Casos de estudio / Petróleo & Gas

Reducción de la frecuencia de limpieza con raspadores y del uso de PPD

Petróleo & Gas · Incrustaciones, Hidrocarburos
Reducción de la frecuencia de limpieza con raspadores y del uso de PPD
Petróleo & Gas / Incrustaciones, Hidrocarburos
01 / CONTEXTO

Reducción de la frecuencia de limpieza con raspadores y del uso de PPD.

Según el informe original del proyecto
02 / TUBERÍA DE 12″ QUE CONECTA UNA PLATAFORMA MARINA CON UNA INSTALACIÓN TERRESTRE, SUDESTE ASIÁTICO

Tubería de 12″ que conecta una plataforma marina con una instalación terrestre, Sudeste Asiático

Merus ha equipado en alta mar una tubería de 52 km de longitud. Esta línea troncal, de 12″ (DN300), conecta una plataforma marina de envío con una planta de separación. La línea sigue el lecho marino y llega a tierra cerca de la planta.

El crudo bombeado por esta línea tiene un punto de fluidez de unos 30 °C. Sale de la plataforma a más de 60 °C. La instalación marina está cerca del ecuador, por lo que la temperatura del agua en el fondo del mar se mantiene entre 22 y 24 °C durante todo el año. El crudo llega a tierra a unos 35 °C. Esto ocurre si fluye con normalidad en todo momento. Pero, si deja de circular, por ejemplo por un problema técnico en una bomba, su temperatura dentro de la tubería sigue bajando. Cuando se aproxima al punto de fluidez, el petróleo empieza a gelificarse y deja de poder bombearse. Es un problema desagradable y muy caro. La única forma de volver a poner en funcionamiento la tubería es inundarla con productos químicos, algo que lleva mucho tiempo.

03 / SE UTILIZA PPD, UN DEPRESOR DEL PUNTO DE FLUIDEZ

Se utiliza PPD, un depresor del punto de fluidez

Tasa de inyección de PPD
01 / AntesTasa de inyección de PPD

Para superar el problema de la gelificación se emplean productos químicos capaces de reducir el punto de fluidez del petróleo.

En la tabla y el gráfico siguientes puede verse cuánto logró mejorar Merus el uso del PPD.

Comparamos los datos de mayo y junio, en azul, correspondientes al periodo sin Merus. Los datos en naranja son de julio y agosto, después de instalar el Anillo Merus. Se calculan teniendo en cuenta la producción total en BOPD y la inyección de PPD. El gráfico de la izquierda muestra la cantidad absoluta de PPD y el de la derecha, la tasa relativa de inyección de PPD en ppm.

04 / MAYOR INTERVALO ENTRE LIMPIEZAS CON RASPADORES

Mayor intervalo entre limpiezas con raspadores

Desde que se utiliza la tecnología Merus, el aumento de presión en la tubería tarda más en producirse después de cada operación de limpieza con raspadores.

Tiempo necesario para alcanzar una presión de 650 PSI:

Junio (sin Merus): 3-4 días

Julio (con Merus): 6-7 días
05 / LÍNEAS DE FLUJO DE 2″ QUE CONECTAN POZOS PETROLÍFEROS CON UNA ESTACIÓN COLECTORA, INDIA

Líneas de flujo de 2″ que conectan pozos petrolíferos con una estación colectora, India

Línea de flujo subterránea
02 / AntesLínea de flujo subterránea

En el norte de la India, en las estribaciones del Himalaya, tenemos un cliente con problemas de acumulación de parafina durante los meses de invierno. En verano hace un calor abrasador, pero de noviembre a febrero las noches pueden ser muy frías. Es entonces cuando las líneas de flujo causan problemas. Añadir PPD no es viable porque hay muchas líneas de flujo pequeñas. El crudo debe calentarse para evitar que la parafina se gelifique y bloquee la tubería.

Las fotografías documentan la instalación descrita; los resultados son los recogidos en el caso de estudio original de MERUS. Página fuente: merusoilandgas.com/pigging-ppd

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