estudio del mecanismo de reducción de fricción en tuberías
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Estudio del mecanismo de reducción de fricción en tuberías para el transporte de crudo
mediante uso de agentes poliméricos.
Eduardo Peñate, Jeferson Ramírez, Nicolás Ríos, Oscar Álvarez.
Resumen.
Durante los últimos años, los crudos pesados y extrapesados han tomado importancia, con el
resurgimiento en la escena mundial de las grandes reservas de Venezuela y Canadá. Las causas han
sido la disminución en la disponibilidad del crudo liviano y el desarrollo de avances tecnológicos
que han reducido los costos de producción en las áreas de explotación de este tipo de hidrocarburos
pesados. En Colombia se ha avanzado en el tema de transporte de crudos pesados y extrapesados,
uno de estos avances es la tecnología de desasfaltado Ecodesf® desarrollada en el Instituto
Colombiano del Petróleo (ICP), mediante el cual se disminuye la viscosidad disminuyendo la
densidad, pero este proceso demanda un incremento de tiempo y costos que requieren el transporte
de estos crudos. Por esta razón, se generó el interés por un proyecto dedicado al estudio y análisis
de los mecanismos de reducción de fricción en tuberías al agregar agentes poliméricos, los cuales
ayudan a mejorar los procesos asociados al transporte de crudo pesado y extrapesado extraídos en
los campos colombianos en tuberías. La realización de este trabajo de investigación consta de dos
partes, en primer lugar un estudio experimental para la determinación de los efectos de los agentes
de reducción de fricción sobre el transporte de crudo en una tubería. En el análisis experimental se
realizaron pruebas de reología y una prueba estandarizada de flujo, donde se determinó que el
Agente Reductor experimental 11, disminuye la viscosidad y aumenta el flujo del crudo pesado. En
segundo lugar, un análisis por medio de sistemas de simulación computacional CFD
(Computational Fluid Dynamics), para obtener otra perspectiva del proceso realizado por el Equipo
de Pérdidas por Fricción, mediante los resultados del efecto del DRA sobre la caída de presión en la
tubería de 1 y 2 in.
Palabras Clave: Transporte, Petróleo, Agentes Reductores, Reología, CFD.
1. Estado del Arte
A finales del siglo XIX el petróleo reemplazó al carbón como la principal fuente de energía
mundial, además de ser materia prima en diversos procesos de la industria química y de productos
derivados de valor agregado y alto consumo. De 1980 hasta la actualidad la demanda de petróleo ha
aumentado 1% anual, según datos de la British Petroleum en el 2013 el consumo diario de petróleo
fue de 91.331 Mbd (millones de barriles diarios), un 1,4% más del consumo del 2012 que se ubicó
en 89.931 Mbd. Estudios de la misma BP, enuncian que el petróleo mantendrá su hegemonía como
principal recurso energético durante los próximos 50 años, puesto que, se cuenta con reservas
probadas para 53,3 años, siendo el estimado de 1.687,9 billones de barriles (British Petroleum,
2014). El crudo liviano ha sido más explotado porque es de fácil acceso y posterior producción y
procesamiento, lo que ha llevado que hoy en día, los crudo pesados y extrapesados representen el
64% del total de reservas mundiales de crudos, por lo que las reservas de crudo pesado se han
convertido en recursos estratégicos ante la posibilidad, de cada vez encontrar menos yacimientos de
crudos livianos (Ecopetrol, 2006). Venezuela y Canadá en este sentido poseen grandes reservas de
crudos extrapesado y arenas bituminosas, 90 % en cada uno de los tipos de crudos respectivamente.
El petróleo pesado y extrapesado generalmente se había dejado a lado como recurso energético por
las dificultades de producción y sus costos asociados. Entre esas grandes dificultades se encuentran
la manipulación y transporte de estos crudos, que conllevan a bastas inversiones y nuevos métodos
en tuberías con mayores dimensiones que han limitado la explotación en masa de estos
hidrocarburos, y formen parte de las estadísticas de las reservas estimadas.
A nivel mundial, se están manejando una serie de tecnologías para mejorar el transporte de crudos
pesados y extrapesados, vale la pena acotar que los crudos pesados son aquellos que tienen 10-21.9°
API y los crudos extrapesados tienen < 10°API. En primer lugar, el método de la dilución es la
forma más común de reducir la viscosidad del crudo pesado, donde este se mezcla con otro fluido
para reducir su viscosidad, generalmente nafta o crudos más livianos (35 a 42° API). La nafta es el
fluido más usado, debido a su alto grado API, que la hace compatible con los asfaltenos encontrados
en el crudo pesado. Sin embargo, la utilización de este método es poco práctica pues el diluyente
que se utiliza para reducir la viscosidad del crudo debe extraerse finalmente de la mezcla o
adquirirse para transportarlo al sitio de producción (Restrepo, 2012).
El segundo método más utilizado para el transporte de crudo pesado por tuberías, es el
calentamiento o tratamiento térmico. En principio lo que se quiere es conservar el crudo a una
temperatura relativamente mayor a 100°C, para que la viscosidad disminuya y así el petróleo fluya
fácilmente, pero para realizar esto es necesario calentar el petróleo en cada estación de bombeo, por
las pérdidas de calor a lo largo del transporte en la tubería. Esta técnica involucra consideraciones
como expansión de los tubos, implementación de estaciones de calentamiento, y aislamientos para
evitar pérdidas de calor, lo que es igual a altos costos y otras fuentes de energía para calentar el
flujo de petróleo (Estudios de Servicios Petroleros S.R.L., 2011).
En tercer lugar se encuentra la emulsificación, que se refiere a la presencia de dos fases no
miscibles que coexiste por la acción de un estabilizante o agente surfactante. En el caso del
transporte de crudo, las emulsiones que se presentan con aceite (crudo) en agua, es decir, gotas de
petróleo pesado o extrapesado en una fase acuosa. Esta técnica permite que la viscosidad de todo el
fluido disminuya drásticamente, ya que esta propiedad va a estar más afectada por la fase continúa o
externa, es decir, el agua, lo que beneficia el transporte del petróleo por las tuberías. Aunque es una
técnica sencilla y bastante útil para transportar el crudo, presenta varias desventajas como altos
costos en la elaboración de las emulsiones, los agentes surfactantes, y problemas de corrosión en las
tuberías (Abdurahman, Rosli, Azhari, & Hayder., 2012).
En cuarto lugar se encuentra el Hydrocracking, que es un proceso en el cual se hidrogena o se
incluye un hidrógeno en los enlaces carbono-carbono y de esa forma se convierten moléculas de
alto peso molecular a bajo peso molecular. Los procesos industriales más comunes son:
isocracking, unicracking H2, HDC unibon, H-G hydrocracking, H-oil, IFP-BASF hydrocracking y
LC fining. Estos procesos se utilizan en crudos ya procesados. El crudo pesado contiene
contaminantes como el azufre, nitrógeno, oxígeno y metales que contaminan el proceso de
hydrocracking, tienen efectos perjudiciales en los equipos y descargan sustancias contaminantes
como SOx y NOx. Por lo tanto para que sea factible la utilización de las tecnologías de hidrocracking
deben realizarse procesos de tratamiento preliminares al crudo pesado (Miki, Yamadaya, Oba, &
Sugimoto, 1983).
En quinto lugar, la otra técnica de transporte de crudo pesado por tubería se basa en el desarrollo de
un flujo anular central (CAF) para reducir la caída de presión en la tubería a causa de la fricción.
Este es basado en una película delgada de agua o solución acuosa que está situada adyacente a la
pared interior de la tubería, el fluido núcleo interno es el crudo pesado, lo que conlleva a un
gradiente de presión longitudinal reducido y una caída de presión total similar al del agua en
movimiento. Sin embargo, el uso de este método implica grandes problemas para su aplicación a
gran escala como la dedicación exclusiva del oleoducto a este tipo de flujos, las incrustaciones y la
corrosión en las paredes en la tubería y dificultades para reiniciar el flujo cuando se tienen que
hacer paradas no programadas. De igual manera, al tener un fluido multifásico se pueden presentar
sobrepicos de presión que pueden generar fallas en las tuberías y a su vez desastres naturales y
ambientales (Navas & Rodríguez, 2012).
En el entorno Latinoamericano, en Venezuela como se argumentaba al principio se encuentra
aproximadamente el 90% de las reservas de crudos extrapesado del mundo, localizado en la faja
petrolífera del Orinoco. El crudo extrapesado era mezclado con agua para resolver el problema de
transporte y se logró determinar que una solución óptima era mezclar 70% de crudo con 30% de
agua, además de 1% de surfactante, para estabilizar la emulsión resultante, y es esta mezcla a la que
se le dio nombre de orimulsión. La orimulsión como tal tiene un costo de producción significativo;
además cada barril de crudo extrapesado se transforma en 1,42 barriles de orimulsión, por el efecto
de añadir agua, con un incremento correspondiente en el costo de transporte. Tercero y último, para
quemar orimulsión se necesita instalaciones y filtros adicionales, muy costosos, para igualar el
desempeño del heavy fuel oil en cuanto al medio ambiente (Mommer, 2004).
En el caso colombiano, durante los últimos años Ecopetrol ha utilizado la nafta y la gasolina natural
como diluyentes de los crudos pesados y extra pesados que se extraen en la cuenca de los Llanos.
Pero comprar nafta o gasolina natural al mercado internacional o refinerías colombianas, el
transporte hasta los Llanos para mezclarlos con el crudo y volver a transportarlos a las refinerías o
puertos de exportación es costoso y es inversión que se puede implementar para otras funciones. El
Instituto Colombiano del Petróleo, apostó por una planta de desasfaltado que hace un proceso de
separación física al desestabilizar y retirar los asfaltenos (fracciones pesadas) del crudo, trabajando
a baja presión y temperatura con un solvente líquido, esta tecnología recibe el nombre de
ECODESF y busca reducir el consumo de nafta de 33% a 7% (Ecopetrol, 2011).
Los agentes reductores de fricción o DRA por sus siglas en inglés (Drag Reduction Agent), fueron
aplicados a gran escala en 1979 para aumentar el rendimiento del oleoducto TransAlaska, con éxito
a través de la utilización de polímeros soluble en crudos. Desde entonces se ha empleado el uso de
los DRA en tuberías de transporte de crudo para compensar los costos de energía. Los componentes
básicos de los agentes reductores modernos comprenden polímeros y copolímeros de alfa olefinas
superiores. La reducción de fricción se produce por la interacción entre macromoléculas elásticas y
macroestructuras en flujo turbulento (Fink, 2012).
Teniendo en cuenta el panorama del crudo pesado y extrapesado a nivel nacional como a nivel
internacional, surge la necesidad de analizar técnicas alternas para el transporte de crudo en
oleoductos por medio de tecnologías que sean rentables y efectivas para el sector petrolero. En este
proyecto de grado se estudió el efecto de cuatro productos experimentales proporcionados por
DOW Química S.A, como agentes reductores de fricción para el análisis del transporte de crudo
pesado por las tuberías y que proporcionen soluciones potenciales al problema del transporte de
crudos pesados y extrapesados.
2. Materiales y Métodos.
2.1. Materiales.
Para la evaluación del transporte de crudo en tubería, se utilizó petróleo crudo pesado extraído del
campo petrolero el Carupo, ubicado en cercanías a las poblaciones de Carmen de Carupa en
Cundinamarca y Bellavista en Boyacá, el cual tiene una densidad de 12° API (987,14 Kg/m3). Para
la evaluación del proceso de reducción de fricción se empleó cuatro diferentes productos
formulados de la Compañía DOW.
Estos agentes reductores experimentales, están compuestos principalmente por formaldehído,
polímero con 4 nonilfenol, xileno y etilbenceno.
2.2. Métodos experimentales.
2.2.1. Caracterización Reológica
Inicialmente, se efectuó una caracterización reológica de los sistemas, donde se llevaron a cabo tres
pruebas diferentes para la evaluación de las propiedades del crudo y el efecto de los agentes
reductores de fricción sobre las mismas. Se realizaron pruebas de flujo, para determinar la
naturaleza del fluido, y el comportamiento de la viscosidad en función de la velocidad de
cizallamiento, Posteriormente, se evaluó el efecto del DRA sobre el crudo mediante estas mismas
pruebas de flujo. Se hizo un barrido de ida de 0,01 s-1 hasta 10 s-1 y de vuelta de 10 s-1 hasta 0,01 s-1.
En segundo lugar, se hicieron pruebas oscilatorias, un barrido en frecuencia para determinar la
región de viscoelasticidad lineal desde 0.1 hasta 100 Hz a un esfuerzo constante de 1 Pa, y
posteriormente un barrido en esfuerzo para obtener el valor del módulo elástico (G’) y el módulo
viscoso (G’’) desde 0.1 hasta 1000 Pa, y de esta manera hacer una comparación de estas
propiedades. Estas pruebas fueron realizadas en un Reómetro Hibrido DHR-1 de TA instruments
utilizando una geometría de platos paralelos de 20 mm de diámetro, a diferentes condiciones de
temperatura en un rango entre 20 y 60°C para evaluar su posible efecto sobre las propiedades
reológicas.
2.2.2. Efecto de los DRA sobre las propiedades de los crudos.
Teniendo en cuenta las propiedades reductoras de fricción y de viscosidad de los agentes
poliméricos, se decidió evaluar y experimentar la concentración adecuada, en la cual se evidenció el
efecto del agente reductor sobre el crudo pesado. Por tanto, se probó concentraciones desde altas
concentraciones en ppm, hasta llegar a concentraciones menores (1.000 a 500 ppm). Para estas
pruebas se tomaron muestras desde 50 g hasta 500 g de crudo pesado a 60°C, a las cuales se le
adicionó la concentración del DRA experimental a esa misma temperatura para posteriormente ser
mezclado por agitación mecánica durante 15 minutos. A continuación, se les realizaron pruebas de
caracterización reológica para denotar el comportamiento de la viscosidad en función de la
velocidad de deformación.
2.2.3. Fluidez de los sistemas y efectos de los DRAs.
Paralelamente a las pruebas de análisis del efecto de los agentes reductores, se realizaron pruebas de
determinación de la fluidez mediante la Prueba de Fluidez con Copa Ford, mediante el uso de un
embudo de vidrio y un embudo de acero con tubería de ½ pulgada de diámetro y 50 cm de longitud.
En este caso la Copa Ford evaluó el flujo másico del crudo que atraviesa la longitud del embudo,
desde el vertimiento del crudo hasta que fluye todo en el recipiente (en este caso un beaker), en ese
instante de tiempo.
Las muestras partieron inicialmente de un blanco, que era el crudo sin adición de DRA,
seguidamente se registró el tiempo en el que fluye toda la masa del crudo con cada uno de los 4
agentes experimentales. Para recrear el escenario de la temperatura a 60°C, se realizó este análisis
en un horno a esta temperatura.
2.3. Simulación Computacional.
Además de las pruebas experimentales, se analizó el proceso de reducción de fricción en tuberías de
transporte de crudo pesado mediante una simulación computacional, desarrollada en el programa de
CFD de STAR-CCM+ 9.04.009 ® para determinar la caída de presión en tubería a condiciones de
laboratorio. Los resultados obtenidos en la simulación, permitirán un punto de partida para los
resultados que han de esperarse en el sistema cerrado del Equipo de Pérdidas por fricción.
3. Resultados y discusión.
3.1. Caracterización Reológica de los Crudos.
3.1.1. Pruebas de flujo.
Inicialmente, se realizaron pruebas de flujo para 5 diferentes tipos de crudo (Crudo Seco 12° API,
Crudo Húmedo 12° API (28% humedad), Crudo 18° API, y dos crudos de prueba de 11 y 12 ° API,
respectivamente). Para cada una de estas muestras se hicieron caracterización de viscosidad en
función de la velocidad de deformación, desde 20°C a 60°C.
Figura 1. Prueba de flujo Crudo 18° API (Velocidad de deformación vs Viscosidad).
Figura 2. Prueba de Flujo Crudo Húmedo (Velocidad de deformación vs Viscosidad).
Figura 3. Prueba de Flujo Crudo Seco (Velocidad de deformación vs Viscosidad).
Figura 4. Prueba de Flujo Crudo 11° API (Velocidad de deformación vs Viscosidad).
Figura 5. Prueba de Flujo Crudo 12° API (Velocidad de deformación vs Viscosidad).
En las figuras 1 a 5, se presentan el comportamiento de la viscosidad de los 5 crudos en función de
la velocidad de cizallamiento ejercidas sobre cada muestra. En cada uno de los casos se evidencia
un comportamiento de tipo newtoniano, sin importar el tipo de crudo. En el crudo húmedo a 20°C,
asimismo en el crudo seco a esta misma temperatura, se presentan propiedades tixotrópicas. La
tixotropía es la propiedad de algunos fluidos pseudoplásticos, que muestran un cambio de la
viscosidad dependiente del tiempo, a medida que aumenta el esfuerzo de cizalla más disminuye la
viscosidad. Además, tarda un tiempo finito en volver a tener una viscosidad de equilibrio, tal como
se refleja en las gráficas cuando es sometida a la ida y vuelta en la prueba de flujo. La causa de este
comportamiento es la presencia de compuestos en el petróleo (asfaltenos, arcillas, emulsiones, etc),
que en presencia del esfuerzo prolongado pueden homogeneizar en el crudo. Al igual que, la alta
viscosidad que presenta el crudo, no permiten las interacciones de dependencia de comportamientos
dependientes del esfuerzo, propios de la pseudoplasticidad.
Se evidencia además, que la viscosidad es afectada directamente por la temperatura, en una
proporción inversa, por ende se evidencia una disminución uniforme a medida que las temperaturas
varían de 20 a 60°C.
3.1.2. Pruebas oscilatoria (esfuerzo)
Figura 6. Prueba oscilatoria (esfuerzo) Crudo 18° API.
Figura 7. Prueba oscilatoria (esfuerzo) crudo húmedo.
Figura 8. Prueba oscilatoria (esfuerzo) crudo seco.
Figura 9. Prueba oscilatoria (esfuerzo) crudo 11° API.
Figura 10. Prueba oscilatoria (esfuerzo) crudo 12° API.
Por otra parte, los resultados de los barridos de frecuencia para los 5 crudos, estableció que los
sistemas se encuentran dentro de la zona de viscoelasticidad lineal en las zonas de bajas y medias
frecuencias. En las figuras 6 a 10, se presentan los resultados del barrido de esfuerzo, donde fueron
tomados los promedios de los resultados del módulo de pérdida (G’’) y el módulo de
almacenamiento (G’), puesto que se está en la zona de viscoelasticidad lineal y los valores de los
módulos permanecen constantes en cualquier condición de esfuerzo. Se evidencia que el módulo
viscoso (G’’) predomina sobre el módulo elástico (G’) en todo instante de temperatura, esta
caracterización describe un comportamiento más líquido para cada uno de los crudos, presentándose
debido a la alta viscosidad del crudo, que genera mayor energía disipada que almacenada. Además,
el comportamiento de los crudos, tiende a comportarse más como líquidos viscosos que como
sólidos elásticos (Ghannma, Hasan, Abu-Jdayil, & Esmail., 2012).
3.2. Análisis del efecto de los DRA sobre las propiedades de los crudos.
Teniendo identificado el comportamiento de los crudos pesados, a continuación se evaluó el efecto
de los 4 agentes reductores experimentales sobre las propiedades (en este caso viscosidad) del
crudo.
3.2.1. Crudos con Agente Reductor No Diluido.
En primer lugar, se realizaron pruebas del crudo pesado en presencia de agente reductor no diluido,
en concentraciones con rangos de 100.000 ppm a 10.000 ppm, y análisis posterior del efecto que
estas concentraciones producían en la viscosidad del crudo.
3.2.1.1. Crudo con Agentes reductores a 100.000 ppm de concentración.
La primera prueba, consistió en muestras de 50 g de crudo seco (12 API), en adición de 5 gramos de
agente reductor (100.000 ppm), para observar los efectos en la viscosidad del agente polimérico
sobre el fluido.
Figura 11. Variación de la viscosidad del crudo en el tiempo por efecto de los agentes reductores de fricción.
La gráfica de la figura 11 demuestra, que los agentes reductores de fricción tienen consecuencia en
la variación de la viscosidad. Siendo el agente reductor 7, el que tiene un efecto directo mayor en la
reducción de la viscosidad.
3.2.1.2. Crudo con Agentes reductores a 20.000 ppm de concentración.
En segundo instancia, se realizaron pruebas para el crudo seco de 12°API a una temperatura de
60°C, en presencia de cada uno de los agentes reductores (4, 7, 11 y 14). Cada muestra contenía 50
g de crudo y 1 g de agente reductor (20.000 ppm).
Figura 12. Prueba de Flujo a 60°C para el crudo seco.
Basados en la figura 12, se denota una variación poco significativa de la viscosidad de las muestras
de crudo al adicionar el agente reductor. Cuando la velocidad de cizallamiento es 0,1 1/s, la
viscosidad es menor en la muestra de crudo sin DRA, el DRA 14 tiene un mayor efecto sobre la
viscosidad del sistema.
3.2.1.3. Crudo con Agente Reductor a 10.000 ppm.
Esta prueba fue realizada con el Crudo seco de 12 API, en muestras de 250 g a una concentración
de 10.000 ppm de Agente Reductor.
Figura 13. Crudo 12 API con DRA no diluido 4.
Figura 14. Crudo 12 API con DRA no diluido 7.
Figura 15. Crudo 12 API con DRA no diluido 11.
Figura 16. Crudo 12 API con DRA no diluido 14.
En esta prueba la adición del agente reductor, al ser un producto con una viscosidad alrededor de
1.000 Pa.s, tuvo una dosificación compleja, incluso para esta alta concentración (10.000 ppm). Las
gráficas 15 y 16, reflejan una relevante disminución de la viscosidad al compararlas con los
resultados de las gráficas preliminares (13 y 14), donde no se presenta una notoria reducción de la
viscosidad.
Un fenómeno que se logra evidenciar, es la adherencia de agente reductor en las aspas de la propela
del agitador mecánico, lo que conlleva a estudiar el efecto del agente reductor, un reductor de
fricción más que un disminuyente de viscosidad.
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Figura 17. Adherencia del agente reductor en aspas del agitador.
3.2.2. Crudos con Agente Reductor Diluido.
En vista de lograr una disminución de la concentración del DRA en términos menores de 10.000
ppm, el agente reductor es diluido, componiéndose de 65% del agente reductor y 35% de Tolueno,
entre otras razones, por las características como buen disolvente para este tipo de productos.
3.2.2.1. Crudo Pesado 12° API con Agente Reductor diluido.
Inicialmente, se realizó una prueba del efecto del agente reductor diluido en tolueno a la viscosidad
del crudo pesado. Esta prueba se realizó en el horno a una temperatura de 60°C, con una muestra de
100 gramos de crudo y 1 gramo de agente reductor (10.000 ppm).
Figura 18. Prueba de Flujo de Crudo Seco + DRA diluido 4 y 7 al 65%.
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Figura 19. Prueba de Flujo de Crudo Seco + DRA diluido 11 y 14 al 65%.
Las figuras 18 y 19, evidencian que el efecto de las 10.000 ppm no fueron suficientes o no reducen
la viscosidad, de manera notoria alguna, por lo que se decide evaluar estos polímeros con crudo
diluido.
3.2.2.2. Crudos Diluidos con Agente reductor diluido.
Estos crudos son el producto de la mezcla de Nafta de 64°API y el crudo seco de 12° API, y su
formación se debió a la corroboración de la eficacia e incidencia del agente reductor sobre la
viscosidad. Por tanto se dispusieron al final de cuentas de 3 tipos de crudo diluido (23°, 14° y 24°
API).
3.2.2.2.1. Crudo 23 API.
El primer crudo diluido fue el de 23 API, en donde se analizaron muestras de 100 gramos de crudo
y 10.000 ppm de cada DRA diluido al 65% de DRA y 35% de Tolueno.
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Figura 20. Prueba de Flujo Crudo Diluido 23 API + DRA 4 y 7.
Figura 21. Prueba de Flujo Crudo Diluido 23 API + DRA 11 y 14.
Aun teniendo un crudo más liviano, las prueba de cizallamiento vs viscosidad (figura 20 y 21)
presentan una disminución poco significativa, cuando la velocidad de deformación es 0,01 (1/s),
pero a medida que el cizallamiento aumenta, la reducción de la resistencia a fluir se estabiliza en
valores similares a cuando el crudo no está en presencia con el agente reductor.
3.2.2.2.2. Crudo 14 API.
En segunda instancia para crudos diluidos, se realizaron pruebas con un crudo de 14° API. Para esta
prueba se usaron muestras de 450 gramos de crudo diluido y 4,5 gramos de agente reductor (10.000
ppm).
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Figura 22. Prueba de Flujo Crudo 14° API.
El valor del crudo seco a 60°C es de 0,62 Pa.s, al agregarle el DRA 4 la viscosidad disminuyó a
0,50 Pa.s un porcentaje aproximado de 20%. Al adicionarle el DRA 7, la disminución fue de 42%
(0,36 Pa.s), lo que refleja es que el producto tiene características reductoras de viscosidad, aunque
fue realizado a una alta concentración.
3.2.2.2.3. Crudo 24 API.
El tercer crudo diluido fue el de 24 API, se tomaron muestras de 450 gramos y una concentración
de 10.000 ppm de agente reductor experimental 11 y 14.
Figura 23. Prueba de Flujo Crudo 24° API.
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Para la prueba realizada con el crudo 24° API, el valor de la viscosidad inicial del crudo a 60°C es
de 1,0 Pa.s. Para la muestra de crudo + DR 11 es de 0,76 Pa.s y para el crudo con DR 14 es de 0,71
Pa.s, una diferencia de 22,5 % y 14,5% respectivamente, de disminución de la viscosidad del crudo.
Esto quiere decir, que a estos grados API y a esta concentración si hay una incidencia directa en la
viscosidad por parte de los agentes 11 y 14.
3.2.2.3. Crudo Pesado 12° API con concentración 10.000 ppm.
Seguidamente de estas pruebas con crudo más liviano y con crudo pesado con DRA no diluido, se
realizó la misma técnica para el crudo seco de 12 API, a una concentración de 10.000 ppm, para
evaluar su comportamiento en presencia de cada uno de los agentes reductores de fricción.
Figura 24. Prueba de Flujo Crudo 12 API con DRA4.
Figura 25. Prueba de Flujo Crudo 12 API con DRA7.
Figura 26. Prueba de Flujo Crudo 12 API con DRA11.
Figura 27. Prueba de Flujo Crudo 12 API con DRA14.
Al adicionar el agente reductor en 10.000 ppm de concentración, la viscosidad se reduce de 5,2 Pa.s
a 3,8 Pa.s en el caso de los agentes reductores 4 y 11, 4 Pa.s en el agente 7 y 4,2 Pa.s en el agente
14. En el caso del DRA 4 y 11, hay un 27% de reducción de la viscosidad, y para el DRA 7 y 14;
23% y 19% respectivamente. Esto implica una considerable reducción de la viscosidad del crudo
cuando entra en contacto con el agente reductor de fricción, en este caso a esta concentración.
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3.2.2.4. Crudo Pesado 12° API con Agente Reductor 1.000 ppm.
En búsqueda de llevar el agente reductor a una menor concentración, y que esta sea efectiva en el
proceso de reducción de viscosidad, se dosificó el crudo con agente a una concentración de 1.000
ppm en una muestra de 250 g, para su posterior evaluación.
Figura 28. Crudo + DRA4 1000 ppm.
Figura 29. Crudo + DRA7 1000 ppm.
Figura 30. Crudo + DRA11 1000 ppm.
Figura 31. Crudo + DRA14 1000 ppm.
De acuerdo a las gráficas de Velocidad de cizallamiento vs Viscosidad, de las figuras 28 a 31, el
crudo más agente reductor 11, es aquel que presenta una tendencia disminuyente con respeto al
crudo seco, porque la reducción de viscosidad en la ida inicia en 4,0 Pa.s, haciendo la comparación
con la inicial en ese punto del crudo seco es de 4,8 Pa.s, lo que representa una disminución del
16,7%. Por consiguiente, al final de cuenta se constata que el DRA 11, a estas concentraciones aun
incide directamente en la resistencia a fluir del crudo.
3.2.2.5. Crudo Pesado 12° API con Agente Reductor a 500 ppm.
Como en la prueba de concentración de 1.000 ppm, para esta concentración se usaron 250 g de
crudo en presencia de 0.125 g de agentes reductores.
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Figura 32. Prueba de Flujo Crudo + DRA 4 y 7.
Figura 33. Prueba de Flujo Crudo + DRA 11 y 14.
A partir de las figuras 32 y 33, se infiere que el agente reductor en 500 ppm de concentración, no
varía la viscosidad en porcentajes notables, excepto en casos aislados como el del DRA 11 (vuelta).
Además al corroborar los resultados obtenidos para dicha concentración, es de resaltar que el DRA
11 en 1000 ppm, es la concentración adecuada obtenida experimentalmente para la disminución de
la fricción en crudos pesados.
En este análisis del efecto de la concentración del DRA sobre la viscosidad del crudo pesado, fue
estudiado el crudo con agentes reductores en concentraciones a partir de un rango de 100.000 ppm
hasta 500 ppm, y con DRA diluido con el Tolueno como solvente, y sin diluirlo. El agente reductor
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afecta directamente la alta viscosidad del crudo, produciendo una disminución en esta propiedad. A
medida que el agente presente mayor concentración, tendrá efectos generalmente mayores en la
disminución de la viscosidad. Por otra parte, el DRA diluido con Tolueno, en una proporción de
65% DRA y 35% Tolueno a una concentración de 1.000 ppm, es una alternativa adecuada, para la
reducción de la viscosidad dosificando el agente polimérico en niveles bajos de concentración,
aunque a esta concentración el agente experimental 11, presenta mejores resultados.
3.3. Análisis de Fluidez de los sistemas y efectos de los DRA.
Paralelamente al análisis del efecto de la concentración de los DRA en la viscosidad de cada uno de
los sistemas estudiados, se evaluó la propiedad de los agentes poliméricos como mejoradores de
flujo.
El modelo usado es la Prueba de Fluidez con Copa Ford, donde fue registrado el tiempo de fluidez
de la masa del crudo desde el embudo y tubería hacia un recipiente. El montaje estaba conformado
por un horno grande, un soporte universal, y un embudo (Primero en un embudo de vidrio y
posteriormente en un embudo metálico).
3.3.1. Prueba de fluidez con Copa Ford (Embudo de Vidrio).
Figura 34. Montaje de la Prueba de Fluidez con Embudo de Vidrio.
3.3.1.1. Crudo Pesado 12° API con Agente Reductor Diluido.
Esta prueba de fluidez, es un complemento de la prueba de efecto de concentración, para el Crudo
Pesado 12° API con Agente Reductor Diluido. No hubo una apreciación significativa del efecto del
DRA sobre la viscosidad, y por tanto se estudió la capacidad de cada uno de los DRA como
mejoradores de flujo.
22
Figura 35. Flujo másico de Prueba de fluidez para crudo 12° API.
A diferencia de los resultados esperados, el crudo con agente reductor, presenta un flujo másico
menor que aquel crudo seco sin DRA. El caso del crudo con DRA 11, presenta la menor variación
de flujo, pero en niveles menores que el petróleo sin agente reductor.
3.3.1.2. Crudo diluido 23° API con Agente Reductor Diluido.
En simultáneo con la prueba de efecto de agente reductor, homónima, las muestras fueron de 100
gramos más agente reductor a una concentración de 10.000 ppm.
Figura 36. Flujo másico de Prueba de fluidez para crudo 23° API.
23
En la figura 36, el flujo másico disminuye cuantiosamente en presencia del agente reductor, en
mayor medida con el agente reductor 4, y menor para el agente reductor 14. Haciendo un paralelo
con la gráfica 35, en este modelo de montaje usado (embudo de vidrio), el flujo será mayor para un
crudo de menor grado API.
3.3.2. Prueba de fluidez con Copa Ford (Embudo de Acero).
Complementando las pruebas de embudo de vidrio, fueron realizadas pruebas en un embudo con
tubería de acero para evaluar el comportamiento del crudo con el agente reductor, el acero es el
material usado en oleoductos reales, pero este modelo evidentemente presenta una dimensión
menor. Las dimensiones de esta tuberías son, ½ pulgada (1,27 cm) de diámetro y 50 cm de longitud;
el mecanismo usado fue el mismo para la prueba de fluidez anterior, dentro del horno a 60 °C.
Figura 37. Montaje metálico (Prueba de fluidez).
3.3.2.1. Crudo 14° API (10.000 y 20.000 ppm).
Conjuntamente con las pruebas reológicas para el crudo diluido de 14° API, fueron realizadas las
pruebas de Fluidez con Copa Ford de embudo metálico, a dos concentraciones distintas (10.000
ppm y 20.000 ppm) y con 450 g de crudo, para analizar el efecto del aumento de la concentración
con respecto al aumento del flujo másico del crudo.
24
Figura 38. Prueba de Fluidez Crudo 14 API.
De acuerdo a los resultados de la figura anterior, el agente reductor efectivamente es un potenciador
de flujo, excepto para el crudo con DRA 4 a 10.000 ppm. Además, el flujo es dependiente de la
concentración directamente. Puesto que en casos como el del crudo de 14 API con DRA7 a 10.000
ppm el aumento es del 21,4 % del flujo másico y a una concentración de 20.000 ppm fue del 79,4%.
3.3.2.2. Crudo 24° API (10.000 y 20.000 ppm).
Las muestras utilizadas fueron de 450 g con adición del DRA de 10.000 ppm y posteriormente
20.000 ppm, al igual que las muestras de 14° API.
Figura 39. Prueba de Fluidez Crudo 24 API.
Al igual que en la prueba con el crudo de 14 API, el flujo es directamente dependiente de la
concentración. El aumento es mayor en el crudo con el DRA 14, donde con el DRA14 al 1% el
aumento es de 38 % y al 2% es de 193% del flujo de crudo.
25
Además para el crudo de 24 API se realizó la prueba con cada uno de los agentes poliméricos.
Figura 40. Prueba de Fluidez Crudo 24 API con los 4 DRAs.
En la anterior gráfica, se comprueba que el agente reductor a 10.000 ppm para las 4 muestras es un
mejorador del flujo, siendo menor en el DRA 11 (9,46%), y mayor en el DRA 14 de 38%.
3.3.2.3. Crudo Pesado 12° API con agente reductor no diluido.
Las muestras para la ejecución de esta prueba fueron de 250 g de crudo pesado de 12° API con
10.000 ppm de concentración de los agentes reductores de fricción.
Figura 41. Prueba de Fluidez Crudo 12 API con DRA no diluido.
26
El aumento del flujo es el triple al flujo inicial con el crudo pesado, para el crudo con DRA 11. En
el crudo con adición del DRA7 es mayor al doble del crudo sin DRA, y en el crudo más DRA 14
sutilmente mayor. En el caso del crudo con adición de DRA4, el caso es similar a la prueba de
fluidez del crudo de 14 API, el flujo es menor al crudo sin el agente polimérico.
3.3.2.4. Crudo Pesado 12° API con concentración 10.000 ppm.
Para el crudo pesado a esta concentración de DRA, fueron realizadas 2 pruebas, con muestras de
250 g de crudo con una adición de 10.000 ppm de concentración de los agentes experimentales 4, 7,
11 y 14.
Figura 42. Prueba de Fluidez Crudo 12 API (Primera Prueba).
Figura 43. Prueba de Fluidez Crudo 12 API (Segunda Prueba)
27
En las gráficas de la figura 42 y 43, son apreciadas las características de aumento de flujo del agente
reductor 11, con incrementos de 227% y 136%, respectivamente para las dos pruebas. En términos
generales, estos incrementos de flujo son mayores a 100% en la primera prueba, asimismo, en la
segunda prueba el aumento presenta un valor equivalente (100%). En consecuencia, el agente
reductor de fricción, en altas concentraciones aumenta considerablemente el flujo másico. Por
consiguiente, en las pruebas posteriores se reducirá la concentración, hasta un valor adecuado donde
ocurra un efecto positivo en el flujo másico del crudo.
3.3.2.5. Crudo con Agente Reductor a 1.000 ppm.
En esta prueba se usó una muestra de 250 g dosificada con 1.000 ppm de concentración de los
agentes reductores experimentales.
Figura 44. Prueba de Fluidez Crudo 12 API con DRA 1000 ppm.
A 1.000 ppm de agente reductor sobre el crudo pesado, solo mejora el crudo mezclado con DRA 11,
aumentado el flujo en 20,85%. En los otros casos, el agente reductor en estas concentraciones no
tiene efecto relevante alguno. Por tanto, unas de las conclusiones definidas hasta esta prueba es que
el Agente 11 es el mejor para aumentar el flujo másico del crudo pesado.
3.3.2.6. Crudo con Agente Reductor a 500 ppm.
Para esta concentración se hizo uso de una muestra de 250 g de crudo pesado de 12° API, los
resultados de la prueba de fluidez, se presentan a continuación:
28
Figura 45. Prueba de fluidez Crudo más Agente Reductor a 500 ppm
El crudo en presencia del agente reductor en concentraciones de 500 ppm, no presenta
mejoramiento de flujo en ninguno de los casos. El crudo con agente reductor 14, presenta un
comportamiento con valores similares al crudo sin DRA.
Los resultados de la prueba de fluidez con Copa Ford, están afectados por el material y dimensiones
de los embudos y sus tubos empleados. Por ejemplo, el diámetro del tubo del embudo de vidrio y
metálico difieren significativamente (9 mm o 0,354 in; y ½ in o 12,7 mm, respectivamente), la
longitud de los tubos de vidrio y metálico (90 mm o 3,54 in; y 500 mm o 19,6 in, respectivamente),
además de irregularidades como la rugosidad relativa, tendrán efecto directo en el desarrollo y
resultados del transporte del crudo pesado.
El agente experimental 11 a 1.000 ppm es la mínima concentración de efectividad del incremento
de flujo en el crudo pesado, después de la adición del agente reductor, con un porcentaje de
aumento aproximado de 21%.
3.4. Simulación Computacional.
Por otra parte, se realizó una simulación de la tubería del equipo de pérdidas de fricción en el
programa de CFD, STAR CCM+ 9.04.009 de la compañía CD Adapco. Se omitieron accesorios
como los sensores de presión y temperatura, flujómetro, bomba, válvulas de seguridad, de alivio y
de succión, asimismo como el tanque de agitado; esto con la finalidad de simplificación del modelo
y un tiempo de ejecución menor.
29
Figura 46. Geometría CAD utilizada en STAR CCM+ para la tubería de 2 y 1 pulgada.
Figura 47. Distribución del Mallado dirigido en la tubería construido en CAD.
Finalmente se logró recrear la tubería de 13,4 metros, en la herramienta computacional,
especificando los diámetros de entrada y salida de la tubería (2 in y 1 in, respectivamente). Además
de definir los puntos de toma de caída de presión, con 1 metro de diferencias entre ellas para cada
tramo de los diferentes diámetros de tubería. Los puntos fueron tomados a 2,85 m y 3,85 m,
considerando puntos centrales, que permiten obtener un resultado homogéneo con la parte
experimental, donde se debe estabilizar el flujo modificado por la presencia de accesorios, equipos,
que consecuentemente tienen incidencia en la caída de presión.
30
Figura 48. Puntos de determinación de la caída de Presión.
La tubería del equipo de pérdidas de fricción está constituida por acero al carbón, se define, la
rugosidad absoluta para tuberías de acero al carbón tomada de Manual para el cálculo de
intercambiadores de calor que la define como 8*10-5 m. La otra condición inicial de interés en la
simulación es la velocidad de entrada del flujo; partiendo del caudal máximo es de 240 L/min que
es equivalente a 4*10-3 m3/s y teniendo en cuenta que el área de un cilindro es πr2, el valor de la
velocidad inicial es de 1,97 m/s. Los datos de viscosidad fueron tomados de la prueba realizada en
el reómetro para el crudo seco a 60°C cuyo resultado fue 4.8 Pa.s.
3.4.1. Perfil Flujo Monofásico (Crudo).
En las figuras 49 y 50, se recrean los perfiles de presión y velocidad de entrada del crudo a
condiciones iniciales y sin presencia de agentes reductores de fricción. Los parámetros del crudo
son 4,8 Pa.s (4.800 cPs), 12° API (987,14 kg/m3) y una velocidad de flujo de 1,97 m/s. Se evidencia
que la velocidad del flujo aumenta a medida que disminuye el diámetro de tubería, siendo
inversamente proporcional con la presión, por lo cual se cumple lo estipulado por el principio de
Bernoulli.
31
Figura 49. Perfil de Presión en Tubería (Flujo Monofásico).
Figura 50. Perfil de velocidad del crudo en la tubería (Flujo Monofásico).
3.4.2. Perfiles Flujo Bifásico (Crudo & Agente Reductor).
En las gráficas 51 a 53, se observan cada uno de los perfiles (velocidad, presión y fracción de
volumen), del sistema de flujo bifásico entre el Crudo y el agente reductor. A partir de los
resultados de las simulaciones entre los dos sistemas (monofásico y bifásico) se visualizará la
reducción de la fricción de forma gráfica y tabulada. Cabe anotar que los datos utilizados del agente
reductor corresponden al DRA 11.
Los datos relevantes usados en esta simulación son la fracción de volumen del crudo de 0,999 y del
agente reductor de 0,001 para 1.000 ppm de concentración del DRA; el ángulo de contacto que es
tomado del resultado obtenido en el tensiómetro para el crudo con el DRA 11 que fue de 34,52°; la
32
densidad de la mezcla, que es el resultado de la densidad del agente reductor diluido en tolueno
(940,58 kg/m3) y la del crudo de 12° API (987,14 kg/m3), siendo para la mezcla de 987 kg/m3. La
viscosidad tanto del crudo (4,8 Pa.s) como la del agente reductor (32,58 Pa.s), y la variación de la
velocidad de entrada del fluido en la tubería inicialmente 1,97 m/s.
Figura 51. Perfil de Presión en Tubería (Flujo Bifásico).
Figura 52. Perfil de velocidad del crudo en la tubería (Flujo Bifásico).
En el caso de perfil de presión para el flujo bifásico (figura 51), se aprecia una disminución en la
presión a lo largo de la tubería, mostrando el efecto como disminuyente de la fricción en tubería del
agente reductor, mientras que en el perfil de velocidad, el comportamiento es similar al flujo
monofásico o de crudo seco a 60°C.
33
Figura 53. Fracción de Volumen Agente Reductor.
Figura 54. Entrada de Tubería de Equipo simulado (2 in).
Una característica importante apreciada en la simulación, fue la capacidad de adherencia en cierto
instante de tiempo del agente reductor en las paredes de la tubería, mientras tanto, el crudo fluye en
la parte interna de las 2 pulgadas y posterior 1 pulgada de la tubería simulada del Equipo de
Pérdidas. Sin embargo, la figura 54, denota una separación del agente reductor de las paredes
tuberías, y siendo la fracción de volumen en este tramo totalmente de crudo. Esta última gráfica,
puede demostrar los resultados de la prueba de fluidez realizada en la tubería metálica a escala,
donde no se presentaba adherencia del agente polimérico en las paredes del embudo.
34
En contraste a la simulación se tiene una muestra del crudo con adición de agente reductor sin
diluir, donde aún 9 días después de realizada la prueba, este polímero conserva su apariencia y no
queda totalmente adherido a las paredes de acero del embudo metálico, como se aprecia en la
siguiente imagen.
Figura 55. Muestra de crudo con agente reductor sin diluir.
En conjunto a los resultados de las gráficas de perfiles de velocidad, fracción volumétrica y presión
obtenidos en la simulación con la herramienta de CFD, datos como la presión en los 4 puntos
mostrados en la gráfica 48, son registrados. Estos se usan con la finalidad de realizar los cálculos de
Reynolds, fricción y porcentaje de reducción de fricción.
Los cálculos experimentales están basados en la formulación numérica de la mecánica de fluidos,
en este caso se hace uso de las siguientes ecuaciones:
Número de Reynolds:
𝑹𝒆 =𝝆𝑽𝑫
𝝁 (𝟑. 𝟒. 𝟏)
Porcentaje de reducción de Fricción:
35
%𝑫𝒓 =∆𝑷𝒔𝒊𝒏𝑫𝑹𝑨 − ∆𝑷𝒄𝒐𝒏𝑫𝑹𝑨
∆𝑷𝒔𝒊𝒏𝑫𝑹𝑨 (𝟑. 𝟒. 𝟐)
En esta ecuación ∆𝑷𝒔𝒊𝒏𝑫𝑹𝑨 es la caída de presión a través de la tubería del crudo sin el agente
reductor y ∆𝑷𝒄𝒐𝒏𝑫𝑹𝑨 es la caída de presión tomada del crudo con el agente polimérico a través de la
tubería del equipo de pérdidas.
Caída de Presión:
∆𝑷 =𝒇 ∗ 𝑳 ∗ 𝑽𝟐
𝟐𝑫 (𝟑. 𝟒. 𝟑)
Factor de Fricción (Laminar):
𝒇 =𝟔𝟒
𝑹𝒆 (𝟑. 𝟒. 𝟒)
Siendo,
𝑅𝑒: 𝑅𝑒𝑦𝑛𝑜𝑙𝑑𝑠
𝜌: 𝑑𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑, [𝑘𝑔
𝑚3]
𝑉: 𝑣𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑, [𝑚
𝑠]
𝐷: 𝑑𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜, [𝑚]
𝜇: 𝑣𝑖𝑠𝑐𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑖𝑛á𝑚𝑖𝑐𝑎, [𝑃𝑎 ∗ 𝑠]
𝑓: 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑓𝑟𝑖𝑐𝑐𝑖ó𝑛.
𝐿: 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑑𝑒 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎, [𝑚]
Efecto de la concentración de Agente reductor.
Figuras 56 y 57, indican la influencia del agente reductor en el porcentaje de reducción de fricción
(%Dr), en los diámetros de tuberías de 1 y 2 pulgadas, y velocidades del fluido distintas.
36
Figura 56.Efecto de la concentración (ppm) en la reducción de fricción por incremento de Reynolds para la tubería de
1 pulgada.
Figura 57. Efecto de la concentración (ppm) en la reducción de fricción por incremento de Reynolds para la tubería de
2 pulgadas.
37
A partir de estas gráficas se infiere que mientras mayor sea la concentración (ppm) el porcentaje de
reducción de fricción tenderá al crecimiento, debido a que a mayor concentración hay presentes un
número mayor de moléculas las cuales son responsables del incremento del porcentaje de reducción
de fricción. El porcentaje de reducción presente un máximo de 22,8% a una concentración de 10000
ppm de agente reductor y cuando el número de Reynolds es 10,29. Asimismo, el número de
Reynolds incide directamente en el crecimiento lineal de la reducción de fricción.
Efecto de Reynolds en la reducción de fricción.
En las gráficas 58 y 59, se muestra el efecto del número de Reynolds a diferentes concentraciones
(ppm), en el porcentaje de reducción de fricción tomando como base la simulación realizada en el
flujo monofásico de solo crudo.
Figura 58. Efecto de Reynolds en la reducción de fricción a diferentes concentraciones (ppm) tubería 1 pulgada.
38
Figura 59. Efecto de Reynolds en la reducción de fricción a diferentes concentraciones (ppm) tubería 2 pulgadas.
El crecimiento de Reynolds vs la reducción de fricción es directamente lineal, pero no demuestra
una tendencia creciente mayor y directa que el de concentración vs reducción de fricción. La mayor
disminución de la reducción es a un número de Reynolds de 10,29. El aumento de Reynolds en la
tubería, crea mayor turbulencia en esta, conduciendo a la reducción de fricción por causa del
aumento de la fuerza de tensión de corte aplicado por el flujo a las moléculas poliméricas.
En ambas gráficas tanto del efecto de la concentración y Reynolds en el porcentaje de reducción de
fricción, muestra el mismo comportamiento para el tramo de tuberías de 2 y 1 pulgada.
Además, se realizó una comparación entre los resultados, producto de las ecuaciones (3.4.1 a 3.4.4)
con base en los resultados de disminución de viscosidad de las pruebas de flujo realizada con el
Reómetro.
39
Figura 60. Comparación de Reynolds vs Reducción de Fricción (%) Calculada y CFD para 1 in.
Figura 61. Comparación de Reynolds vs Reducción de Fricción (%) Calculada y CFD para 2 in.
Aunque ambas gráficas para el resultado calculado y de la simulación, presentan similitudes, en el
caso teórico como se basa en reducción de la viscosidad, los resultados de número de Reynolds vs
Reducción de Fricción presentan un comportamiento lineal, siendo para cada Reynolds en presencia
de la misma concentración, un valor equivalente.
40
4. Caracterización Experimental.
La caracterización experimental en el Equipo de Pérdidas, no fue cubierta debido a limitaciones
de tiempo y algunos fallos presentes de componentes como es el caso del flujómetro de piñones,
en donde hay taponamiento con crudo pesado y los resultados de la lectura tanto de este, así
como el sensor de presión están directamente afectados.
5. Conclusiones.
Teniendo en cuenta los resultados obtenidos experimentalmente en las respectivas pruebas a nivel
de laboratorio, se determinó la concentración y el agente reductor adecuado para mejorar el flujo de
crudo pesado mediante la reducción de la fricción y la viscosidad. Este agente polimérico, es el
llamado Agente Reductor 11 (DR 11) nombrado así por su fabricante DOW Química, que presenta
condiciones de favorabilidad al adicionarse al crudo pesado de 12° API, en términos de aumento de
flujo másico en las pruebas de fluidez por Copa Ford, que fueron las determinantes para llegar a
dichas conclusiones.
Además, la simulación en CFD es un complemento de los resultados recreando la tubería del
Equipo de Pérdidas del crudo seco a 60°C y posteriormente el crudo en presencia del agente
reductor 11; siendo la respuesta efectivamente, una disminución de la caída de presión a la
concentración de 1.000 ppm de 18,5%. Sin embargo, la posibilidad de corroborar este resultado con
el equipo que se está simulando, no fue posible cubrirlos por limitaciones de tiempo y algunos
problemas en componentes de este mismo, que alteraban los resultados y no permitieron finalmente
proceder al registro de datos.
Este estudio de los mecanismos de reducción de fricción en las tuberías del transporte de crudo
pesado, sirve como base a futuros proyectos basados en el uso de los agentes poliméricos en el
propio Equipo de Perdidas por fricción, debido a que se tienen datos como concentración de
funcionamiento y del mejor agente reductor de fricción.
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