La finalidad de este trabajo fue mostrar la optimización realizada mediante la simulación con un programa propio diseñado exprofeso; utilizando las principales Correlaciones de Flujo Multifásico a los ductos principales de distribución de crudo; los cuales llegan a las Centrales de Almacenamiento y Bombeo para su acondicionamiento final. El objetivo fue acoplarlo a las mejores condiciones de flujo y calidades de los hidrocarburos.
Asimismo, es importante mencionar la versatilidad del modelo diseñado, ya que se tienen crudos que van desde los 12° hasta los 32° API; en este caso el modelo acoplado de flujo Multifásico fue para ductos de recolección en la zona norte petrolera.
Igualmente, se analizó un caso de negocio de construcción de nuevo oleoducto, como proyecto para el transporte y comercialización. Lo anterior mediante la exportación de una nueva mezcla de crudo, para el manejo de la producción actual y futura.
Adicionalmente, se diseñó un modelo artesanal aplicando las principales correlaciones de flujo multifásico. En este caso se utilizó la correlación de Beggs & Brill para realizar los cálculos; sin embargo es posible aplicar algunas otras correlaciones a ductos de diferentes diámetros, calidades de crudos °API, %w, densidad, viscosidad, etc.
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Lo anterior, con el objeto de establecer las condiciones actuales de flujo o bien identificar el comportamiento de flujo al variar; principalmente los diámetros de tubería o gastos a manejar y compararlos con las condiciones reales de bombeo y transporte por ducto.
A partir de ahí hacer los análisis de sensibilidad para optimizar cuáles serían las mejores condiciones en el transporte y distribución y encontrar las variables de Presiones de bombeo; de Temperatura de flujo, Gastos óptimos y mejores condiciones de Densidad y Viscosidad del crudo para su transporte por ducto.
Partiendo de la ecuación general de energía, en la cual se involucran a los términos por aceleración por elevación y por fricción; se deberá calcular el diámetro óptimo de tubería que genere las menores caídas de presión pero sea suficiente para transportar el gasto requerido.
A partir de las ecuaciones anteriores y utilizando la Correlación de Beggs y Brill se diseño un programa para calcular el diámetro óptimo, en función de diferentes volúmenes manejados de producción; considerando las características del crudo, la topografía del terreno, la longitud del tubo y la relación volumen-presiónpara su diseño.
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Casos de análisis: Oleoducto de 16” x 10.6 km CAB Tajín – CAB Poza Rica; Oleoducto de 12” x 48.0 km CAB Cacalilao –Refinería Madero. Igualmente, Oleoducto de 10” x 29.1 km CAB Tamaulipas – Refinería Madero. Asimismo, Oleoducto de 8” x 43.0 km CAB Matapionche – Paso del Toro y Propuesta de Oleoducto (”) x 52 km Poza Rica – Tuxpan (Proyecto exportación mezcla Ligero-Pesado)
De auerdo con el estudio, el modelo desarrollado puede extenderse para cualquier diámetro de tubería y calidad del crudo; incluyendo mayores a los 20 °API (crudo pesado) y hasta los 31 °API (crudo ligero).
El modelo a medida que aumenta la densidad del crudo, tiene una mayor desviación respecto a las condiciones reales; como es el caso del crudo tipo pesado de 12°API.
Una vez acoplado el modelo, se pueden optimizar las condiciones de flujo para tener las mejores condiciones de transporte por ducto. Con el modelo y un análisis de sensibilidad es posible maximizar las mejores condiciones de flujo. Asimismo, aplicando el modelo se pueden lograr mejores condiciones operativas alargando la vida útil de los equipos y ductos.
El trabajo fue presentado por el Ingeniero Gustavo Rodríguez Ramírez en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo.
