Cuando un ducto monofásico se convierte en multifase: los retos de la simulación de ductos
Algunos ductos monofásicos experimentan operaciones de flujo multifásico, por ejemplo, flujo con slack en ductos de líquidos cuando se forman bolsas de vapor en puntos elevados. La mayoría de los simuladores de ductos monofásicos carecen de los avances necesarios para modelar algo más que una sola fase. Para los expertos en la materia, los ductos que operan en un flujo multifásico pueden dificultar incluso un cálculo en estado estacionario.
En ocasiones, los ductos de líquidos funcionan con slack en lugar de mantenerse constantemente estáticos, mientras que en otros ductos, la separación de columnas puede no ser tan frecuente. Los ductos de gas húmedo pueden sufrir pérdidas de líquido cuando se reduce el flujo
Evitando la pérdida de líquidos
Figura 1: Ejemplo de caída de líquido en la sección transversal de un gasoducto. Durante los incrementos de caudal elevado, el combustible formará una pulverización en el centro de la tubería y una película de líquido alrededor de su circunferencia, siendo la película más gruesa en la parte inferior de la circunferencia del ducto
Cuando el gas natural fluye por un ducto, se produce una pérdida por fricción que provoca una caída de presión. Esto provoca el efecto Joule-Thomson y el gas empieza a enfriarse a lo largo del recorrido del ducto. El descenso de temperatura puede provocar la pérdida de líquido.
Cambios grandes de estado de vapor a líquido es un acontecimiento masivo para las moléculas del ducto y puede provocar efectos en cadena. En un ducto de gas natural, por ejemplo, el agua y algunos de los hidrocarburos más pesados pueden desprenderse, lo que reduce el volumen ocupado por el fluido y conlleva el riesgo de formación de hidratos. También pueden aparecer transitorios violentos si se produce un “slugging”.
Dado que los líquidos se desprenden del gas a ritmos diferentes en función de factores como la temperatura y la condensación retrógrada, los operadores de ductos de gas natural deben tener en cuenta el desprendimiento de líquidos en sus operaciones. En este caso, el gas rico corre un riesgo especial, ya que los ductos que van desde la boca del pozo hasta la planta de procesamiento de gas disponen de instalaciones para el tratamiento de líquidos.
Gasoductos húmedos: simulación multifásica mediante un modelo monofásico
En un ducto de gas húmedo, múltiples condiciones operativas pueden hacer que el fluido se separe en tres fases: gas, condensado y agua. Mientras que una simulación multifásica completa puede seguir estos elementos por separado, un modelo monofásico puede utilizarse eficazmente para simular con precisión la presión, el caudal y la temperatura.
Figura 2: Volumen de líquido (m3) en un ducto de gas húmedo a lo largo del tiempo, estimado por el modelo de acumulador de Atmos SIM (verde) y comparado con la previsión del modelo multifásico (amarillo)2
Para simular eficazmente un ducto de gas húmedo utilizando la retención de líquido como en la Figura 2, el líquido debe permanecer estratificado, evitando el babeo o la acumulación en puntos bajos, y no debe haber cambios bruscos en el funcionamiento. Si se cumplen estas condiciones, la retención de líquido puede simularse sin cálculos de equilibrio vapor-líquido.
Vapor-liquid equilibrium
Figura 3: Diagrama que ilustra el proceso por el un ducto de gas natural pasa a ser multifásico. Incluye una fase líquida, una fase de vapor (fase gaseosa), una fase supercrítica (fase densa) y una envoltura de fase (un paso bifásico señalado por la línea del punto de burbuja y la línea del punto de rocío)
La mayoría de los ductos funcionan en condiciones de fase líquida, fase gaseosa o fase vapor, pero siempre hay excepciones.
La fase supercrítica
La fase densa, a veces entendida por su nombre de fase supercrítica, es un punto en el que el ducto funciona a una presión y temperatura superiores al punto crítico. Los ductos de etileno y dióxido de carbono son ejemplos comunes que funcionan en la fase supercrítica.
Cambios de fase
En un ducto pueden producirse dos fenómenos comunes que dan lugar a cambios parciales de fase. Por ejemplo, la holgura en los líquidos puede evaporar parte del producto líquido a la fase de vapor y la pérdida de carga en un producto gaseoso puede condensar gas en la fase líquida.
Simulación de la holgura en un ducto de líquidos
Basta con retirar el pulgar del borde de una pajita para vaciar el líquido y comprobar lo rápido que se mezcla con el aire, y si en este caso sustituimos la pajita por un ducto, los resultados serán similares.
Las bolsas de aire son habituales en los conductos de agua, por lo que es casi una garantía que habrá gases disueltos en el agua que circula por un ducto. A menudo se instalan respiraderos a lo largo de los ductos de agua para liberar el aire de la solución en grandes cantidades.
Figura 4: Un escenario en un ducto de agua en el que es probable que aumente el aire (un punto alto aislado)
Si el mismo proceso ocurre con un líquido hidrocarburo como un producto refinado o petróleo crudo y ha sido expuesto al aire, habrá aire disuelto en el producto y se comportará de forma similar al agua con aire.
El propio fluido también podría cambiar de fase, pasando una parte de él a la fase de vapor. La presión de vapor real (PVR) de un hidrocarburo puede ayudar a modelar el flujo multifásico en un ducto en condiciones específicas. La presión de vapor real (TVP) de las mismas mezclas líquidas puede diferir por muchas razones, como que la presión de vapor real depende de la temperatura, mientras que la RVP es una medida fija a 37,8 grados Celsius.
Simulando flujo multifásico
Los modelos de software de simulación de ductos de flujos multifásicos deben ser precisos para que la simulación sea correcta. Se trata de un tema especializado que es habitual en las líneas de recogida aguas arriba.
Los flujos multifásicos pueden ser bifásicos e implicar petróleo y agua, petróleo y gas o agua y gas o trifásicos o incluso tetrafásicos. A menudo se estratifican en un patrón de capas distintas y es probable que necesiten una limpieza rutinaria para eliminar la cera y la acumulación de líquido.
Figura 5: Los regímenes de flujo multifásico en un ducto, incluidos los segregados, intermitentes y distribuidos
Los regímenes de flujo multifásico son más difíciles de medir que un flujo monofásico, ya que en un momento dado puede haber en el ducto una interfaz estratificada, babosa o burbujeante.
Aunque un modelo monofásico bien sintonizado puede realizar la detección de fugas con eficacia e incurre en un coste menor, un modelo físico bifásico, trifásico o incluso tetrafásico tiene el potencial de realizar mejor la detección de fugas si está bien sintonizado para ajustarse a las operaciones reales.
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Referencias
1 “The Atmos book of pipeline simulation”
2 Modelling & Simulation of Gassco Wet Gas Pipelines PSIG 1604, Hanmer, Basnett, Issak, Rinde