Transporte del Gas Natural en su Fase Densa – Corriente Nord 1
Transporte del Gas Natural en su Fase Densa – Corriente Nord 1
Por:
Mahmood Moshfeghian, Ph.D.
Jay Rajani, Ph.D.
Kindra Snow-McGregor, P.E.
PROLOGO
Este trabajo originalmente fue escrito antes de la invasión de Ucrania por Rusia. Dado el conflicto actual, y el estado crítico energético que ha resultado en la UE (Unión Europea), queremos clarificar que el enfoque principal de este Previo del Mes siempre ha sido el transporte del gas Natural en su Fase Densa. Se debe notar que el gasoducto de la corriente NORD STREAM 1 de Rusia a Alemania no es el objeto de las sanciones impuestas, y para la fecha la operaciones se han visto de manera normal [1]. Se debe constatar si la UE decidirá imponer sanciones dirigidas al gas natural de Rusia, pero si se observan consideraciones de imponer una prohibición del transporte del GNL (LNG).
Las Empresas que han tenido actividades en el Petrolero/Gas de Rusia, tales como Shell, Exxon Mobil califican cuestionable el sustento de estas importaciones de Rusia. La habilidad de Rusia poder producir sus activos con el soporte de muchos de sus anteriores socios de la Industria es punto que se verá. Sin embargo en el ínterin, aún existe la posibilidad de perturbaciones adicionales si Rusia decida suspender su transporte de gas en el Nord Stream 1, o si la UE decide ponerle fin a la transmisión dependerá el uso de las armas del conflicto en Ucrania (biológicas, químicas, o nucleares). Para la fecha de la primavera se presenta en la UE, lo cual presenta un alivio de la citada demanda del gas. Se debe reconocer que el 47 % del gas entregado a la UE fue de origen Ruso. Reemplazando la cantidad del Nord Stream 1, a largo plazo, presenta retos. Asegurando la entrega del GNL (LNG) a largo plazo será un reto. Asegurando la importación a largo plazo del GNL (LNG) mediante contratos de larga plazo, y estableciendo la infraestructura requerida para reemplazar el gas de transmisión de Rusia tomara tiempo. Esta acción requerirá vastas inversiones en las facilidades con su debida importación del GNL (LNG), de las fuentes consideradas confiables por la UE.
Introduccion
Cuando un componente puro en su fase gaseosa o liquida, se comprime a presiones y temperaturas mayores de que la crítica, resulta ser un fluido denso el cual demuestra las propiedades de ambas fases, gas, y líquido. El cual se denomina un “fluido denso” , o “fluido súper crítico” para distinguirlo de las fases normales , (ver Figura 1 en el Previo del Mes (PDM)/TOTM) de Diciembre 2009 [3] para el dióxido de carbono y en Enero el (PDM/TOTM) [4] para un gas natural típico).
La fase densa es una cuarta fase (Solido, Liquido, Gas), la cual no se presta para definirse por los sentidos. La definición de “fluido” se refiere como un compuesto que fluye, y se aplica igualmente certero para el gas y líquido.
Compuestos puros en la fase densa o estado supercrítico del fluido generalmente poseen mayor capacidad de solubilidad que las mismas sustancias en estado líquido.
La fase densa posee una viscosidad similar a la del gas pero una densidad mayor a la del líquido. Como tal, esta fase densa es una favorable para el transporte del CO2 mas el gas natural, así como la inyección del CO2 a un crudo para lograr la Recuperación Mejorada del Petróleo (RMV/EOR)
Se han instalado tuberías para el transporte del CO2 y el gas natural [4] en su fase densa debido a su incrementada densidad, y esto igualmente proporciona el beneficio adicional de eliminación de la formación de líquidos para aquellos sistemas de recolección del gas natural.
En los PDM (TOTM) de Enero hasta Abril del 2012 hemos discutido varios aspectos del transporte del dióxido de carbón (CO2) en su fase densa. Ilustramos como las propiedades termo físicas varían en la fase densa y su impacto sobre los cómputos de la caída de presión. Se compararon estas presiones diferencias aplicando la fase densa y la de vapor.
La aplicación de esta fase densa en la industria petrolera fueron discutido brevemente en el PDM (TOTM) de Agosto 2012 [5].Hemos estudiado el transporte del gas natural en su fase densa comparando lo resultados con el caso de transporte del mismo gas aplicando la opción un sistema bifásico (gas-liquido). Nuestro estudio revelo algunas de las ventajas así como las desventajas del citado transporte del gas natural en su fase densa.
En este PDM (TOTM), presentaremos una visión breve, incluyendo algunas facetas únicas del transporte por gasoducto del gas en su fase densa de la corriente Nord Stream 1 [6].
Caso en Estudio:
Para una ilustración, consideramos la corriente Nord Stream 1 (NS1), tubería de exportación del gas [6]. La ruta de este gas se demuestra en la Figura 1y el mismo se hizo operacional en fecha temprana de Noviembre 2011. La corriente NS1 está diseñada para el transporte de 2660.6 MMPCSD (75.34x106 m3 est./d) de un gas natural de Rusia hasta Europa a través del mar Báltico. Mientras pasa por países de tránsito, la NSI prevé a Gazprom con acceso directo del gas para Europa, a través de Alemania. Este gasoducto asegura flujo confiable del gas Ruso hasta Europa. Por cuanto la composición de gas de alimentación no fue obtenible, asumiremos un gas natural ligero con la composición presentada en la Tabla 1. El fuljo másico correspondiente es de 1428 lbm/seg (647.7 kg/seg). Para la simplificación, se han logrado los cómputos y discusiones posteriores reflejando un gas seco. Las 760.6 millas (1224 km) de gasoducto con diámetro interno de 45.4 pul. (1153 mm) han sido considerados. El gasoducto submarino Nord Stream es el más extenso en el mundo [6].
La NSI es un gasoducto de fase densa, el cual no tiene estaciones de re-compresión. El gas es comprimido en la estación Portovaya, la cual posee un capacidad agregada de ~ 490 000 HP (366 MW). Esta potencia es increíble y dentro del rango de muchas facilidades de generación de base –carga.
La estación de compresión alimenta el gas al NSI a 3190 lpca (220 bara). Este gas natural llega a Alemania a unos 1537 lpca (106 bara). Existe presencia de control de presión en la costa Alemana. No existen estaciones de compresión en Greifswald. La energía de presión remanente en la línea es suficiente para el transporte del gas 100 km (60 millas) adicionales en tierra sin necesitar estaciones de compresión adicionales.
Figura 1 – Los Gasoductos de fase densa del gas natural Nord Streams 1 y 2, ©September 8, 2017, PJSC Gazprom [7]
Tabla 1: Composición del gas de alimentación
Nótese que esta corriente es de un gas ligero. Una corriente de gas liviano (ligero) serian: 93-97 % CH4, 1-2 % N2/CO2, balance C2+ (base molar).
El diámetro interno del gasoducto se mantiene constante en 45.4 pul. (1153 mm) a través de la distancia, y su error fue estimado en solo un milímetro. Mientras el gasoducto se distancia de la costa Rusa, su diámetro exterior es disminuido en paralelo a la declinación de presión de transporte de la Línea. Esta tubería debe soportar 3190 lpca (220 bara) a través de las primeras 186.4 millas (300 km), para luego reflejar 2900 lpca (200 bara) en su travesía de casi 310.7 millas (500 km), y 2465 psia (170 bara) hasta su destino final. El espesor de la pared de la tubería en esto tres (3) segmentos varía entre 1.34 hasta 1.06 pul (34 a 27 mm). Reduciendo este espesor en el correspondiente segmento de la línea, y basándose en la presión de diseño en esa sección, redujo el costo de capital de la línea sin compensar su integridad mecánica. Los segmentos se de la línea están recubiertos con un anti corrosivo de base de cemento. Este se compone de un mineral de hierro de alta densidad, el cual se desborona, se mezcla con el cemento, aplicándose al exterior de los segmentos de la línea. Estos poseen un recubrimiento espiral . Estos, igual se llena de concreto y luego tratados con vapor agua en tuéneles especiales hasta por 24 horas [7]. Este recubrimiento de concreto ayuda cumplir con varios retos de una vez: 1. Mantiene de gasoducto en el fondo del mar impidiendo que se desplazca con corrientes, 2. Protege la tubería de corrosión externa, 3. Prevé aislamiento, y 4. Protege a esta línea central de los daños externos mecánicos externos. Ver l Figuras 2 [7]
Figura 2 – Fabricación de Línea Nord Stream Gazprom [7]
Los segmentos de la línea se fabrican con un hierro único, por cuanto pose alt resistencia y elasticidad. La aspereza de esta en la superficie interna es menos que 6 micrones (un micrón es 0.001 mm). Para lograr la suavidad, la superficie interna de la línea es pulida mecánicamente y luego cubiertos con recubrimiento polimérico
Las condiciones de alimentación son 3190 lpca (220 bar) y 42.8˚F (6˚C). Se han empleado las siguientes suposiciones y ecuaciones:
a. Base seca
b. C6+ considerado como el C7.
c. Flujo continuo
d. Presión mínima de entrega es 1537 lpca (106 bara).
e. Los separadores sin caída de presión.
f. Gasoducto Horizontal, sin cambios de elevación.
g. Rugosidad absoluta interna es de 6 micrones (0.006 mm).
h. Correlation de flujo multufasico: Beggs and Brill. Si la fracción de volumen de cualquiera fase es menor que la tolerancia de 1e-5, se atribuye el flujo a uno monofásico. el flujo se considera ser uno monofásico y los computes efectuados por la simulación lo reflejan.
i. Fracción de fricción pasa la fase de gas: Colebrook.
j. Numero de incrementos de línea: 10 (longitud incremental = longitude del segmento/número de segmentos.
k. Coeficiente total de transferencia de calor: 1.03 Btu/hra-pie2-˚F (5.82 W/m2-˚C).
l. Herramienta de simulación ( software) : ProMax [8]
m. Ecuación de Estado: Peng-Robinson (PR).
Las Tablas 2 y 3 presentan un resumen de las espcificaciones de cada segment del gasoduto.
Tabla 2 – Especificaciones del gasoducto en unidades SI, y fps
Tabla 3 – Coeficientes de Transferencia de calor en unidades SI y fps
El diagrama de flujo de proceso (DFP/PFD) para este caso en estudio se muestra en la Fgigura3. La presión de descarga del gasoducto debe finalizar en la fase densa. El listado de presión en bara de la presión de operación para PIPE-A, PIPE-B, and PIPE-C indican la presión máxima de operatividad para cada segmento.
Figura 3 -El diagrama de flujo (PFD superior),y su forma expandida (PFD inferior)
Resultados de la Simulación y discusiones:
Los dos PFD mostrados en la Figuera 3 fueron simulados aplicando ProMax [8] para las condiciones de alimentación indicada en la Tabla 1, empleando condiciones de diseño. El resumen de las especificaciones le gasoducto se muestran en las Tablas 2 , y 3.
La Figura 4 muestra los resultados la simulación para ambos PFD. Como se esperaba, los resultados son idénticos para cada uno de estos PFD. En el inferior, se presentan mayor data. Por ejemplo se puede observar las temperaturas, presiones, y volumen estándar del gas.
Figura 4 – El resumen de los resultados para los dos PFD.
Las variaciones de temperatura, presión, caídas de presión acumuladas, densidad, viscosidad, y velocidad del gas a través de la línea se muestran en las Figuras 5, hasta el 8.
Figura 5- Variación de temperatura, presión, más la caída de presión acumulada a través de la longitud de la lima.
Nótese que den la Figura 6, la presión varia de 3 190 lpca hasta 1 943 lpca (220 a134 bara), y la densidad del gas es variable entre 13.7 lbm/pie3 hasta 9.0 lbm/pie3 (220 hasta 144.6 kg/m3).
Figura 6 – Variación de la temperatura, presión, y densidad del gas a través de la linea entera.
La Figura 7 indica que mientras la presión de la línea disminuye, la velocidad del gas aumenta de 9.25 pie/seg hasts 14.96 pie/seg (2.82 hasta 4.29 m/s), debido a debido a la reducción de la densidad del gas. Recuerden que el flujo másico y el área seccional de la línea son constantes. De manera, mientras esta densidad disminuye, la velocidad del mismo incrementa. La viscosidad del gas varía entre 0.025 hasta 0.017 cP, pero la temperatura del gasoducto disminuye de 42.8 °F (6 °C) a 36.5 °F (2.5 °C) debido a la transferencia de calor entre la tubería y el fondo del mar en el ambiente marítimo, e incluso el efecto J-T.
La Figura 8 muestra el perfil de temperatura fluyente de la línea , mas su diagrama de fases. Las condiciones de entrada: presión de 3 190 lpca (220 bara) y temperatura de 42.8 °F (6 °C). Condiciones de descarga de 1 943 lpca (134 bara) y temperature de 36.5 °F (2.5 °C).
Figura 7 – Variación de la temperatura, velocidad de gas, y densidad del gas a traves del gasoducto completo
Figura 8 – perfil de Presión – Temperatura, y la envolvente del gas.
Conclusionses:
Hemos analizado el transporte de un gas natural en su fase densa, condición que ocurre con el gasoducto Nord Stream 1. Nuestras investigaciones sobresaltan las siguientes condiciones:
1. Se requiere considerable potencia de compresión y enfriamiento para el gasoducto Nord Stream 1.
2. Como se ha visto en otros PDM (TOTM sobre este tópico, el transporte de un gas en su fase densa requiere mayor espesor de la línea (debido a las altas presiones), pero un diámetro interno menor (debido a la alta densidad de gas denso.)
3. Debido al tratamiento especial, la rugosidad interior de la línea se ve menos de
Seis (6) micrones, Lo cual redujo la de presión en la línea.
4. El uso de espesores reducidos de la tubería en el sector de mas bajas presiones
Igual redujo el desembolso CAPEX.
Otras conclusiones lógicas se pueden, igual, estipular, incluyendo.
a. Composición del gas juega importante rol. Dadas las condiciones limitadas en la información sobre la composición del gas, las herramientas predictivas muestran Buena representación de los gasoductos de larga distancia,.
b. El perfil de la elevación, así como la distancia son factores importantes.
c. Un análisis económico en términos del CAPX, y OPEX deben lograrse para lograr una comparación detallada, para cualquier Nuevo Proyecto Greenfield en líneas de transmisión de un gas natural.
Para informarse adicionalmente sobre casos similares y como minimizar los problemas operacionales, sugerimos su asistencia a nuestras sesiones G4 (Gas Conditioning and Processing), P81 (CO2 Surface Facilities), and PF4 (Oil Production and Processing Facilities)
Authors:
Mahmood Moshfeghian, Ph.D.
Jay Rajani, Ph.D.
Kindra Snow-McGregor, P.E.
Translated to Spanish by: Dr. Frank E. Ashford
References:
2. https://www.rferl.org/a/russia-natural-gas-european-union-ukraine-nord-stream/31723456.html
3. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2010/01/variation-of-properties-in-the- dense-phase-region-part-2-%E2%80%93-natural-gas/
4. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2010/01/variation-of-properties-in-the- dense-phase-region-part-2-%E2%80%93-natural-gas/
5. http://www.jmcampbell.com/tip-of-the-month/2012/08/transportation-of-natural-gas-in-dense-phase/
6. Beaubouef, B., “Nord stream completes the world’s longest subsea pipeline,” Offshore, P30, December 2011.
7. Gazprom; https://www.gazprom.com/projects/nord-stream/
8. ProMax 5.0, Bryan Research and Engineering, Inc., Bryan, Texas, 2022.
Apendice A
Figura 4A – El resumen de las simulaciones para el caso de gasto máximo del gas y presión
mínima de entrega de 106 bar (1537 lpca), (Temperatura ambiental 5 °C)
