Qué parámetros pueden influir para que cambie la dosificación de un agente reductor de arrastre en un ducto que transporta petróleo o gas

La dosificación de agentes reductores de arrastre (DRA) en ductos de petróleo o gas varía según múltiples parámetros interrelacionados, que inciden en la eficacia del agente y los objetivos operacionales. Estos son los factores clave:

Propiedades del fluido transportado

Viscosidad y densidad:
A mayor viscosidad y densidad, se incrementa la dosificación para contrarrestar fuerzas de fricción. Por ejemplo, crudos pesados (12°API) requieren hasta 100.000 ppm, mientras crudos livianos (24°API) necesitan ≈10.000 ppm
Composición química:
Presencia de asfaltenos, resinas o sólidos suspendidos exige ajustes en la dosis para mantener la eficacia. Mezclas con alto contenido de etano/propano requieren hasta 120 ppm frente a 15-50 ppm para gas natural.

Condiciones de flujo

Régimen de flujo (Re):
Los DRA solo son efectivos en flujo turbulento (Re > 4.000). Si el flujo tiende a laminar, la dosificación debe aumentar para inducir turbulencia.
Temperatura:
Reduce la viscosidad dinámica del fluido, permitiendo disminuir la dosis un 10-15% por cada 20% de aumento térmico. Sensores en línea monitorizan este parámetro para recalibrar en tiempo real.
Velocidad y caudal:
Caudales altos potencian la acción del DRA, optimizando la dosis. La ecuación m=ρ⋅A⋅v vincula densidad (ρ) con flujo másico.

Características del DRA

Tipo de polímero:
Polímeros de alto peso molecular (como ciertas alfa olefinas) logran hasta 61.4% de reducción de arrastre con solo 20 ppm, mientras formulaciones acuosas requieren 100-200 ppm.
Concentración y eficacia:
Relación no lineal: 500 ppm de ciertos agentes muestran efectos marginales en crudos pesados, mientras 1.000 ppm de DRA11 reducen viscosidad un 16.7%.

Objetivos operacionales

Reducción de presión:
Para lograr >50% de reducción, se necesitan concentraciones de 2.300 ppm.
Aumento de caudal:
Incrementos del 10-20% exigen 1.000-1.700 ppm.

Parámetros económicos

Costo-beneficio:
Dosificaciones de 2.300 ppm maximizan el retorno financiero (VPN/TIR), pero deben considerar disponibilidad de solventes como tolueno para dilución.

Validación experimental

Pruebas de flujo:
Métodos como el de Wilke para viscosidad de mezclas (μm=∑(yiμi/∑yjΦij) permiten calcular dosis óptimas.
Ajustes dinámicos:
Viscosímetros capilares basados en la ecuación de Poiseuille (Δp=8μLQ/πR4 corrigen dosis ante cambios en μ o ρ.

Conclusión: La dosificación óptima se determina mediante modelos que integran propiedades del fluido, condiciones de flujo, tipo de DRA y metas operativas, respaldados por sensores en tiempo real y pruebas de laboratorio.

Para consultas técnicas favor tome contacto con nosotros.

Para mayores informaciones sobre nuestro Agente Reductor de Arrastre para petróleo y gas revise la página del producto.

Referencia bibliográfica