Tecnología de transporte mixto de petróleo y gas

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La tecnología de transporte mixto de petróleo y gas a largas distancias sigue siendo una técnica muy popular en la industria petrolera internacional. El objetivo final de los países desarrollados de Europa y América en la investigación y desarrollo de esta tecnología es lograr que las instalaciones para la explotación de yacimientos de petróleo y gas en aguas profundas y muy profundas estén completamente sumergidas, es decir, sin plataformas en la superficie del agua. De este modo, se pueden reducir significativamente los costos de exploración en condiciones ambientales adversas y en yacimientos de petróleo y gas de difícil acceso. Desde la década de 1980, el ritmo de investigación y aplicación a nivel internacional ha ido acelerándose constantemente. Actualmente, se ha pasado de la fase experimental a la fase de aplicación industrial y perfeccionamiento. Dos de las tecnologías clave ya se han puesto en práctica: la primera es la tecnología de transporte mixto por tuberías a larga distancia. La empresa noruega Statoil está haciendo realidad el concepto de sistemas de extracción de flujo multifásico bajo el agua. En el año 2007, en las aguas noruegas, a una profundidad de 850 metros, se construyeron dos tuberías submarinas paralelas para el transporte de gas y condensado. Estas tuberías tenían un diámetro de 750 mm y una longitud de 120 km. Su función era transportar directamente el gas natural y el condensado provenientes de 24 pozos de extracción hacia las terminales terrestres. Este sistema es, actualmente, el verdadero sistema de extracción de flujos multiphásicos bajo el agua en todo el mundo. Está compuesto principalmente por módulos de plataforma de pozo submarino, tuberías submarinas para el transporte de fluidos a presión natural, un sistema para la inhibición de los hidratos, un sistema de distribución y transformación de energía bajo el agua, y un sistema de automatización submarina. Su característica más destacada es que todas las instalaciones de producción se encuentran bajo el mar; no hay ninguna estructura en la superficie del mar. El segundo es la tecnología de presurización para el transporte mixto en el fondo marino. En el año 2007, la compañía británica BP instaló, por primera vez, dos bombas submarinas de transporte multiphásico en el yacimiento King, ubicado en el Golfo de México, Estados Unidos. Estas bombas tenían un peso de 92 toneladas cada una. Fueron colocadas a una profundidad de 1676 metros y a una distancia de 24 km de la plataforma de extracción. Con esto, se establecieron nuevos récords mundiales tanto en cuanto a la profundidad como a la distancia a la que se podía transportar el petróleo mediante estas bombas. Desde la década de 1990, nuestro país ha comenzado a ponerse al día con los avances de la investigación internacional en este campo. Durante el período 95, la China National Petroleum and Natural Gas Corporation inició la investigación sobre “técnicas de transporte de mezclas de petróleo, gas y agua”. Basándose en el seguimiento de las tecnologías avanzadas extranjeras, se lograron una serie de resultados importantes en esta área. Desde el año 2004, esta tecnología se ha ido aplicando en proyectos de yacimientos de petróleo y gas tanto en tierra como en el mar. En Kazajstán, así como en los yacimientos de petróleo y gas de Tarim y Daqing en nuestro país, se han diseñado y construido 5 tuberías de transporte a larga distancia, con una longitud de 23 a 75 km y una presión de transporte de 1,5 a 11 MPa. Entre ellos, la capacidad máxima de transporte de petróleo por cada tubería de transporte mixto es de 220×10000 t/a, mientras que la capacidad de transporte de gas es de 8×100000000 m³/a. Estos valores indican que los índices relacionados con el volumen y la longitud de estas tuberías se encuentran entre los mejores del mundo. Esto demuestra que la tecnología china para el transporte mixto de petróleo y gas a largas distancias ha entrado en una nueva fase de desarrollo. Sin embargo, en la actualidad, la tecnología de transporte mixto de petróleo y gas en nuestro país todavía presenta una diferencia significativa en comparación con los estándares avanzados del extranjero. Esta diferencia se manifiesta principalmente en los siguientes 3 aspectos: primero, los software para el cálculo dinámico de flujos multiphásicos. Estados Unidos, Reino Unido, Francia, Noruega, Canadá y otros países cuentan con software para el cálculo dinámico de flujos multifásicos que goza de derechos de propiedad intelectual propios. En cambio, nuestro país aún no cuenta con un software de este tipo que cuente con derechos de propiedad intelectual reconocidos a nivel internacional y que sea aceptado por la industria; esto es algo que no está acorde con el estatus de nuestro país como potencia petrolera. Al mismo tiempo, debido a la complejidad de los flujos multiphásicos, todos los programas actuales de cálculo dinámico de flujos multiphásicos disponibles en el extranjero no son de aplicación universal. Si dependemos a largo plazo de la adquisición de software y carecemos de capacidad para innovar por nuestra cuenta, iremos perdiendo gradualmente nuestra competitividad internacional. El segundo es la tecnología de bombas de transporte multiphásico de gran tamaño. A nivel internacional, las bombas para el transporte mixto de petróleo y gas que se utilizan en la práctica industrial tienen una potencia máxima por bomba de 6000 kW. En cambio, las bombas nacionales con experiencia en su fabricación tienen una potencia máxima por bomba de solo 300 kW, lo que representa una gran diferencia en comparación con los estándares internacionales más avanzados. Al mismo tiempo, el problema de la singularidad del tipo de bomba también es muy evidente. Tercero, la tecnología de captadores para flujos de segmentos de gran tamaño. Países como Estados Unidos y Canadá cuentan con fabricantes especializados en capturadores de flujo en chorro. En la práctica, el volumen de un único capturador de este tipo puede llegar a los 5600 m³. En nuestro país, por el contrario, aún no existen fabricantes especializados en estos dispositivos; el volumen máximo de los capturadores diseñados localmente es de solo 300 m³. En el próximo período, si se logra superar estos 3 desafíos técnicos, no solo mejorará significativamente el nivel de cálculo de flujos multifásicos y la fabricación de equipos críticos en nuestro país, sino que también se podrán obtener beneficios económicos al reducir los costos de adquisición de software y equipos en más del 50%.