21.1: Modelado de Gasoductos Naturales

Una vez que se produce y procesa el gas natural, de pocos a varios cientos de millas pueden quedar entre éste y sus consumidores finales. Un medio de transporte rentable es esencial para cerrar la brecha entre el productor y el consumidor. En el ámbito tecnológico, uno de los retos se refiere a la capacidad de la industria para asegurar la entrega continua de gas natural mientras su demanda va en constante aumento. Por lo tanto, no es de extrañar que los ductos se hayan convertido en el medio más popular para transportar gas natural desde la boca de pozo hasta su procesamiento —y de ahí al consumidor final— ya que garantiza mejor la entrega continua y asegura menores costos de mantenimiento.

El comportamiento de fase (datos P-V-T) es crucial para todos nuestros diseños de ingeniería. La predicción precisa de las propiedades P-V-T de los gases naturales es especialmente crítica cuando se trata del diseño de tuberías, almacenamiento de gas y medición de gas. Al describir el diseño de gasoductos de gas natural, es necesario distinguir entre dos casos: el diseño de ductos para el transporte de gases secos regulares (sin líquido, transporte monofásico) y el diseño de tuberías para el transporte de gases más húmedos, donde las condiciones multifásicas debidas al condensado la deserción puede ser posible.

Las principales variables que afectan el diseño de los gasoductos son: los volúmenes proyectados que serán transportados, la presión de entrega requerida (sujeta a los requerimientos de las instalaciones en el extremo del consumidor), las pérdidas estimadas por fricción y los cambios de elevación impuestos por la topografía del terreno. Superar tales pérdidas probablemente requerirá una presión mayor que la disponible cuando se está produciendo el gas. Por lo tanto, forzar que una tasa de gas dada pase a través de una tubería inevitablemente requerirá el uso de estaciones compresoras.

La pérdida de energía mecánica resulta del movimiento de fluidos a través de tuberías. Las pérdidas de energía en una tubería se pueden rastrear en virtud de los cambios de presión y temperatura experimentados por la corriente que fluye. Las ecuaciones de diseño relacionan la caída de presión de tuberías con el caudal de gas que se transporta. La siguiente es la ecuación general para un flujo de gasoducto monofásico en estado estacionario:

\[q_{g}=c\left(\frac{T_{b}}{P_{b}}\right)(E f f) \sqrt{\frac{1}{f}} \sqrt{\frac{d^{5}\left(p_{1}^{2}-p_{2}^{2}\right)}{g \cdot L \cdot T \cdot Z}} \label{21.1}\]

Tenga en cuenta que el caudal es proporcional a la raíz cuadrada inversa de compresibilidad (Z). Para condiciones casi ideales, es probable que el efecto de la compresibilidad sobre el caudal sea pequeño. Pero para los flujos de alta presión, Z puede desviarse mucho de 1. Bajo estas condiciones, la imprecisión en la predicción de Z puede conducir a un error sustancial en el caudal calculado y, por lo tanto, a un dimensionamiento de tubería completamente incorrecto para fines de diseño.

Una vez que se despliega una tubería, tiene una región operativa más o menos fija. Habrá un conjunto superior e inferior de condiciones operativas permisibles dentro de la tubería (en términos de presión y temperatura). Por un lado, la condición superior permitida se establecerá por la resistencia de la tubería, el material de la tubería, el diámetro y el grosor. Estos dictarán la presión máxima que la tubería puede soportar sin fallas (es decir, presión máxima de operación). Por otro lado, la presión máxima y temperatura de la descarga de la estación compresora (que alimenta la entrada de la tubería) también contribuirán a establecer este nivel superior. Está claro que las condiciones en la descarga de la estación compresora no pueden ir más allá de la presión máxima de operación de la tubería; de lo contrario, la tubería fallará. La condición mínima o menor de presión y temperatura de la región operativa se asignará mediante acuerdo contractual con el consumidor final. La descripción anterior de la región operativa se muestra esquemáticamente como el área sombreada en la Figura 21.1.

Figura 21.1: Curva operativa de tuberías y envolvente de fase gaseosa transportada

En el flujo de gas natural, los cambios de presión y temperatura (traza P-T) pueden provocar la formación de una fase líquida debido a la condensación parcial del medio gaseoso. El fenómeno retrógrado, que se encuentra típicamente en sistemas de hidrocarburos de múltiples componentes, tiene lugar al permitir la condensación de la fase gaseosa y la apariencia líquida incluso bajo expansión de la corriente que fluye. El mismo fenómeno también puede provocar la vaporización de la fase líquida de tal manera que vuelva a entrar en la fase gaseosa. La composición en fase líquida y gaseosa cambia continuamente a lo largo de la tubería debido a la incesante transferencia de masa entre las fases. En general, la cantidad de pesados en la corriente determina la extensión del comportamiento retrógrado y la apariencia líquida. La Figura 21.1 muestra una traza P-T o curva operativa para un ducto dado, que siempre se encuentra dentro de la región operativa del oleoducto.

La Figura 21.1 también muestra cuatro envolventes de fase típicas para gases naturales, que difieren en la extensión de sus componentes pesados. Para una composición dada, las condiciones de presión y temperatura predominantes determinarán si el estado fluido es todo líquido (monofásico), todo gas (monofásico) o gas-líquido (bifásico). Cada envolvente representa un límite termodinámico que separa las condiciones bifásicas (dentro de la envolvente) de la región monofásica (exterior). Cada envolvente está compuesta por dos curvas: la curva de punto de rocío (brazo derecho, donde se produce la transición de bifásica a gas simple) y la curva de punto de burbuja (brazo izquierdo, donde se produce la transición de un solo líquido a dos fases). Ambos brazos se encuentran en el punto crítico, lo que se muestra en la Figura 21.1. La humedad del gas es un concepto importante que ayuda a explicar las diferentes características que se presentan en la Figura 21.1. Este concepto se refiere a la cantidad de hidrocarburos pesados (alto peso molecular) que están presentes en la composición del gas. En la Figura 21.1, el gas más seco —es decir, el menos húmedo— puede reconocerse como aquel cuyos brazos izquierdo y derecho son los más cercanos entre sí, teniendo la región bifásica más pequeña (gas A). En esta figura, se puede observar que el brazo derecho es extremadamente susceptible a la presencia de pesados en la composición del gas natural. Dependiendo de la composición del gas, la región operativa del gasoducto puede estar completamente libre de líquido (gas A, el más seco) o parcialmente sumergido en la región bifásica (gas B, C). Si el gas está lo suficientemente húmedo, la tubería estará completamente sometida a condiciones bifásicas (gas D, el más húmedo). Se puede describir la sensibilidad del brazo derecho a los pesados como que tiene un efecto de enganche: cuanto mayor sea la extensión de los pesados en el gas natural, más el 'gancho' es capaz de apoderarse de parte de la región operativa del oleoducto. En conclusión, dado que la región operativa está más o menos dada por consideraciones contractuales y de diseño, la presencia de líquido en una tubería viene dictada en última instancia por las propiedades del gas que se está transportando.

En la figura anterior, una tubería que maneja un gas seco (gas A) estará operando en modo monofásico desde su entrada a través de su salida. Para este caso, cualquiera de las ecuaciones de gas monofásicas populares (Weymouth, tipo Panhandle, ecuación AGA) se puede utilizar con fines de diseño y para ayudar a predecir la curva operativa real (traza P-T). Si entra un gas más rico en el sistema (gas C), mostrará una condición monofásica en la entrada, pero después de cierta distancia las condiciones de presión y temperatura estarán dentro de la región bifásica. El caso también podría ser que el sistema esté transportando un gas más húmedo (gas D), en cuyo caso encontraría condiciones bifásicas tanto en la entrada como en la salida de la tubería.

Penn State ha dedicado un gran esfuerzo en el desarrollo de modelos de dos fluidos para la descripción de la condición de flujo multifase en gasoductos de gas natural. En este enfoque, las ecuaciones de masa, impulso y energía se resuelven simultáneamente. Algunas suposiciones simplificadoras se hacen con base en el juicio de ingeniería. Por ejemplo, el conocimiento de las características del campo de flujo promedio y las propiedades del fluido en cada punto de la tubería suele ser más significativo que un perfil detallado de dichas propiedades dentro de la sección transversal. Por lo tanto, en términos generales, el modelo de dos fluidos siempre trata de ecuaciones de conservación escritas solo en una dimensión para el flujo de tubería (la dirección del flujo a lo largo de la tubería), empleando valores promediados en sección transversal para cada término. El uso de cantidades promediadas absorbe las variaciones a lo largo de la sección de tubería. Se supone que las presiones y temperaturas son las mismas en ambas fases en cualquier punto dado de la tubería. Adicionalmente, dado que el interés principal es enfocarse en las condiciones normales de operación, se invoca la mayor simplificación de las condiciones de estado estacionario.

Como hemos comentado, el comportamiento de fase es un componente crucial en el diseño de tuberías. No sólo porque necesitamos tener en cuenta el comportamiento volumétrico del gas en las ecuaciones de diseño (mediante, por ejemplo, cálculos del factor Z), sino también porque proporciona un medio para predecir si se van a encontrar condiciones de flujo multifásicas. La apariencia líquida en gasoductos es tan indeseable como inevitable. Por un lado, el comportamiento de la fase fluida y las condiciones imperantes la hacen inevitable. Por otro lado, el condensado somete la tubería de gas a una pérdida de energía creciente e indeseable. Por lo tanto, un diseño adecuado de la tubería debe tener en cuenta el efecto de la formación de condensado en el rendimiento de la línea de gas.

Colaboradores y Atribuciones

•  Michael Adewumi (The Pennsylvania State University) Vice Provost for Global Program, Professor of Petroleum and Natural Gas Engineering