30 March, 2020 Revista Digital sobre Patentes, Marcas y Propiedad Intelectual

IMP patenta sistema para detectar arena que tapona ductos

Fuente: ANTIMIO CRUZ BUSTAMANTE, Reportero de Ciencia, Tecnología e Innovación, Revista Digital Mi Patente, [email protected], www.mipatente.com

Las mayores pérdidas en la extracción y transporte de hidrocarburos, como petróleo crudo, gasolinas o gas licuado, ocurren cuando un tubo de ducto se tapa o explota por un bloqueo de arena u otros sedimentos.

A raíz de este problema, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) creó una herramienta de cómputo original que permite prevenir el bloqueo de ductos de petróleo por acumulación de diferentes sustancias que fluyen durante la extracción, por ejemplo parafinas, asfaltenos y arenas. La invención, llamada PIPESOLIDS, ha sido patentada y puede ser vendida a compañías petroleras de México y de otros países.

Edgar Ramírez Jaramillo, líder del proyecto, explicó, en entrevista con Mi Patente, que esta herramienta es un software, que está constituido por una serie de ecuaciones y de modelos que se ajustan a datos experimentales y de campo.

El programa informático, único a nivel mundial, permite identificar las causas más comunes de taponamiento de ductos para hacer mejoras en diseño o mantenimiento preventivo antes de que un bloqueo genere pérdidas económicas o problemas de seguridad.

“Para que un usuario pueda utilizarlo, lo que se necesita, primero, es conocer cuáles son las condiciones con las cuales está produciendo el pozo. Nosotros lo que requerimos de información para hacer un cálculo o una simulación, son tres cosas: 1) la información termodinámica y físico-química de los hidrocarburos que se están produciendo en el pozo; 2) las características del pozo, como diámetros y profundidades, y 3) los datos de producción que nos tiene que dar el usuario, es decir, datos como presiones, temperaturas y gas. Con toda esa información nosotros la metemos al simulador y podemos decirles en qué punto de la tubería y en qué momento se va a empezar a obstruir la tubería”, indicó el doctor en Física con más de 20 años de trabajo en el IMP.

Búsqueda en la oscuridad

El simulador identifica el punto y la profundidad donde se están formando los sólidos y el tiempo y la extensión en la cual se va a tapar totalmente una tubería. Con esa información, el usuario puede establecer una estrategia para mitigar o controlar esos problemas.

“En estos casos, dependiendo del nivel de daño que se pueda presentar en el pozo, se pueden hacer dos cosas: intervenir el pozo utilizando algún procedimiento como la inyección de algún fluido o algún producto químico para evitar cerrar el pozo y que siga fluyendo, o cuando el problema es muy severo y el flujo se tape totalmente o en un porcentaje mayor, lo que procede es cerrar todo el pozo y retirar la tubería o cambiarla. Esto depende del grado de daño que se presente.

Un ducto dañado puede implicar riesgos de pérdidas económicas, pero también humanas.

“Implica riesgos económicos y de seguridad. Dependiendo del punto que se está bloqueando, se puede presurizar la línea y puede explotar”, puntualiza el coordinador del equipo que ha trabajado durante varios años en las diferentes versiones de PIPESOLIDS.

“La primera versión que nosotros sacamos de este simulador, era una plataforma que usaba un lenguaje JAVA. En esa época era una plataforma nueva que tuvo algunos problemas de conexión, pero todo eso se fue superando, en lo que tiene que ver con el software. En lo que tiene que ver con los problemas que primero empezamos a atacar, nosotros teníamos dos: el depósito de parafinas y el depósito de asfaltenos”, narra el doctor Ramírez Jaramillo.

“En esta nueva versión, que estamos ya listos para lanzar hemos incluido otras de las fracciones de sólidos orgánicos que presentan problemas durante la producción, en particular, de pozos que producen gas, que son los hidratos de gas. En este caso lo que hicimos fue incorporar modelos para poder predecir esa fracción o esa fase de sólidos, que tienen que ver con la presencia de agua y gas.

Además la herramienta desarrollad en el IMP incluyó el combate un fenómeno que muchos simuladores atacan pero no de la manera como lo hicieron los mexicanos: la presencia de arena.

“Hay muchos campos petroleros que producen arena que no está consolidada. ¿Qué quiere decir esto?, que durante la extracción se arrastra la arena que se va desprendiendo de la formación del pozo y se van con la corriente. Esos sólidos o arena, además de que aceleran el proceso de formación de depósitos pueden generar otros problemas como la corrosión y la erosión que afectan la integridad de los ductos y de todas las instalaciones. Con esta nueva herramienta podemos predecir qué tanto afectan las arenas a todo el sistema”, indicó el físico mexicano.

CRÉDITO DE LAS FOTOS:  Instituto Mexicano del Petróleo

FOTO 1:  Los circuitos de prueba de ductos ayudaron a perfeccionar la herramienta mexicana de predicción

FOTO 2: El doctor Edgar Ramírez Jaramillo ha contribuido a desarrollar diferentes versiones de esta herramienta

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