Transporte de Gas Natural a Baja Presión Vs. Fase Densa de Alta Presión

La fase densa es una condición favorable para el transporte del dióxido de carbono (CO2) y de gas natural, así como la inyección del dióxido de carbono en yacimientos de crudo para lograr la recuperación mejorada. Se han construido tuberías para el transporte del CO2 y el gas natural [1] en la fase densa debido a su mayor densidad, lo cual proporciona el beneficio adicional que no se acumulan líquidos en la línea (tubería).

CASO DE ESTUDIO:

Consideraremos el transporte de una mezcla de gas natural con composición y condiciones presentadas en la Tabla 1. Por simplicidad, los cálculos y subsiguiente discusión se efectuarán en base seca. El punto de rocío del gas de alimentación se redujo a -40 °F (-40°C) mediante su procesamiento en una planta de refrigeración  de control de punto de rocío (planta de acondicionamiento del “dew point”). La Figura 1 presenta los envolventes para el gas de alimentación, así como los gases pobres (de transporte). La composición y condiciones del gas pobre también se presentan en la Tabla 1.  El gasoducto tiene 1000 millas (1609 km) de extensión con diámetro de 42 pul. (1067 mm). Se presenta un Diagrama de Flujo Simple (PFD) en la Figura 2. Las siguientes asunciones y correlaciones fueron tomadas en cuenta:

a. Base seca, despreciando el contenido de aguab. C7+ se asume como nC8.c. Flujo Contínuod. Presión de entrega de 615 psia (4.24 MPa).e. Presión diferencial en cada intercambiador de calor de 5 psia (0.035 MPa).f. Sin caída de presión en los depuradores y separadores.g. Gasoducto horizontal, sin variación de elevación (Z = 0).h. Rugosidad absoluta interna de 0.0018 pul (0.046 mm).i. Factor de fricción monofásica: Colebrookj. Para los efectos de cómputo cada segmento de línea fue dividido en 10

sub segmentos.k. Coeficiente Total de Intercambio de Calor: 0.25 Btu/h-pie2-˚F (1.42 W/m2-

˚C).l. Conjunto de Simulación: ProMax [3]m. Ecuación de Estado: Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Tabla 1. Composición y condiciones del gas de alimentación y gas pobre

Figura 1. Envolventes para el gas (rico) de alimentación, y el gas de transporte (seco)

Se consideran tres casos para el transporte de este gas natural y cada uno se detalla brevemente en la sección anterior. La Figura 2 presenta los PFD’s para los casos A, y B. El PFD del caso C es similar al B con 2 segmentos adicionales, compresores y enfriadores. La Figura 3 ilustra los sistemas de tuberías en un diagrama de bloque. Los números de segmentos, longitud de éstos, presión de entrada para cada uno de los tres caso se presenta en la Tabla 2 en unidades de campo (pul , pie, libra, segundos), así como unidades (Sistema Internacional) SI.

Figura 2: Diagrama de Flujo de Procesos (PFD) para los casos A (Alta Presión Fase Gas), y Caso B (Presión Intermedia fase Gas)

Nota: Véase los siguientes Casos A, B, C. Feed = Entrada ; Gas Treating =Tratmiento de Gas ; Stage = Etapa; Cool = Enfriamiento; Station = Estación ; Delivery = Entrega; Pipeline = Gasoducto

Figura 3. Diagramas de Cuadros de las líneas para los Casos A, B, C

Tabla 2. Especificaciones de Gasoductos para los tres casos

Caso A: Alta Presión (Fase Densa)

Después de pasar por el depurador de la primera etapa, el gas pobre pasa a la primera etapa de compresión donde la presión es incrementada a 1407 psi (9.703 MPa). Este gas de alta presión es enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), para luego ser comprimido a 3220 psi (22.2 MPa). Este gas de alta presión vuelto a enfriar a 100 ˚F (37.8 ˚C) para luego pasar por un separador antes de alimentar el gasoducto de larga distancia (véase Caso A en la Figura 2.

Caso B. Presión Intermedia

El diagrama de flujo (PFD) para este caso también se detalla en la Figura 2. En éste, el gasoducto es dividido en 3 líneas de 333.3 millas (536.2 km) con una estación principal de compresión y otras dos intermedias. En cada estación, la presión es aumentada de 625 psi a 1977 psi ( 4.24 a 13.56 MPa) en un etapa, para luego ser enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), y alimentado a un separador antes de entrar al segmento de gasoducto aguas abajo.

Caso C: Presión Baja

Este caos es similar al Caso B con la excepción que la línea  fue dividida en cinco segmentos de 200 millas (322km) con un compresor principal, y 4 estaciones de compresión intermedias. En cada estación, la presión fue incrementada desde 615 psi a 1600 psi (4.24 a 11.03 MPa) para luego ser enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), e introducido a un separador antes de ser alimentado al segmento de tubería aguas abajo.

Resultados de la Simulación y Discusiones:

Los PFD para los tres casos fueron simulados aplicando Promax [3]. Para mejorar la certeza y manejar las variaciones de las propiedades físicas del gas, cada segmento del gasoducto fue dividido en 10 sub segmentos. Para el Caso A en donde éste segmento fue considerablemente de mayor longitud, hemos intentado

con 50, y 100 sub segmentos, y ninguna diferencia en la presión y temperatura de descarga de la línea fueron observadas. La Tabla 3 presenta un resumen de los resultados de la simulación para los tres casos en unidades de campo así como las internacionales. Como se observa en la Tabla, el Caso A requiere la mínima potencia de compresión, y carga térmica. La reducción de potencia para el Caso A es del orden de 51% comparado con el caso B, y 63% con el Caso C.  Estas reducciones en potencia y carga térmica son considerables. Similarmente, la carga térmica del Caso A es del orden de 39% comparado con el Caso B, y 50% comparado con el Caso C, respectivamente.

Tabla 3. Resumen de la simulación de computación para los tres casos

La Figura 4 presenta el diagrama de fases, etapas requeridas de compresión y enfriamiento, más el perfil de temperatura-presión para el Caso A. Esta figura indica que las condiciones de descarga de la línea se ubican a la derecha de la línea de punto de rocío, en donde el gas permanece en estado monofásico.

Figura 4. Diagrama de fases, etapas de compresión y enfriamiento, mas perfil de presión-temperatura (ID = 42 pul = 1067 mm)

El espesor de la tubería es un importante factor económico. Éste espesor para los tres casos fue determinado por:

Donde,

P es la máxima presión de trabajo permisible, acá fijada en 1.1 veces la presión de entrada,

OD es el diámetro exterior,

E es la eficiencia de juntas  (asumido en 1.0),

f1 es la tolerancia del espesor de las paredes (asumido en 1.0),

f2  es el factor de diseño, 0.42 a 0.72,  (fijado en 0.72 por la ubicación remota)

σ   es la fuerza de tracción de la tubería (asumida acorde con el material grado X65 en 65,000 psi o 448.2 MPa), y

CA es la tolerancia designada de corrosión (asumida en 0 pul, o 0 mm para un gas

seco)

La Figura 5 representa el cálculo para el espesor de la línea como función de la presión de alimentación (para los tres casos). Nótese que el Caso A requiere el mayor espesor, mientras que  C el menor.

La variación de la densidad, viscosidad, velocidad, presión, y temperatura a través de la línea se presentan en las Figuras 6 al 10 para los caso A, y B.

Conclusiones:

Hemos estudiado el transporte del gas natural en la región de fase densa (alta presión) y comparado los resultados con cas para el transporte de mismo gas aplicando presiones intermedias y bajas. Nuestro estudio sobresalta los siguientes aspectos:

1. Si el gas en su fuente no presenta presión suficientemente alta, se podrán requerir considerable potencia, y carga térmica de enfriamiento si la decisión es de aplicar la fase densa.

2. Para la fase densa – Caso A (alta presión), se requerirá mayor espeso de la línea.

3. Para la fase densa – Caso A, se requieren menor potencia de compresión y carga térmica.

4. Para la fase densa – Caso A, las caída de presión/ milla es menor.5. Para la fase densa – Caso A y el mismo diámetro, en términos ponderados,

la velocidad es menor en comparación con el transporte de gas a menor presión.

Otros resultados lógicos pueden estipularse igual, incluyendo:

a. La composición del gas juega papel importante.b. El perfil de elevación del gasoducto y distancia son factores importantes a

las presiones mayores.c. Un análisis detallado económico en términos del CAPEX (Gastos de

Capital), y OPEX (Gastos Operativos) deben efectuarse para lograr una comparación confiable.

En un futuro Previo del Mes, consideraremos el impacto del diseño y orden de magnitud de costos cuando cado una de estos casos se ven en construcción, primero en tierra, y luego costa fuera.

By: Mahmood Moshfeghian and David Hairston

Referencias:

1. Beaubouef, B., “Nord stream completes the world’s longest subsea pipeline,” Offshore, P30, December 2011.

2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/ 3. ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2012.

Figura 5. Variación del espesor con la presión de entrada de la línea

Figura 6. Variación de la densidad del gas en el gasoducto (Casos A y B)

Figura 7. Variación de la viscosidad en el gasoducto (Casos A y B)

Figura 8. Variación de la velocidad del gas en el gasoducto (Casos A y B)

Figura 9. Variación de la presión en el gasoducto (Casos A y B)

Figura 10. Variación de la temperatura en el gasoducto (Casos A y B)

Alternativas de Transporte en un Gasoducto de Tierra: Comparaciones de Costos de Capital

CASO DE ESTUDIO:

Continuaremos la aplicación de las bases del mismo estudio que fuera utilizado en Septiembre del 2012. La composición del gas más las condiciones se presentan en la Tabla 1. Para la simplicidad, los cómputos, y discusión subsiguiente se efectuarán en base seca. El punto de rocío del gas de alimentación se redujo a -40 ˚F (-40 ˚C) pasando éste por un sistema de refrigeración mecánica para el control de punto de rocío. La composición resultante y condiciones resultantes del gas se detallan en la Tabla 1. El gas pobre posee un poder calorífico bruto de 1082 BTU/PCS (40.33 MJ/m3std), lo cual es el rango típico para la calidad contractual de un gas natural en Norte América. Los parámetros del gasoducto son:

• Longitud de la Línea es de 1000 millas (1609 km).• Diámetro exterior del a tubería es de 42 pulgadas (1067 mm). Diámetros interiores iniciales para los análisis hidráulicos son: Caso A = 39.0 pul. (991 mm), Caso B = 40.0 pul. (1016 mm), y el Caso C = 40.5 pul. (1029 mm).• Se asumen condiciones de flujo continuo.• La Presión en el punto de descarga y succión de cada estación de compresión es de 1000 psi (7 MPa)• Ésta es una tubería horizontal sin cambio de elevación.• Coeficiente Total de Transferencia de Calor es de: 0.25 Btu/hr-p2-˚F (1.42 W/m2-˚C).• Temperatura Ambiental es 65˚F (18.3˚C).• Eficiencia Politrópica de los Compresores es 75%• Caída de Presionen los Enfriadores Aéreos es 35 kPa (5 psi)• Conjunto de Simulación (Software): ProMax y aplicando la Ecuación de Estado Soave-Redlich-Kwong (SRK).

Tabla 1. Composición y condiciones del gas de alimentación y gas pobre

Cuatro casos de transportación de tierra se consideran y cado uno se detalla brevemente a continuación. El número de segmentos de la tubería, longitud de éste, y presión de alimentación de cada segmento se presentan en la Tabla 2 en unidades internacionales SI, y las de campo (FPS, pie, libra, segundos).

Caso A: Alta Presión (Fase Densa)

Este gasoducto es de configuración de única estación de compresión. La presión de alimentación se ubica en la fase densa. Posterior a su procesamiento y paso por el depurador de la primera etapa, la presión del gas pobre es aumentada a 4.24 a 9.363 MPa (615 hasta 1358 psi), y luego enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C). El gas se comprime adicionalmente en la segunda etapa a 20.684 MPa (3000 psi). Éste gas comprimido de alta presión es enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C) y pasado luego por un separador antes de ser introducido a la extensa línea de transmisión.

Caso B: Presión Intermedia

Este gasoducto es integrado por tres estaciones de compresión espaciadas equitativamente a 536 km (333 millas). La presión de entrada de la línea es cercana a zona de la fase densa. En cada estación, la presión se aumenta desde 4.24 a 12.8 MPa (615 a 1858 psi) en una etapa, luego enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), y finalmente pasado por un separador antes de ser alimentado a cada segmento de la tubería.

Caso C: Baja Presión

Este gasoducto posee cinco estaciones de compresión equitativamente espaciados en segmentos de 200 millas (322 km). En la primera estación, se incrementa la presión desde 4.24 hasta 10.9 MPa (615 a 1577 psi), y en las cuatro estaciones siguientes, la presión es elevada de 7 hasta 10.9 MPa (1015 a 1577 psi) en una etapa, para luego ser enfriado a 100 ˚F (37.8 ˚C), y finalmente pasado por un separador antes de ser introducido a cada segmento del gasoducto. La presión de alimentación del gasoducto se ubica muy por debajo de la de su fase densa.

Tabla 2. Especificaciones del gasoducto para los cuatro casos

Caso D: Alta Presión

Este caso es similar al caso B excepto que opera en la fase densa y el diámetro exterior es de 914 mm (36 pul.). Esta línea posee tres estaciones de compresión equitativamente ubicadas a 536 km (333 millas). La tubería refleja presión de entrada en la fase densa. Posterior a su procesamiento y descarga del depurador de descarga de la primera etapa, la presión del gas pobre se aumenta desde 7 a 17.7 MPa (1015 a 2565 psi) en una etapa, para luego ser enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F).

El gas es comprimido adicionalmente en la segunda etapa hasta 17.72 MPa (2570 psi). Este gas de alta presión es enfriado hasta 37.8 ˚C (100 ˚F) y luego sometido a separación antes de alimentar el gasoducto extenso. En cada estación siguiente, la presión se aumenta desde 7 a 17.7 MPa (1015 a 2565 psi) en una etapa, para luego ser enfriado a 37.8 ˚C (100 ˚F), y finalmente sometido a separación antes de su introducción a cada segmento del gasoducto.

Como se puede observar en la Tabla 3, el Caso A con una sola estación de compresión requiere la potencial total mínima, y el menor requerimiento de cargas

térmicas. El aumento de potencia para el Caso B (con tres estaciones de compresión) es del orden del 38% comparado al Caso A, y 54 con 89% comprado con los Casos C (de cinco estaciones de compresión, y el Caso D (con 3 estaciones de compresión), respectivamente.

Estos aumentos en los requerimientos de potencia y carga térmica son significantes. Similarmente, el aumento en la carga térmica se estima en 6, -1, y 59% para los Casos B hasta el D comparado con el Caso A, respectivamente.

Tabla 3. Resumen de las simulaciones de computación para los cuatro casos.

La variación de las presiones del gas se observan en la Figura 1 para los Casos A, y B. Como discutido en los PDM previos, cuando se trans-grafican los diagrama de fases con los perfiles de presión y temperatura, las condiciones de descarga de del gasoducto se ubican a la derecha de la línea de punto de rocío con el gas permaneciendo en fase gaseosa.

El espesor de pared es un factor económico importante. Los materiales de las tuberías representan aproximadamente el 40% del Desembolso de Capital (CAPEX) de la línea. La construcción de la misma responderá históricamente por aproximadamente otro 40% del mismo CAPEX. La aproximación del CAPEX se desarrollará más adelante en este PDM. Una vez que el espesor se haya determinado, se procede a calcular el peso total (bruto) – (tonelaje) de la tubería, así como los costos del material férrico de ésta.

El espesor de pared, t, para los tres casos se calcula empleando una variación de la ecuación de Barlow presentada en el Estándar ASME B31.8 para las Líneas de Transmisión de Gas:

t=(P)(OD)2 FEτσ

+CA

Donde,

• P es la máxima presión operativa permisible, acá fijada en 1.05 por la presión de entrada.

• OD es el diámetro exterior.

• E es la eficiencia de la junta (asumida a ser 1) como la línea será soldada mediante soldaduras gruesas de junta y 100% inspeccionadas.

• F es el factor de diseño, (rangos entre 0.4 a 0.72), y acá fijado en 0.72 para las aéreas remotas.

• T es el factor de ajuste e igual es 1.0 con la temperatura de entrada no mayor de 100 ˚F (37.8 ˚C).

• σ es la fuerza de tracción del material (Grado X70 = 70,000 psi o 448.2 MPa); y

• CA es lo permitido para la corrosión (asumido a ser 0 pul. o 0 mm, para este gas seco).

Después de calcular el espesor de pared, la relación diámetro a espesor de pared (D/t) es verificada contra los siguientes valores aproximados operativos (rules of thumb):

• Tuberías de Tierra operan con un máximo de D/t igual a 72.

Si el D/t calculado es alto, el espesor de pared se incrementa para arrojar el D/t máximo permisible.

Figura 1. Variación de la presión en el gasoducto (Casos A y B)

Aplicando la conocida presión inicial de la hidráulica como punto de partida, la PMOP (MAOP), y luego el espesor puede ser calculado. Éste espesor de pared es comparado contra el criterio de máximo D/t. La Tabla 4 resume éstas características para los tres casos, para ambas ubicaciones de tierra, y costa fuera.

Conociendo el espesor de pared y diámetro permite calcular el peso lineal (pie o metro). Éste peso total para la línea de 1609 km (1000 millas) igual puede ser calculado. El peso unitario se presenta en kg/m (lbm/pie) y el peso total en toneladas métricas (1000 kg) y toneladas cortas (2000 lbs). Los resultados de estos pesos son presentados en la Tabla 5.

Tabla 4. Presiones, y Selecciones de Espesores de Pared

Tabla 5. Selecciones de Espesores de Pared y Peso Total del Hierro

Algunas observaciones de éstos computes son:

• Disminución del diámetro de la tubería de 42 pul hasta 36 pul. no causa reducción dramática del tonelaje total del hierro. Esto se debe al incremento de las presiones requeridas para transmitir el mismo caudal en un diámetro menor, así aumentando el espesor de pared.

• Aumentando el grado del hierro (Punto Cedente Mínimo de Tracción Especificado-(SMYS)) desde el X-70 al X-80 disminuiría el tonelaje total requerido aproximadamente en un 14%. Como se observará, ésta reducción arrojaría menores costos significativamente.

• El volumen del hierro combinado con el diámetro y espesor de pared requerirán una mayor porción en la capacidad de manufactura de la tubería. Si éste fuese un proyecto sancionado, la procura del material férrico tendría que licitarse con antelación de la construcción planificada.

• Espesores de pared NO se eleven al estándar mayor de espesor API. La cantidad excesiva del material férrico requerido le permite al comprador dictar un espeso no-estándar. Las fábricas indicadas estarían muy complacidas en cumplir con dicho requerimiento.

Desembolsos Estimados de Capital

Los costos de capital (CAPEX) para estos estimados se basan en dos variables claves: espesor de pared de la línea y la potencia de compresión requerida. Ambos se ven dependientes en el perfil de presión, el cual es dictado por los números de estaciones de compresión. El costo estimado se ve calculado por las siguientes presunciones:

• Costo de la tubería de línea se ubica en US$ 1200 por tonelada corta con un 15 % agregado por los recubrimientos.

• Costo total de la Tubería instalada es de 2.5 veces la sumatoria de costo del hierro, mas recubrimientos. Este factor se ha mantenido sorprendente similar históricamente para ambos casos de tierra, así como líneas de largo alcance y diámetros amplios costa fuera. Factores específicos al Proyecto tales como terreno montañoso para el caso de gasoductos tierra pueden impactar este factor multiplicador del costo.• No se contemplan diferencia de costos adicionales entre los escenarios de construcción de tierra. En realidad existe alguna diferencia que puede ser significativa. Éstas dependen en la gran mayoría de la ubicación del proyecto y factores que pudiesen incluir el tiempo y los cambios de sazón, terreno para los tendidos de tierra, infraestructura disponible y su impacto sobre la logística, así como la disponibilidad de equipos de construcción y mano de obra.• Los Compresores y equipos asociados (unidades de potencia, enfriadores, y auxiliares) se cotizan en unos $US 1500 por potencia de demanda.• Las estaciones de compresión en tierra se cotizan en unos US$ 25 millones para los equipos integrantes de cada sitio, edificaciones y los equipos no directamente relacionados con la compresión del gas.

Con estas presunciones de costos, un estimado de la orden de magnitud (EODM) para el costo total instalado (CTI) es desarrollado para la tubería, y finalmente combinado para el sistema total del gasoducto de TIERRA en la Tabla 6 – Estimado de Gasoducto, Tabla 7 – Estimado de Estaciones de Compresión, y la Tabla 8 – EODM total para el sistema integrado.

Tabla 6. Costo Total de Instalación de la Tubería – SISTEMA DE TIERRA

Tabla 7: Costos Totales de las Estaciones de Compresión – SISTEMA DE TIERRA

Tabla 8: Sistema Total EODM – SISTEMA DE TIERRA

Los resultados son indicadores para hallar un conjunto de presiones operativas, diámetros de tuberías y números de estaciones de compresión que resulten en cambios despreciables con combinaciones de los parámetros claves (CASOS B, C, D). La selección de la configuración del sistema “’optimo” involucrará definiciones adicionales de ingeniería, consideración de los retos de construcción, y evaluación de otros parámetros tales como los gastos de operación (CAPEX), retos ambientales y de permisos, y mayor profundidad de análisis en la evaluación de los planes de construcción y costos.

Los costos totales instalados para este sistema de TIERRA disminuyen con la disminución de la presión operativa (MPOP), aun cuando la tasa de declinación también se ve mermada mientras se ven necesarias adicionales estaciones de compresión. Para éstos sistemas de tierra, el costo operativo, particularmente los costos de combustible, pueden impactar la decisión tomada sobre la presión operativa/número de estaciones de compresión. Es común observar que los costos totales del ciclo de vida (OPEX mas CAPEX) empiecen a incrementar en algún momento mientras que el número de las estaciones de compresión y caballaje aumente con disminución de presión.

A menudo, con la inclusión de los costos operativos la configuración “óptima” favorece presiones de operación mayores, y menores estaciones compresión. Éstos ajustes de costo CAPEX, y OPEX para la ubicación del proyecto pueden desplazar el “óptimo” hacia cualquier selección.

Comentarios Finales:

Hemos estudiado el transporte del gas natural en la región de la fase densa (alta presión) y comparado los resultados con los casos del transporte del mismo gas aplicando presiones intermedias, y reducidas. Nuestro estudio indica las siguientes observaciones:

1. Pueden existir varias configuraciones de sistema (diámetro de tubería, presiones operativas, y número de estaciones compresión) que resultan en mínimas variaciones.

2. Mientras aumenta la Presión Máxima Operativa Permisible (PMOP: MAOP), la potencia requerida más el enfriamiento correspondiente pueden verse significativamente reducidos.

3. Los costos reducidos de compresión se ven compensados por los aumentos costos de instalación de tubería.

4. La ubicación física del proyecto puede impactar los costos significativamente, de esta manera las decisiones claves se basan en las presiones operativas, más el número de niveles de potencia en las estaciones de compresión.

5. Con la alta demanda de potencia de un mayor diámetro – alta capacidad de línea, los costos operativos del combustible pueden ser factor clave en la selección de configuración. Si la fuente del gas no refleja suficiente alto nivel de presión, se podrán requerir considerable potencia de compresión y enfriamiento, si la decisión es de aplicar la fase densa.

Referencias:

1. Beaubouef, B., “Nord stream completes the world’s longest subsea pipeline,” Offshore, P30, December 2011.

2. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/ProMax 3.2, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2012.