1. Antecedentes. 3. Bases y Premisas del Análisis. 5. Resultados y Análisis

Transcripción

1 I CONGRESO INTERNACIONAL ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS PARA EL (12,22 API) A TRAVÉS DE LÍNEA DE 11 km Realizado por: Ing. Rosa Rincón, Ing. Ezequías Reyes, Ing. Jaime Boscán Maturín, 12 y 13 de Febrero de 2008

2 1. Antecedentes CONTENIDO 2. Objetivo del estudio 3. Bases y Premisas del Análisis 4. Alternativas Evaluadas 5. Resultados y Análisis 6. Conclusiones

3 ANTECEDENTES Alternativas para el transporte de crudo pesado: Inyección de Diluentes. Bombeo Multifásico. Calentamiento.

4 OBJETIVO DEL ESTUDIO Evaluación y selección de alternativas entre Inyección de Diluente y Bombeo Multifásico, para el transporte de crudo pesado desdepozoad plataformadestino.

5 BASES Y PREMISAS DEL ANÁLISIS - Producción de Crudo API Viscosidad (Cp) 25 C / 40 C GOR (SCF/B) Corte de agua (%) 12, / Diluentes - Mezcla Crudo - Diluente API Diluentes API de la Mezcla Condiciones de la producción de crudo en la Fuente y Destino Máx Presión Cabezal de Pozo (barg) 34,5 Temperatura en cabezal de Descarga Pozo (ºC ) Promedio 40 Presión en Destino (barg) 42 4,2

6 BASES Y PREMISAS DEL ANÁLISIS - Medio de extracción de crudo bombas electro sumergibles. - La evaluación hidráulica de los escenarios definidos se realizó tomando como límite de batería el cabezal del pozo en superficie y empleando el simulador Pipephase, pp versión 9.0 de SIMSCI. - Diferencial máximo de presión de 51,7 bar, de equipos comercialmente disponibles. - Para las velocidades en tuberías de flujo multifásico, en el caso específico de análisis, se considera como mejores prácticas velocidades mínimas a 0,5 m/s. - La correlación utilizada para el cálculo de la caída de presión es la definida en el simulador como Beggs & Brill Moody.

7 BASES Y PREMISAS DEL ANÁLISIS - Viscosidad de crudo muerto (en condición estática) obtenida de correlación de datos experimentales. - Para la mezcla agua crudo, se utilizó el factor de corrección de viscosidad Tight Woelflin correlation (TWOELFLIN) disponible en el simulador. El cálculo de la viscosidad utilizando esta correlación se puede realizar bien sea por: T lfli Ti h W lfli l i Twoelflin - Tight Woelflin correlation Mwoelflin - Medium Woelflin correlation Lwoelflin - Loose Woelflin

8 ALTERNATIVAS EVALUADAS ALTERNATIVA 1 : Transporte desde el múltiple de producción (Fuente) hasta plataforma destino, con el uso de diluente. Presión Fuente 34,5 barg Crudo 12,2 API 5 m 6 m Diluente de 28 API, 30 API o 33 API Mezcla Crudo-Diluente a 17 API, 18 API o 19 API Lago de Maracaibo Presión Destino 4,2 barg 10 m 16 m

9 ALTERNATIVAS EVALUADAS En referencia a la Figura anterior se evalúa el tramo de tubería considerando el transporte con la inyección de diluente a 28 API, 30 API o 33 API tal y como se describe a continuación: Producción de Crudo 12,2 API Inyección de Diluentes API Diluentes Mezcla Crudo-Diluente ºAPI de las Mezclas 17, 18, 19 17, 18, 19 17, 18, 19

10 ALTERNATIVAS EVALUADAS ALTERNATIVA 2 : Transporte desde el múltiple de producción (Fuente) hasta plataforma destino, con el uso de bombeo multifásico (sin diluente). Presión Fuente 34,5 barg Crudo 12,2 API 5 m 6 m Bombeo Multifásico a 12,2 API Lago de Maracaibo Presión Destino 4,2 barg 10 m 16 m

11 RESULTADOS Y ANÁLISIS ALTERNATIVA 1 : Transporte con el uso de diluente Diluente (ºAPI) Mezcla (ºAPI) Flujo Total (BPD) Presión en Fuente (barg) Diámetro de Tuberia (pulg) Velocidad m/s Tramo 11 km entrada salida 32, ,55 0, , ,41 0,61 11, ,30 0,37 25, ,58 0, , ,44 0,62 9, ,32 0,38 20, ,61 0, , ,47 0,63 8, ,35 0,39 31, ,56 0, , ,42 0,61 11, ,30 0,37 25, ,60 0, , ,45 0,63 9, ,33 0,39 20, ,64 0, , ,49 0,63 8, ,35 0,40 31, ,58 0, , , ,61 11, ,31 0,38 25, ,62 0, , ,46 0,63 9, ,34 0,40 20, ,65 0, , ,51 0,66 8, ,37 0,41

12 RESULTADOS Y ANÁLISIS Evaluación Tubería 10 pulg Evaluación Tubería 10 pulg Flujo MBPD Presión Flujo 24 Flujo Presión sin dil sin dil API Diluentes API Diluentes Mezcla a 18 API Mezcla a 17 API Presión en Fuen nte Barg Flujo MBPD Presión en Fue ente Barg Evaluación Tub 10 pulg Fluj o MBPD Flujo Presión sin dil API Diluentes Mezcla a 19 API n en Fuente Barg Presión

13 RESULTADOS Y ANÁLISIS Evaluación Tubería 12 pulg Flujo MBPD Flujo Presión sin dil API Diluentes Mezcla a 17 API Presión en Fuente e Barg Evaluación Tubería 16 pulg Flu ujo MBPD Presión Flujo sin dil API Diluentes Mezcla a 17 API Presió ón en Fuente Barg

14 RESULTADOS Y ANÁLISIS ALTERNATIVA 2 : Transporte con Bombeo Multifásico Flujo Total (BPD) Presión en Fuente (barg) Diámetro de Tubería (pulg) Velocidad m/s Tramo 11 km Entrada Salida 304, ,46 0,56 144, ,33 0,47 73, ,21 0,32 45, ,13 0,22 28, , ,16 15, ,07 0,10 10, ,06 0,07

15 ANÁLISIS DE RESULTADOS API de Mezcla Tabla Resumen de Resultados. Presión Estimada en la Fuente (barg) Diámetro (pulgadas) Velocidad Tramo 11 km (m/s) Entrada Salida 17 32, ,55 0, , ,58 0, , ,61 0,89 12,22 (sin diluente) 73,23 (1) , ,32 (1) Presión requerida por el proceso para el transporte de crudo a 12,2 ºAPI con bombeo multifásico.

16 CONCLUSIONES La mejor alternativa para el transporte del crudo es mediante el uso de diluente con tubería de 10 pulgadas. Para tubería de 10 pulgadas el requerimiento de las mezclas de 17 API, 18 API y 19 API no superan la máxima presión establecida para el cabezal de pozo. El uso de tuberías con diámetros superiores a10 pulgadas para el transporte con diluente, no es recomendable ya que en la misma se obtienen bi velocidades d mínimas de 0,30 m/s y máximas 0,66 m/s, desfavoreciendo esta condición con la declinación de la producción de la plataforma.

17 CONCLUSIONES (Cont..) El uso de bomba multifásica requiere tubería de 16 pulgadas para un crudo de 12,2 API con velocidades oscilando entre 0,21 m/s y0,32 m/s. Con estas velocidades el grado de deposición de sólidos causaría problemas en el transporte del crudo, lo que trae como consecuencia una alta frecuencia en el mantenimiento de la línea de transporte. Para el bombeo multifásico, el uso de tubería inferior a 16 pulgadas requiere el uso de bombas con un cabezal superior a51,7bar comercialmente no disponibles.

18 CONCLUSIONES (Cont..) El transporte del crudo sin diluente (Bomba Multifásica) requiere el uso de tubería de 16 pulgadas, mínimo para obtener un cabezal inferior a51,7 barg el cual es el máximo comercialmente il disponible ibl sin embargo se obtienen bi velocidades inferiores a0,13 m/s. La velocidades obtenidas en el desarrollo de los análisis, de las mezclas permiten predecir un patrón de flujo estratificado.

19 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE MUCHAS GRACIAS

20 BASES Y PREMISAS DEL ANÁLISIS Referencia: Pipephase 9.0, Keyword Manual, Table 2-4 Applicability of Multiphase Flow Correlation

21 BASES Y PREMISAS DEL ANÁLISIS Referencia: Pipephase 9.0, Keyword Manual, Table 2-4 Applicability of Multiphase Flow Correlation

22 BASES Y PREMISAS DEL ANÁLISIS 50 Viscosity Radio = VIS EMULSION / V IS CLEAN OIL TIGHT MEDIUM LOOSE Percent Brine in Emulsion Referencia: Pipephase 9.0, Keyword Manual, Figure 5.16 Emulsion Viscosity Ratio

23 ANÁLISIS DE ALTERNATIVAS DE CONCLUSIONES (Cont..) (Cont ) Referencia: Pipephase 9.0, Keyword Manual, Figure Referencia: 5.8 Flow Regime in Two Phase Flow. Flow.

24 CONCLUSIONES (Cont..) Referencia: Pipephase 9.0, Keyword Manual, Figure 5.9A Simplified Example of atwo Phase Flow.

25 RESULTADOS Y ANÁLISIS Flujo Caída de Presión en Diámetro de Diámetro Flujo Crudo agua/corte Flujo de BPD de agua diluente BPD Flujo Total Velocidad m/s Presión Fuente Tuberia de Tuberia Tramo 11 km (bar) (barg) (pulg) (mm) BPD Entrada Salida Sin-diluente ,06 304,33 10, ,46 0,56 Sin-diluente ,13 144,40 12, ,33 0,47 Sin-diluente ,96 73,23 16, ,21 0,32 Sin-diluente ,36 45,63 20, ,13 0,22 Sin-diluente ,65 28,92 24, ,10 0,16 Sin-diluente ,26 15,53 30, ,07 0,10 Sin-diluente ,20 10,47 35, ,0606 0,0707

26 RESULTADOS Y ANÁLISIS Flujo Crudo BPD Flujo agua/corte de agua BPD Caída de Flujo de diluente BPD Flujo Total Presión (bar) Presión en Fuente (barg) Diámetro de Tubería (pulg) Diámetro de Tubería (mm) Velocidad m/s Tramo 11 km Dil 33 API Entrada Salida a 17 API MEZCLA ,80 32,07 10, ,55 0,86 a 17 API MEZCLA ,72 19,99 12, ,41 0,61 a 17 API MEZCLA ,70 11,97 16, ,30 0,37 a 18 API MEZCLA ,28 25,55 10, ,58 0,88 a 18 API MEZCLA ,23 14,50 12, ,44 0,62 a 18 API MEZCLA ,62 9,89 16, ,32 0,38 a 19 API MEZCLA ,05 20,32 10, ,61 0,89 a 19 API MEZCLA ,14 11,41 12, ,47 0,63 a 19 API MEZCLA ,13 8,40 16, ,35 0,39 Dil 30 API a 17 API MEZCLA ,29 31,56 10, ,56 0,86 a 17 API MEZCLA ,86 19,13 12, ,42 0,61 a 17 API MEZCLA ,64 11,91 16, ,30 0,37 a 18 API MEZCLA ,01 25,28 10, ,60 0,89 a 18 API MEZCLA ,96 14,23 12, ,45 0,63 a 18 API MEZCLA , ,89 16, , ,39 a 19 API MEZCLA ,88 20,15 10, ,64 0,90 a 19 API MEZCLA ,84 12,11 12, ,49 0,63 a 19 API MEZCLA ,17 8,44 16, ,35 0,40 Dil 28 API a 17 API MEZCLA ,79 31,06 10, ,58 0,87 a 17 API MEZCLA ,22 17,49 12, ,42 0,61 a 17 API MEZCLA ,54 11,81 16, ,31 0,38 a 18 API MEZCLA ,77 25,04 10, ,62 0,90 a 18 API MEZCLA ,46 14,73 12, ,46 0,63 a 18 API MEZCLA ,60 9,87 16, ,34 0,40 a 19 API MEZCLA ,86 20,13 10, ,65 0,90 a 19 API MEZCLA ,56 12,83 12, ,51 0,66 a 19 API MEZCLA ,20 8, ,37 0,41