Ingeniería de Petróleos · 2018
Modelamiento del flujo multifásico en sistemas de transporte submarino
Los recientes descubrimientos de gas en el mar caribe colombiano invitan a la industria de los hidrocarburos a investigar a fondo todo lo relacionado con el offshore, por lo anterior este trabajo se enfoca en estudiar el comportamiento del flujo multifásico durante el transporte de gas a través de líneas submarinas, proponiendo una línea de flujo del campo Kronos ubicado en el bloque fuerte sur. Para el desarrollo de este proyecto se realizó una amplia revisión bibliográfica y se empleó la herramienta de simulación Aspen Hysys para el diseño y análisis de la línea de gas desde cabeza de pozo hasta la plataforma, variando las composiciones de gas (pobre, intermedio y rico), los diámetros y caudales de flujo. Al analizar los resultados del software se concluye que la caída de presión disminuye a medida que aumenta el diámetro de la tubería, sin embargo, para diámetros superiores a 16 pulgadas no se aprecian cambios significativos. Se observa que el hold up aumenta a medida que el diámetro de la tubería es mayor, la velocidad del gas disminuye a medida que el diámetro de la tubería es mayor y se concluyó que un diámetro mayor en la tubería significa mayores costos de inversión por lo cual se recomienda emplear un diámetro interno de operación de 16 pulgadas, así mismo se analizaron las velocidades de gas y líquido y se concluyó que el régimen de flujo encontrado en la línea de flujo fue estratigráfico liso. El aporte principal de este proyecto es la propuesta y simulación de una línea de flujo submarina en el mar caribe colombiano para el campo Kronos, la cual puede ser de ayuda para el desarrollo de pozos cercanos como Purple Angel y Gorgon. Además, se diseñó teniendo en cuenta las zonas protegidas del mar caribe.
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Contenido
- Introducciónp. 14
- 1. Objetivosp. 17
- 1.1 Objetivo Generalp. 17
- 1.2 Objetivos Específicosp. 17
- 2. Marco Teóricop. 18
- 2.1 Descripción del flujo multifásicop. 18
- 2.2 Variables del flujo multifásicop. 19
- 2.2.1 Gradiente de presiónp. 44
- 2.2.2 Hold Up de líquido (Colgamiento)p. 22
- 2.2.3 Resbalamientop. 23
- 2.2.4 Densidadp. 24
- 2.2.5 Velocidad Superficialp. 25
- 2.2.6 Deslizamiento entre fases (Slip)p. 27
- 2.3 Patrones de flujo en tuberías horizontalesp. 27
- 2.3.1 Flujo Laminar Estratificadop. 28
- 2.3.2 Flujo Laminar onduladop. 28
- 2.3.3 Flujo Laminar anularp. 28
- 2.3.4 Flujo intermitentep. 28
- 2.3.5 Flujo intermitente tapónp. 29
- 2.3.6 Flujo intermitente bachep. 29
- 2.3.7 Flujo burbuja o burbujas dispersasp. 29
- 2.3.8 Flujo nieblap. 29
- 2.4 Patrones de flujo en tuberías verticalesp. 30
- 2.4.1 Flujo burbujap. 30
- 2.4.2 Flujo tapón (Slug)p. 31
- 2.4.3 Flujo Transición o “Churn”p. 34
- 2.4.4 Flujo Anularp. 34
- 2.5 Correlaciones Empíricasp. 37
- 2.5.1 Poettman y Carpenter (1952)p. 37
- 2.5.2 Duns y Ros (1963)p. 39
- 2.5.3 Hagedorn y Brown (1964)p. 40
- 2.5.4 Eaton Et Al (1966)p. 41
- 2.5.5 Orkiszewski (1967)p. 42
- 2.5.6 Beggs & Brill (1973)p. 43
- 2.6 Modelos Mecanísticosp. 46
- 2.6.1 Modelo Mecanístico de Govier, Aziz y Fogarasi (1976)p. 46
- 2.6.2 Modelo Mecanístico de Xiao et al. (1990)p. 47
- 2.6.3 Modelo Mecanístico de Ansari et al (1994)p. 48
- 2.6.4 Modelo Mecanístico de Chokshi Et Al (1996)p. 49
- 2.6.5 Modelo Mecanístico TUFFP (2003)p. 49
- 2.6.6 Modelo Mecanístico OLGAS (2006)p. 50
- 2.6.7 Modelo Mecanístico Tulsap. 50
- 3. Marco Normativo Relacionado el Tendido de Estructuras en el Lecho Marinop. 51
- 3.1 Medidas para la protección del medio marino por labores de la industria mar adentrop. 53
- 3.1.1 Convenio sobre la protección del medio marino de la zona del Mar Báltico (1974)p. 54
- 3.1.2 Convenio de Barcelonap. 55
- 3.1.3 Convenio de Cartagenap. 56
- 3.2 Lineamientos para la planificación y construcción de tuberías submarinasp. 58
- tuberíasp. 92
- 3.4 Generalidades de las normativas en Colombiap. 62
- 3.4.1 Principales sentencias para la protección de ecosistemas marino-costerosp. 64
- 3.4.2 Instrumentos normativos para la protección de ecosistemas marino-costerosp. 66
- tuberías costa afuerap. 68
- 4. Propuesta de Trazado de Líneas de Flujo Submarinas en el Bloque Fuerte Surp. 70
- 4.1 Offshore en Colombiap. 70
- 4.2 Descripción de la zona de interésp. 73
- 4.3 Esquema de trazado de líneap. 75
- 4.4 Perfil batimétricop. 76
- 4.5 Perfil de temperaturap. 77
- 4.6 Selección de la arquitectura submarinap. 79
- 5. Simulacion del Flujo Multifásico en el Sistema Propuestop. 81
- 5.1 Parámetros de influencia sobre el sistemap. 81
- 5.1.1 Composición del gasp. 81
- 5.1.2 Presión en cabeza y fondo de pozop. 84
- 5.1.3 Temperatura en cabeza y fondo de pozop. 85
- 5.1.4 Caudal de gas y de aguap. 86
- 5.1.5 Diámetro de las líneasp. 86
- 5.2 Descripción del modelop. 86
- 5.3 Análisis de resultadosp. 90
- 5.3.1 Gas pobrep. 90
- 5.3.2 Gas Intermediop. 93
- 5.3.3 Gas ricop. 96
- 5.3.4 Comparación de gasesp. 99
- 6. Conclusionesp. 105
- 7. Recomendacionesp. 107
- Referencias Bibliográficasp. 108
- Figura 1. Diagrama esquemático general del flujop. 22
- Figura 2. Ilustración hold upp. 23
- Figura 3. Deslizamiento entre fasesp. 27
- Figura 4. Diagrama esquemático de patrones de flujo en tuberías horizontalesp. 30
- Figura 5. Etapas de slugging severo tipo SS1p. 32
- Figura 6. Etapas de slugging severo de transiciónp. 33
- Figura 7. Predicción de caídas de presión bifásicas en tubería verticalp. 35
- los hidrocarburosp. 52
- Figura 9. Yacimientos de gas en el mar Caribe- Colombiap. 72
- Figura 10. Bloque fuerte surp. 74
- Figura 11. Línea propuestap. 75
- Figura 12. Mapa zonas protegidas en el mar caribep. 76
- Figura 13. Perfil batimétrico para el campo Kronosp. 77
- Figura 14. Perfil de temperaturap. 78
- Figura 15. Infraestructura típica de producción offshorep. 80
- Figura 16. Envolvente de fasep. 83
- Figura 17. Presión de cabeza de fondo de diferentes pozos a nivel mundialp. 84
- Figura 18. Presión de cabeza de pozo de diferentes pozos a nivel mundialp. 85
- Figura 19. Esquema del modelo base de simulación en HYSYSp. 87
- Figura 20. Diseño por milla de la línea de pozo Kronos a plataformap. 88
- determinado por el softwarep. 89
- Figura 22. Presión vs longitud para el gas pobrep. 90
- Figura 23. Hold up vs longitud para el gas pobrep. 91
- Figura 24. Velocidad del gas vs longitud para el gas pobrep. 91
- Figura 25. Presión vs longitud para el gas pobre a diferentes caudalesp. 92
- Figura 26. Presión vs longitud para el gas intermediop. 93
- Figura 27. Hold up vs longitud para el gas intermediop. 94
- Figura 28. Velocidad del gas vs longitud para el gas intermediop. 95
- Figura 29. Presión vs longitud para el gas pobre a diferentes caudalesp. 95
- Figura 30. Presión vs longitud para el gas ricop. 96
- Figura 31. Hold up vs longitud para el gas ricop. 97
- Figura 32. Velocidad del gas vs longitud para el gas ricop. 98
- Figura 33. Presión vs longitud para el gas rico a diferentes caudalesp. 98
- Figura 34. Presión vs longitud para diferentes composiciones a diferentes caudalesp. 99
- Figura 35. Hold up vs longitud para diferentes composiciones a diferentes caudalesp. 100
- Figura 36. Temperatura vs longitud para diferentes composiciones y caudalesp. 101
- Figura 37. Temperatura de formación de hidratos y del fluido vs longitudp. 101
- de hidratosp. 102
- Figura 41. Mapa de patrón de flujo propuesto por Xiao et alp. 104
- Tabla 1. Parámetros para que el slugging severo ocurrap. 34
- Tabla 2. Parámetros de la correlación Poettman y Carpenterp. 38
- Tabla 3.Parámetros de la correlación de Eaton et alp. 42
- Tabla 4.Parámetros para la aplicación de Beggs y Brillp. 44
- Tabla 5. Resumen de correlaciones empíricas usadas en este estudiop. 45
- instalación de tuberías costa afuerap. 59
- ocurrir durante la instalación de tuberíasp. 61
- Tabla 8. Ecosistemas marinos más importantes en el territorio marítimo colombianop. 63
- costeros en Colombiap. 65
- Tabla 11. Composición de gases pobres reportados en la literaturap. 82
- Tabla 12. Composición de gases intermedios reportados en la literaturap. 82
- Tabla 13. Composición de gases ricos reportados en la literaturap. 83