Distribución de petróleo crudo en el mundo

ii
iii
AGRADECIMIENTOS Y DEDICATORIAS
A Dios:
Creador del universo, por permitirme llegar a este momento tan importante en
mi vida y obtener un logro mas en compañía de mis seres queridos, gracias por
darme la paciencia y serenidad en los momentos difíciles pero sobre todo por
guiarme por buen camino y llenarme de tu sabiduría; a ti principalmente dedico
este trabajo.
A mi madre Martha Vázquez Aparicio:
Por los sacrificios y el apoyo incondicional a lo largo de toda mi vida y
principalmente que como madre soltera darme la enseñanza de no darme por
vencida y que todo es posible si se quiere gracias, hoy dedico a ti de una manera
muy especial esta tesina que espero que la consideres como un gran logro tuyo.
A mi mamá María:
Por sus cuidados, enseñanzas y todo el apoyo que me ha brindado desde
pequeña, por acompañarme a lo largo de todo este camino y preocuparse por
forjarme como una persona de bien, porque sin ella tampoco lo hubiera logrado.
A mi tío Víctor:
Por darme su apoyo incondicional, por representar para mi una figura paterna y
guiarme por buen camino, por saber escucharme en momentos difíciles y
brindarme buenos consejos, a ti también dedico de manera especial esta tesina
gracias por formar parte esencial de este gran logro.
A mis hermanos Jessica y Alfonso:
Por compartir con ustedes todo tipo de momentos y por su compañía en la
trayectoria de este camino
iv
A mis tías María Antonieta, Oralia, Guadalupe y mi tío Jorge que me han
acompañado en la trayectoria de este camino y de cierta manera por sus buenos
consejos.
A Elías por su apoyo en todo momento, pero sobre todo por la paciencia que
me ha tenido en esos momentos difíciles y de desesperación.
A mi asesor de Tesina Ing. Sergio Natán González Rocha por su atención,
asesoría y dirección para realizar este trabajo.
A la Dr. Yolanda Marcela Enríquez Méndez por su apoyo en la realización de la
presente Tesina, gracias.
“A todos ustedes MUCHAS GRACIAS de todo corazón, que Dios los llene de
bendiciones, porque han sido una bendición en mi vida y sin ustedes no hubiera
sido posible este logro que hoy en día me llena de satisfacción poder compartir
con ustedes”
Martha Nayeli
v
ÍNDICE
Pág.
INTRODUCCIÓN ..................................................................................... i
JUSTIFICACIÓN ..................................................................................... ii
OBJETIVOS........................................................................................... iii
CAPÍTULO I.- MARCO TEÓRICO ........................................................... 1
1.1 Importancia de los crudos de alta viscosidad .................................. 1
1.2 Origen de los crudos de alta viscosidad .......................................... 3
1.3 Clasificación de los crudos ............................................................. 4
CAPÍTULO II.- PROPIEDADES DE LOS CRUDOS DE ALTA
VISCOSIDAD .................................................................................... 7
2.1 Características de los crudos ......................................................... 7
2.2 Relación de la µ vs T..................................................................... 8
2.3 Principales limitantes ................................................................... 10
CAPÍTULO III.- MÉTODOS PARA MEJORA DE PROPIEDADES DEL
CRUDO DE ALTA VISCOSIDAD .......................................................... 12
3.1 Adición de aditivos ....................................................................... 12
3.1.1 Reductores de viscosidad para crudo pesado ...................... 13
3.1.2 Inhibidores-Dispersantes de asfáltenos ............................... 14
3.1.3 Desemulsificantes ............................................................... 15
3.1.4 Biorreductor de Viscosidad .................................................. 15
3.2 Dilución ....................................................................................... 17
3.2.1 Inyección de diluentes ligeros .............................................. 17
3.2.2 Importancia de la inyección de diluente ............................... 19
vi
3.3 Calentamiento ............................................................................. 21
3.3.1 Aspectos de Importancia ..................................................... 23
3.4 Inyección de agua caliente ........................................................... 24
3.5 Inyección de vapor ....................................................................... 26
3.5.1 Inyección continúa de vapor ................................................ 27
3.5.2 Inyección cíclica .................................................................. 30
3.5.3 SAGD (Drenaje Gravitacional Asistido Por Vapor) .............. 33
3.6 Mejoramiento Parcial (Upgrading) ................................................ 35
CAPÍTULO IV.- MÉTODOS NUEVOS DE TRANSPORTE DE CRUDOS
PESADOS ....................................................................................... 38
4.1 Emulsión ..................................................................................... 38
4.2 Flujo anular.................................................................................. 41
CAPÍTULO V.- ANÁLISIS COMPARATIVO.......................................... 43
CONCLUSIÓN ..................................................................................... 45
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................... 47
REFERENCIAS DE INTERNET ............................................................. 48
GLOSARIO ........................................................................................... 50
vii
LISTADO DE FIGURAS
Pág.
Fig. 1 Distribución de petróleo crudo en el mundo. ................................... 1
Fig. 2 Representación geográfica de los países con reservas de
crudo de alta viscosidad .......................................................................... 2
Fig. 3- Crudo de alta viscosidad............................................................... 7
Fig. 4- Relación entre la viscosidad y la temperatura
de crudos viscosos .................................................................................. 9
Fig. 5- Comparativa de la productividad en pozos de crudo de alta
Viscosidad............................................................................................. 14
Fig. 6- Esquema del proceso de dilución................................................ 18
Fig. 7- Método de Calentamiento........................................................... 22
Fig. 8- Esquema de Inyección de agua caliente ..................................... 25
Fig. 9.- Diagrama esquemático de la inyección de vapor continua
y distribución aproximada de los fluidos en el yacimiento........................ 28
Fig. 10- Representación esquemática de un proceso de inyección
cíclica de vapor ..................................................................................... 30
Fig. 11- Método de drenaje gravitacional asistido por vapor ................... 34
Fig. 12- Esquema AQC a boca de pozo ................................................. 36
Fig. 13- Representación de gota de emulsión o/w .................................. 38
Fig. 14- Representación del proceso de emulsión .................................. 39
Fig. 15- Flujo anular .............................................................................. 41
viii
LISTADO DE TABLAS
Pág.
Tabla 1: Clasificación general de los crudos ............................................ 5
Tabla 2: Análisis Comparativo ............................................................... 44
ix
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo aborda la importancia de los crudos de alta viscosidad y
la evaluación de las diversas alternativas de métodos de mejora en las
propiedades de flujo para el transporte de estos; debido a que en la industria
petrolera por años evitaron la explotación de estos yacimientos es porque la
extracción, transporte y procesamiento resulta ser más costoso que para los
crudos livianos, pero en la última década las empresas han cambiado su actitud
ante los elevados precios del petróleo y la escasez de hidrocarburos ligeros.
Los crudos de alta viscosidad también denominados como crudos de alto peso, se
encuentran presentes en muchos reservorios del mundo y representan una
importante fuente potencial para el incremento de reservas de cualquier país. El
futuro de estos crudos, depende no únicamente de la capacidad de producción,
sino de disponer de tecnologías con capacidad de transporte y así poder
transformar las reservas potenciales en proyectos viables, pero esta nueva
tendencia ha representado un reto desde el punto de vista técnico, pues no es lo
mismo producir crudo liviano que crudo viscoso, es por eso que la experiencia
adquirida durante tantos años en la producción de hidrocarburos livianos aporta
experiencia que resulta ser no suficiente para resolver problemas relacionados con
fenómenos petrofísicos y petroquímicos propios de los crudos de alta viscosidad.
Debido a lo planteado existe la necesidad de que las compañías petroleras
dedicadas a la exploración de estos crudos estén a la vanguardia y cuenten con la
información necesaria y actualizada de los diversos métodos de recuperación
mejorada disponibles; los cuales se describirán brevemente ya que estas
tecnologías pueden proporcionar hacer económicamente viables el desarrollo de
estos. En este contexto, la presente tesina presenta un estudio de los crudos de
alta viscosidad y la evaluación de las diferentes alternativas de métodos ya
probados y en desarrollo, que en conjunto con un análisis comparativo y el
desarrollo de conclusiones obtenidas, permitirá tener una idea más clara y precisa
sobre el tema a tratar.
i
JUSTIFICACIÓN
El objetivo del presente trabajo es realizar el estudio de los crudos de alta
viscosidad y las distintas alternativas tecnológicas disponibles y en desarrollo para
el transporte de estos; posteriormente se realizará un análisis comparativo,
buscando la identificación de los métodos mas eficientes de aplicar en base a sus
características para quienes requieran de la implementación de este tipo de
información.
Con el desarrollo de este trabajo recepcional se pretende tener una fuente de
consulta accesible, clara y de manera actualizada, para todas aquellas personas
interesadas en el tema.
ii
OBJETIVOS
El objetivo general del presente trabajo recepcional es dar a conocer y
describir los métodos de mejora para el transporte de crudos de alta viscosidad
implementados a nivel mundial.
Los objetivos particulares dentro del desarrollo del tema, son los siguientes:

Describir la importancia y características de los crudos de alta
viscosidad.

Conocer las limitaciones para el transporte de estos.

Describir el funcionamiento de cada método.

Conocer las características más importantes de los métodos.

Mencionar los beneficios que se obtienen al usar cada uno de estos.

Mencionar los métodos que están en desarrollo.

Comparar cada uno de los métodos, logrando identificar que
métodos son los más viables y por qué razón se destacan.
iii
CAPÍTULO I
MARCO TEÓRICO
1.1 Importancia de los crudos de alta viscosidad
A través de los años las reservas de crudos convencionales van
disminuyendo lo que origina tener una visión de que estas reservas deben ser
sustituidas y para lo cual los yacimiento de crudos de alta viscosidad poseen un
peso preponderante, ya que estos contienen las reservas más grandes del
planeta, se estima que aproximadamente existen de 6 a 9 trillones de barriles [0.9
a 1.4 trillón de m3] de crudos de alta viscosidad, lo que es equivalente al triple de
las reservas de crudos convencionales existentes, de aquí se deriva una vertiente
hacia el interés por el estudio e investigación de estos crudos.1
Para tener un panorama más claro de la distribución de los
crudos de alta
viscosidad y su importancia como reserva mundial ante el agotamiento de crudos
medios y livianos que los convierte en una fuente obligada de hidrocarburos:
Se observa en la Fig.1 la distribución de petróleo crudo en el mundo:
Distribución de petróleo crudo en el mundo
30%
30%
Crudo convencional
Crudo viscoso
25%
15%
Crudo extraviscoso
Arenas petrolíferas bitúmenes
Fig. 1 Distribución de petróleo crudo en el mundo.1
1
Koper R. Robert, Decoster Eric, Guzman G. Angel, Huggies Cynthia, Larru Knauer, Minner Mike,
Kupsch Nathan, Linares H. Luz Maria, Rough W. Mike, 2002,PDF, “Hevy-Oil Reservoirs”
1
Actualmente entre los principales países productores de crudos de alta viscosidad
como se observa en la Fig. 2 se encuentran: Canadá y Venezuela en donde
destaca la Faja del Orinoco, ya que tiene la mayor reserva de estos crudos a nivel
mundial; entre otros países productores de este tipo de crudos tenemos México,
California, Brasil, Arabia Saudita, África, Irán, Colombia, Perú, Cuba, Ecuador,
China, Italia y Rusia.2
Fig. 2 Representación geográfica de los países con reservas de crudo de alta viscosidad.2
Por otra parte, la fuente de energía del mundo esta girando alrededor del petróleo
crudo y los crudos ligeros se siguen consumiendo día a día puesto que se prevé
que estos, no serán suficientes para satisfacer la demanda en el futuro lo cual
originará que se eleven los precios de crudos convencionales; ya que habrá una
menor disponibilidad de estos, y considerando que algunos países tienen grandes
reservas de crudos de alta viscosidad existe la necesidad de incorporar a
producción las cuantiosas reservas de estos; lo cual está incentivando a las
2
Osorio Rafael., 2006, html, Datos Petroleros UNI.
2
compañías petroleras a invertir en estos proyectos, así, debido a estos factores,
las áreas de este tipo de crudos empezaron a tener suma importancia a nivel
mundial.
Por lo anterior se considera que los crudos de alta viscosidad prometen
desempeñar un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera y muchos
países están sujetos a incrementar la producción de estos, pero para lograr esto
se tiene una serie de limitantes considerando que los crudos de alta viscosidad en
comparación con los crudos livianos presentan desafíos y obstáculos para su
transporte, que están siendo superados con nuevas tecnologías y modificaciones
de los métodos desarrollados para los crudos convencionales.
1.2 Origen de los crudos de alta viscosidad
Los crudos de alta viscosidad pueden ser generalmente similares en su origen a
los crudos convencionales, pero son el resultado de una diferente evolución.
Cuando el petróleo crudo se genera en la roca fuente, este no es un crudo
viscoso. Los especialistas geoquímicos concuerdan que casi todos los petróleos
crudos se generan inicialmente con gravedad API entre 30° y 40° lo que indica
que el crudo producido no proviene de la generación como crudo pesado por lo
que el crudo se convierte en crudo de alta viscosidad solamente después de estar
sujeto a una importante degradación; la cual ocurre a través de una variedad de
procesos, tal como se describe a continuación:
(1) Un proceso biológico, químico y físico, por bacterias transportadas por agua
superficial que metaboliza a los hidrocarburos en moléculas más pesadas.
(2) Por medio de las aguas de formación, que remueven los componentes más
livianos por solución, debido a que estos son más solubles en agua.
(3) Por otro lado, el petróleo crudo también se degrada por volatilización
cuando se tiene una roca sello de baja calidad, lo cual permite que las
moléculas más ligeras se separen y se escapen. 3
3
Curtis Carl, Rough Howard, 2003, pdf 32-50, “Yacimientos de petróleo pesado”.
3
Los sedimentos, suelos y aguas contienen más de 30 tipos de microrganismos
capaces de degradar y oxidar los constituyentes del crudo y los hidrocarburos
parafínicos, nafténicos y aromáticos, sean solidos, líquidos o gases están sujetos
a la degradación microbiana.
Por lo anterior la degradación es la causa principal de la formación de los crudos
pesados; ya que ésta produce la oxidación del crudo, reduciendo la relación
gas/petróleo (GOR) e incrementando la acidez, la viscosidad y el contenido de
azufre y de otros metales.
Por otra parte, es importante mencionar que los crudos de alta viscosidad se
producen típicamente de formaciones geológicas jóvenes (Pleistoceno, Plioceno y
Mioceno); estos reservorios se caracterizan por encontrarse poco profundos y
tener sellos poco efectivos, de tal manera que se pueda establecer las condiciones
apropiadas para la formación de estos crudos.
1.3 Clasificación de los crudos
Los tipos de petróleo crudo pueden ser determinados de distintos modos en
función al criterio que se desee considerar como predominante, siendo los más
comunes:
Por su composición química
Este tipo de clasificación depende estrictamente de la presencia de ciertos
componentes químicos en el crudo, así como de la unión de éstos en elementos
más complejos, su importancia radica en las características particulares que cada
uno de estos elementos. Así tenemos que se puede clasificar en:
Parafínicos: Son los crudos de Base Parafínica que contienen muy poca cantidad
de asfalto. Son muy fluidos y de color claro. Proporcionan una mayor cantidad de
nafta.
Nafténicos: Son los crudos de Base Nafténica dan un residuo pesado oscuro o
asfalto. Son muy viscosos y de coloración oscura. Generan una gran cantidad de
residuos tras el proceso de refinación.
4
Mixtos: Son los hidrocarburos de Base Mixta o Intermedia que contienen
parafínicos y nafténicos.
Por su densidad
La referencia que sustenta esta clasificación es la gravedad API que es la
gravedad específica de un crudo expresado en términos de grados API (Instituto
Americano del Petróleo).4
Tabla 1: Clasificación general de los crudos.
CRUDO
DENSIDAD g/cm3
GRAVEDAD API
Extra pesado
> 1.0
10
Pesado
– 0.92
10.0 - 22.3
Mediano
0.92 – 0.87
22.3 – 31.1
Ligero
0.92 – 0.87
31.1 – 39
Súper ligero
< 0.83
>39
Fuente: http://www.imp.mx/petroleo/tipos.html
La Gravedad API determinar si el crudo es más liviano o pesado, como se observa
en la Tabla 1 esta clasificación propuesta por el Instituto de Petróleo Americano
indica que a una menor gravedad API el crudo será más viscoso.
4
Duenas Yania, 2008, htm, Extracción del Petróleo, consultado el 28 de agosto del 2012.
5
Para transformar la densidad de un crudo expresada en g/cm3, a grados API, se
aplica la siguiente ecuación:
°API
Donde
141.5
131.5
es la densidad del crudo
Por su contenido de Azufre
El azufre puede estar presente en el crudo, en el gas y en el agua de formación
como azufre elemental, sulfatos o sulfuros (que son de fácil descomposición y
pueden eliminarse como gas sulfhídrico), pero la mayoría del azufre se presenta
en forma de mercaptanos.
El contenido de azufre en el crudo varía dentro de un amplio margen, desde
simples trazas, hasta concentraciones de más del 5%. Por el contenido de azufre,
a los crudos se los clasifica como:
Petróleos dulces: Son los que tienen una concentración de azufre de hasta el
2%.
Petróleos agrios o amargos: Son los que tienen concentraciones mayores al 2%.
6
CAPÍTULO 2
PROPIEDADES DE LOS CRUDOS DE ALTA VISCOSIDAD
El crudo es un químico compuesto muy complejo el cual consiste de
muchos elementos. Contiene impurezas tales como azufre, oxigeno, nitrógeno y
ciertos metales que deben ser removidos. Sus dos componentes principales son el
hidrogeno y el carbono, así que el nombre de hidrocarburos se emplea con
frecuencia cuando se refiere al crudo, el cual igualmente conocemos como
petróleo.
Las propiedades físicas que distinguen a los crudos de alta viscosidad de los
ligeros incluyen una mayor densidad y viscosidad, así como la composición de
peso molecular.
La presencia en diversas cantidades de cada uno de los elementos químicos
(orgánicos e inorgánicos) que lo componen, determinan sus características
particulares como el color, densidad, viscosidad, entre otras.
2.1 Características de los crudos
Una de las características de estos crudos es su elevada viscosidad como se
puede observar en la Fig. 3; esta es una propiedad de los fluidos que determina la
resistencia del mismo a permanecer en movimiento, representada también
indirectamente por la densidad que es generalmente definida en términos de la
gravedad API. A una mayor densidad del crudo, menor es la gravedad API.
Fig. 3- Crudo de alta viscosidad.5
7
El Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) define al crudo viscoso
como el que tiene gravedad API entre 10.0° y 22.3° y el extra viscoso en el rango
(1- 9.9) °API; sin embargo la naturaleza no reconoce estos limites ya que en
algunos reservorios, el crudo con gravedad tan baja como 7° o 8° API se
considera viscoso más que extra viscoso debido a que se puede llevar a cabo su
producción a través de métodos de producción especiales para crudos viscosos.
En la escala de viscosidad en cp., los crudos viscosos se caracterizan por tener
una viscosidad en el rango de 1000 a 10,000 cp. y los extra viscosos tienen una
viscosidad de mas de 10,000 cp., si se considera que el agua tiene una viscosidad
de 1.002 cp. a 20°C, se apreciará la poca fluidez de estos crudos.5
Los crudos de alta viscosidad se caracterizan también por ser ricos en asfáltenos y
resinas, además contienen bajo rendimiento de fracciones ligeras y por
consecuencia se generan altas cantidades de fracciones pesadas. Otras
características de estos crudos, es que tienen un alto contenido porcentual de
azufre, de igual manera pueden tener un apreciable contenido de sal; así como un
alto nivel de metales (níquel, vanadio entre otros). A veces pueden tener también
cierta cantidad de sulfuro de hidrógeno, que es muy corrosivo y venenoso. Por lo
general el color de su textura es obscura - negra y presentan un olor muy fuerte.
Por otra parte estos crudos, presentan especiales, pero no insuperable desafíos
para una producción rentable y es importante considerar la densidad y viscosidad
del crudo ya que determinan el perfil de producción para una compañía petrolera.
El conocimiento de las características de los fluidos pesados es fundamental para
decidir los mejores métodos de extracción, producción y procesamiento de un
campo.
2.2 Relación de la µ vs T
Cada crudo pesado, crudo extra pesado y bitumen posee su propia relación de
temperatura-viscosidad, pero todos siguen la tendencia que al aumentar la
5
Castro P. Josmary., 2008, htm, Crudos de Alta Viscosidad.
8
temperatura la viscosidad se reduce. Esta relación es un factor clave para el
estudio del comportamiento de los crudos en la aplicación de los métodos de
recuperación asistida para producirlos.
Como ya sabemos la viscosidad de un fluido es una medida de la fricción interna o
resistencia que ofrecen sus moléculas a fluir. Todo fluido tiene un cierto grado, por
muy pequeño que sea, de viscosidad, pues es una característica propia de ellos.
Cuanto mayor sea la viscosidad de un fluido, la resistencia que muestra éste a una
fuerza externa es mayor.
Por otra parte la temperatura es una medida del calor o energía térmica de las
partículas en una sustancia.
La viscosidad varía con la temperatura y es fuertemente dependiente de esta,
como se observa en la Fig. 4:
Fig. 4- Relación entre la viscosidad y la temperatura de crudos viscosos.1
- A mayor temperatura: se puede observar que a medida que aumenta la
temperatura, se obtiene una reducción en la viscosidad; siendo temperatura y
viscosidad inversamente proporcionales.
9
- A menor temperatura: en este caso a medida que disminuye la temperatura, se
obtiene un aumento de viscosidad. En este caso, temperatura y viscosidad serían
indirectamente proporcionales.
Por lo tanto un incremento en la temperatura da lugar a dos efectos contrarios. En
primera instancia, una disminución en la densidad y viscosidad implica un
aumento en la velocidad del flujo lo cual permite que una mayor cantidad de crudo
sea procesada en un determinado periodo.
La viscosidad de los crudos puede estar sujeta a cambios de temperatura, así que
un crudo viscoso se torna mas fluido si se mantiene a una temperatura más alta
que la ambiental. Esta disminución de la viscosidad hace que la fricción sea menor
y, por ende, facilita el flujo y hace que la presión requerida para el bombeo por
tubería sea menor. La viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente
la medida más importante para un productor de hidrocarburos ya que determina
que tan fácil fluirá.
2.3 Principales limitantes
La industria petrolera al querer incorporar a la producción de crudo las cuantiosas
reservas que existen de los crudos de alta viscosidad se enfrentan a una serie de
dificultades debido a las características ya mencionadas que presentan estos, en
donde su principal limitante es la resistencia que presentan a fluir, lo que origina
que su transporte y manejo sea complicado haciéndolos
difíciles y caros de
producir por lo cual requiere procesos y tratamientos adicionales para su
aprovechamiento dando lugar a la necesidad de aplicar nuevas tecnologías
emergentes.
Una limitante más destaca en que la mayoría de los equipos e infraestructuras
existentes están adecuadas para la extracción y transporte de crudos
convencionales para lo cual las empresas petroleras deben considerar que el
procesamiento de crudo viscoso requiere de mayores y costosas instalaciones así
como grandes inversiones en equipos nuevos o químicos que permitan el
mejoramiento de este, tanto en el yacimiento como en la superficie.
10
Por otra parte, al considerar que para elevadas viscosidades, la demanda de
energía que se requiere para ponerlos en movimiento es extremadamente alta, lo
cual implica otros costos elevados, que, sumando a su valor comercial moderado,
repercute directamente en la rentabilidad de este tipo de negocio para la industria
petrolera.
Es evidente que los crudos pesados son notablemente difíciles de recuperar,
transportar y refinar en comparación a los crudos convencionales. Y ante el
principal desafío que consiste en aligerarlos para mejorar la movilidad y así lograr
que fluya con mayor facilidad es necesario implementar soluciones mediante la
aplicación de métodos de recuperación mejorada y tecnología que permita reducir
la viscosidad de estos crudos, así como su calidad en términos de reducción de
componentes no deseados los cuales se pretenden que sean técnica y
económicamente optimizados para lograr un aumento en el recobro de estos.
Finalmente ante todas estas dificultades que presentan los crudos de alta
viscosidad y al considerar que las reservas de estos son de cinco a diez veces
mayores que las de crudo convencional, la industria petrolera centra su interés, en
investigaciones y análisis constantes de las tecnologías actuales y futuras que
prometen ser viables para el mejoramiento de las propiedades de flujo de estos
crudos, para ello surge la propuesta de estudiar teóricamente la aplicación de las
diversas técnicas y/o métodos en los yacimientos de este tipo de crudos para
mejorar e incrementar la explotación de estos, y así mantener una plataforma de
producción elevada, durante el
mayor tiempo posible, logrando grandes
volúmenes de este tipo de crudos y convirtiéndolos en activos rentables.6
6
Wunnik V. John, Felber J. Betty, Miller A. Clarence, 2008, pdf,
pesado”.
“La importancia del crudo
11
CAPÍTULO III
MÉTODOS DE MEJORA DE PROPIEDADES DEL CRUDO
Una vez que se tiene el conocimiento, localización de los yacimientos de
crudos de alta viscosidad y considerando su principal limitante que deriva una
serie de dificultades es importante determinar como extraer este valioso fluido a la
superficie.
Existen varios métodos disponibles para mejorar los crudos de alta viscosidad, los
cuales se dividen en dos tipos principales, según la temperatura.
1.- Métodos de producción en frio
Son aquellos que no requieren el agregado de calor pueden ser utilizados cuando
la viscosidad del crudo en condiciones de yacimiento es lo suficientemente baja
como para permitir que este fluya a regímenes económicos, pero estos por lo
general no son factibles en el tratado de estos crudos.
2.- Métodos termales
Son métodos asistidos termalmente que se utilizan cuando el crudo debe ser
calentado para fluir, estos métodos se caracterizan por ser los más viables para la
explotación y transporte de los crudos de alta viscosidad.
Es importante considerar que cada reservorio posee crudo con diferentes
propiedades físicas y se halla en una etapa diferente del proceso de maduración,
por lo que para cada uno se utiliza diferentes técnicas de desarrollo y de
producción.
3.1 Suministro de aditivos
En base al tratado de crudos de alta viscosidad se han desarrollado tecnologías
de recuperación y transporte mejoradas a nivel químico, que incrementan la
efectividad de los procesos de producción en yacimientos petrolíferos lo cual
brinda una serie de beneficios.
12
Un Aditivo es un producto químico que se agrega para mejorar o incrementar las
propiedades del crudo en este caso se busca una mejora de su viscosidad,
contrarrestar la presencia de asfaltenos, combatir la corrosión y formación de
emulsiones no deseadas logrando con ello incrementar la producción.
3.1.1 Reductores de viscosidad para crudo pesado
Extraer el crudo de alta viscosidad de los pozos es algo extremadamente
problemático, ya que la fuerte presión desciende entre la base del tubo de
producción y las bombas de presión de la boca del pozo y limita la producción.
La viscosidad es un parámetro que influye en la potencial emisión de
contaminantes y la magnitud de ésta depende de la conformación química del
crudo, de manera que a mayor proporción de fracciones ligeras, menor es la
viscosidad. Este valor depende además de la temperatura ambiente, de forma que
cuanto menor resulta ésta, más viscoso es un crudo.
Esta propiedad es una especificación de primer orden en los crudos, ya que
condiciona las cualidades requeridas para la lubricación; en base a ello varias
empresas a nivel mundial dedicadas a proporcionar soluciones a esta
problemática ofertando aditivos y servicios de calidad, siempre innovando los
productos ofertados de acuerdo a las necesidades de sus clientes.
Los reductores de viscosidad y mejoradores de flujo de crudo utilizan la tecnología
de químicos los cuales están formulados con aditivos del tipo surfactante o de una
combinación de tensioactivadores, de solventes mutuos y de solventes orgánicos.
Estos productos químicos pueden proporcionar un buen efecto mejorando la
viscosidad como se puede observar en la Fig. 5, además estos aditivos pueden
conseguir buen efecto en la temperatura alta y la temperatura ambiente; son
fáciles de transportar, se pueden manipular de forma segura y son fáciles de
utilizar. Los productos químicos, después de pre mezclarlos en el exterior, se
inyectan por el ánulo del pozo por lo general en pequeñas dosis. Con esta
tecnología podemos hacer optimizar la producción y por consecuencia aumentarla.
13
Fig. 5- Comparativa de la productividad en pozos de crudo de alta viscosidad.1
Algunos ejemplos de estos aditivos de algunas empresas proveedoras son:

Reductor de la viscosidad del petróleo crudo JHT-08

Reductor de la viscosidad del petróleo crudo DAL-994

Reductor de la viscosidad del petróleo crudo MTH-3501

Reductor de viscosidad BONNAFIDE-120554
Estos productos reducen la viscosidad del crudo con el alto contenido de la
resina y del asfalto. Entre los principales países fabricantes de estos aditivos se
encuentran: China, E.U., La India, Alemania, Argentina, Australia, Tailandia entre
otros.
3.1.2 Inhibidores-Dispersantes de asfáltenos
En base a que los crudos de alta viscosidad presentan un alto número de
asfaltenos se requiere de este tipo de aditivos que controlan eficientemente la
acumulación de estos en la tubería de producción afectados por depósitos
orgánicos pesados en pozos, disminuyendo su tasa de declinación y reduciendo
sustancialmente la producción diferida y la sobresaliente en comparación con
otros aditivos.
Así estos aditivos se caracterizan por mejorar la producción de hidrocarburos un
ejemplo de inhibidor-dispersante de asfáltenos elaborado a base de oxazolidinas,
14
que previenen la precipitación de asfaltenos, dispersan los ya formados y protegen
las superficies metálicas.
Este se aplica de manera continua en bajas dosificaciones, como un tratamiento
preventivo y de control, que evita detener la operación del pozo.
3.1.3 Desemulsificantes
La nomenclatura de crudos de alta viscosidad se debe en cierta parte a depósitos
(emulsiones) que están ligados al crudo en el subsuelo, provocando obstrucciones
en las tuberías o formaciones geológicas de donde proviene el crudo, lo que
ocasiona una disminución en su productividad. Sin embargo esta limitante se
puede combatir mediante la aplicación de desemulsificantes que son químicos
diseñados para combatir las emulsiones.
La solubilidad de un desemulsificante depende de su composición, así como la del
crudo y de la concentración de sal. Y al implementar estos químicos el resultado
es un crudo sustancialmente anhidro a un costo mínimo.
3.1.4 Biorreductor de viscosidad
Es un recurso renovable que mejora la calidad del crudo haciéndolo mas
manejable permitiendo que fluya a través de las tuberías de producción.
Técnicamente es un reductor de viscosidad o surfactante base aceite, que
interacciona con moléculas de hidrocarburo reduciendo sus fuerzas interfaciales,
incrementando la separación intermolecular y reduciendo la viscosidad del crudo.
Asimismo, favorece el rompimiento de emulsiones debido al debilitamiento de las
fuerzas que las estabilizan. Este producto se elabora a partir de biodiesel
producido a partir de aceites vegetales.
El BRV es una tecnología patentada que hace posible la explotación, transporte,
manejo y mejoramiento de la calidad del crudo de alta viscosidad. Maximizando la
rentabilidad de los proyectos de inversión en los campos petroleros de estas
características. El BRV facilita el movimiento de éste a través de los ductos sin
necesidad de calentarlo.
15
Beneficios del BRV
Está fabricado a partir de aceites vegetales, por lo tanto, su aplicación genera
beneficios tecnológicos, económicos, sociales y ambientales, tales como:
 Mejoras en el flujo de crudo extra-pesado en instalaciones de producción
terrestres y marinas.
 Evolución tecnológica y cultural dentro de la industria de bioenergéticas,
que beneficia a los pequeños agricultores por la alta producción de estos
aplicados a la industria petrolera.
 Reducción de emisiones de CO2.
 Favorece la biodiversidad y conservación ecológica.
Estos productos químicos pueden originar un descenso drástico de la viscosidad y
de los costos operativos, al eliminar los disolventes volátiles caros, mejorar el
rendimiento de la bomba, aumentar el índice de producción, mejorar la vida del
yacimiento, proteger los activos de producción y mejorar la seguridad.
Es importante mencionar que antes de aplicar productos químicos en el proceso
de explotación de crudos se debe realizar una evaluación de los aditivos para
asegurar un soporte oportuno y confiable en la realización de las diferentes
pruebas de avaluación y desempeño de los productos químicos que demanda la
industria petrolera en este apartado, por medio de la realización de análisis físicos,
químicos, microbiológicos y de funcionalidad, que constituyen los componentes de
estos, elaborados con las tecnologías de las empresas proveedoras.
Ventajas
 Su uso tiene alto impacto en reducción de la viscosidad.
 Facilitan la extracción y transporte del crudo.
 Originan una mejor fluidez y elevan la producción.
 Son de manipulación práctica y fácil dispersión.
 Disminuye gastos operativos y de mantenimiento.
16
Desventajas
 El precio de los aditivos es elevado.
 Se pueden originar problemas ambientales.
 La eficacia de ciertos aditivos disponibles comercialmente tiende a ser
limitada y eso eleva aun más su costo.
3.2 Dilución
El método dilución consiste en mezclar crudo de alta viscosidad con hidrocarburos
medianos, livianos o con cortes de petróleo como querosén o nafta o
condensados, en una proporción tal que permita reducir su viscosidad y así
originar su movimiento a través de tuberías en condiciones económicamente
aceptables, esto es: diluirlo hasta conseguir una mezcla operacionalmente
manejable desde el punto de vista de su fluidez. Para que esto suceda habrá que
determinar la calidad y cantidad de diluente necesario para conseguir la mezcla
buscada y así obtener resultados eficientes.
Existe una relación exponencial entre la viscosidad resultante de la mezcla y la
fracción de volumen del diluyente, lo cual respalda a la dilución como un método
muy eficiente.
3.2.1 Inyección de diluentes ligeros
Una de las técnicas de mayor aplicación para el transporte de crudos de alta
viscosidad es mediante la mezcla con crudos ligeros, reduciendo de esta manera
su viscosidad. Tradicionalmente se utilizan crudos ligeros con un rango de
densidad API 35 a 45° y de alto valor comercial para esta función. En este punto
se detalla la técnica de transporte por dilución, pero con la particularidad de
recuperar el diluente como se observa en la Fig. 6.
17
Fig.6- Esquema del proceso de dilución.5
Dependiendo del diseño del proceso, las calidades del diluente pueden variar
desde un diesel pesado hasta naftas ligeras. Una de las ventajas de la utilización
de diluentes más ligeros es la reducción de los volúmenes en el circuito de
transporte.
Modos de Aplicación
La inyección de diluentes puede realizarse en fondo o en superficie. A su vez, la
inyección en fondo puede hacerse a la succión o a la descarga de la bomba. La
ventaja de hacerlo a la succión es que la viscosidad de los fluidos a la entrada
disminuye, lo cual propicia un mayor llenado de la cavidad, aumentando la
eficiencia volumétrica. Por otro lado, en este caso la bomba maneja no solo los
fluidos de yacimiento, sino también el caudal de diluente, lo cual disminuye la
eficiencia global del sistema.
Por otro lado en el caso de la inyección en fondo a la descarga de la bomba,
parecería lógico pensar que la bomba está mas protegida pues no maneja el
diluente, sin embargo, en caso de fallas eléctricas, el diluente se desvía hacia
abajo, inundando la bomba y produciendo su falla casi inmediata. Para evitar esto
se coloca una válvula checo de bola y asiento (válvula fija) a la entrada de la
bomba. Esta práctica ha traído problemas, pues dificulta el espaciamiento, ya que
el fluido atrapado entre el sello rotor-estator y la válvula fija, impide que el rotor
llegue a tocar el pin de paro, dejando gran parte del rotor fuera del estator, lo cual
18
puede producir la rotura del rotor por fatiga debido a vibraciones excesivas o el
desgarramiento del estator, ya que el número de etapas efectivas y la capacidad
de levantamiento o cabeza de la bomba, se ven reducidas.
La dilución en algunos países se puede utilizar en dos maneras diferentes,
dependiendo de si el diluente es reciclado o no:
En Canadá, en los proyectos de exportación, el diluente no se recicla y se vende
conjuntamente y esta solución depende de disponibilidad y del precio del diluente.
El diluente más común usado actualmente es un condensado muy ligero del gas
natural (C5+) que es un subproducto del gas natural procesado o de hidrocarburos
livianos. Un diluyente típico constituye un 24-50% de la mezcla del bitumen. Sin
embargo, los hidrocarburos ligeros convenientes para la dilución son costosos y el
condensado del gas natural no está fácilmente disponible en grandes cantidades.
Esta es la razón del porque ciertas compañías reciclan el diluyente.
En los proyectos del Orinoco en Venezuela, el diluente es usado para transportar
el petróleo pesado del lugar de producción a un lugar especial de la Costa donde
se encuentra localizada la instalación del Upgrader, donde se separa el diluente y
puede ser reutilizado.
3.2.2 Importancia de la inyección de diluente
Una de las principales razones para usar diluente, es obtener una mezcla con una
viscosidad que permita su bombeo desde la formación (yacimiento) hasta la
superficie y que también pueda ser bombeado a través de líneas de superficie,
equipos de tratamiento y oleoductos.
En este contexto se puede señalar lo siguiente:

Una disminución en la viscosidad de un crudo que se va a deshidratar
permite incrementar el grado de efectividad de ese proceso.

La reducción de viscosidad también facilita el paso del fluido a través de:
válvulas, equipos de medición y otros equipos.
19

Es fundamental contar con un sistema de inyección de diluente que posea
bombas, líneas, múltiples, equipos de medición y control entre otros.
Aplicado al sistema actual de transporte de crudo, se visualiza que lo conveniente
es mantener la dilución con hidrocarburos, sin perder de vista que esto implica
analizar el patrón de flujo y modificaciones a la infraestructura existente, tales
como
segregaciones
de
ductos
para
manejar
diferentes
corrientes
e
infraestructura para los recipientes del producto y/o la recuperación del diluyente.
Esta técnica de transporte por dilución con recuperación se utiliza actualmente en
distintos campos petroleros en países como Canadá, Venezuela, Colombia entre
otros.
Ventajas
 Reducir consumo de energía eléctrica, por requerimientos de bombeo.
 Mejora el desplazamiento de fluidez en la línea de producción.
 El diluyente que es utilizado para el transporte puede ser recuperado para
nuevamente ser enviado al yacimiento productor de crudos de alta
viscosidad.
 Esta tecnología de transporte por dilución es técnicamente factible de
aplicar a yacimiento de crudos de alta viscosidad.
Desventajas
 Generalmente tanto los diluentes como su transporte y almacenamiento son
costosos.
 Es necesario contar con fuentes seguras de abastecimiento del diluente y
en las cantidades requeridas.
 Contar con un sistema de inyección de diluente que posea bombas, líneas,
múltiples equipos de medición y control y otros. Esto resulta un gasto inicial
y de mantenimiento alto.
20
Procesos termales para la recuperación de petróleos pesados
Todos los procesos termales para la recuperación de crudos de alta viscosidad
tienden a reducir la resistencia al flujo de los fluidos del reservorio a través de la
reducción de su elevada viscosidad. Los procesos termales para la recuperación
de petróleo se dividen en dos tipos: (1) Calentamiento externo al reservorio:
Cuando un fluido caliente es inyectado al reservorio, y (2) Calentamiento interno al
reservorio: Cuando el calor es generado dentro del reservorio mismo.
Los procesos que generan calor dentro del reservorio, se conocen como procesos
"in-situ". Los procesos que combinan la inyección y la generación "in-situ" del calor
han sido probados pero no se han implementado actualmente en las operaciones.
Los procesos termales de recuperación también se pueden clasificar como de
empuje termal o tratamientos de estimulación.
En el empuje termal, el fluido se inyecta continuamente a través de un cierto
número de pozos de inyección para desplazar el petróleo y para obtener
producción a través de otros pozos. En tratamientos termales de estimulación,
solo el reservorio cerca de los pozos de producción es calentado.
Las fuerzas de impulsión presentes en el reservorio, tal como la gravedad, el gas
en solución, e impulsión de agua, afectan las tasas de recuperación una vez que
se ha logrado reducir la resistencia al flujo. Los tratamientos de estimulación
también pueden ser combinados con empuje termal; para lo cual se requiere de
ciertos volúmenes porosos de agua inyectada lo cual genera fuerzas de empuje
tanto naturales como forzadas.
3.3 Calentamiento
La aplicación convencional por tradición para el manejo de crudos de alta
viscosidad corresponde a la adición de calor para incrementar la temperatura de
los fluidos con la finalidad de reducir temporalmente su viscosidad. El método de
calentamiento consiste en calentar el crudo de alta viscosidad para que fluya
fácilmente a través de las tuberías.
21
Para llevar a cabo el calentamiento del crudo se utilizan estaciones de
calentamiento, las cuales producen el calor necesario por medio de generadores
eléctricos. Se hace pasar corriente eléctrica a través de los oleoductos y a medida
que la corriente fluye, la energía eléctrica asociada a ésta es convertida en calor,
produciéndose un aumento en la temperatura promedio alrededor del ducto,
teniendo como consecuencia reducción en la viscosidad del fluido.
Esta técnica requiere a menudo de sucesivas etapas de calentamiento a medida
que el calor se transfiere hacia el ambiente.
Fig. 7- Método de Calentamiento.7
El principio de este método es el de conservar preferentemente la temperatura
elevada (373.15 °K) a la que se produce el crudo aboca de pozo mediante el
aislamiento de las tuberías. Sin embargo, el calentamiento externo del crudo de
alta viscosidad es siempre necesario debido a las pérdidas de calor que siempre
se presentan, como consecuencia del bajo flujo o al mal dimensionamiento de la
tubería. Este método tiene un mejor funcionamiento únicamente cuando el crudo
se recalienta en las estaciones de bombeo mediante calentadores o trazadores de
calor; actualmente algunas opciones de aislamiento como el enterrar la tubería
para conservar el calor han sido utilizadas.
22
Esta tecnología esta disponible a nivel comercial principalmente para ductos en
superficie de cortas distancia ya que representa un alto consumo de energía y el
costo de producción de la misma es elevado, así como la instalación de
calentadores a lo largo de los ductos que transportan el crudo, para compensar las
perdidas de calor. El problema con esta técnica es que el crudo no se mantiene a
una temperatura uniforme y durante un re-arranque si el flujo se detiene, el crudo
podría perder tanto calor que el requerimiento de potencia del equipo de bombeo
seria mayor.
En estas condiciones la corrosión es acelerada, lo que representa un gran
problema para la parte interna de la tubería pero especialmente cuando los ductos
se encuentran en el limite de su vida útil y la integridad mecánica de los equipos
de transporte se ve comprometida, es necesario garantizar la seguridad de todas
las actividades a lo largo de todo el proceso de distribución.
3.3.1 Aspectos de Importancia
El diseño de una tubería para calentamiento no es fácil porque debe considerar
muchas cosas como: expansión de las tuberías; número de bombas/calentadores;
pérdidas de calor así como los elevados precios.
Por lo cual la viabilidad de su aplicación está directamente relacionada con los
costos operativos y a la disponibilidad de energía térmica. A medida que se
requiera de etapas de calentamiento, para reducir el costo de bombeo, el costo
por calentamiento se verá incrementado. Así pues, la aplicación de esta técnica la
define generalmente el análisis económico.
Uno de los ejercicios de mitigación de pérdidas de energía térmica que se realiza
por “default” es el uso de diferentes tipos de aislantes de tuberías hasta alcanzar
el punto de quiebre entre lo técnico y/o lo económico.
Ya que la viscosidad disminuye muy rápidamente con el aumento de la
temperatura, el método de calentamiento es muy atractivo para mejorar las
características del flujo de crudos de alta viscosidad.
23
Esta técnica de transporte por calentamiento se utiliza actualmente en distintos
campos petroleros en países como Venezuela, Canadá, Turquía entre otros.
Ventajas
 Transmite el calor directamente al fluido en proceso.
 Mejora inmediata de la viscosidad de los crudos.
 Facilita el transporte a través de las tuberías en las líneas de producción.
Desventajas
 Pueden presentarse pérdidas de energía y baja eficiencia en los equipos.
 Se Incrementa los costos del combustible y los riesgos en las instalaciones.
 Incrementa la tasa de corrosión.
 Requieren mayor instrumentación y control así como altos costos.
3.4 Inyección de agua caliente
Este método de recuperación
térmica,
sencillo y
convincente,
consiste
básicamente en un proceso de desplazamiento en el cual el petróleo es
desplazado inmisciblemente tanto por agua caliente como por fría. Durante el
proceso, la zona próxima al pozo inyector se va calentando y al mismo tiempo
parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes.
El agua caliente inyectada suple el calor necesario a expensas de su calor
sensible y, como consecuencia, su temperatura disminuye; además, como se
mueve alejándose del pozo inyector y mezclándose con los fluidos a la
temperatura original del yacimiento, se forma una zona calentada observemos en
la Fig. 8 en donde la temperatura varía desde la temperatura de inyección, en el
pozo inyector, hasta la del yacimiento a una cierta distancia.
24
Fig. 8- Esquema de Inyección de agua caliente.3
El tamaño de la zona calentada aumenta con el tiempo, pero su temperatura será
menor que la temperatura de inyección. El borde del agua inyectada pierde calor
rápidamente, de manera que inmediatamente alcanza la temperatura del
yacimiento, por lo que en el borde de este frente de desplazamiento la movilidad
del petróleo es la del petróleo no calentado. Por otro lado, la viscosidad del agua
caliente inyectada será menor que la correspondiente a una inyección de agua
fría, lo cual provoca una irrupción más temprana del fluido inyectado. Esto
conduce a un mejor desplazamiento en la zona calentada y a un incremento del
recobro final, aun en las zonas donde la saturación de crudo residual no disminuye
con el aumento de temperatura.
Los mecanismos de desplazamiento en este proceso son:

Mejoramiento de la movilidad del petróleo al reducir su viscosidad

Reducción del petróleo residual por altas temperaturas

Expansión térmica del petróleo.
En este proceso, el agua es filtrada, tratada para el control de la corrosión,
calentada, y si es necesario, tratada para minimizar la hinchazón de arcillas en el
yacimiento.
25
Existen áreas donde definitivamente la inyección de agua caliente podría ser
utilizada económica y eficientemente como un proceso de recuperación. Sin
embargo, todos los factores deben ser cuidadosamente analizados y comparados
en relación con la alternativa de inyectar vapor antes de iniciar la inyección de
agua caliente.
Ventajas
 Puede considerarse económico.
 Proceso de recuperación más sencillo y seguro dependiendo de las
características del yacimiento.
 Reducción de viscosidad que proporciona una razón de movilidad muy
favorable.
Desventajas
 La inyección de agua caliente es efectiva solo en yacimientos que
contengan petróleos viscosos que exhiban una gran disminución en
viscosidad de temperatura relativamente pequeños.
 Se aplica en pocos casos.
 El agua caliente es susceptible a formar canales y digitarse.
 Las perdidas de calor en las líneas de superficie y en el pozo, pueden
causar una seria disminución en la temperatura del agua y puede provocar
emulsiones que pueden reducir la capacidad productiva.
3.5 Inyección de vapor
El proceso de inyección de vapor es una de las técnicas dominantes en la
recuperación mejorada de la extracción de petróleo pesado. Se define como el
proceso mediante el cual se suministra energía térmica al yacimiento inyectando
vapor de agua.
En el método de Inyección de vapor en depósitos que contienen petróleo muy
viscoso, el vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que reduce mucho la
26
viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye
más de prisa a una presión dada.
Hay cuatro factores clave para una operación efectiva y eficiente
pare este
método de recuperación mejorada:

Generación eficiente de vapor.

Distribución efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo.

Monitoreo efectivo de la producción.

Monitoreo efectivo del calor y la saturación en el yacimiento.
Este proceso de inyección de vapor se puede realizar de forma continua o de
forma cíclica.
3.5.1 Inyección continúa de vapor
El sistema de inyección de vapor consiste en bombear vapor de forma continua, a
través de un pozo inyector, al yacimiento, haciendo fluir el crudo calentado por el
vapor a los pozos productores.
La inyección continua de vapor es un proceso por el cual se suministra calor al
yacimiento para incrementar su temperatura y aumentar la energía necesaria para
desplazar el crudo. El vapor inyectado al yacimiento transmite calor a la formación
y a los fluidos que esta contiene. La inyección de vapor es el método de recobro
terciario más utilizado actualmente. El proceso involucra la inyección de vapor
generado en superficie o en el fondo de pozo. Su principal objetivo es mejorar el
factor de recobro.
Mecanismos de producción
Cuando se inyecta vapor en forma continua en una formación petrolífera, el
petróleo es producido por causa de mecanismos básicos:

Expresión térmica del petróleo en el yacimiento.

Reducción de la viscosidad.
27
Los mecanismos de recuperación por inyección continua de vapor pueden
visualizarse considerando inyección de vapor en un medio poroso suficientemente
largo, inicialmente saturado con petróleo y agua. El petróleo cercano al extremo de
inyección es vaporizado y desplazado hacia delante. Una cierta fracción del
petróleo no vaporizado es dejado atrás. El vapor que avanza se va condensando
gradualmente, debido a las pérdidas de calor hacia las formaciones adyacentes,
generando así una zona o banco de agua caliente, el cual va desplazando
petróleo y enfriándose a medida que avanza, hasta finalmente alcanzar la
temperatura original del yacimiento, como se presenta en la Fig. 9.
Fig.9.- Diagrama Esquemático de la Inyección de Vapor Continua y Distribución aproximada de los
Fluidos en el Yacimiento.1
Se requiere fundamentalmente que el reservorio no sea demasiado profundo; esto
es que la presión de inyección no sea excesivamente alta (mayor a 1500 psi) ni
que las perdidas de calor sean muy pronunciadas, se debe evitar la inyección en
arenas delgadas, de baja porosidad y/o que contengan arcillas hinchables.
Debido a la facilidad de la técnica y a su amplia aplicación resulta un mecanismo
aprovechable frente a otras metodologías. La inyección continua de vapor permite
aumentar la tasa de producción de los reservorios donde se implementa y por lo
28
general arroja resultados satisfactorios y los mayores recobros en métodos
probados de recobro mejorado. Es importante el conocimiento de las condiciones
geológicas de las formaciones y de las propiedades de los fluidos para el diseño
del mejor programa de inyección.
En base a su impacto en la reducción de la viscosidad, esta técnica emplea como
buenos candidatos a reservorios con crudos de alta viscosidad, muy abundantes
en Venezuela y futuros contenedores de las mayores reservas a ser explotadas.
Así el éxito de la tecnología se logra mediante la reducción de la viscosidad del
crudo, lo que permite mejor flujo del crudo a través del aumento de la relación de
movilidad, hacia los pozos productores.
Ventajas
 Alto impacto en la reducción de la viscosidad de crudos.
 Facilidad de técnica y amplia aplicación en yacimientos de crudo de alta
viscosidad.
 Proporciona resultados satisfactorios y se tiene un rango de mayor
elevación en la tasa de producción en comparación con otros métodos
como por ejemplo la obtenida por inyección de agua caliente.
 Permite mayores tasas de inyección de vapor que la inyección alternada.
Desventajas
 Debido a la alta viscosidad de los crudos existe una tendencia del vapor de
irse a la parte alta del reservorio y esta tendencia limita la penetración del
calor hacia las zonas inferiores, disminuyendo la eficiencia de barrido y en
consecuencia la recuperación.
 Pueden presentarse perdidas de calor durante el proceso.
 Regularmente es un método costoso.
29
3.5.2 Inyección cíclica
Uno de los procesos de inyección de vapor más utilizados en la actualidad, es el
de la Inyección Cíclica de Vapor (también conocida como Inyección Alternada de
Vapor, Remojo con Vapor, estimulación con Vapor).
Esta técnica consiste en la inyección de vapor
a una formación productora a
través de un pozo productor durante un periodo determinado (15 a 30 días
aproximadamente) a condiciones definidas de calidad, presión y temperatura
como se puede observar en la Fig. 10, esta es seguida por un periodo corto de
cierre para permitir la suficiente distribución de calor inyectado (3 a 6 días), y luego
se pone en producción.
Fig. 10- Representación Esquemática de un Proceso de Inyección Cíclica de Vapor.1
Una vez que el pozo es puesto en producción, este producirá a una tasa
aumentada durante un cierto periodo de tiempo, que en general, puede ser del
orden de 4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original. Un
segundo ciclo de inyección puede emplearse, y de nuevo la tasa de producción
30
aumentará y luego declinará. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera
similar, sin embargo, el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez
menor. El proceso o ciclo se repite según las condiciones económicas o de
explotación viables.
Mecanismos de producción
Los principales mecanismos que contribuyen a la recuperación de petróleo
mediante la Inyección Cíclica de Vapor son: disminución de la viscosidad del
petróleo, expansión térmica de los fluidos de la formación, compactación de la
roca – yacimiento en caso de existir, etc.
Los principales requerimientos son la existencia de fuerzas de empuje naturales;
tales como gas en solución, drenaje gravitacional y suficiente cantidad de crudo
cerca del pozo.
Otros factores que contribuyen a la recuperación del petróleo en inyección cíclica
son: el efecto de la temperatura sobre las permeabilidades relativas de los fluidos
que fluyen, el efecto del calentamiento mas allá de la zona contactada por el
vapor, la imbibición del agua caliente en estratos de baja permeabilidad,
resultando flujo de petróleo a los estratos permeables y finalmente al pozo, y la
compactación de la roca-yacimiento en caso de existir.
Existe poca duda en cuanto al hecho de que la inyección cíclica de vapor aumenta
la tasa de producción aunque sea por un corto período de tiempo; sin embargo, no
está claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la
recuperación última del yacimiento.
Consideraciones de importancia de la inyección cíclica de vapor:
1. Cantidad de vapor inyectado por pie de formación.
2. Periodo de tiempo que el pozo debe estar cerrado máximo beneficio.
3. Tipo de compleción del pozo para obtener un mejor beneficio del uso del
vapor.
31
Ventajas
 Baja inversión inicial y de rápido retorno.
 La reducción de la viscosidad del crudo en la zona calentada cercana al
pozo, impacta ampliamente el comportamiento de la producción.
 Facilidad de técnica e incrementos de tasas de producción.
 Proporciona resultados satisfactorios evidentes en pocas semanas.
Desventajas
 Solo una parte (30-35%) del agua inyectada como vapor es producida
cuando el pozo se abre a producción.
 Debido a que una gran cantidad de agua inyectada se queda en el
yacimiento formando zonas de alta saturación de agua alrededor de los
pozos productores.
 La eficiencia del área de barrido se puede ver afectada.
 Declinación en la tasa de producción luego de 4 a 6 meses.
Es importante reiterar que de todos los métodos de recuperación intentados desde
los años 60, el proceso que ha probado ser técnica y económicamente viable es
este método (inyección cíclica de vapor). Sin embargo, los factores de
recuperación como consecuencia del uso de este proceso se limitan solamente a
una proporción pequeña, entre 10% al 20%. Dado esta desventaja, los
investigadores están explorando otras tecnologías.
Entre las cuales destaca el denominado proceso SAGD (Steam Assisted Gravity
Drainage) por sus siglas en ingles, el cual se basa en conceptos introducidos en
los 70 por investigadores canadienses. En los diez años que siguieron, la
investigación se intensifico aún más en este método, que implica la inyección de
vapor y es actualmente el más operacional de los procesos de recuperación
caliente.
32
3.5.3 SAGD (Drenaje Gravitacional Asistido Por Vapor)
El proceso SAGD involucra la perforación de pares de pozos horizontales y
paralelos entre sí: un pozo de producción en la base del reservorio y de un pozo
de inyección perforado a unos 5 o 6 metros sobre el pozo de producción, donde se
busca mejorar la viscosidad del crudo y por lo tanto la movilidad del mismo, al
pasar los años se ha venido modificando SAGD, pero siempre con el mismo
principio de generar la cámara de vapor donde se modifiquen las propiedades del
crudo.
En el pozo superior se inyecta vapor y en el pozo de abajo se acumula el crudo
caliente que drenó desde la formación productiva, junto con el agua de la
condensación del vapor inyectado, como se observa en la Fig. 11.
La base del proceso es que al inyectar el vapor se forma una "cámara de vapor"
que crece a lo alto de la vertical y horizontalmente en la formación y es donde
ocurre la condensación del vapor en la periferia de la cámara. El calor latente
liberado por el vapor se transfiere a la formación principalmente por conducción,
es decir la inyección de vapor logra calentar los fluidos en sitio gracias al contacto
directo con el vapor así el calor del vapor reduce la viscosidad del crudo de alta
viscosidad, lo cual permite que fluya hacia la parte inferior del pozo. El vapor y los
gases, ascienden debido a su baja densidad en comparación con el crudo pesado,
asegurando que el vapor no sea producido en el pozo inferior. Por lo tanto el pozo
inferior tendrá como función producir, mientras que el superior es el encargado de
inyectar vapor.
33
Fig. 11- Método de drenaje gravitacional asistido por vapor.10
El flujo del crudo y el agua van en contracorriente, impulsado por la gravedad de
drenaje en la parte inferior del pozo. El agua condensada y el crudo son
recuperados a la superficie por medio de algún sistema de levantamiento artificial
como puede ser el sistema de cavidades progresivas (PCP) el cual tiene una
excelente eficiencia para el desplazamiento de fluidos de viscosidad con sólidos
en suspensión. La operación del pozo inyector y productor, a una presión
aproximada a la del reservorio elimina los problemas de inestabilidad que afectan
a todos los procesos de alta presión de vapor, por lo que a partir del SAGD se
puede producir entre el 60% al 80% del “oíl in place” en reservorios adecuados.
Térmicamente, el SAGD es dos veces más eficaz que la estimulación cíclica de
vapor (CSS), resultando también en menor cantidad de pozos.
Mecanismos

El crudo y el condensado drenan hacia el pozo productor.

El flujo es causado por la fuerza de gravedad.

La cámara se expande verticalmente y lateralmente.
34
Ventajas
 El vapor asciende continuamente y crece en sentido horizontal permitiendo
drenar el crudo de un área bastante grande (aunque los pozos inyector y
productor están bastante cerca en la dirección horizontal).
 El crudo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción.
 El SAGD tiene una alta tasa de recuperación estimada entre el 40 al 70%,
lo cual lo hace muy atractivo desde el punto de vista económico ya que
otras técnicas de recuperación térmica al ser aplicadas al mismo tipo de
yacimiento logran un recobro promedio del 18%.
Desventajas
 Requiere de depósitos comparativamente gruesos y homogéneos.
 Requiere de cantidades moderadas de energía.
 Requiere de cantidades pequeñas de agua dulce y gas natural o
electricidad con carbón para crear el vapor.
3.6 Mejoramiento Parcial (Upgrading)
Este método consiste en modificar la composición del crudo de alta viscosidad
para convertirlo en uno más ligero, esto involucra tratarlo fisicoquímicamente de tal
manera que se mejore su grado API, la ruta de mejoramiento de estos crudos y
residuos se realiza por medio de tecnologías de mejoramiento parcial (Upgrading)
tales como procesos del hidrotratamiento usados tradicionalmente en refinerías
que sirven para quitar impurezas como nitrógeno, sulfuros y metales, y para
estabilizar las fracciones que resultan.
En este método destaca la utilización de tecnologías sin rechazo al carbón, como
viscorreducción, hidrogenación e hidrocraqueo y por otra parte la tecnología de
rechazo al carbón como la coquización retardada, de uso en las refinerías, las
cuales producen como subproducto importantes cantidades de carbón o coque lo
cuál podría limitar su aplicación extensiva. Las ventajas de las tecnologías sin
rechazo de carbón es que producen productos más limpios que los de las
35
tecnologías de rechazo de carbón y potencialmente mínimos subproductos (azufre
y metales, muy poco coque).
En este apartado destaca el método de Aquaconversión que es un proceso de
mejoramiento de crudos de alta viscosidad desarrollados por Petróleos de
Venezuela S.A. Este proceso es capaz de convertir los crudos viscosos en crudos
sintéticos transportables.
Este proceso emplea vapor de agua, tiene como limitación importante su baja
capacidad de hidrogenación, pero como ventaja apreciable su capacidad de
vapocraquear, transfiriendo el hidrógeno necesario para saturar los enlaces que se
rompen en el procesamiento y producir por tanto fracciones livianas, cuyo
hidrotratamiento sería más o menos necesario y convencional.
En el diagrama a boca de pozo Fig.12 se puede observar una descripción
completa del sistema utilizado en este proceso.
Fig. 12- Esquema AQC a boca de pozo.4
En este método se puede obtener una gran disminución de la viscosidad de estos
crudos debido a que la temperatura de operación de estos procesos es superior a
los 400 °C;
ya que el calor es necesario para romper las moléculas grandes
(termal cracking). Por otra parte las presiones que se emplean en estos procesos
son superiores a los 5 bares.
36
Requiere de instalación de servicios para la operación de la planta (vapor, agua,
tratamientos de residuos, generadores de hidrogeno, entre otros). Además de que
se forman subproductos que pueden depositarse en los equipos de proceso lo
cual implica su eliminación constante.
Este método se aplica en Canadá donde se produce 588 Mb/d de crudo ligero.
Ventajas
 Mejora las propiedades de los crudos de alta viscosidad.
 Una reducción significativa de la viscosidad y un incremento de la gravedad
son resultados favorables de la transformación de crudo de alta viscosidad
en crudo liviano, donde los asfáltenos, los cuales contribuyen a tener una
alta viscosidad, son removidos o craqueados.
 Tienen como resultado crudos ligeros sintéticos que pueden ser
transportables.
Desventajas
 Requiere instalaciones especiales y servicios adicionales para la operación
de la planta.
 Se requieren grandes cantidades de energía.
 Altos costos de inversión y operación.
37
CAPÍTULO IV
MÉTODOS NUEVOS DE TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS
4.1 Emulsión
El método de emulsión consiste en dispersar el crudo de alta viscosidad en
agua en forma de gotas estabilizadas de surfactantes, llevando a una importante
reducción de la viscosidad. Cuando se mezcla agua y crudo, casi siempre es
creada una emulsión de agua en crudo, considerando que la viscosidad de la
emulsión es siempre mayor a la viscosidad de la fase continua, resulta obvio que
para transportar crudos de ata viscosidad es necesario realizar una emulsión con
agua como fase continua ver Fig. 13.
Fig. 13- Representación de gota de emulsión o/w.9
Por otra parte estas emulsiones no se forman espontáneamente, es necesario
imprimir energía al sistema, comúnmente en forma de agitación, como se observa
en la Fig. 14. Asimismo, es necesario asegurar la estabilidad de la emulsión a lo
largo de la tubería, para lo que es necesario agregar surfactantes de bajo peso
molecular para reducir la tensión superficial del crudo viscoso, en algunos casos
también es indispensable la adición de agentes estabilizantes de alto peso
molecular que favorezcan la separación de fases al depositarse en la superficie de
las gotas del hidrocarburo. En general, es recomendable diseñar un paquete de
aditivos compatible con las características del crudo a emulsificar (volúmen,
composición), así como a las características del agua que se usará como
dispersante en la fase continua (origen, salinidad y pH).
38
Fig. 14- Representación del proceso de emulsión.9
En este método la reducción de la viscosidad puede ser muy importante y por
razones económicas obvias, los operadores de petróleo buscan transportarlo tanto
crudo como sea posible y con la mínima cantidad de agua posible. Para mantener
la viscosidad de un crudo pesado bajo los valores específicos requeridos de las
líneas de flujo de transporte (típicamente alrededor de 400 cp. a temperatura
ambiente), un máximo de 70 a 75% en volumen disperso en fase de crudo viscoso
es aceptable. Una emulsión típica se compone de 70% de petróleo crudo, 30% de
fase acuosa y 500-2,000 ppm de aditivos químicos. La emulsión resultante tiene
una viscosidad en el rango de 50-200 cp. en condiciones de operación de línea de
flujo y se considera particularmente estable.
Algunos de los factores más importantes que condicionan la estabilidad de la
emulsión son:

La composición del crudo en términos de moléculas de superficie activada.

Salinidad y Ph del agua.

Volúmen de agua.

Tamaño de las gotas y su poli dispersión.

Temperatura.

Tipos de surfactantes usados y su concentración.

La energía de mezclado.
39
La factibilidad de esta tecnología ha sido claramente demostrada por un desarrollo
a gran escala del producto comercial en diversos países entre los que destacan
Venezuela y Canadá.
VENTAJAS
 La fase continua puede ser agua potable, agua de mar o incluso agua de
formación.
 Importante reducción de viscosidad y ahorro en el consumo energético.
 La puesta en marcha y reemulsificación después de un paro es muy
sencilla.
 El agua usada como fase continua puede ser reciclada al romper la
emulsión, a través de un proceso de tratamiento.
 Permite transportar el crudo pesado a temperaturas menores a 273.15 °K.
DESVENTAJAS
 Las emulsiones agua aceite no se forman de manera espontánea, es
necesario imprimir energía al sistema.
 Para asegurar la estabilidad de la emulsión, es indispensable adicionar
surfactantes y agentes estabilizantes lo cual incrementa el costo.
 No es fácil producir emulsiones estables, es necesario controlar y mejorar el
proceso en cada una de sus etapas
 En algunos crudos de alta viscosidad no es posible formar una emulsión
o/w.
40
4.2 Flujo anular
El modelo de flujo anular es un método atractivo y novedoso para el transporte de
crudos de alta viscosidad.
Este método se basa en la modificación del patrón de flujo para alcanzar la
migración del agua hacia las paredes de la tubería y, en consecuencia, el crudo
viaja en el centro del anillo formado por ella.
Así la película de agua que rodea la base de crudo (Ver Fig. 15) actúa como
lubricante de tal modo que la presión de bombeo necesaria para el flujo, es
comparable a bombeo solo de agua.
Fig. 15- Flujo anular.8
El porcentaje de agua requerida para la formación del anillo es dependiente
principalmente de la cantidad de crudo a transportar, variando desde un 10 a un
30%.
El objetivo de este método es eliminar las pérdidas de presión por fricción del
crudo con la tubería, y conceptualmente es debido a que el crudo se encuentra
separado de la tubería por una película de agua. Sin embargo, requiere
condiciones específicas para mantener su estabilidad hidrodinámica.
Una de las consideraciones básicas que se debe tener en cuenta en el momento
de diseñar un sistema de transporte por flujo anular es la adición de una sustancia
41
oleofóbica (teflón) para el recubrimiento de la pared interna de la tubería. Su
relevancia se basa en la aplicación a casos especiales de transporte, por lo cual
no se considerará viable su utilización en yacimiento. Esta tecnología ha sido
aplicada para el transporte y recuperación del crudo en:
La tubería de 38.6 km de Shell, que conecta el reservorio North Midway Sunset
con la central de instalaciones en Ten Section (California), y que fuera operada por
12 años. La tubería de 55 km que va desde San Diego a Budare (Venezuela)
usada para transportar el crudo viscoso de Zuata (9.6 API°).
Ventajas
 Considera la posibilidad para introducir un efecto que proporcione un
beneficio al flujo de un líquido de alta viscosidad mediante la introducción
de pequeñas cantidades de un fluido lubricante de tal manera que este
migre a los lugares adecuados para obtener óptimos resultados.
 Esta tipo de tecnología utiliza un fluido para lubricar a otro y elevar las tasas
de producción.
 Los flujos lubricados requieren presiones comparables a bombear agua
sola en el mismo rendimiento, independiente de la viscosidad del crudo (si
es lo suficientemente grande).
 Puede proporcionar grandes ahorros.
Desventajas
 Presentan problemas como que el crudo tiende a adherirse a la pared, lo
que conlleva a la restricción y un eventual bloqueo del sistema de flujo.
 Por lo cual pueden originarse una operación de apagado permitiendo la
estratificación de las fases de crudo y agua y requiriendo una presión mayor
de restauro.
 La aplicación del flujo anular no suele ser de manera rutinaria o continua.
42
CAPÍTULO 5
ANÁLISIS COMPARATIVO
Frecuentemente en el aspecto de la evaluación tecnológica se requiere del
análisis comparativo, ya que algunas veces los métodos aparentemente pueden
ser semejantes en cuanto a sus requerimientos y eficiencias. Sin embargo siempre
existen ventajas y desventajas cuando se comparan con las tecnologías de última
generación.
Los criterios de comparación para llegar a una evaluación son:
Diámetro del ducto, Corrosión, Instalaciones adicionales, Costos de operación,
Inversión e Implicaciones ambientales. Como se observa en la tabla 2 se
establece una comparación apropiada que muestra los métodos tradicionales y en
desarrollo que ya fueron probados para la solución de su transporte de los crudos
de alta viscosidad.
Como se observa en términos de la inversión y aspectos ambientales, la dilución
aporta un índice aceptable de corrosión, el costo de su inversión puede ser
moderado; pero puede presentar cierto índice de contaminación elevado.
Por otra parte y considerando los mismos términos el flujo anular si considera
cierto índice elevado de corrosión pero es potencialmente el mas barato y menos
contaminable.
En general aplicar algunos de los métodos antes mencionados a los crudos de alta
viscosidad resulta ventajoso; debido al mejoramiento que proporcionan a su
fluidez, lo que origina facilidades para su transporte.
43
Tabla 2: Análisis Comparativo.
SOLUCIÓN TRADICIONAL
ADICIÓN DE
ADITIVOS
DILUCIÓN
CALENTAMIENTO
INYECCIÓN
DE VAPOR
INYECCIÓN
DE AGUA
CALIENTE
SOLUCIÓN MODERNA
DRENAJE
GRAVITACIONAL
MEJORAM
IENTO
EMULSIÓN
PARCIAL
FLUJO
ANULAR
DIÁMETRO DEL
Mayor
Mayor
Normal
Mayor
Normal
Mayor
Normal
Mayor
Mayor
CORROSIÓN
Normal
Normal
Potencial
Potencial
Potencial
Potencial
Normal
Potencial
Potencial
Mejorador
Sistema de
INSALACIONES
Sistema de
Sistema de
Sistema de
Sistema de
Pozos horizontales y
inyección
inyección
inyección
calentamiento
paralelos entre si
DUCTO
ADICIONALES
Sistema de
calentamient
o
mezclado y
a boca de
separación
pozo
de fases
Suministro y
eliminación de
agua
COSTOS DE
Medio-Alto
Medio-Alto
Alto
Medio-Alto
Medio
Medio
Alta
Medio
Medio
INVERSIÓN
Media-Alta
Media
Alta
Media-Alta
Media-Alta
Media-Alta
Alta
Media-Alta
Media
IMPLICACIONES
Derrame de
Derrame de
Consumo de
Consumo de
Tratamiento
aditivos
solventes
energía
energía
para el agua
OPERACIÓN
AMBIENTALES
Consumo
Consumo de energía
Tratamiento
para el agua
de energía
de desecho
Ninguna en
especial
44
CONCLUSIÓN
Los objetivos propuestos al principio, en este trabajo se cumplieron en su
mayoría y como consecuencia de la investigación: se logró presentar de varios
autores y compañías involucradas en el área; una bibliografía que definiera estos
crudos así como conocer los diferentes métodos que se utilizan actualmente para
aplicar en el transporte de estos.
Por consiguiente, entendemos que los crudos de alta viscosidad tienen una gran
resistencia a fluir pero debido a que hoy en día estos crudos representan el futuro
del ramo petrolero, surge el interés de las compañías petroleras por ingresar en el
ámbito del tratado y análisis de este tipo de crudos; principalmente desde su
composición en donde se enfoca la principal atención en su alto contenido de
asfaltenos.
Por otra parte al tratar crudos de alta viscosidad en comparación a los livianos
surgen limitantes por lo cual se implementan nuevas tecnologías sustentadas en
los métodos que ayudan a reducir su viscosidad y hacer viable su transporte lo
cual origina que se pueda maximizar su producción.
En base a las ventajas y limitaciones que conlleva la implementación de cada uno
de los métodos, se puede concluir que al momento de elegir el método más
eficiente para aplicar, se deben considerar también las características del
yacimientos como lo son: presión inicial del yacimiento, temperatura, Profundidad,
porosidad y permeabilidad así como las propiedades del fluido que se tiene y la
cantidad de crudo en sitio con el que se cuenta. Cabe destacar que hoy en día las
tecnologías mas implementadas son el suministro de aditivos, dilución y el flujo
anular.
Finalmente, se considera que es probable que con el pasar de los años, las
compañías petroleras desarrollen nuevas tecnologías, ayudando a suplir las
deficiencias tecnológicas ya identificadas en cada uno de los métodos lo cual
representa que por cada avance que se realice hacia el mejoramiento de estos
crudos se necesitará de más trabajo e investigación, lo que sustenta tener la visión
45
de que los países que cuentan con campos petroleros de crudos de alta
viscosidad prometen permanecer en producción durante 100 o más años lo que da
lugar a la gran importancia que representan estos y a considerar que las
inversiones que se realicen hoy en día por parte de las compañías petroleras van
a redituar mucho en el futuro del mundo petrolero y beneficiará a muchos países.
46
BIBLIOGRAFÍA
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Knauer, Minner Mike, Kupsch Nathan, Linares H. Luz María, Rough W. Mike,
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Technology, consultado el 4 de mayo del 2012.
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and their Application to Heavy Oil Transportation. Oil & Gas Science and
Technology, consultado el 22 de julio del 2012.
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47
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k. Portal de Wikipedia, consultado el 28 de julio del 2012 en:
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l. Portal de BRV, consultado el 22 de agosto del 2012 en:
http://www.geoestratos.com.mx/geoestratos/index.php?option=com_content&view
=article&id=149&Itemid=137&lang=en
49
GLOSARIO
Aditivo: Producto químico que se agrega a otro para mejorar o incrementar sus
propiedades físicas (olor, color, octano, conductividad, etc.)
Asfaltenos: Son materiales sólidos de apariencia fina como polvo, su color va
desde el negro hasta el café oscuro, y se obtienen a partir del petróleo crudo,
residuos del petróleo o materiales bituminosos, empleando disolventes parafínicos
de bajo peso molecular como el n-pentano y el n-heptano; no tienen un punto de
fusión definido y usualmente espuman y expanden cuando se calientan para dejar
residuos carbonáceos.
Betún: Cualquiera de las diversas mezclas naturales de hidrocarburos con sus
derivados no metálicos. El petróleo sin procesar, el asfalto y el alquitrán son
betunes, tienen un color castaño oscuro o negro y contienen poco nitrógeno,
oxígeno o azufre.
Los betunes del petróleo se obtienen a partir de residuos pesados del petróleo
valiéndose de los métodos de concentración profunda (los residuales) y de
oxidación (los oxidados). Los betunes son materiales sólidos o líquidos insolubles
en agua.
Carbón: Elemento sólido que existe en varias formas en la naturaleza, incluyendo
diamantes, grafito, coque y carbón vegetal. La combinación de carbón con
hidrógeno se conoce como hidrocarburo y pueden ser de grandes o pequeñas
moléculas.
Calor específico: Cantidad de calor necesaria para elevar la temperatura de una
unidad de masa de una substancia en un grado. En el Sistema Internacional de
unidades, el calor específico se expresa en julios por kilogramo y grados Kelvin;
en ocasiones también se expresa en calorías por gramo y grado centígrado.
Catalizador: Substancia que acelera o retarda una reacción química sin sufrir
alteración o cambio químico durante el proceso.
50
Combustión: Reacción química rápida entre sustancias combustibles y un
comburente, generalmente oxígeno que usualmente es acompañada por calor y
luz en forma de flama. El proceso de combustión es comúnmente iniciado por
factores como calor, luz o chispas, que permiten que los materiales combustibles
alcancen la temperatura de ignición específica correspondiente.
Condensación: Es el resultado de la reducción de temperatura causada por la
eliminación del calor latente de evaporación, a veces se denomina condensado al
líquido resultante del proceso. La eliminación de calor reduce el volumen del vapor
y hace que disminuyan la velocidad de sus moléculas y la distancia entre ellas
Según la teoría cinética del comportamiento de la materia, la pérdida de energía
lleva a la transformación del gas en líquido.
Consumo energético: Consumo de producto tales como gasolinas, gas natural,
diesel, gas licuado, electricidad, combustóleo, querosenos, etc. que tienen como
fin generar calor o energía, para uso en transporte.
Coque del petróleo: Masa sólida porosa de color gris hasta negro.
Crudo ligero: Petróleo crudo con densidad superior a 27° e inferior a 38° API.
Crudo súper ligero: Petróleo crudo con densidad superior a 38° API.
Crudo viscoso: Petróleo crudo con densidad igual o inferior a 22° API.
Densidad: Magnitud que representa a la masa de una substancia entre el
volumen que esta ocupa.
Desintegración: (Cracking). Ruptura de moléculas grandes de hidrocarburos
pesados (residuos no destilables) en moléculas más pequeñas de hidrocarburos
ligeros, con el fin de convertir estos residuos en productos más valiosos,
principalmente gasolinas, hidrocarburos ligeros y destilados.
Desintegración térmica: (Termal cracking). Proceso utilizado originalmente para
la producción de gasolinas y destilados ligeros; actualmente usado para la
51
reducción de viscosidad de fracciones residuales o para la producción de coque.
Se llama térmica debido a que la carga se somete a temperaturas elevadas de
455oC y presiones arriba de la atmosférica. Como en el caso de la desintegración
catalítica los productos contienen hidrocarburos olefínicos.
Desintegración catalítica: (Catalytic Cracking, TCC). Proceso que se lleva a cabo
a temperaturas en el intervalo de 455-540°C y a presiones ligeramente arriba de la
atmosférica, pero en presencia de un catalizador.
Dispersantes: Mezclas de tensioactivo y solventes. Sustancia que se añade al
aceite para aumentar su capacidad de dispersión, es decir, que las impurezas
indisolubles no se agrupen formando partículas más grandes.
Emulsión: Es una mezcla de dos líquidos inmiscibles de manera más o menos
homogénea los cuales están unidos por un emulsificante, emulsionante o
emulgente. Un líquido (la fase dispersa) es dispersado en otro (la fase continua o
fase dispersante).
Fluido: Substancia que cede inmediatamente a cualquier fuerza tendiente a
alterar su forma, con lo que se desplaza y se adapta a la forma del recipiente. Los
fluidos pueden ser líquidos o gases.
Gravedad específica: (Sg). Es el cociente del peso de un volumen de material
dado entre el peso del mismo volumen de agua medida a la misma temperatura,
se denomina por Sg Tm/Ta.
Gravedad API: Es la gravedad específica de un crudo expresada en términos de
grados API, y se calcula mediante la siguiente relación:
°API= 141,5/GEo – 131,5
Siendo GEo, la gravedad específica del petróleo.
Petróleo: El petróleo es una mezcla que, se presenta en la naturaleza compuesta
predominantemente de hidrocarburos en fase sólida, líquida o gaseosa;
denominando al estado sólido betún natural, al líquido petróleo crudo y al gaseoso
52
gas natural, esto a condiciones atmosféricas. Existen dos teorías sobre el origen
del petróleo: la inorgánica, que explica la formación del petróleo como resultado de
reacciones geoquímicas entre el agua y el dióxido de carbono y varias substancias
inorgánicas, tales como carburos y carbonatos de los metales y, la orgánica que
asume que el petróleo es producto de una descomposición de los organismos
vegetales y animales que existieron dentro de ciertos periodos de tiempo
geológico.
Permeabilidad: Característica de la roca almacenadora que permite el
movimiento de fluidos a través de poros interconectados.
Polímeros: Son materiales de origen tanto natural como sintético, formados por
moléculas de gran tamaño, conocidas como macromoléculas.
Porosidad: Relación entre el volumen de poros existentes en una roca con
respecto al volumen total de la misma. Es una medida de la capacidad de
almacenamiento de la roca.
Porosidad de la roca almacén: A menor porosidad, más dificultad para que el
crudo fluya y mas pozos será necesario hacer.
Pozo: Perforación para el proceso de búsqueda o producción de petróleo crudo
gas natural o para proporcionar servicios relacionados con los mismos. Los pozos
se clasifican de acuerdo a su objetivo y resultado como: pozos de aceite y gas
asociado, pozos de gas seco y pozos inyectores.
Proceso: El conjunto de actividades físicas o químicas relativas a la producción,
obtención, acondicionamiento, envasado, manejo y embalado de productos
intermedios o finales.
Presión a la que se encuentre el reservorio: A mayor presión, mayor densidad
del crudo y menos esfuerzo para extraerlo.
Recuperación primaria: Extracción del petróleo utilizando únicamente la energía
natural disponible en los yacimientos para mover los fluidos, a través de la roca del
yacimiento hacia los pozos.
53
Recuperación secundaria: Se refiere a técnicas de extracción adicional de
petróleo después de la recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua, o
gas con el propósito en parte de mantener la presión del yacimiento.
Reserva: Es la porción factible de recuperar del volumen total de hidrocarburos
existentes en las rocas del subsuelo.
Reservorio: Es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo,
contenidos en rocas porosas o fracturadas (roca almacén). Los hidrocarburos
naturales, como el petróleo crudo y el gas natural, son retenidos por formaciones
de rocas subayacentes con baja permeabilidad.
Recuperación mejorada: Es la extracción adicional del petróleo después de la
recuperación primaria, adicionando energía o alterando las fuerzas naturales del
yacimiento. Esta incluye inyección de agua, o cualquier otro medio que complete
los procesos de recuperación del yacimiento.
Queroseno: Combustible líquido constituido por la fracción del petróleo crudo que
se destila entre los 150 y 300°C.
Reducción de viscosidad: Proceso de desintegración térmica cuya alimentación
proviene de los fondos de la torre de destilación al vacío con el propósito de
convertir cargas pesadas en productos destilados de mayor valor económico.
Dicha desintegración se lleva a cabo a una temperatura de 435°C y una presión
de 15 kg/cm2; éste proceso es utilizado donde se procesan mezclas pesadas de
crudo.
Solubilidad: Es la capacidad que posee una sustancia para poder disolverse en
otra.
Solvente: Substancia usualmente líquida que es capaz de absorber a otra ya sea
en estado líquido, gaseoso o sólido para formar una mezcla homogénea.
Tubería de producción: Conjunto de tubos unidos por copies y roscas que se
introduce en el pozo cuando este se va a poner en producción, para que los
54
hidrocarburos aceite y/o gas fluyan desde el fondo a la superficie en forma
controlada.
Surfactante: Cualquier sustancia o producto que reduce la tensión interfacial
entre dos superficies en contacto.
Viscosidad: Propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo cuando se le
aplica una fuerza. La viscosidad del agua a temperatura ambiente (20 °C) es de
0,0100 poises; en el punto de ebullición (100 °C) disminuye hasta 0,0028 poises.
Yacimiento: Unidad del subsuelo constituida por roca permeable que contiene
petróleo, gas y agua, las cuales conforman un solo sistema.
55