidad de

líquidos por el método de SRK. Al igual que la ecuación de SRK el término 5.0/ Ta se

reemplazó por un término más general dependiente de la temperatura a(T). La expresión es la

siguiente: (7)

( )[ ])()( bVbbVV

aT

bV

RTP

−++⋅−

−= (90)

donde:

∑=i

xibib

PciTciRbi /..07780.0= (91)

Tci, Pci = temperatura y presión crítica del componente i.

a.T=∑∑ −i j

kijaiajxjxi )1()(. 5.0

iaciai ∝=

PciTciRaci /).(45724.0 2= (92)

[ ]25.0 )1(1( Tcinii −+=∝ (93)

226992.0.574226.137464.0 iini ωω −+= (94)

=iω factor acéntrico del componente i.

=kij constante de interacción binaria para el componente i y j.

La introducción del término ∝ fue un intento para mejorar la predicción de la presión de vapor

de los componentes puros. La combinación de la fórmula para el cálculo de a.T con la

65 introducción del término kij se inventó para mejorar la predicción de las propiedades de la

mezcla. (7)

La ecuación usada por Peng Robinson para predecir las propiedades de la mezcla tiene dos

objetivos. Primero, se toma en cuenta el factor acéntrico lo cual predice la presión de vapor de

cada componente con precisión. En segundo lugar, el término kij se determina a partir de datos

experimentales para sistemas binarios con componentes i y j tal que permite encontrar la fase

de equilibrio. (7)

Los valores de la constante de equilibrio (K) de la ecuación de PR se usan para calcular

entalpías, entropías y densidades de las fases liquida y vapor. La predicción de la densidad de

la fase liquida no es muy exacta y se utiliza el método API por defecto cuando se selecciona

este método. (7)

Reglas para su aplicación:

Se puede utilizar en todos los procesos de hidrocarburos ligeros tales como: procesamiento

del gas natural, en procesos finales de componentes ligeros en refinerías y plantas de gas.

Esta ecuación ha sido creada para dar buenas predicciones en mezclas de hidrocarburos no

polares, no así para mezclas polares. (7)

Este método no es muy exacto para sistemas ricos en hidrógeno, debido a que el

comportamiento de la fase de hidrógeno es aproximado por modificación del factor acéntrico.

Otros métodos con modificación de la ecuación de ∝ reglas de mezclas más avanzadas dan

mejores predicciones para hidrógeno que la ecuación de Peng Robinson. (7)

2.12.4 Ecuación de Benedict-Webb-Rubbin (BWR)

La ecuación original de Benedict-Webb-Rubbin es una modificación de la ecuación

presentada por Beattie y Bridgeman y fue propuesta en 1940 para predecir las propiedades de

líquido y vapor a altas temperaturas y correlacionar equilibrios vapor-líquido de mezclas de

hidrocarburos ligeros. Utiliza ocho constantes empíricas para cada componente en una mezcla

con una temperatura tabulada dependiente de uno de los parámetros para mejorar el ajuste de

los datos de presión de vapor. Dicha ecuación se expresa como: (7)

+++−+

−−+=

2

222632

2

1)()/( mV

mmmmm

ooo

m VVT

c

V

a

V

abRT

V

TCARTB

V

RTP

γ

γα (95)

66 Los parámetros B0, A0, C0, a, b, c, α y γ son constantes para componentes

puros y son funciones de composiciones de mezclas. Esas constantes pueden ser combinadas

para usarse con mezclas de gases de acuerdo a la siguiente regla de mezcla: (7)

( )A y Aj j0 01 2 2

= ∑ / (96)

B y Bo j j=∑ 0 (97)

( )C y Cj oj0

1 22

= ∑ / (98)

( )a y aj j= ∑ 1 3 3/ (99)

( )b y bi j= ∑ 1 3 3/ (100)

( )c y ci j= ∑ 1 3 3/ (101)

( )α α= ∑ yi j1 3 3/ (102)

( )γ γ= ∑ yi i1 2 2/ (103)

Dentro de las limitaciones que presenta esta ecuación se tiene que es razonablemente

exacta para mezclas de parafinas livianas a temperaturas reducidas de 0,6 y mayores puede

ser usada para calcular propiedades termodinámicas de mezcla de gas natural por encima de

0°F o sistemas de crudos pesados a altas temperatur as. (7)

2.12.5 Ecuación de Benedict-Webb-Rubbin Starling (BWRS)

La ecuación de Benedict-Webb-Rubbin fue modificada por Starling en 1973, de la siguiente

forma:

( ) )exp()1(/)/(/// 222362432 τρτρρρρρ −++−−+−+−+= TcTdabRTTETDTCARTBRTP OOOOO (104)

Los once parámetros para componentes puros ( .),, etcBA OO son funciones generalizadas

del factor acéntrico, temperatura crítica y densidad crítica. La regla de mezclas para los once

parámetros es análoga a las reglas de mezclas utilizadas para BWR. Los Parámetros de

interacción binaria individual de BWRS están incluidos dentro de la regla de fases. Esta

ecuación puede predecir muy bien las propiedades de los componentes puros para

hidrocarburos ligeros cuando los datos experimentales cubren los rangos enteros disponibles.

67 BWRS es capaz de predecir los valores de K de las parafinas livianas a temperaturas

criogénicas. (7)

Dentro de las limitaciones de esta ecuación, se tiene que: (7)

♦ Dado que la ecuación es generalizada en términos de temperatura crítica, densidad crítica

y factor acéntrico, tiene dificultades para predecir las propiedades de hidrocarburos pesados

y sistemas polares.

♦ La ecuación BWS no arroja buenos resultados en la región crítica y supercrítica.

♦ BWRS es menos predictiva que las ecuaciones cúbicas de estado para cálculos de

mezclas, por lo que en estas zonas se recomienda utilizar ecuaciones cúbicas.

♦ A diferencia de las ecuaciones cúbicas de estado, BWRS no puede ser resuelta

analíticamente y normalmente requiere más tiempo en el CPU.

Reglas para su aplicación:

Con excepción de crudos o sistemas de crudos muy pesados, tiene muy buenos resultados

para el cálculo de todas las propiedades termodinámicas en operaciones con gas.

2.13 Predicciones de Valores de K

El valor de K es la propiedad termodinámica más importante que debe ser estimada en

análisis de ingeniería o sistemas de procesos. No solamente porque determinan la composición

de las fases del sistema y velocidades de flujo, sino que también afectan todas las otras

propiedades del sistema. (5)

2.13.1 Valores de K y Ecuaciones de Estado

Las ecuaciones de estado son expresiones matemáticas que relacionan la presión de un

fluido con su densidad, temperatura y composición. En general, todas las ecuaciones de estado

contienen varios parámetros ajustables que caracterizan las diferentes especies químicas en el

fluido. Estos parámetros se determinan por pruebas tan precisas como sea posible donde se

obtienen datos medidos experimentalmente y una vez obtenida la ecuación de estado se

pueden calcular valores de K, densidad y entalpía. (5)

68 Los valores de K en las ecuaciones de estado se resuelven por un complejo número de

ecuaciones basadas en que la fugacidad de cada componente en una mezcla es igual en

ambas fases, vapor y líquido.(5)

( ) ( )iv

iil

i YPTfXPTf ,,,, = (105)

Donde:

vi

li ff , : Fugacidad de las fases de líquido y vapor respectivamente.

T : Temperatura del sistema

P : Presión del Sistema

iX : Fracción molar de la fase líquida

iY : Fracción molar de la fase de vapor.

Una vez que se resuelve el conjunto de ecuaciones los valores de K de cada componente se

calculan como:

i

ii X

YK = (106)

La exactitud de los valores de K dependerá de la exactitud de la ecuación de estado que se

utilice.

2.13.2 Cálculo de la Constante de Equilibrio (K)

Los valores de K tabulados frecuentemente se encuentran en forma gráfica como ln K vs. ln

p a varias temperaturas y para diferentes composiciones o presiones de convergencia. Este tipo

de datos de K se usa para realizar cálculos manuales donde no se considera el efecto de la

composición. Sin embargo, estos cálculos simples se aplican a un gran número de procesos

encontrados en operaciones con gas.(5)

2.13.3 Métodos utilizados en procesos de Gas para calcu lar la Constante de Equilibrio

2.13.3.1 1957 NGAA Gráficas de Presión de Convergencia

Estas gráficas incluyen todos los componentes desde el metano hasta el n-decano y son

válidas para temperaturas de -60°F a 400°F y presio nes desde 10 psia hasta la presión de

convergencia. Hay una gráfica para cada componente a presiones de convergencia de 600,

800, 1000, 2000, 3000, 4000, 5000, 10000 y 20000 psia. La presión de convergencia es un

valor que se intenta conocer para la dependencia composicional con K.(5)

69

2.13.3.2 Gráficas de Humble - Fluor

Estas figuras presentan valores de K desde el metano hasta el n-hexano a temperaturas

desde -10 a 110°F y presiones de 15 a 2000 psia. Es tos datos son una recopilación de datos

experimentales para componentes del gas natural en contacto con derivados de crudo. (5)

2.13.3.3 Gráficas de Katz

Este grupo de datos fue obtenido para gases naturales en contacto con crudo. Se obtiene

valores de K desde el metano hasta el n-hexano para temperaturas comprendidas entre 40 a

200°F y presiones desde 5 a 3000 psia. (5)

2.13.3.4 Gráficas de Stone - Webster

Presenta valores de K desde el metano hasta el n-octano a temperaturas desde 0°F a 600°F

y presiones desde 15 a 600 psia. Estos datos fueron medidos para sistemas que contienen gas

natural en contacto con líquidos de la gasolina natural. Generalmente se aplica a mezclas que

contengan componentes ligeros y moderadamente pesados de hidrocarburos, tales como los

que ocurren en desmetanizadoras de crudo rico o pobre. (5)

2.13.3.5 Datos Kohn para el Metano

Este grupo de datos fue medido desde el metano hasta el n-heptano a temperaturas desde -

40 a 40°F y presiones desde 500 a 1500 psia, aunque sólo son válidos para el metano, ha sido

usado con éxito en absorbedores de derivados de crudo. Estos datos son mostrados en la

Tabla Nº 2. (5)

Tabla 2. Constantes de equilibrio para el C1 KOHN

Fuente: Guía Exxon Company. (1974)

Temperatura (°F) Presión

(psia) -40 -20 0 20 40

500 4,02 4,39 4,78 5,21 5,75

800 2,73 2,98 3,21 3,47 3,79

1000 2,26 2,49 2,71 2,92 3,14

1200 1,99 2,19 2,37 2,54 2,69

1500 1,73 1,90 2,04 2,16 2,27

70 2.13.3.6 K para componentes pesados

Estos cálculos se realizan de forma siguiente:

bmBK +=ln (107)

Donde:

[ ]

−

−=

TcT

TcTb

PcB

1111

7,14/ln (108)

Tb : punto de ebullición normal (°R)

Pc : Presión crítica (psia)

Tc: Temperatura Crítica (°R)

b : intercepto

m : pendiente

my b se calculan como la pendiente y el intercepto de los componentes ligeros y de la

ecuación (3) para todas las temperaturas de interés. (5)

2.13.3.7 K para componentes No- hidrocarburos

Para el N2, H2S y COA la constante de equilibrio se puede calcular a partir de K metano,

etano y propano, usando las siguientes ecuaciones: (3)

[ ])/()log)(log(loglog 1NMNMMiMii TbTbKKTbTbKCK −−−+= − (109)

Donde:

i : representa al N2, H2S o COA

Tb : Temperatura de ebullición del componente °F.

Para el N2, M = metano , N = etano, 2)/1(1,11,2 metanoKC −= (110)

Para el H2S, M = etano , N = propano, 2)/1(3,03,1 metanoKC −= (111)

Para el COA, M = etano , N = propano, 2)/1(5,25,3 metanoKC −= (112)

71 2.13.4 Guía para la selección de Métodos de Predicción de Valores de K

La Tabla N° 3 presenta una guía general para selecc ionar la ecuación termodinámica que

mejor reproduce los valores de K en operaciones de procesos con gas. La mayor parte de esta

guía se basa en comparaciones de valores calculados de K con observaciones experimentales

de datos de pozos definidos. (5)

Con respecto a métodos de ecuaciones de estado, el modelo de BWRS se prefiere para todas

las aplicaciones de procesos de gas, con excepción de separación y estabilización de crudo

donde se recomienda BWR, la ecuación de BWRS frecuentemente producirá las mejores

estimaciones de valores disponibles de equilibrio vapor - líquido. Adicionalmente, para procesos

criogénicos se recomienda usar sólo esta ecuación. (5)

Tabla 3. Guía para la selección de Modelos Termodinámicos a utilizar para calcular Constantes de Equilibrio. Fuente: Guía Exxon Company. (1974)

Operación Rgo. de

P (psia)

Rgo. de

Temp. (°F)

Ec. de

Estado

C1 C2 - C6 N2, COA, H2S, pesados,

cortes laterales de

crudo

Entrada de Gas

Condensado

900 -

1100

-40 a +20 BWRS

BWR

KOHN o

20000 PK

NGAA

2000 PK

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Absorbedores de cortes

de crudos

900 -

1100

-50 a +10 BWRS KOHN o

20000 PK

NGAA

2000 PK

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Plantas de Expansores

Criogénicos

100 -

1200

-200 a +20 BWRS Ninguno Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Presaturación a bajas

presiones

200 -

600

-50 a -20 BWRS KOHN o

20000 PK

NGAA

2000 Pk

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Absorbedores,

Rehervidores, Altas

Presiones,

Desmetanizadores

900 -

1100

80 a 120 BWRS KOHN 3000 Pk

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Flash Crudo Rico 200 -

600

60 - 100 BWRS KOHN 3000 Pk

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Operación Rgo. de

P (psia)

Rgo. de

Temp. (°F)

Ec. de

Estado

C1 C2 - C6 N2, COA, H2S, pesados,

cortes laterales de

crudo

72 Sección ROD Absorción 220 -

550

-40 a 80 BWRS KOHN

HUMBLE-

FLUOR

3000 Pk

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

ROD Rehervidor –

Platos de fondo

220 -

550

a 450 BWRS STONE

WEBSTER

o 1000 PK

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Sección ROD

Despojador - Primer

plato

220 -

550

A 450 BWRS STONE

WEBSTER

o 1000 PK

NGAA

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Lean oil still

Crudo Rico

Fraccionadores

150 -

250

100 - 560 Ninguno STONE

WEBSTER

o NGAA a

PK

Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Fraccionadores de

Productos

BWRS NGAA a PK

Separación de Crudo 15 - 150 50 a 250 BWR KATZ Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Gases ácidos ligeros A 10000 -100 a 700 BWRS o

ERERK

Ninguno Datos del C1 al C6 por

extensión de

correlaciones empíricas

Para procesos donde se requiere mucha exactitud para la constante de equilibrio del

metano, tales como absorbedores o desmetanizadores de crudo rico o cortes laterales de crudo

se debe usar el método de Kohn o NGAA Pk 20000 psia. (5)

2.14 Medición de gas

El gas está íntimamente ligado con la producción de petróleo, por eso la medición del

volumen de gas producido juega un papel muy importante en la industria del petróleo. (12)

La medición de gas se realiza en varios sitios:

• En la salida del separador de prueba o de medida.

73 • En la salida del separador de producción general.

• En la salida del depurador.

• En la succión, descarga y combustible de la planta compresora.

• En los múltiples de gas. (12)

2.14.1 Componentes del sistema de medición de flujo de ga s por presión diferencial

2.14.1.1 Elementos primarios

Su función es la de actuar como “SENSOR” del movimiento del fluido y transmitir una señal

que debe ser interpretada por el elemento secundario. Es la parte del medidor que está en

contacto, directo o indirecto, con el fluido. Son aquellos elementos que se encuentran dentro de

la tubería, proveen los medios por los cuales parte de la presión estática del fluido se convierte

en un aumento de la velocidad, con el propósito de crear un diferencial de presión (AP). El

elemento primario más utilizado es la Placa Orificio. Algunos elementos primarios de medición

son: (13)

• Tubo Pitot.

El tubo "Pitot" mide la diferencia entre la presión total y la presión estática, ósea, la presión

dinámica, la cual es proporcional al cuadrado de la velocidad. Su precisión es baja, del orden de

1,5- 4 % y se emplea normalmente para la medición de grandes caudales de fluidos limpios con

una baja pérdida de carga (14) .

Figura 9. Dibujo esquemático del tubo pitot.

Fuente: Manual de medición de gas CEPET (1997)

• Boquilla o Tobera.

74 La tobera está situada en la tubería con dos tomas, una anterior y la otra en el centro de la

sección más pequeña. La permite caudales 60% superiores a los de la placa orificio en las

mismas condiciones de servicio. Su pérdida de carga es de 30-80% de la presión diferencial.

Puede emplearse para fluidos que arrastren sólidos en pequeña cantidad, si estos sólidos son

abrasivos, pueden afectar la precisión del instrumento. El costo de la tobera es de 8-16 veces el

de un diafragma su precisión es del orden de + 0 – 1.(14)

Figura 10. Dibujo esquemático de la Boquilla o Tobera. Fuente: Manual de medición de gas CEPET (1997)

• Tubo venturi.

Es un dispositivo que origina una pérdida de presión al pasar por él un fluido. En esencia,

éste es una tubería corta recta, o garganta, entre dos tramos cónicos. La presión varía en la

proximidad de la sección estrecha; así, al colocar un manómetro o instrumento registrador en la

garganta se puede medir la caída de presión y calcular el caudal instantáneo. El tubo "Venturi"

se usa en donde es importante la recuperación de presión, puesto que esta recuperación del

cuello Venturi es mucho más elevada que para otros elementos primarios, especialmente en

comparación con los de placas de orificio. (14)

75

Figura 11. Dibujo esquemático del tubo venturi. Fuente: Manual de medición de gas CEPET (1997)

Las dimensiones del tubo venturi para medición de caudales, tal como las estableció

Clemens Herschel, la entrada es una tubería corta recta del mismo diámetro que la tubería a la

cual va unida. El cono de entrada, conduce por una curva suave a la garganta de diámetro dg.

Un largo cono divergente, restaura la presión y hace expansionar el fluido al pleno diámetro de

la tubería. El diámetro de la garganta varía desde un tercio a tres cuartos del diámetro de la

tubería (15).

La presión que precede al cono de entrada se transmite a través de múltiples aberturas a

una abertura anular llamada anillo piezométrico. De modo análogo, la presión en la garganta se

transmite a otro anillo piezométrico. Una sola línea de presión sale de cada anillo y se conecta

con un manómetro o registrador. En algunos diseños los anillos piezométricos se sustituyen por

sencillas uniones de presión que conducen a la tubería de entrada y a la garganta (15).

La principal ventaja del Vénturi estriba en que sólo pierde un 10 - 20% de la diferencia de

presión entre la entrada y la garganta. Esto se consigue por el cono divergente que desacelera

la corriente (15).

Es importante conocer la relación que existe entre los distintos diámetros que tiene el tubo,

ya que dependiendo de los mismos es que se va a obtener la presión deseada a la entrada y a

la salida del mismo para que pueda cumplir la función para la cual está construido (15).

C o n o d e e n t r a d a C o n o d e

S a l i d a

G a r g a n t a

76 Esta relación de diámetros y distancias es la base para realizar los cálculos para la

construcción de un tubo vénturi y con los conocimientos del caudal que se desee pasar por él (15).

Deduciendo se puede decir que un tubo vénturi típico consta, como ya se dijo anteriormente,

de una admisión cilíndrica, un cono convergente, una garganta y un cono divergente. La

entrada convergente tiene un ángulo incluido de alrededor de ± 21º, y el cono divergente de 7 a

8º. La finalidad del cono divergente es reducir la pérdida global de presión en el medidor; su

eliminación no tendrá efecto sobre el coeficiente de descarga. La presión se detecta a través de

una serie de agujeros en la admisión y la garganta; estos agujeros conducen a una cámara

angular, y las dos cámaras están conectadas a un sensor de diferencial de presión (15).

• Placa Orificio.

Es el elemento primario más utilizado en la medición de flujo por presión diferencial.

Consiste en una placa perforada y metalizada de acero inoxidable, la cual se instala en una

tubería, el flujo, al pasar a través de su orificio, crea un diferencial de presión que es

aprovechado por un sensor, para transmitirla o registrarla, con el propósito de determinar el

caudal; de éstas las concéntricas son las más utilizadas, instalándose en bridas y cajas de

orificio.(13)

Su principio de funcionamiento se puede apreciar en la Figura 12, donde se observa como

cambia la sección transversal de la vena fluida en movimiento. Principalmente, el diámetro de la

vena fluida se reduce hasta igualar el diámetro del orificio. Después que el fluido ha pasado a

través de la placa, el diámetro sigue disminuyendo hasta alcanzar un valor mínimo para luego

aumentar inmediatamente en forma gradual, hasta tomar de nuevo el valor que tenia

originalmente. El punto, donde el diámetro sufre la máxima reducción se conoce como vena

contracta. (14)

77

Figura 12. Dibujo esquemático del flujo a través de la placa de orificio. Fuente: Manual de medición de gas CEPET (1997)

Entre algunos tipos de placas orificios se pueden mencionar los siguientes: la concéntrica se

recomienda para líquidos, la excéntrica para los gases en los casos en que los cambios de

presión implican condensación, cuando los fluidos contienen un alto porcentaje de gases

disueltos.(14)

Figura 13. Tipos de placas de orificio Fuente. Manual CIED “Medición de flujo” (1996)

78

Las especificaciones utilizadas para placa orificio radican en lo siguiente:

• El espesor de una placa orificio para tuberías de diámetro nominal de 2 a 10 pulgadas

deberá ser al menos de 0.115 pulgadas, mientras que para una tubería de 12 pulgadas

deberá ser al menos de 0.175 pulgadas. El espesor máximo varía de 0.130 a 0.398

pulgadas, según aumenta el diámetro de la tubería de 2 a 12 pulgadas.

• El lado de la placa orificio aguas arriba deberá ser tan plano como se pueda obtener

comercialmente, y en posición perpendicular con respecto al eje del tubo. Debido a que es

difícil obtener un acabado completamente plano, se considerará aceptable cualquier placa

cuya desviación del nivel plano no sea mayor de 0.010 pg/pg con respecto a la altura

(D/d)/2.

• La placa debe mantenerse limpia y libre de acumulación de sucio y otros materiales

extraños.

• El espesor de la placa orificio en el extremo o borde del orificio no deber exceder: 1/50 del

diámetro del tubo (D) y 1/8 del diámetro del orificio, (d).

• En algunos casos el espesor del orificio de la placa será más grande que el permitido por

las limitaciones, en tales casos el borde o extremo del lado aguas abajo deberá estar

cortado (biselado) en un ángulo de 45° o menos haci a al lado de la placa.

• El orificio debe ser concéntrico con el interior del tubo medidor o el orificio del accesorio. La

concentricidad deberá mantenerse dentro de un 3% del diámetro interno del tubo o del

accesorio a lo largo de cualquier diámetro

• Se recomienda, para mediciones comerciales de gases, que la razón β, diámetro del orificio

sobre diámetro del tubo, d/D, sea limitada; para medidores que usan bridas roscadas β

deberá estar entre 0.15 a 0.70 y para medidores que usan tubos roscados β deberá estar

entre 0.20 y 0.67.

79

2.14.1.2 Elementos secundarios

Existen en el mercado diferentes tipos de elementos secundarios, cuya función es la de

tomar la señal generada por el elemento primario y transformarla en otra señal representativa

de la cantidad de flujo que pasa por el elemento primario, bien para indicarla, bien para

registrarla o transmitirla.(13)

Los elementos secundarios más utilizados son los siguientes:

• Cámara Diferencial.

Consta de dos cámaras. Una se conecta a la entrada (agua arriba) del elemento primario y

se llama "cámara de alta" y la otra, a la salida (aguas abajo) y se denomina "cámara de baja",

debido a los valores relativos de alta y baja presión del fluido al pasar por el elemento primario.

Las dos cámaras están completamente llenas de líquido, generalmente glicerina, comunicadas

entre sí internamente. Si aumenta el flujo, la presión aguas abajo disminuye, ocasionando que

la cámara de alta se comprima y transfiera parte del líquido a la cámara de baja, lo que hace

que ésta se expanda. (13)

Este movimiento que realizan las cámaras se transmite a la parte exterior mediante un

mecanismo de transmisión. Dicho movimiento se lleva a una unidad registradora, donde queda

grabado en una carta los distintos valores que toma la diferencia de presión en el tiempo

originado por el cambio de flujo. (13)

• Registradores de presión.

Son instrumentos que permiten imprimir en un gráfico o carta, el comportamiento de la

variable presión, en función del tiempo. Los registradores pueden instalarse (localmente) en el

sitio o conectarse en tableros. Los locales son instrumentos ubicados en el área del proceso y

los conectados en tableros se encuentran ubicados generalmente en la sala de control. Los más

comunes son los registradores Barton y Foxboro. Este instrumento se utiliza para registrar

sobre la cara de un disco de papel, la variación de la presión a través de la placa orificio

(presión diferencial) y la presión del caudal de gas del sistema (presión estática). (13)

80

Figura 14. Registradores de Presión Fuente: PDVSA (2006)

Los registradores de presión diferencial se utilizan frecuentemente en las operaciones de

producción, constituyéndose en un instrumento fundamental para el análisis de problemas,

cuadros estadísticos y toma de decisiones operacionales y de mantenimiento.

El principio de funcionamiento del registrador diferencial está compuesto por una unidad

diferencial y una unidad de registro. La unidad diferencial capta la diferencia de presión creada

por elemento primario cuando el fluido pasa por él. La unidad registradora graba en una carta

los cambios de presión diferencial determinados por el caudal. Existen diferentes formas y

escalas de los registros o cartas utilizados en la medición de caudal, pero básicamente

podemos clasificarlos en gráficos uniformes o lineales y gráficos de raíz cuadrada. (13)

• Transmisores.

Son instrumentos que detectan la variable del proceso y envían una señal normalizada,

directamente proporcional a los cambios de la variable, a un instrumento receptor (indicador,

registrador, controlador o una combinación de estos).

Existen varios tipos de señales de transmisión: neumáticas, electrónicas y telemétricas. Las

más empleadas en la industria son las dos primeras. Las señales telemétricas se emplean

cuando hay una distancia de varios kilómetros entre el transmisor y el receptor. Los

transmisores Neumáticos producen una señal de salida de 3 a 15 psi y los electrónicos de 4 a

20 mA, de 10 a 50 mA y de 1 a 5 voltios.

81 La importancia de los transmisores radica en que con ellos es posible instalar el sensor de

la variable en el punto de medición en el campo y el indicador/registrador o controlador en un

sitio remoto. La magnitud medida se transmite a un receptor que está en una sala de control

donde se centraliza la información. Esto evita riesgos y accidentes; reducen en gran escala los

costos de operación y contribuye a la optimización y calidad del producto, manteniendo una

información continua del proceso. (13)

• Los Controladores.

El controlador es un dispositivo que mide el comportamiento del circuito de control, compara el

valor de variables con el punto de ajuste y realiza la acción correctiva correspondiente al error.

La habilidad de un controlador para producir un buen control depende de cómo se acoplen sus

características con las del proceso. (13)

Los controladores, hoy más que nunca, son de gran importancia en los dominios de las

variables de los desarrollos industriales de una manera automática, pues, permiten realizar

tareas de control sin interrupciones, lo cual, reduce los costos de operación y aumenta la

productividad y la calidad.

Su principio de funcionamiento se basa en que los elementos ya mencionados están

interconectados entre sí, siendo el primero en tomar acción el elemento de medición, el cual

censa los cambios de la variable y comunica una señal de movimiento al sistema tobera

obturador, que transforma la corriente en una señal neumática, la cual por ser muy débil

requiere de la utilización del relevador, el cual se encarga de amplificar esta señal en presión y

volumen.

La señal de respuesta es proporcional a la diferencia entre los valores deseados y el valor

tomado por la variable, para lograr esta proporcionalidad, generalmente se utiliza en los

controladores proporcionales un fuelle, al que se llama "fuelle proporcional", siendo la banda o

faja proporcional el dispositivo encargado de variar esta proporcionalidad, conocida también con

el nombre de ganancia. El punto de consigna (set - point) es el elemento encargado de fijar el

valor donde queremos que se estabilice la variable. (13)

2.15 Sistema SCADA

Es un sistema que permite supervisar y controlar a distancia una instalación debidamente

equipada con los instrumentos de señal remota. Su nombre es la abreviación de la expresión

82 "SUPERVISOR CONTROL AND DATA ADQUISITION". A diferencia de los sistemas de

control distribuido (DCS). En los SCADA el lazo de control es cerrado por el operador. (13)

Las funciones básicas de un sistema SCADA.

• La función de adquisición de datos: es la conformada por la recolección de información del

proceso como variables, alarmas, parámetros de operación, etc. Estos datos se recolectan

en intervalos predeterminados de tiempo y de acuerdo a prioridades.

• La función de supervisión: consiste en la revisión continua de las variables del proceso,

alarmas, cambios de estado, etc.; para alertar al operador de condiciones anormales o

informar condiciones normales de operación.

• La función de control: se efectúa tanto en forma automática como manual, en conjunto con

el operador. La función de supervisión permite que el operador ejecute acciones de control

que pueden considerarse como control manual, ya que este, de acuerdo a su criterio

basado en la experiencia, el entrenamiento y lo observado.

2.16 Programa FEP (facility engineering program)

Este programa es un software que facilita la determinación de las propiedades del gas,

introduciendo los siguientes parámetros:

• Presión estática (psia)

• Temperatura de operación (Tf)

• Fracciones molares de los componentes del gas.

Una vez introducido estos parámetros el programa calcula:

• Factor de compresibilidad.

• Temperatura crítica

• Presión crítica

• Viscosidad

• Peso molecular

• Densidad

• Gravedad específica.

83

Figura 15. Despliegue del programa FEP Fuente: tomado del programa FEP

2.17 PI – Process Book

El PI-Process Book es una aplicación del controlador lógico programable para obtener

información de la planta. La información que se obtiene del PI es una información en tiempo

real, es decir, lo que se está midiendo en campo es lo que se refleja en los despliegues del PI y

por supuesto esta data cambia según varía el campo a medida que pase el tiempo. El PI puede

guardar los datos leídos por un año, es por eso que también proporciona los históricos de un

año de medición a un tiempo determinado.

84

Figura 16. Despliegue del programa PI PROCESS BOOK. Fuente: tomado del programa PI PROCESS BOOK.

2.17.1 Despliegue Programa PI-Excel

El PI es una herramienta que conecta al PI-PROCESS BOOK con el programa Excel. Para

esto se debe agregar el PI al menú de herramientas de Excel. Una vez activado el programa, se

puede extraer información directa del campo en tiempo real, en una base de datos creada en

Excel. Para la extracción de datos se deben conocer los tags (códigos de cada medidor) de

cada punto de medición con los cuales el PROCESS BOOK identifica cada variable o parámetro

en particular.

85

Figura 17. Despliegues del PI en Excel.

Fuente: Tomado del programa PI 2.18 Asociación Americana de Gas. (AGA) (16)

La Asociación Americana de Gas ha publicado varios reportes o manuales de referencia

describiendo como medir el flujo de gas natural, comenzando con un reporte AGA 1 en 1930,

describiendo la medición de gas natural a través de un medidor orificio. Este reporte se revisó

en 1935 con la publicación de un segundo reporte AGA 2, nuevamente en 1955 con la

publicación del reporte AGA 3, para luego revisarse en 1969, 1978, 1985 y 1992. Todas estas

revisiones se han publicado en general como reporte AGA 3 (Medición por placa orificio de flujo

de gas natural y otros hidrocarburos relacionados). El AGA 3 se ha convertido en sinónimo de

la medición con placa orificio.

En 1975 el Instituto Americano de Petróleo (API) adoptó el reporte AGA 3 y lo aprobó como

API estándar 2530 e incluso se publicó como el capítulo 14.3 del manual API de Medición de

Petróleo Estándar. En 1977 el Instituto Nacional Americano Estándar (ANSI) aprobó el AGA 3 y

se refieren a él cómo ANSI/API 2530. Todas estas referencias son idénticas al reporte AGA 3.

En 1980 el Reporte AGA 7 fue publicado detallando la Medición de Gas Combustible a través

de Turbinas.

Mientras el reporte AGA 3 y AGA 7 detallan métodos para calcular flujo de gas, se crearon

otros documentos, para explicar los cálculos del factor de supercompresibilidad, utilizando

86 ambos reportes. El método más antiguo llamado NX-19, fue publicado en 1963. Un método

más comprensivo fue publicado en 1985 como reporte AGA 8. Este reporte se revisó

recientemente en 1992.

2.18.1 Reporte AGA 3 – 1992

El medidor de orificio es esencialmente un medidor de caudal de masa, basado en los

conceptos de conservación de masa y energía. Las ecuaciones de caudal de masa de la placa

orificio están basadas en cálculos de la tasa de caudal volumétrico bajo condiciones estándar.

Una vez calculado el caudal de masa este puede convertirse en tasa de caudal volumétrica a

condiciones estándar solo si la densidad se puede determinar a las mismas condiciones

(estándar).

El reporte de AGA 3 define la medición para medidores orificio con orificios circulares

localizados concéntricamente en la tubería del medidor teniendo presiones tope aguas arriba y

aguas abajo. Estas presiones deben estar conformes a lo especificado en el AGA 3.

Por otro lado, este manual de referencia no solo se aplica al gas natural sino a líquidos del

gas natural, gases hidrocarburos asociados y líquidos.

2.18.1.1 Especificaciones del AGA 3 – 1992 (17)

• Concentricidad: El plato del orificio debe estar concéntrico con el interior de la tubería del

medidor permitiendo hasta un 3% de error.

• Limitaciones de radio (Pulgadas): Debe estar en el rango de 0.15 a 0.70.

• Pulsaciones del flujo: las mediciones de flujo de gas no pueden obtenerse si en el lugar de

medición existen pulsaciones apreciables. Las pulsaciones se deben a:

1. Compresores Reciprocantes, motores tipo elevadores.

2. Bombas.

3. Movimientos irregulares de agua o de condensado en la línea.

4. Intermitentes en paredes y goteros automáticos.(15)

2.18.1.2 Longitud de tubería según el manual de referencia A GA 3 – 1992

87 Existe una serie de restricciones de longitud de tubería aguas arriba y aguas abajo del

medidor, propuestas por el manual las cuales disminuyen la incertidumbre en la medición. En la

Figura 18, se presenta una de las instalaciones más comunes, la cual fue la tomada en cuenta

para la validación de las longitudes en campo.(17)

Figura 18. Requerimientos de longitud de tuberías. Mayor de 10 veces el diámetro con dos codos en el mismo plano, aguas arriba del medidor de placa orificio.

Fuente: Tomado de la GPSA DATA BOOK. Sección 3, 1998. Figura Nº 3-8. 2.19 Términos Básicos

Curva de Punto de Burbujeo: Lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura

donde se forma la primera burbuja, al pasar un sistema del estado (región) líquido, al estado

(región) de dos fases.

Curva de Punto de Rocío: Lugar geométrico de los puntos de presión y temperatura a la

cual se forma la primera gota de líquido, al pasar un sistema del estado (región) de vapor (gas),

al estado (región) de dos fases.

Gas o Vapor Saturado: Vapor (gas) en equilibrio con una cantidad infinitesimal de líquido, a

una presión y temperatura dadas.

Holdup de Líquido: También conocido como fracción de liquido, se define como la relación

de volumen de un segmento ocupado por líquido al volumen del segmento de tubería. El Holdup

es una fracción que varía a partir de cero para flujo monofásico de gas a uno para flujo de

líquido únicamente.

Líquido Saturado: Líquido en equilibrio con una cantidad infinitesimal de vapor (gas) a una

presión y temperatura dadas.

Tubería del medidor A

>10 D

Placa orificio

B

88

Comportamiento Retrógrado: Formación de una fase de mayor densidad (condensación),

al someter un sistema a una reducción isotérmica de presión o a un incremento isobárico de

temperatura. También puede definirse en sentido inverso: formación de una fase de menor

densidad (vaporización) al someter un sistema a un aumento isotérmico de presión o a una

reducción isobárica de temperatura.

Región de dos fases : Región (zona) encerrada por las curvas de punto de rocío y burbuja,

en un diagrama presión-temperatura del sistema, donde el gas y el líquido coexisten en

equilibrio.

Simulación: Simular consiste en predecir el comportamiento de un fenómeno o el

funcionamiento de un mecanismo.

Condensado: Es el liquido producido por efectos de la condensación. Puede tratarse de

hidrocarburos en estado liquido, agua o ambos. Se forma por condensación de los vapores del

gas. Específicamente se refiere a los hidrocarburos líquidos que se condensan del gas natural

como consecuencia de los cambios de presión y temperatura cuando el gas del yacimiento se

lleva a condición de superficie. También podría referirse a condensados de calderas o al agua

en estado líquido que se desprende del vapor de agua.

Relación gas petróleo: Es la razón entre el volumen de gas con respecto al petróleo

producido en un pozo. Se expresa en pies cúbicos medidos en condiciones estándar por cada

barril de petróleo almacenado en el tanque.

Gas Asociado: Es el que acompaña al petróleo crudo cuando este se extrae, normalmente

se obtiene a través de baterías de separación y está compuesto principalmente por : Metano,

etano, propano, butano, y por otras impurezas como agua, sulfuro de hidrogeno, dióxido de

carbono, entre otros.

Merma: Es la disminución volumétrica natural de un hidrocarburo, al someterlo a un proceso

físico y/o químico (Evaporación, encogimiento por mezclas y condensación de agua,

hidrocarburos y COA).

89 Factor de merma de Agua: Es la relación entre las masas de agua en la corriente de

condensado por cada unidad de masa de gas que se comprime en planta.

Factor de merma de Hidrocarburo: Es la relación entre las masas de hidrocarburo en la

corriente de condensado por cada unidad de masa de gas que se comprime en planta.

PIPEPHASE: Es un programa de simulación que predice los perfiles de presión,

temperatura y Holdup de líquido en estado estable de pozos, líneas de flujo, sistemas de

recolección y otras configuraciones lineales o en redes de tuberías, pozos, bombas,

compresores, separadores y otras facilidades. Los tipos de fluidos que PIPEPHASE puede

manejar incluyen líquido, gas, vapor y mezclas multifasicas de gas y líquido. PIPEPHASE

puede predecir los perfiles de presión y temperatura en un sistema de tuberías constituido por

líneas de varios tamaños, bombas, separadores y otros equipos. Los perfiles calculados pueden

ser comparados con datos medidos; de esta manera se pueden aislar áreas problemas y darles

soluciones.

Programa PRO/II: El PRO/II es un programa de Simulación que lleva a cabo rigurosos

procesos y balances de energía para un extenso rango de procesos. Desde aceites y

separación de gas hasta reacciones de destilación, PRO/II ofrece la más comprensiva y fácil

solución para el uso de simulaciones disponible, además es un estándar para la industria de

refinación y procesamiento de gas, incluyendo procesos mecánicos.

Por medio de este software se pueden simular diferentes procesos termodinámicos que facilitan

la investigación y el desarrollo para las mejoras de determinados equipos o instalaciones, este

programa es tan complejo y completo que permite realizar simulaciones desde un equipo simple

como una bomba, hasta la elaboración de un tren de compresión de gas haciendo un circuito

cerrado o abierto.

Este programa es tan simple, que para la ejecución de simulaciones solo hace falta entrar en

él, y elegir los equipos necesarios de la paleta (Show or Hide PDF), luego conectarlos por

medio de las mismas , sus componentes y propiedades, así como también permite elegir el

modelo termodinámico que se ajuste a los requerimientos del investigador y otras propiedades.

90

CAPITULO III

MARCO METODOLÓGICO

En este capítulo se describe el tipo de investigación que define el estudio, la población y

muestras seleccionadas para ser analizadas, además se explican detalladamente las

técnicas y procedimientos empleados en la recolección de información llevados a cabo en la

investigación.

3.1 Tipos de investigación

MENDES E. Carlos (1997) afirmó que todo proceso de conocimiento científico se inicia a

partir de la observación, en donde el investigador define por objeto de conocimiento de

conocimiento aquello que susceptible de conocer, ya que tiene la intención de aumentar su

grado de conocimiento del mismo. La observación implica identificar las características y

elementos del conocimiento, al igual que conocer todas aquellas investigaciones realizadas

anteriormente acerca del tema (esa fase inicia desde el momento mismo que se define el

tema de investigación y se realiza el planteamiento del problema), culminada esta fase se

requiere clasificar la investigación de acuerdo a su tipo.

Chávez Nilda. (1998), expresa que según la inferencia del investigador en el fenómeno

que se analiza la investigación es de tipo observacional, estudio en el cual, el investigador

solo puede descubrir o medir el fenómeno estudiado, no puede modificar a voluntad ninguno

de los factores que intervienen en el proceso, al mismo tiempo Nilda declara que el tipo de

investigación se determina en función del problema que le investigador desee solucionar,

objetivos que pretenda lograr y disponibilidad de recursos con que este cuenta. En ese

orden de ideas, las investigaciones se clasifican por diversidad de criterios planteados desde

tres puntos de vista diferentes, con el propósito de enfatizar algunas características

relevantes en el proceso de investigación:

1. El propósito.

2. El método de investigación a emplear.

3. La estrategia empleada por el investigador..

De acuerdo a su propósito se considera de tipo aplicada, pues en esta se busca obtener

resultados del problema en un periodo de tiempo corto, es decir, se busca obtener

conocimientos con fines de aplicación inmediata a la realidad para modificarla, para dar

solución a problemas prácticos más que formular teorías acerca de ello. Tamayo (1995),

91

establece que “La investigación aplicada es aquella que tiene como fin principal resolver un

problema en un periodo de tiempo corto”.

Según el Método de Investigación, el estudio es Descriptivo, orientado a recolectar

informaciones relacionadas con el estado real de las personas, objetos, situaciones o

fenómenos, tal cual se presentaron en el momento de su recolección. Describe lo que se

mide sin relacionar inferencias ni verificar hipótesis.

En un estudio descriptivo se busca especificar las propiedades importantes de cualquier

fenómeno y se mide cada una de ella independientemente para así describir lo que se

investiga y ser sometido a análisis; también ofrece la posibilidad de predicciones aunque

sean rudimentarias.

Desde el punto de vista de la estrategia empleada, se considera una investigación de

campo, ya que los datos se recogen en forma directa de la realidad donde se presentan, a

través de las mediciones de campo, datos tabulados y validados, basándose en las fuentes

de recolección de datos.

Reafirmando, lo expuesto por la autora antes mencionada se considera que la

investigación es observacional porque se basa en revisar y verificar los puntos y parámetros

de las carreras de medición a fin de obtener una información actual y precisa del proceso en

cuestión. Del mismo modo, se considero un estudio retrospectivo, basándonos en el hecho

de manipular antecedentes valederos para la variable objeto de estudio. La investigación es

descriptiva porque busca caracterizar y optimizar sistemáticamente el proceso de

Recolección de Gas en el Campo Lagomar.

3.2 Diseño de la investigación

En función del tipo de datos recolectados para realizar este estudio se encuentra

enmarcado bajo un Diseño Combinado de Campo y Bibliográfico. Tamayo y Tamayo

(1997), exponen que en “El Diseño de Campo los datos se recogen directamente de la

realidad, y su valor radica en el hecho de permitir cerciorarse de las verdaderas condiciones

en las que se han obtenido los datos, lo cual facilita su revisión o modificación en caso de

surgir dudas”.

92

Por otro lado, Sabino (1998), afirma que un “Diseño de Campo se refiere a los métodos a

emplear cuando los datos de interés se recogen en forma directa de la realidad, mediante el

trabajo concreto del investigador y su equipo, estos datos obtenidos directamente de la

experiencia empírica, son llamados primarios, denominación que alude al hecho de que los

datos de primera mano son originales, producto de la investigación en curso sin

intermediación de ninguna naturaleza”

Retomando lo expuesto por los autores antes mencionados, se determina que la

investigación se engloba en un diseño de campo, justificándose el hecho de haberse

realizado el estudio en el propio sitio donde se encuentra el problema es decir, en la Unidad

de Explotación Lagomar. Permitiendo de esta manera abordar el conocimiento del problema

con mayor profundidad por parte de los investigadores, aplicando la observación directa y

revisión de cada una de las instalaciones que conforman la red de recolección de gas de la

Unidad a objeto de estudio.

3.3 Población y muestra.

Según Chávez (1998). Se entiende por población como "el universo de la investigación

sobre el cual se pretende generalizar los resultados, está constituido por características que

les permiten distinguir a los sujetos uno de otro".

La población de interés en este estudio estuvo conformada de la siguiente manera:

El estudio se limita al Campo Lagomar (recolección y Compresión) conformado por 15

Estaciones de Flujo de Bloque I, 1 Estación de Flujo en Bloque II, y 2 Estaciones de Flujo en

Bloque XII, todas bajo la Autoridad de PDVSA. La Plantas Compresoras Lagogas 4 que

consta de dos Módulos (con tres etapas de Compresión cada uno) y Lagogas 5/6 las cuales

trabajan una como respaldo de la otra (con tres etapas de Compresión cada uno), que

pertenecen a la Gerencia de Compresión de Gas Occidente de la Filial PDVSA GAS.

3.4 Técnicas de Recolección de Datos

El análisis documental de tipo metodológico y técnico constituye la principal fuente de

información teórica, pero, los sistemas computarizados constituyen la base más importante

en cuanto a datos oficiales y reales de producción. Cada tipo de investigación determinará

93

las técnicas a utilizar y cada técnica establece sus herramientas, instrumentos o medios que

serán empleados. Los datos según su procedencia se pueden clasificar en: datos primarios

y datos secundarios.

3.4.1 Fuentes primarias

Son todos aquellos datos que el investigador obtiene directamente de la realidad,

recolectándolos con sus propios instrumentos. La realización y desarrollo de la investigación

se llevó a cabo mediante el proceso de observación científica; Esta puede definirse como el

uso sistemático de los sentidos en la búsqueda de los datos que se necesitan para resolver

un problema de investigación. Observar científicamente es percibir activamente la realidad

exterior con el propósito de obtener datos que, previamente, habían sido definidos como de

interés para la investigación.

La observación realizada en el proceso de investigación fue de tipo simple y participante

artificial, porque la integración de los observadores al grupo observado se hace con el objeto

de obtener información y desarrollar un trabajo de investigación. Realizándose la

observación del sistema en sitio, al mismo tiempo que se observan los procedimientos que

se dan lugar en el mismo, se puede captar realmente los cambios del proceso con la

manipulación de algunas de las variables enlazadas a él.

Se pueden mencionar, entre las fuentes de investigación primarias las siguientes:

Entrevista: puede definirse como el proceso de comunicación (verbal o escrita) con las

personas que poseen la información requerida por el investigador. La entrevista a realizar

para la recolección de datos es de tipo:

4. No estructurada, ya que no existe una estandarización formal y por lo tanto hay un

margen apreciable de libertad para formular la pregunta.

5. Informal, porque la entrevista se reduce a simple conversación con los instrumentistas

(mantenedores) y operadores del equipo.

6. Focalizada, es decir se estudiará solo los equipos de medición de gas en las

Estaciones de Flujo y los trenes de compresión en las Plantas Compresoras.

3.4.2 Fuentes secundarias

Los datos secundarios constituyen el fundamento esencial en el desarrollo metodológico

de la investigación. Son registros escritos que proceden también de su contacto con la

práctica, pero que ya han sido recogidos y muchas veces procesados por otros

94

investigadores. La técnica de recolección de datos secundarios utilizada fue la observación

documental o bibliográfica. El material consultado se basó en:

• Texto bibliográfico.

• Manuales de diseño de placas de orificio.

• Catálogos de fabricantes.

• Manuales de operación y mantenimiento de equipos.

• Manuales de medición de gas.

3.4.2.1 Aplicaciones Utilizadas

Estas permiten obtener información de las diferentes bases de datos existentes en la

empresa, facilitando la obtención y manejo de dicha información. Entre las aplicaciones más

utilizadas durante la Investigación se tienen:

PI - Process Book : Es una aplicación del controlador lógico programable para obtener

información de la planta. La información que se obtiene del PI es una información actual, es

decir, lo que se está midiendo en campo es lo que se refleja en el los despliegues del PI y

por supuesto esta data irá cambiando a medida que pase el tiempo. El PI puede guardar los

datos leídos por un año, es por eso que también proporciona los históricos de un año de

medición a un tiempo determinado.

Del mismo modo, se utilizó: el VADEMÉCUM de Instalaciones de la Unidad de

Explotación Lagomar, Tesis de Grado, Libros, entre otros.

Es considerado como parte importante en este estudio la experiencia de los operadores y

mantenedores, quienes directamente han proporcionado información de los equipos

utilizados en el sistema de separación de la Estación de Flujo y Plantas compresoras,

debido a que son ellos los que han puesto en marcha y manejado las instalaciones desde

sus inicios.

3.5 Procedimientos de la Investigación A continuación se presenta la metodología utilizada para alcanzar los objetivos descritos

anteriormente:

95

3.5.1 Recopilación de Datos • Recaudación de información de la caracterización del gas, para lo cual se consideraron

las cromatografías mas actualizadas existentes en la base de datos del SIDCAM, para

las Estaciones de Flujo, la succión y descarga de las Plantas Compresoras.

• Recopilación de los datos de las variables del proceso en campo (volumen, presión y

temperatura) de las Estaciones de Flujo y Plantas Compresoras, se realizó un monitoreo

de datos en las tres etapas de compresión tomando valores promedios de (1 mes). Ver

apéndice B

• Se revisaron Manuales(9)(21) y Diagramas de Planta para conocer la disposición y

configuración de los equipos y especificaciones técnicas de cada etapa de compresión,

así como las variables de diseño de la Planta.

• Se obtuvieron variables de procesos del software PI Process Book.

• Se compararon los datos de diseño, los datos actuales y los tomados del software PI

Process Book.

• Las especificaciones de tuberías de las redes de gas de recolección y distribución se

obtuvieron a través de consultas en el VADEMECUM(8) de las instalaciones y con el

personal de Infraestructura perteneciente al Campo Lagomar, así como de la revisión de

planos y diagramas de proceso.

3.5.2 Determinación de Propiedades del Gas Con las cromatografías, se determinaron las propiedades del gas a través de el

simulador PRO II, tales como: viscosidad, densidad, peso molecular y factor de

compresibilidad.

3.5.3 Reproducción de la Red de Recolección de Gas A través del Simulador PIPEPHASE se elaboro la red del Sistemas de Recolección en

modelos composicionales para validar datos actuales de presión y flujo, estableciendo las

siguientes premisas (10):

• Temperatura promedio del fondo del Lago de Maracaibo: 85ºF.

• Viscosidad promedio del agua: 0,685 cp.

• Velocidad promedio del agua: 0,224 millas/hora.

• Coeficiente de Transferencia de calor Interno: 0,001 BTU/hr ft ºF.

• Coeficiente de Transferencia de Calor Externo: 0,008 BTU/hr ft ºF.

96

• Tubería con revestimiento de concreto de 1,5 pulgadas de espesor y conductividad de

1,051 BTU/hr ft ºF.

Con respecto a la selección del modelo termodinámico, Martín(10) determinó que la

ecuación Benedit Wegg Rubin Starling es la más apropiada para fluidos gaseosos. Sin

embargo en la Figura Nº 7(6), para componentes No Polares, Reales se recomienda también

la correlación de Redlich Kwong Soave, razón por la cual se realizaron corridas por los dos

modelos y se seleccionó el que mas se aproxima al comportamiento real debidamente

soportado por la teoría y las aplicaciones encontradas en la literatura.

Se utilizaron las ecuaciones de Beggs y Brill y Dukler Caso II para flujo Multifàsico

Horizontal de acuerdo a las recomendaciones de la literatura(3) y se compararon los

resultados.

Con las presiones obtenidas de las simulaciones, se realizaron tablas comparativas con

los rangos observados en campo, para evaluar cual correlación reproduce mejor el sistema

de recolección.

Con los resultados de la Simulación de la Red de Recolección de Gas del Campo

Lagomar, se ubican las fuentes donde se observa formación de liquido, detallando las

propiedades y composición de tales puntos. Para después calcular las mermas de gas para

el sistema y el factor de mermas que servirá como base para futuros balances de Gas del

Campo Lagomar.

3.5.4 Determinación de mermas en plantas de compresión El sistema de compresión del Campo Lagomar esta conformado por cuatro (4) plantas

compresoras de gas, las cuales se dividen en Lagomar Norte (Lagogas 4 C1/C2), Lagomar

Sur (Lagogas 5/6), el arreglo operacional que optimiza el manejo del Gas en el Campo sin

ningún tren de compresión en Mantenimiento o paro, es con los dos trenes de Lagogas 4

(C1 y C2) en operación y solo una de las plantas del Sur en operación las cuales trabajan

una como respaldo de la otra, normalmente Lagogas 5 en operación mientras Lagogas 6

permanece en recirculación preparada para arranque en cualquier instante. Se selecciona

como escenario a simular este esquema operacional.

Para llevar a cabo este objetivo, se realizó lo siguiente:

97

• Simulación del proceso de compresión, enfriamiento y depuración para cada una de

las etapas de las plantas de compresión en el simulador de procesos PROII.

• Cálculo de volúmenes de condensado de agua e hidrocarburos que se generan en la

planta, mediante la determinación de factores que permitan calcular las mermas en

función del volumen de gas comprimido.

109

4.2 Plantas Compresoras

Figura 20. Diagrama de Proceso de la Simulación de las Plantas Compresoras modulares de Tres etapas de compresión. Fuente: Elaboración Propia. (2009)

Para simular el proceso de compresión, se tomaron como base las propiedades y

composiciones de las Plantas Compresoras Lagogas 4 (Módulos C1/C2) y Lagogas 5,

obtenidas de la red de Recolección para la ecuación termodinámicas de RKS y la correlación de

flujo multifàsico de Dukler Caso II.

4.2.1 LAGOGAS 4 Modulo C1/C2 La planta compresora Lagogas 4 consta de dos módulos de compresión (C1 y C2) cuya

estructura es idéntica y las condiciones de operación son muy similares, pero como su

operación para optimizar el campo Lagomar es en paralelo se simularon ambos módulos con un

volumen de entrada de 60 MMPCED cada uno y con las condiciones de Operación mostradas

en el Apéndice B.

110

Tabla 16. Cromatografía del Gas de Succión de la PC Lagogas 4.

Fracción Molar

Componente:

RKS H2O 0,005994006 N2 0,003996004

CO2 0,017982018 C1 0,705294705 C2 0,131868132 C3 0,076923077 nC4 0,024975025 iC4 0,011988012 nC5 0,005994006 iC5 0,006993007 C6 0,004995005 C7 0,001998002 C8 0,000999001 C9 0,000000000

C10+ 0,000000000

H2S 0,000000000 TOTAL 1,0000

Tabla 17. Propiedades del Gas de Succión de la PC Lagogas 4 Modulo C1.

Propiedades del Gas de Succión RKS Flujo (lbmol/día) 158109,2660 Temperatura (°F) 85,00 Presión (psig) 46,00 Peso Molecular (lb/lbmol) 23,47 Densidad (lb/ft3) 0,25 Entalpía (BTU/lb) 149,187 Cp (BTU/lbºF) 0,4700

Tabla 18. Propiedades del Gas de Succión de la PC Lagogas 4 Modulo C2.

Propiedades del Gas de Succión RKS Flujo (lbmol/día) 158109,2660 Temperatura (°F) 83,00 Presión (psig) 46,00 Peso Molecular (lb/lbmol) 23,47 Densidad (lb/ft3) 0,25 Entalpía (BTU/lbmol) 148,241 Cp (BTU/lbºF) 0,4700

111 Después de realizar la simulación de ambos Módulos de la Planta Compresora Lagogas 4,

se obtuvieron los siguientes resultados para las corrientes de condensado:

4.2.1.1 Modulo C1

Tabla 19. Propiedades del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C1.

Propiedades del Condensado de Hidrocarburos de Succión de 1era etapa RKS

Flujo (lbmol/día) 96,6560 Temperatura (°F) 85,00 Presión (psig) 46,00 Peso Molecular (lb/lbmol) 109,16 Entalpía (BTU/lb) 23,95 Cp (BTU/lbºF) 0,526

Tabla 20. Composición y flujo del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo

C1.

Fracción Molar

Flujo (lbmol/día) Componente

RKS RKS H2O 0,0010 0,0967 N2 0,0000 0,0000

CO2 0,0010 0,0967 C1 0,0140 1,3532 C2 0,0160 1,5465 C3 0,0330 3,1896 nC4 0,0380 3,6729 iC4 0,0130 1,2565 nC5 0,0310 2,9963 iC5 0,0250 2,4164 C6 0,0790 7,6358 C7 0,1050 10,1489 C8 0,1970 19,0412 C9 0,2570 24,8406

C10+ 0,1900 18,3646

H2S 0,0000 0,0000 TOTAL 1,0000 96,6560

112 Tabla 21. Agua condensada de Succión de 1era etapa (Corriente B) Modulo C1.

Propiedades del Agua Condensada de la Succión de 1era etapa RKS

Flujo (lbmol/día) 808,7480 Temperatura (°F) 85 Presión (psig) 46 Peso Molecular (lb/lbmol) 18,02 Entalpía (BTU/lb) 53,012 Cp (BTU/lbºF) 0,998

Mermas de Agua y Condensado: Para un flujo de 60 MMPCED se encontraron las siguientes mermas:

Tabla 22. Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C1.

Mermas RKS Año 1999

Mermas de Agua: 0,307 0,6300 Mermas HC Cond: 0,037 0,1536

Mermas N2: 0,000 0,0000 Mermas CO2: 0,000 0,0000

Mermas CO2+N2: 0,000 0,0000

Tabla 23. Factores de Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C1.

Factores de Mermas: RKS Año 1999

Factor de Mermas de Agua: 0,00512 0,0105 Factor de Mermas de Hidrocarburos: 0,00061 0,00256

Factor de Mermas de N2: 0,0000 0,0000 Factor de Mermas de CO2: 0,0000 0,0000

Factor de Mermas de CO2 + N2: 0,0000 0,0000

En la Tabla anterior se observa que el factor de mermas de agua obtenido (0,00512) es

menor con respecto al utilizado actualmente (0,0105) .

Con respecto al factor de mermas de hidrocarburos obtenido (0,00061) es menor que el

utilizado actualmente (0,00256).

113 4.2.1.2 Modulo C2

Tabla 24. Propiedades del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C2.

Propiedades del Condensado de Hidrocarburos de Succión de 1era etapa RKS

Flujo (lbmol/día) 123,6020 Temperatura (°F) 83,00 Presión (psig) 46,00 Peso Molecular (lb/lbmol) 106,75 Entalpía (BTU/lb) 22,998 Cp (BTU/lbºF) 0,526

Tabla 25. Composición y flujo del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Modulo C2.

Fracción

Molar Flujo

(lbmol/día) Componente RKS RKS

H2O 0,0010 0,1236 N2 0,0000 0,0000

CO2 0,0010 0,1236 C1 0,0140 1,7304 C2 0,0160 1,9776 C3 0,0340 4,2025 nC4 0,0390 4,8205 iC4 0,0130 1,6068 nC5 0,0330 4,0789 iC5 0,0260 3,2137 C6 0,0880 10,8770 C7 0,1240 15,3266 C8 0,2300 28,4285 C9 0,2340 28,9229

C10+ 0,1470 18,1695

H2S 0,0000 0,0000 TOTAL 1,0000 123,6020

114 Tabla 26. Agua condensada de Succión de 1era etapa (Corriente B) Modulo C2.

Propiedades del Agua Condensada de la Succión de 1era etapa RKS

Flujo (lbmol/día) 818,6150 Temperatura (°F) 83 Presión (psig) 46 Peso Molecular (lb/lbmol) 18,02 Entalpía (BTU/lb) 51,016 Cp (BTU/lbºF) 0,998

Mermas de Agua y Condensado: Para un flujo de 60 MMPCED se encontraron las siguientes mermas:

Tabla 27. Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C2.

Mermas RKS Año 1999

Mermas de Agua: 0,311 0,6300 Mermas HC Cond: 0,047 0,1536

Mermas N2: 0,000 0,0000 Mermas CO2: 0,000 0,0000

Mermas CO2+N2: 0,000 0,0000

Tabla 28. Factores de Mermas de agua e hidrocarburos condensados Modulo C2.

Factores de Mermas: RKS Año 1999

Factor de Mermas de Agua: 0,00518 0,0105 Factor de Mermas de Hidrocarburos: 0,00078 0,00256

Factor de Mermas de N2: 0,0000 0,0000 Factor de Mermas de CO2: 0,0000 0,0000

Factor de Mermas de CO2 + N2: 0,0000 0,0000

En la Tabla anterior se observa que el factor de mermas de agua obtenido (0,00518) es

menor con respecto al utilizado actualmente (0,0105) .

Con respecto al factor de mermas de hidrocarburos obtenido (0,00078) es menor que el

utilizado actualmente (0,00256).

115 4.2.2 LAGOGAS 5 / LAGOGAS 6

Las plantas compresoras Lagogas 5 y 6 trabajan una como respaldo de la otra y solo están

las dos en operación cuando existe alguna falla operacional en las Plantas de Lagomar Norte

(C1/C2), pero debido a que el arreglo operacional que optimiza la producción en el Campo

Lagomar es con las dos plantas del Norte y una del sur operativa, es el escenario operativo

simulado, se selecciono Lagogas 5 ya que en promedio fue la planta que durante el periodo de

estudio permaneció mayormente en operación. Se simulo el módulo con un volumen de

entrada de 70 MMPCED y con las condiciones de Operación mostradas en el Apéndice B.

Tabla 29. Cromatografía del Gas de Succión de la PC Lagogas 5

Fracción Molar

Componente:

RKS H2O 0,006006006 N2 0,003003003

CO2 0,028028028 C1 0,702702703 C2 0,131131131 C3 0,075075075 nC4 0,023023023 iC4 0,012012012 nC5 0,006006006 iC5 0,006006006 C6 0,004004004 C7 0,002002002 C8 0,001001001 C9 0,000000000

C10+ 0,000000000

H2S 0,000000000 TOTAL 1,0000

Tabla 30. Propiedades del Gas de Succión de la PC Lagogas 5.

Propiedades del Gas de Succión RKS Flujo (lbmol/día) 184460,7030 Temperatura (°F) 88

Presión (psig) 49,00 Peso Molecular (lb/lbmol) 23,56

Densidad (lb/ft3) 0,26 Entalpía (BTU/lb) 149,719

Cp (BTU/lbºF) 0,471

116 Después de realizar la simulación del Módulo de la Planta Compresora Lagogas 5, se

obtuvieron los siguientes resultados para las corrientes de condensado:

Tabla 31. Propiedades del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Lagogas 5.

Propiedades del Condensado de Hidrocarburos de Succión de 1era etapa RKS

Flujo (lbmol/día) 136,2280 Temperatura (°F) 88

Presión (psig) 49,00 Peso Molecular (lb/lbmol) 111,38

Entalpía (BTU/lb) 25,445 Cp (BTU/lbºF) 0,526

Tabla 32. Composición y flujo del Condensado de Succión de 1era etapa (corriente A) Lagogas

5.

Fracción Molar

Flujo (lbmol/día) Componente

RKS RKS H2O 0,0010 0,0967 N2 0,0000 0,0000

CO2 0,0010 0,0967 C1 0,0140 1,3532 C2 0,0150 1,5465 C3 0,0310 3,1896 nC4 0,0340 3,6729 iC4 0,0120 1,2565 nC5 0,0280 2,9963 iC5 0,0220 2,4164 C6 0,0689 7,6358 C7 0,0919 10,1489 C8 0,1858 19,0412 C9 0,2787 24,8406

C10+ 0,2168 18,3646

H2S 0,0000 0,0000 TOTAL 1,0000 136,2280

117 Tabla 33. Agua condensada de Succión de 1era etapa (Corriente B) Lagogas 5

Propiedades del Agua Condensada de la Succión de 1era etapa RKS

Flujo (lbmol/día) 958,7860 Temperatura (°F) 88 Presión (psig) 49 Peso Molecular (lb/lbmol) 18,02 Entalpía (BTU/lb) 56,005 Cp (BTU/lbºF) 0,998

Mermas de Agua y Condensado: Para un flujo de 70 MMPCED se encontraron las siguientes mermas:

Tabla 34. Mermas de agua e hidrocarburos condensados Lagogas 5

Mermas RKS Año 1999

Mermas de Agua: 0,364 0,483 Mermas HC Cond: 0,052 0,1722

Mermas N2: 0,000 0,0000 Mermas CO2: 0,000 0,0000

Mermas CO2+N2: 0,000 0,0000

Tabla 35. Factores de Mermas de agua e hidrocarburos condensados Lagogas 5

Factores de Mermas: RKS Año 1999

Factor de Mermas de Agua: 0,0052 0,0069 Factor de Mermas de Hidrocarburos: 0,00074 0,00246

Factor de Mermas de N2: 0,0000 0,0000 Factor de Mermas de CO2: 0,0000 0,0000

Factor de Mermas de CO2 + N2: 0,0000 0,0000

En la Tabla anterior se observa que el factor de mermas de agua obtenido (0,0052) es

menor con respecto al utilizado actualmente (0,0069).

Con respecto al factor de mermas de hidrocarburos obtenido (0,00074) es menor que el

utilizado actualmente (0,00246).

118 Sin embargo, la diferencia entre mayores o menores mermas no tiene ningún impacto

económico, ya que por la nueva Ley de Hidrocarburos vigente se pagan regalías por todo el gas

producido, no importa que se declare como mermas. En un futuro es posible que las mermas de

agua no paguen regalías.

98 CAPÍTULO IV

ANÁLISIS Y RESULTADOS

4.1 Red de Recolección de Gas

Figura 19. Simulación de la Red de Recolección del Campo Lagomar. Fuente: Elaboración Propia. (2009)

99 Para lograr reproducir la red de recolección del Campo Lagomar se tomó un flujo de gas en

MMPCED promedio por estación de flujo y gas de transferencia, obtenidos del Balance

Mensual de Gas que se realiza en la Gerencia de Manejo y Medición de Gas y se estableció un

rango de presiones de operación de estos puntos para el mismo mes, obtenidas a través del

software PI Process Book, el cual permite ver variables de campo en tiempo real y puede

almacenar una data histórica del punto de medición. En la Tabla 4 se encuentran las presiones

obtenidas por simulación y los rangos observados en campo:

Tabla 4. Comparación de presiones obtenidas de la simulación en baja presión con los rangos observados en campo.

Beggs y Brill P (psig) Dukler Caso II (psig)

Instalación BWRS RKS BWRS RKS

Rango de

presión en

campo

EF 3-1 54,7 54,7 54,7 54,7 53,2 – 60,4

EF 7-1 52,2 52,2 52,2 52,2 49,1 – 56,3

EF 10-1 57,8 57,8 57,8 57,8 59,0 – 66,1

EF 14-1 51,5 51,5 51,5 51,5 49,3 – 55,9

EF 11-1 56,3 56,3 56,3 56,3 48,8 – 54,9

EF 16-1 48,0 48,0 48,0 48,0 43,2 – 49,0

EF 15-1 47,5 47,5 47,5 47,5 46,3 –52,8

EF 13-1 69,8 69,8 69,8 69,8 65,2 –71,3

EF 17-1 69,1 69,1 69,1 69,1 69,0 –75,2

EF 18-1 61,3 61,4 61,3 61,4 60,2 – 66,4

EF 19-1 49,6 49,6 49,6 49,6 49,2 – 55,2

EF 20-1 50,3 50,3 50,3 50,3 50,0 – 56,5

EF 21-1 53,3 53,3 53,3 53,3 53,8 – 59,0

EF 22-1 59,0 59,1 59,0 59,1 58,4 – 64,2

EF UD-1 55,1 55,1 55,1 55,1 54,7 - 60

EF 1-2 100,8 100,9 100,9 100,9 93,4 – 99,0

EF 1-12 102,2 102,3 102,3 102,3 101,1 – 108,2

EF 2-12 103,6 103,6 103,8 103,8 98,9 – 104,3

100 En la tabla anterior se observa que en las estaciones de flujo EF 3-1, EF 7-1, EF 14-1, EF

16-1, EF 15-1, EF 13-1, EF 17-1, EF 18-1, EF 19-1, EF 20-1, EF 21-1, EF 22-1, EF UD-1, EF 1-

12, EF 2-12, las presiones obtenidas por simulación están dentro del rango de presión

visualizado en campo. La Estación de Flujo EF 1-2 para todos los casos se desvía en 1,9% de

error relativo con respecto al límite máximo del rango de presiones. Estación de Flujo EF 10-1

presenta una desviación de 2% por debajo del límite inferior de presión observado para el mes

en estudio. La Estación de Flujo EF 11-1 se desvía en 2,5% por encima de la máxima presión.

De lo anterior se deduce que ambas correlaciones reproducen el sistema de recolección del

Campo Lagomar de forma muy similar, con desviaciones aceptables (por debajo del 3%).

Después de simular la red de Recolección de Gas del Campo Lagomar se encontró

presencia de líquido en los siguientes casos:

101 Tabla 5. Flujo de Gas y Líquido en Estaciones, Múltiples y Plantas Compresoras.

En la tabla anterior se observan las fuentes donde se forman líquidos. A continuación se

detallan las propiedades y composiciones de tales puntos:

Para Flujo Multifàsico por la Correlación de Beggs y Brill

Método BWRS:

Para este Modelo Termodinámico sólo se encontró líquido en la Estación de Flujo

EF 2-12

Flujo de Líquido Total

Beggs y Brill Dukler Caso II

Flujo de Gas

Total

(MMPCED) BWRS RKS BWRS RKS Fuente

Real Siml. BBL/d ft 3/d BBL/d ft 3/d BBL/d ft 3/d BBL/d ft 3/d

EF 3-1 12,26 11,31 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 7-1 11,12 10,26 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 10-1 11,21 10,34 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 14-1 11,01 10,16 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 11-1 16,21 14,96 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 16-1 6,71 6,19 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 15-1 6,17 5,69 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 13-1 12,07 11,14 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 17-1 23,37 21,56 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 18-1 11,17 10,31 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 19-1 6,34 5,85 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 20-1 4,73 4,36 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 21-1 14,24 13,14 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 22-1 16,75 15,46 0 0 0 0 0 0 0 0

EF UD-1 9,62 8,87 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 1-2 18,32 16,91 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 1-12 14,23 13,13 0 0 0 0 0 0 0 0

EF 2-12 15,12 13,95 7,148 40,133 7,928 44,512 7,220 40,537 8,037 45,124

102

Tabla 6. Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método BWRS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico.

Fase Líquida de la EF 2-12 Flujo (lbmol/día) 17,52

Temperatura (°F) 86

Presión (Psig) 103,6

Peso Molecular (lb/lbmol) 95,8

Densidad (lb/ft3) 41,7

Entalpía (BTU/lbmol) 2440,0

Viscosidad (cp) 0,3076

Tabla 7. Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método BWRS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico.

:Componente: Fracción Molar EF 2-12

H2S 0,000004 H2O 0,000722 N2 0,000066

CO2 0,004126 C1 0,032819 C2 0,040281 C3 0,069839 nC4 0,02375 iC4 0,068332 nC5 0,037883 iC5 0,045208 C6 0,105867 C7 0,11931 C8 0,130481 C9 0,160322 C10

0,160991 TOTAL 1,0000

Método RKS:

Para este Modelo Termodinámico sólo se encontró líquido en la Estación de Flujo 2-12

103

Tabla 8. Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método RKS y la correlación de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico.

Fase Líquida de la EF 2-12 Flujo (lbmol/día) 18,72

Temperatura (°F) 86

Presión (Psig) 103,6

Peso Molecular (lb/lbmol) 99,0

Densidad (lb/ft3) 41,7

Entalpía (BTU/lbmol) 2475,6

Viscosidad (cp) 0,3311

Tabla 9. Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método RKS y la correlación

de Beggs y Brill para Flujo Multifàsico.

Componente: Fracción Molar EF 2-12

H2S 0,000003 H2O 0,000729 N2 0,000038

CO2 0,00315 C1 0,027952 C2 0,029746 C3 0,057308 nC4 0,022381 iC4 0,060805 nC5 0,038803 iC5 0,047329 C6 0,105707 C7 0,118782 C8 0,139695 C9 0,177198 C10

0,170373 TOTAL 1,0000

Para Flujo Multifàsico por la Correlación de Dukler Caso II

Método BWRS:

Para este Modelo Termodinámico se encontró líquido en la Estación de Flujo 2-12.

104

Tabla 10. Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método BWRS y la correlación

de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico.

Fase Líquida de la EF 2-12 Flujo (lbmol/día) 17,76

Temperatura (°F) 86

Presión (Psig) 103,8

Peso Molecular (lb/lbmol) 109,3

Densidad (lb/ft3) 41,7

Entalpía (BTU/lbmol) 2782,4

Viscosidad (cp) 0,3073

Tabla 11. Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método BWRS y la

correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico.

Componente: Fracción Molar EF 2-12

H2S 0,000004 H2O 0,000722 N2 0,000066

CO2 0,004134 C1 0,032864 C2 0,040335 C3 0,069933 nC4 0,023785 iC4 0,068429 nC5 0,037938 iC5 0,045274 C6 0,106019 C7 0,119439 C8 0,130526 C9 0,160132 C10

0,160399 TOTAL 1,0000

Método RKS:

Para este Modelo Termodinámico se encontró líquido en la Estación de Flujo 2-12.

105

Tabla 12. Propiedades de la Fase Líquida de EF 2-12 por el método RKS y la correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico.

Fase Líquida de la EF 2-12

Flujo (lbmol/día) 19,92

Temperatura (°F) 86

Presión (Psig) 105,4

Peso Molecular (lb/lbmol) 98,6

Densidad (lb/ft3) 41,7

Entalpía (BTU/lbmol) 2470,2

Viscosidad (cp) 0,3284

Tabla 13. Composición de la Fase Líquida de la EF 2-12 por el método RKS y la

correlación de Dukler Caso II para Flujo Multifàsico.

Componente: Fracción Molar EF 2-12

H2S 0,000003 H2O 0,000729 N2 0,000039

CO2 0,003196 C1 0,028391 C2 0,030174 C3 0,058043 nC4 0,022655 iC4 0,061508 nC5 0,039228 iC5 0,047824 C6 0,106699 C7 0,119578 C8 0,139926 C9 0,175638

C10+ 0,166368

TOTAL 1

De los resultados anteriores se observa que la formación de líquidos en el sistema de baja

presión de gas del Campo Lagomar es muy poca por ambos modelos termodinámicos y

correlaciones de flujo multifàsico. Al realizar comparaciones se tiene que en todos los casos

sólo se presentan líquidos en la Estación de Flujo 2-12, solo que con el modelo de RKS con la

correlación de flujo Multifàsico de Dukler Caso II es el que muestra mayor formación de

106 líquidos. Por lo que se selecciona este modelo y correlación para continuar con el caso de

estudio.

Es importante mencionar que en los puntos de entrega de la red de recolección del gas de

baja presión, que son: Las Plantas Compresoras Lagogas 4/5/6 y la Transferencia hacia LL-75

no se forman de líquidos, debido probablemente al efecto de las caídas de presión que causa

que los líquidos presentes pasen a la fase gaseosa o que el deslizamiento de los líquidos no es

suficiente para arrastrarlos a tales puntos.

En la Tabla 14 se presentan los resultados obtenidos para las mermas del sistema de

recolección:

Tabla 14. Mermas de Recolección del Campo Lagomar.

Beggs y Brill Dukler Caso II Referencia

Anterior BWRS RKS BWRS RKS

Mermas de recolección (MMPCED) 0,6940 0,0066 0,0071 0,0067 0,0076

% de Mermas 0,3 0,00287 0,00307 0,00291 0,00327

Factor de Mermas (MMPCED de mermas / MMPCED de Gas Recolectado)

0,003 0,0000287 0,0000307 0,0000291 0,0000327

Se tomó como base de cálculo 231,34 MMPCED que fue el gas recolectado en el balance

del mes en estudio. Se observa que las mermas de gas para este sistema son mínimas por

ambas correlaciones de flujo multifàsico y modelos termodinámicos, de manera análoga sucede

con el factor de mermas que también es muy pequeño y servirá como base para futuros

Balances de Gas del Campo Lagomar.

Hasta ahora se había considerado que las mermas producidas en los sistemas de

recolección son 0,3% del Gas de recolección. Para 231,34 MMPCED de gas recolectado las

mermas de recolección serían de 0,69402 MMPCED y seleccionando el porcentaje según

Dukler Caso II con RKS que es de 0,00327% las mermas son 0,0076 MMPCED, generando un

error relativo de 9032%.

De lo anterior se deduce que las mermas reales son 91 veces menores a las que se

consideraban hasta ahora para los cálculos del Balance de Gas, y para efectos de la

107 distribución del gas de baja presión el venteo es mayor, ya que la diferencia entre las mermas

de la referencia anterior y las reales se atribuye en un venteo adicional al actual, es decir:

Venteo Real = Venteo anterior + (0,003 – 0,0000327)*Gas Recolectado

=> Venteo Real = Venteo anterior + 0,0029673 * Gas Recolectado

Si bien estos resultados no afectan el pago de los usos del gas, puesto que según la nueva

Ley de Hidrocarburos Gaseosos para efectos del Ministerio de Energía y Petróleo el pago por

concepto de mermas de gas es igual al pago por concepto de venteo de gas, este hecho resulta

contraproducente ya que se le debe dar el mejor aprovechamiento posible a los recursos

energéticos, principalmente por el déficit de gas que sufre la región Occidental del país que

afecta a clientes como CAMC, PDVSA GAS, ENELCO y el Gas Doméstico de muchas

comunidades entre otros. Adicionalmente, el venteo de gas ocasiona contaminación al ambiente

y es causa de sanciones severas por parte del MENPET, que pueden ocasionar incluso el cierre

de campos de producción.

Otra consideración que se tomó en cuenta para reproducir las presiones de estaciones y

múltiples lo más cerca posible de la realidad son las caídas de presión en las tuberías, ya que al

ser muy altas disminuyen la eficiencia del flujo. De acuerdo con la Norma de PDVSA (11) la

máxima caída de presión permitida para líneas de transferencias de gas es de 0,5 psi por cada

100 pies de tubería. La Tabla 15 muestra las caídas de presión obtenidas a través de

simulaciones para los tramos de tuberías que conforman la red de recolección, donde se

observa que en la mayoría de estos tramos las caídas son bajas y no llegan a 0,5 psi/100ft para

la correlación de flujo multifásico Dukler Caso II. A excepción del tramo de la Estación de

flujo 13-1 a la plataforma de empalme PE 18-1, donde la caída de presión es de 0,545 psi por

cada 100 pies de tubería lo cual indica una leve disminución de su eficiencia.

HOLDUP DE LÌQUIDO:

En los tramos de la red de recolección no se encontró holdup de líquido para ninguna

ecuación de flujo multifàsico ni ecuación termodinámica.

108

Tabla 15. Caídas de Presión en las Tuberías por Dukler Caso II y RKS.

Longitud Diámetro de

Tubería (in) Origen Destino

Presión

Inicial

(psi)

Presión

Final (psi)

Caída de Presión

(psi)

ft Nom. Interno

SCH

Caída de

Presión

(psi/100 ft)

EF 3-1 EF 7-1 54,7 52,2 2.4 10302 16 15 40 0,023

EF 7-1 PE 11-1 52,2 50,1 2,1 7743 20 18,812 40 0,027

PE 11-1 PE 15-1 50,1 47,0 3,2 10302 20 18,812 40 0,031

EF 10-1 PE 14-1 57,8 48,3 9,5 7677 12 11,938 40 0,124

EF 10-1 PE 14-1 57,8 48,3 9,5 7677 12 11,938 40 0,124

EF 14-1 PE 14-1 51,5 48,3 3,2 4856 12 11,938 40 0,066

PE 14-1 PE 15-1 48,3 47,0 1,3 1050 12 11,938 40 0,124

PE 14-1 PE 15-1 48,3 47,0 1,3 1050 12 11,938 40 0,124

EF 11-1 PE 15-1 56,3 47,0 9,4 7743 12 11,938 40 0,121

EF 16-1 EF 15-1 48,0 47,5 0,6 9121 12 11,938 40 0,007

EF 15-1 LG I 47,5 46,8 0,7 4528 16 15 40 0,015

EF 15-1 LG I 47,5 46,8 0,7 4528 10 10,02 40 0,015

LG I LG 4 46,8 46,5 0,2 24409 30 29,25 40 8,19x10-4

PE 15-1 LG 4 47,0 46,5 0,4 1969 30 28,75 30 0,020

PE 15-1 LG 4 47,0 46,5 0,4 1837 30 28,75 30 0,022

PE 19-1 PE 15-1 48,9 47,0 2,0 10236 10 10,136 30 0,020

EF 13-1 PE 18-1 69,8 49,3 20,4 3740 12 11,938 40 0,545

EF 17-1 EF 18-1 69,1 61,4 7,8 7940 16 15 40 0,098

EF 18-1 PE 18-1 61,4 49,3 12,0 4921 20 18,812 40 0,244

PE 18-1 PE 22-1 49,3 49,0 0,3 10171 16 15 40 0,003

EF 19-1 PE 19-1 49,6 48,9 0,7 4921 10 10,02 40 0,014

PE 22-1 PE 19-1 49,0 48,9 0,1 10171 30 28,75 30 9,8319x10-4

PE 18-1 PE 19-1 49,3 48,9 0,4 1050 20 18,812 40 0,038

EF 19-1 PE 22-1 49,6 49,0 0,6 8005 12 11,938 40 0,007

EF 20-1 PE 22-1 50,3 49,0 1,3 3937 12 11,938 40 0,033

PE 22-1 LG 5/6 49,0 49,0 0,001 2329 30 28,75 30 4,2937x10-5

EF 21-1 LG 5/6 53,3 49,0 4,3 13451 24 12,624 40 0,032

EF 22-1 EF 21-1 59,1 53,3 5,8 5052 16 15 40 0,115

EF UD-1 EF 21-1 55,1 53,3 1,8 10827 16 15 40 0,017

EF 1-2 EF LL-75 102,5 38 64,5 19357 24 12,624 40 0,333

EF 1-2 LG 5/6 102,5 49,0 53,5 46260 16 15 40 0,116

LLG II EF 1-2 103,6 102,5 1,1 12139 24 12,624 40 0,009

EF 1-12A LLG II 103,9 103,6 0,3 2756 14 13,124 40 0,011

EF 1-12B LLG II 103,9 103,6 0,3 2756 12 11,938 40 0,011

EF 2-12A LLG II 105,4 103,6 1,9 10892 10 10,02 40 0,017

EF 2-12B LLG II 105,4 103,6 1,9 10892 14 13,124 40 0,017

119 CONCLUSIONES

a) La correlación de Flujo Multifàsico de Dukler Caso II con la ecuación termodinámica de

RKS es la que mejor reproduce el sistema de recolección del Campo Lagomar, con

desviaciones por debajo del 3%.

b) Se tomará el método de RKS como el que más se acerca al comportamiento de las

Plantas Compresora del Campo Lagomar para mantener las mismas ecuaciones

utilizadas en el sistema de recolección.

c) El factor de mermas de recolección reales obtenidas por Dukler Caso II (0,0000327) son

91 veces menor que las mermas teóricas consideradas hasta ahora para el Balance de

Gas (0,003).

d) El venteo del campo Lagomar es mayor que el considerado hasta ahora, en una

proporción igual a la diferencia de mermas teóricas y reales.

e) Las pérdidas de presión generadas en los tramos de tubería que conforman la red de

recolección son aceptables para la correlación de flujo multifásico Dukler Caso II, por

estar por debajo de 0,5 psi por cada 100 pies de longitud de tubería (valor máximo

aceptado por la norma PDVSA). A excepción del tramo de la Estación de flujo 13-1 a la

plataforma de empalme PE 18-1, donde la caída de presión es de 0,545 psi por cada

100 pies de tubería lo cual indica una leve disminución de su eficiencia.

f) En el sistema de compresión no existen mermas de CO2 y N2.

g) Para la Planta Compresora Lagogas 4 Modulo C1 el factor de mermas de agua es de

(0,00512) menor que el factor de mermas considerado hasta ahora (0,0105).

h) Para la Planta Compresora Lagogas 4 Modulo C1 el factor de mermas de hidrocarburos

es de (0,00061) corresponde al 24% del factor actual (0,00256).

120 i) Para la Planta Compresora Lagogas 4 Modulo C2 el factor de mermas de agua es de

(0,00518) menor que el factor de mermas considerado hasta ahora (0,0105).

j) Para la Planta Compresora Lagogas 4 Modulo C2 el factor de mermas de hidrocarburos

es de (0,00078) corresponde al 30% del factor actual (0,00256).

k) Para la Planta Compresora Lagogas 5 el factor de mermas de agua es de (0,0052)

menor que el factor de mermas considerado hasta ahora (0,0069).

l) Para la Planta Compresora Lagogas 5 el factor de mermas de hidrocarburos es de

(0,00074) corresponde al 30% del factor actual (0,00246).

121

RECOMENDACIONES

a) Para futuras simulaciones del Campo Lagomar, considerar la correlación de Flujo

Multifàsico de Dukler Caso II y la ecuación termodinámica de RKS.

b) Revisar las condiciones de operación de los depuradores, para evitar los problemas de

arrastre de líquidos y de presencia de gas en el crudo. Para ello se recomienda revisar

los extractores de líquido presentes en el tope de los depuradores, el tiempo de

retención de líquido y la presión de operación del depurador de acuerdo a la

cromatografía y dimensiones del equipo.

c) Incluir las señales de flujo y presión de las EF 16-01 / EF 2-12 S1A / EF 2-12 S1B / EF

1-12 ALTA / EF 1-12 BAJA, en el software PI Process Book, ya que esto serviría para

optimizar el monitoreo del gas de entrega de estas Estaciones a la Red de Recolección.

d) Incluir mayor cantidad de variables y despliegues para el monitoreo de las operaciones

de las plantas Compresoras en el software PI Process Book , ya que esto serviría para

optimizar el Proceso de Compresión.

e) Calibrar los transmisores de la EF 19-01 medidor (S0693) y EF 1-2 medidor (S0697) y

revisar la direccionalidad de las señales que llegan al PI Process Book, con las que

existen en campo para garantizar la confiabilidad de las lecturas.

f) Se recomienda realizar mantenimiento a la tubería de baja presión del tramo desde la

Estación de flujo 13-1 a la plataforma de empalme PE 18-1, donde la caída de presión

es de 0,545 psi por cada 100 pies.

g) Considerar para los futuros Balances de gas y Cierres mensuales, los nuevos factores

de mermas calculados.

122

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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