27 de Noviembre del 2012

Mediante modelación matemática y un software desarrollado en la Facultad de Minas de la UN en Medellín, se garantiza que las industrias petroleras o de gas transporten los recursos eficientemente.

Esta área de producción, que, según los investigadores de la UN, tiene pocos antecedentes, se encarga de garantizar “buenas prácticas para conducir los fluidos desde los pozos hasta las centrales de procesamiento de los hidrocarburos”, aclara Juan Manuel Mejía Cárdenas, profesor de la Facultad de Minas.

En el momento en que las empresas dedicadas a la extracción de hidrocarburos quieren hacer intervenciones en pozos o, incluso, descartar alguno, pueden presentarse colapsos y obstrucciones en el comportamiento hidráulico de las líneas de producción, lo cual puede alterarlas, modificarlas o disminuirlas, entre otros efectos.

El profesor Mejía Cárdenas explica que una formación o yacimiento de hidrocarburos se encuentra a 10 mil o 14 mil pies de profundidad, por lo cual se requiere excavar para que estos fluyan a través del pozo. Estas mezclas de fluidos, que pueden ser agua, gas y petróleo, llegan a una tubería a través de válvulas que viajan por topografías lineales o muy quebradas.

Tales sistemas pueden presentar dificultades, por ejemplo, al subir y bajar por montañas, conectarse con otras tuberías y otras situaciones que requieren ser modeladas, para lograr que finalmente lleguen al lugar donde se separan los materiales naturales para gasoductos, oleoductos o tratamientos de aguas.

Alternativa económica y productiva

El profesor destaca que el mayor reto de la propuesta tecnológica es entender las fases de los diferentes flujos —a través de las líneas de producción— y representarlos en modelos fenomenológicos. Gracias a estas prácticas, las empresas pueden evitar procedimientos ineficientes o descubrir zonas que pueden representar grandes ganancias.

Según cuenta, en una de las experiencias tenidas con la industria, se quiso saber qué problemas se le podrían presentar a una línea de extracción ya existente.

El estudio arrojó que el sistema se cargaba de petróleo y agua, pero no fluía el gas, y se trataba de un pozo que actualmente produce 900 barriles de petróleo al día (que pueden representar ganancias de 2 millones de dólares mensuales).

El trabajo de los investigadores tiene como punto a favor que utiliza un software diseñado en la UN en Medellín que funciona como programa de almacenaje del flujo multifásico en tuberías. Es decir, sirve para entender cómo se mueve un fluido en una red de líneas de distribución de producción.

Esta implementación se apoya en programas de computador comerciales con los que los investigadores adelantan las estrategias de modelación.

La propuesta de aseguramiento de flujos es un proyecto de extensión de la UN al cual están vinculados docentes, investigadores y estudiantes de la Facultad de Minas.

Créditos:http://www.agenciadenoticias.unal.edu.co/inicio.html