La tecnología de bombeo reduce los costos en las tuberías que manejan petróleo de alta viscosidad

Mover petróleo crudo pesado a través de oleoductos puede resultar difícil y costoso. El mayor contribuyente a los gastos operativos (opex) de los operadores de ductos es el costo de la energía, específicamente la energía para impulsar las bombas. Para materiales muy viscosos y densos, como el petróleo pesado y el betún, la selección de una tecnología de bomba energéticamente eficiente es especialmente crítica para controlar los costos, ya que permite ahorrar entre un 20% y un 50% en el consumo de energía.

Comprender el impacto de la viscosidad en el rendimiento del bombeo se vuelve más importante a medida que crece la demanda global de nueva producción de petróleo crudo. McKinsey & Company, una firma de gestión global, estima que durante las próximas dos décadas, las empresas de exploración y producción necesitarán agregar 38 millones de barriles por día de nueva producción de crudo para satisfacer la demanda.

Esta creciente demanda conlleva una creciente dependencia del petróleo crudo pesado. Más de la mitad del petróleo crudo recuperable del mundo tiene una gravedad de 22 grados del Instituto Americano del Petróleo (API) o menos, con viscosidades en el rango de 50 a más de 1000 centistokes (cSt), dependiendo de la gravedad API, la temperatura y la composición química. Más del 80% del petróleo pesado y del betún natural técnicamente recuperable del mundo se concentra en el hemisferio occidental, incluidos grandes depósitos en Venezuela y Canadá, así como en California, Alaska y Utah.

Los operadores de oleoductos han explorado una variedad de enfoques para mitigar los efectos de la alta viscosidad. Se construyó una instalación piloto en el norte de Alberta para bombear betún crudo, pesado, parecido al alquitrán, en estado calentado a través de una tubería de larga distancia aislada y enterrada para disminuir la viscosidad. Otros métodos incluyen la mejora parcial del petróleo antes de que ingrese al oleoducto mediante hidrocraqueo, hidrotratamiento o hidrorefinación. Este enfoque requiere la construcción de instalaciones previas. Más comúnmente, se agrega un diluyente a un fluido viscoso para reducir la viscosidad efectiva. Los diluyentes pueden ser hidrocarburos (condensado, gasolina, queroseno o nafta). Sin embargo, el diluyente en sí representa un costo operativo significativo (incluso si luego se recupera del fluido transportado), y las instalaciones para transportar, almacenar, mezclar y eliminar/reciclar el diluyente aumentan aún más los costos. La preparación de emulsiones de aceite en agua requiere la adición de entre un 30% y un 35% de agua y una pequeña cantidad de tensioactivo.

El método más eficaz para manejar la alta viscosidad, con beneficios económicos, es el uso de una tecnología de bombeo adecuada.

Las bombas centrífugas son omnipresentes en las operaciones de oleoductos, pero están diseñadas para líquidos con una viscosidad relativamente baja (superior a 45 grados API), como agua, hidrocarburos refinados y petróleo crudo ligero. En estos fluidos de baja viscosidad, las bombas centrífugas se pueden operar de manera rentable, logrando eficiencias de alrededor del 80% o más. Sin embargo, incluso un ligero aumento de la viscosidad degrada el rendimiento de las bombas centrífugas debido a la pérdida por fricción. La viscosidad es la medida de la resistencia de un fluido al corte cuando se le aplica energía. La acción de bombeo genera un alto cizallamiento del líquido, ya que el fluido es expulsado del impulsor por la fuerza centrífuga. Cuanto mayor es la viscosidad, mayor es la resistencia y más duro debe trabajar la bomba centrífuga, lo que requiere más caballos de fuerza y, por lo tanto, consume más energía.

Durante medio siglo, las compañías petroleras y los operadores de oleoductos han buscado alternativas a las bombas centrífugas cuando mueven petróleo de alta viscosidad. Las bombas de desplazamiento positivo (PD), conocidas como bombas volumétricas, emplean un principio de funcionamiento diferente al de las bombas centrífugas, lo que reduce el impacto de la pérdida por fricción y, por lo tanto, aumenta la eficiencia al bombear fluidos altamente viscosos. Las bombas PD tienen un desplazamiento por ciclo de bombeo; ese ciclo puede ser reciprocidad o rotación. Una ventaja de las bombas PD es que mueven volúmenes constantes de líquido durante cada ciclo operativo, lo que les permite mantener un caudal relativamente constante, incluso cuando cambia la presión. Las capacidades permiten a los operadores de tuberías controlar el flujo de manera precisa y consistente controlando la velocidad de la bomba, independientemente de la presión del fluido.

El caudal de una bomba PD aumenta a medida que aumenta la viscosidad del fluido (es decir, el contraflujo disminuye. A diferencia de otros tipos de bombas, la mayoría de las bombas PD son autocebantes y algunas pueden crear condiciones de alto vacío.

Las bombas PD se dividen en dos categorías: bombas alternativas y bombas rotativas. Un tipo de bomba rotativa PD (bombas de tornillo de tres husillos) suele ser la preferida para aplicaciones de tuberías de alta viscosidad. Se han instalado cientos de bombas de tres tornillos en Venezuela y el oeste de Canadá, y cada una de las primeras instalaciones registró más de 54.000 horas de funcionamiento. Los elementos de bombeo constan de tres partes móviles: el rotor de potencia (tornillo principal) y dos rotores locos simétricamente opuestos, todos funcionando dentro de orificios de carcasa muy ajustados. El fluido de proceso entrante es transportado por el rotor de potencia giratorio por medio de la cavidad formada con los rotores locos entrelazados. Desde la succión hasta la descarga, el fluido es transferido mediante una serie de cámaras en constante formación y reformado hasta llegar a la salida de la carcasa. A diferencia de las bombas centrífugas y algunos tipos de bombas PD, las bombas de tres tornillos son autocebantes y requieren solo un sello mecánico, lo que reduce los costos de mantenimiento.

A pesar del conocido impacto de los fluidos viscosos en la eficiencia de las bombas centrífugas, existe poca literatura que mida y compare la economía de la aplicación de diferentes tipos de bombas al bombeo de petróleo viscoso por tuberías. Se probó una configuración común de bomba centrífuga tamaño BB3 en servicios de tuberías, una 8 x 10-13 con cinco etapas y una bomba rotativa PD de tres tornillos diseñada para servicios de tuberías. Los dos sistemas se evaluaron frente a un rango de viscosidades de fluidos desde 10 cSt (20 cSt en el caso de la bomba PD debido a límites de operación) hasta 500 cSt, para determinar el efecto del aumento de la viscosidad en la eficiencia, la potencia y, por lo tanto, la energía. operación.

El punto nominal elegido representa un promedio de una clasificación popular para instalaciones de bombas de tubería BB3: 2500 pies (762 metros), 3300 galones por minuto (gpm) (750 metros cúbicos por hora [m3/h]). La gravedad específica del fluido se fijó en 0,9. Esto da como resultado un requisito de presión diferencial de 976 libras por pulgada cuadrada (psi) (67,3 bar). En cada caso, el punto de trabajo (altura, flujo y gravedad específica [SG]) se mantuvo constante y la velocidad se varió para alcanzar el punto nominal. Para la bomba centrífuga BB3, se utilizaron impulsores de diámetro máximo para lograr la mejor eficiencia posible. Se utilizaron tolerancias de prueba API 610. El método de corrección de la viscosidad para la bomba centrífuga BB3 fue el American National Standards Institute/Hydraulic Institute (ANSI/HI) 9.6.7 2015.

Los resultados de rendimiento para diferentes viscosidades se muestran en la Imagen 1.

Las formas de las curvas de eficiencia difieren significativamente. La eficiencia de la bomba centrífuga BB3 disminuye al aumentar la viscosidad, desde mediados del 80 % hasta mediados del 60 %. La eficiencia de la bomba de tres tornillos aumenta hasta alcanzar un máximo de alrededor de 50 cSt y luego disminuye lentamente. Esto se debe a la interacción de dos mecanismos diferentes dentro de la bomba: el reflujo (que disminuye con una mayor viscosidad del fluido) y las pérdidas por fricción (que aumentan lentamente con una mayor viscosidad del fluido).

El período de recuperación es de un solo año Dado que los costos de energía representan el mayor gasto operativo individual, esta diferencia significativa en la eficiencia de las bombas tiene un enorme impacto en los resultados de los operadores de ductos. La imagen 2 muestra cómo diferirían los costos anuales de energía eléctrica si las bombas funcionaran 8.000 horas al año. El alcance del ahorro que supone el uso de bombas de tres tornillos con aceite muy viscoso varía según el coste local de la energía eléctrica. Los costos mostrados se calculan utilizando los costos típicos de 2020 por kilovatio-hora (kWh) para usuarios de energía industrial, expresados ​​en dólares estadounidenses: $0,067 en EE. UU., $0,117 en Brasil y $0,206 en Alemania. Para tuberías de materiales altamente viscosos y densos como petróleo pesado y betún, la inversión en tecnología de bombeo de tres tornillos tiene un retorno de la inversión positivo. Estas bombas, que funcionan de manera confiable durante 25 a 30 años, pueden producir ahorros anuales en energía eléctrica que exceden los costos de compra. A medida que la demanda global de petróleo impulsa el crecimiento en la extracción de petróleo pesado, los operadores de oleoductos deben considerar qué combinación de modificación de la viscosidad del petróleo crudo y tecnología de bombeo mantendrá sus gastos operativos más manejables.

Adam Brookie es líder de ingeniería de aplicaciones en CIRCOR Industrial Group. Para obtener más información, visite circocorpt.com.