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Aseguramiento de ujo en el transporte de petróleo
pesado – disminución de caudal
Zambrano Armijos Mónica Alexandra
Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería, Ciencias Físicas y Matemática,
Instituto de Investigación y Posgrado, Quito, Ecuador
e-mail: kavmony@hotmail.com
Información del artículo
Recibido: Junio 2015 – Aceptado: Agosto 2015
Resumen
La investigación demanda para su estudio el análisis de los diferentes caudales de producción de petró-
leo pesado con diferentes calidades API, por lo que para tal efecto se considera condiciones actuales de
transporte de uido por el oleoducto. El análisis se fundamenta en las simulaciones de estado dinámico.
Para el caso base, motivo de estudio, se nota la presencia de una baja desviación en los parámetros simu-
lados y se lo considera representativo, debido a las condiciones de frontera del oleoducto, las composi-
ciones del uido y su ajuste a las diferentes calidades API, datos de la tubería, condiciones ambientales y
la máxima presión de operación del oleoducto.
El estudio y las simulaciones llevadas a cabo, permiten concluir que el aseguramiento de ujo en el oleo-
ducto en condiciones actuales de operación es de un caudal mayor a 14.000 bopd (barriles de petróleo
por día) para no superar las presiones de operación permisibles, en tanto que para transportar ujos me-
nores es necesario considerar otras alternativas de manejo de ujo: inyección de diluyente, mejoradores
de ujo o puntos de calentamiento adicionales a lo largo del oleoducto.
Palabras clave: aseguramiento ujo, petróleo, petróleo pesado, caudal, transporte petróleo.
Abstract
e investigation demanded an analysis of dierent heavy oil ows production with several API degrees,
the current conditions of uid transport through pipeline was used; this analysis is based on simulations
of dynamic state.
For the base case there are simulated parameters with low deviation, this case is considered representative,
due to boundary conditions for pipeline, uid characterization and several qualities API, pipeline
conditions, ambient conditions and the maximum operation pressure of the pipeline. e conclusion
for this study is that the ow assurance in the pipeline in current operating conditions is greater than
ow of 14,000 bopd (barrels oil per day) for not to exceed to allowable operating pressures, whereas for
transporting low ow is necessary to consider other ow alternatives management: diluent injection,
ow improvers or additional heating points along the pipeline.
Keywords: ow assurance, oil, heavy, oil, ux, oil transportation.
Aseguramiento de ujo en el transporte de petróleo pesado – disminución de caudal
Facultad de Ingeniería, Ciencias Físicas y Matemática
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Introducción
La investigación describe un sistema de
transporte de petróleo pesado con disminución
de caudal. Se desea obtener, mediante un es-
tudio, el posible caudal óptimo que permita el
aseguramiento de transporte de petróleo pesado
por el oleoducto.
De esta manera se busca mantener las estrate-
gias de producción, operación, monitoreo, control
durante la producción de petróleo pesado, enfati-
zando la necesidad del monitoreo y el uso de he-
rramientas tecnológicas como simulaciones para
lograr identicar y optimizar el sistemas de trans-
porte de crudo pesado y altamente viscoso [1].
El transporte de crudos pesados a través de
oleoductos es muy difícil debido a su alta visco-
sidad y baja movilidad. En las últimas dos dé-
cadas, los crudos pesados y extra pesados están
siendo visualizados como una fuente de energía
alterna, debido a la declinación en la producción
de crudos livianos y al incremento en la deman-
da de energía. Los crudos pesados son los consi-
derados de baja gravedad API menor a 20°API,
y alta viscosidad. Lo que caracteriza a este tipo
de crudos pesados es la baja proporción relativa
de componentes de bajo peso molecular y frac-
ciones livianas [2].
Los crudos pesados se han producido con
éxito durante varias décadas en varios lugares al-
rededor del mundo. La rentabilidad de la produc-
ción de aceites pesados está directamente relacio-
nada con el precio del petróleo. En entornos de
alto precio, la producción de estos yacimientos de
petróleo pesado puede ser relativamente rentable,
pero en entornos de bajo precio puede ser margi-
nal o no económico. El alto costo de producción
de aceites pesados se atribuye a sus cualidades
intrínsecas que se caracterizan por una baja gra-
vedad API (por lo general menos de 20), de alta
viscosidad, bajo punto de uidez e índice de aci-
dez alta. Cada uno de los factores anteriormente
mencionados conduce a un alto costo de produc-
ción de cada barril de petróleo pesado.
Propiedades de los crudos pesados
Las propiedades de ujo de los crudos pesa-
dos se han estudiado en términos de su compo-
sición y temperatura. Un trabajo experimental
mostró que la alta viscosidad de los petróleos pe-
sados se puede atribuir a la superposición de sus
asfaltenos. Se ha demostrado que sin resinas, la
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viscosidad sería aún mayor y que a medida que
disminuye la temperatura, no solo aumenta la
viscosidad, sino que también el comportamiento
reológico de los aceites pesados se convierte en
no newtoniano. En tales condiciones, las dilucio-
nes todavía parece ser un tratamiento adecuado
ya que disminuye fuertemente la viscosidad y el
comportamiento no newtoniano [3].
La viscosidad de un líquido se dene como
la propiedad de un uido que ofrece resistencia
al movimiento relativo de sus moléculas. La pér-
dida de energía debida a la fricción en un líquido
que uye se debe a su viscosidad. Aunque es muy
viscoso, los crudos pesados se comportan como
uidos newtonianos, donde la viscosidad es una
función solamente de la temperatura [4].
Aseguramiento de ujo
El aseguramiento de ujo se deriva como
una directriz operacional, que permite como re-
sultados las recomendaciones de cómo operar el
sistema, cuáles son las restricciones, cómo ma-
nejarlas y cuál es el impacto de esta información
a lo largo del transporte. Identicando las opera-
ciones de riesgo [5].
El aseguramiento de ujo requiere la aplica-
ción de múltiples disciplinas, en particular, una
combinación de la química de la producción
(caracterización del uido), la hidrodinámica de
múltiples fases, la termodinámica y la ciencia de
materiales. A esto se añade la necesidad de tener
una sólida comprensión de las limitaciones ope-
rativas, y queda claro por qué la experiencia en
el aseguramiento del ujo sigue siendo valorado
en la industria. El aseguramiento de ujo aborda
desde el proceso de extracción de petróleo hasta
su entrega en la disposición nal. Donde se debe
incluir varios aspectos claves de la mecánica de
uidos, transferencia de calor, química yacimien-
to de petróleo, y la instrumentación de procesos
y control. Es importante que se pueda predecir
la presión y la temperatura del uido como una
función del comportamiento del oleoducto en el
trasporte. Además se debe gestionar la corrosión,
erosión, deposición de cera, la deposición de in-
crustaciones, y la formación de hidratos. El efecto
de ujo inestable en la estabilidad de los controles
y equipos de proceso continúa para limitar el ran-
go de operación [6].
Comprender fundamentalmente los simu-
ladores ya que se han desarrollado permitiendo
un avance signicativo en la discusión y diseño
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Aseguramiento de ujo en el transporte de petróleo pesado – disminución de caudal
de ingeniería. La ciencia es fundamental para la
simulación, la simulación es fundamental para la
ingeniería y la ingeniería es fundamental para la
ejecución y operación. El aseguramiento de ujo
es exitoso cuando las operaciones generan un u-
jo able, manejable y rentable de los uidos desde
el proceso de extracción hasta el punto de venta.
La disciplina de aseguramiento de ujo impulsa
una nueva perspectiva, un nuevo enfoque en las
operaciones de producción ables, desde el dise-
ño conceptual de las operaciones [7].
En cada fase del desarrollo de un campo de
petróleo, se emplean modelos computacionales
para calcular la producción o costos. Sin embar-
go, las decisiones se basan en los resultados de
estos modelos. Algunos ejemplos son la caracte-
rización del campo y el pronóstico (forecast) de
producción [8].
Capacidad máxima de transporte
La capacidad máxima de transporte de los
oleoductos está denida como el caudal máxi-
mo de uido de una densidad y viscosidad dada
que puede transportarse, sin que la presión in-
terna sobrepase la máxima presión de operación
(MPO) en ningún punto a lo largo de la tubería.
Esta variable se determina haciendo uso de la teo-
ría de ujo de uidos por tubería.
Materiales y métodos
El modelamiento dinámico del transporte de
petróleo pesado se describe desde el punto de en-
trega del petróleo y su recorrido a lo largo del
oleoducto hasta llegar hasta su punto de entrega
nal. A manera de ejemplicación se emplea un
modelo de simulación dinámica que evidencia el
análisis hidráulico del comportamiento del oleo-
ducto que va desde la estación de bombeo (A),
pasando por la estación de bombeo (B) y (C) has-
ta llegar al punto de entrega (E), como se visualiza
en el esquema del oleoducto en la gura 1.
Figura 1. Esquema del oleoducto.
La simulación, considera los parámetros
de uido, caracterización del crudo pesado con
ajustes de densidad y viscosidad y parámetros
de campo: perl topográco, enterramiento,
diámetros internos y materiales, presiones y
temperaturas.
Condiciones de frontera
En el punto de salida (A) la temperatura se
considera en 162°F y con una fuente de masa de
18.98 GPM (27,331 bopd). En el punto de llegada
(E) la temperatura es de 98°F con una presión de
50 psig y un corte de agua de 0.05%.
Composición del uido
Se genera una composición para cada uido
de diferente densidad API basándose en la curva
TBP (True Boiling Point) curvas de temperatura
real de ebullición. Posteriormente, se obtiene los
otros uidos necesarios, para los cuales se realiza
ajustes de densidad y viscosidad. En la gura 2 se
muestra el ejemplo de ajuste de viscosidad para el
uido de 15.3 °API.
Figura 2. Ajuste de viscosidad experimental del
uido de 15.3 °API
(Resultados de prueba de campo).
Se generan las tablas de propiedades del ui-
do para las diferentes calidades API: 14.5, 14.4,
14.3, 14.1, 13.8, 13.5, 13.0, 12.9 °API, mante-
niendo como referencia los ajustes de las visco-
sidades anteriores. La composición del uido se
satura en condiciones estándar Temperatura =
60 °F y Presión 14.7 psi.
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Datos de tubería
La tubería tiene un tramo de 134 km de lon-
gitud con diámetro nominal de 16 pulgadas y un
tramo de 9 km de longitud con diámetro nominal
de 24 pulgadas. El esquema aproximado del oleo-
ducto se muestra en la gura 1.
La profundidad de enterramiento es aproxi-
madamente 1.5 m. Se calcula el espesor equiva-
lente para este enterramiento cuando se modela
como capas concéntricas siendo 3.19 m para la
tubería de 16 in y 3.28 m para la tubería de 24 in.
En la gura 3 se muestra el enterramiento de la
tubería y su distribución.
Figura 3. Enterramiento de la tubería.
Condiciones ambientales
Se supone una temperatura ambiente de 80°F.
Otras consideraciones
Se dispone de transmisores indicadores de
presión en ciertos tramos del oleoducto lo que
permite mediante la simulación contrastar los
valores reales con los calculados en la simula-
ción y conocer el porcentaje de desviación de los
parámetros en la simulación desarrollada. Con
todas estas consideraciones se podrá obtener los
perles de presión en el transporte de petróleo
pesado y se evalúa diversos ujos y diferentes
densidades API.
Es necesario tomar en cuenta que la máxima
presión de operación del oleoducto en las condi-
ciones actuales es 1,350 psi.
En la tabla 1, se muestran los caudales con
sus diferentes densidades API que se tienen pro-
nosticados como producción de petróleo pesado
(Forecast Petróleo).
Tabla 1. Forecast petróleo
Flujo bopd Densidad °API
25363 14.5
21057 14.1
17065 14.3
14077 13.8
11399 13.5
9209 12.9
7382 13.0
5680 13.5
Nota: Resultados de prueba de campo.
Resultados y discusión
Con respecto a la caracterización del ui-
do los resultados y ajustes obtenidos, se obtiene
una desviación en las viscosidades del crudo del
rango del 10 al 20% dentro de las temperaturas
de operación del oleoducto. Estas desviaciones
son normales ya que el crudo maniesta una alta
complejidad en lo que al comportamiento de la
viscosidad se reere.
En la figura 4 y figura 5 se muestran los
resultados de las presiones y temperaturas del
caso base.
Figura 4. Presiones del caso base del oleoducto
(Resultados de prueba de campo).
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Figura 5. Temperaturas del caso base del oleoducto
(Resultados de prueba de campo).
En la tabla 2 se muestran los resultados del
caso base de acuerdo a los datos de operación del
campo. Como se puede observar los resultados y
los datos de campo (presión y temperatura) están
dentro del 12% de desviación en cuanto se reere
a la presión; en tanto que los valores para la tem-
peratura muestran una diferencia no mayor al 1%
de desviación.
En referencia con estos resultados, el modelo
de simulación es concebido como representativo
para realizar el análisis de los diferentes caudales
descritos en la tabla 1, desde la estación (A) hasta
el punto de entrega nal (E).
Tabla 2. Resultados Case base Oleoducto
Localización Descripción
Datos
campo
Resultados Desviación
A P-Lanz., psig 1038 1014 2.3%
T-Lanz., °F 220 218 0.9%
B P-Recib., psig 613 613 0.0%
P-Lanz., psig 869 868 0.1%
T-Lanz., °F 132 132 0.0%
C P-Recib., psig 96 97 -1.0%
P-Lanz., psig 1268 1281 -1.0%
T-Lanz., °F 172 171 0.6%
D P-Recib., psig 130 138 -6.2%
E P-Recib., psig 50 56 -12.0%
-Lanz., °F T98 98 0.0%
Nota: P-Lanz.= es la presión en el lanzador, P-Recib.=
es la presión en el recibidor, T_Lanz. = es la tempera-
tura en el lanzador. (Resultados de prueba de campo).
Se evalúan las disminuciones de caudal y di-
ferentes densidades API (tabla 1) y los resultados
se muestran en la tabla 3, los valores no reporta-
dos para los ujos de 9,200 bopd y ujos menores
se debe a que exceden la presión de 2500 psi y no
muestran estabilidad.
Tabla 3. Resultados del comportamiento del oleo-
ducto con disminución de caudal
Presión de Lanzador, psi
Flujo (API)
bopd (°API)
Presión
A
Presión
B
Presión
C
25363 (14.5)
990 763 1003
21057 (14.1)
1213 900 1369
17065 (14.3)
1176 702 1231
14077 (13.8)
1628 1044 1980
11399 (13.5)
2173 1343 2332
9209 (12.9)
1580 2170 -
7382 (13.0)
- - -
5680 (13.5)
- - -
Presión de recibidor, psi
Flujo (API)
bopd (°API)
Presión
B
Presión
C
Presión
D
Presión
E
25363 (14.5)
613 96 122 50
21057 (14.1)
613 96 144 50
17065 (14.3)
613 96 131 50
14077 (13.8)
613 96 164 50
11399 (13.5)
613 96 167 50
9209 (12.9)
613 96 166 50
7382 (13.0)
613 96 - 50
5680 (13.5)
613 96 - 50
Nota: Resultados de prueba de campo.
De los resultados de la tabla 3, se puede ob-
servar en la gura 6, que no es posible manejar
ujos menores a 14,000 bopd (13.8 °API) debido
a que la máxima presión permisible del oleoducto
estaría excedida (1350 psi).
Figura 6. Presiones con diferentes caudales
(Resultados de prueba de campo).
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Conclusiones
Los datos actuales permiten desarrollar un
modelo de simulación que representa adecuada-
mente las condiciones operativas del oleoducto
de transporte que va desde la estación de bombeo
(A) hasta el punto de entrega nal (E). La desvia-
ción entre los valores reportados en campo y el
modelo de simulación no son mayores al 12 %.
Los diferentes ujos y densidades API permi-
ten evaluar el comportamiento de las estaciones
de bombeo en los puntos (A), (B) y (C), así como
el comportamiento en las líneas de transporte en
los puntos (D) y (E). Este análisis muestra que
cuando se uye a 14,000 Bpd y 13.8 de densidad
API, la presión máxima de operación del oleo-
ducto de (A) ha (B) se excede en 300 psi, en el
tramo de (C) ha (D) la presión máxima permisi-
ble del ducto se ve excedida por 600 psi.
Flujos menores de 14,000 bopd mostraron
requerimientos mayores de presión a diferentes
densidades API. Estos cambios tan drásticos en
la presión se deben al incremento de la viscosi-
dad en el uido a temperaturas más bajas. Ya que
la viscosidad muestra grandes variaciones con la
densidad API y temperatura, se recomienda to-
mar muestras de las viscosidades con las densida-
des API más típicas que se pudieran manejar en
este oleoducto para eliminar las incertidumbres.
Para ujos menores a 14,000 bopd se debe
considerar la inclusión de diluyentes, mejorado-
res de ujo u otros sistemas que permitan asegu-
rar el ujo de petróleo hasta su punto de entrega.
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rias hasta mes y medio) le remitirá la resolución nal sobre el mismo.
28. Para ser publicado en la revista Ingenio, todo artículo será sometido a una fase de selección y a un
proceso de dictamen. En la primera fase, el Comité Editorial seleccionará los artículos que corres-
pondan a las áreas temáticas tratadas en la revista y que cumplan con los requisitos académicos
indispensables de un artículo cientíco.
29. Las contribuciones serán sometidas al dictamen de dos especialistas en la materia correspondiente. Si
existe contradicción entre ambos dictámenes, se procederá a una tercera evaluación que se conside-
rará denitiva. El proceso de dictaminación será secreto y no se dará información nominal respecto
a éste. Una vez emitidas las evaluaciones de los árbitros consultados, se enviará a los autores el acta de
dictamen, y éstos tendrán un plazo no mayor de cinco días para entregar la versión nal del artículo
con las correcciones pertinentes si las hubiere.
30. El Comité Editorial de la revista vericará la versión nal con base en los dictámenes e informará a
los autores en qué número de la revista será publicado su trabajo. Las colaboraciones aceptadas se
someterán a corrección de estilo y su publicación estará sujeta a la disponibilidad de espacio en cada
número.