Trasporte de Crudo Pesado Por Oleoducto

Nº 46554 IngenIería QuímIca

Se presenta un estudio sobre el transporte de crudo pesado por oleoducto. Las tecnologías de transporte consideradas técnicamente posibles son: transporte por dilución en circuito cerrado con un fluido de menor densidad API y transporte utilizando calentamiento en las estaciones de bombeo de los oleoductos. También se analiza la posibilidad de realizar un mejoramiento del crudo pesado dentro del yacimiento, resultando ser la tecnología más viable la de viscorreducción. El estudio incluye una estimación económica de las diferentes tecnologías.

J.C. DomínguezTecna, S.a. (argentina)

TrTranSPOrTe

Como parte del desarrollo de la producción de crudos pesados en el yacimiento, ubicado en zona selvática, se ha analizado la oportu-nidad de ampliar la capacidad de producción de algunos campos a través de la aplicación de tecnologías de mejoramiento de crudos pesados en combinación con la aplicación de técnicas de transporte.

el punto de destino del crudo se encuentra a 800 km del yacimiento, debiendo atravesar grandes montañas mediante un oleoducto existente.

el yacimiento se caracteriza por tener reservas de crudo pesado con densidades que varían entre 10 y 16°apI. en consecuencia, se plantea realizar el estudio previo de viabili-dad técnica donde se clasifiquen las tecnologías posibles para el mejora-miento en conjunto con las técnicas de transporte, y de esta manera se-gregarlos del resto de la producción de crudo ligero actual.

el desarrollo de tecnologías apli-cadas al mejoramiento de crudos pesados se fundamenta básicamente en la reducción de viscosidades y/o incremento de calidad en las densi-dades apI a través de procesos que alteran la estructura molecular de los hidrocarburos. Una de las ma-neras de alcanzar este cambio es a través del craqueo de las cadenas más pesadas convirtiéndolas en pro-ductos de mayor valor, como gaso-lina, fueloil, gasóleo. los dos tipos básicos de craqueo son el craqueo térmico y el craqueo catalítico. estos procesos, además de incrementar el rendimiento del barril a través de la obtención de sus derivados, produci-rán una reducción de viscosidad del crudo, lo cual permite incrementar su valor en el mercado.

las técnicas de transporte de crudos pesados y extrapesados bá-sicamente se clasifican en conven-cionales y no convencionales. las técnicas convencionales se realizan mediante calentamiento o por dilu-ción con circuito abierto o cerrado, y las técnicas no convencionales a través de procesos como la forma-ción de emulsiones/dispersiones de crudo en agua y las técnicas por dinámica de fluidos, como lo es el flujo anular.

se han analizado técnicamente cada una de estas tecnologías de me-joramiento y técnicas de transporte aplicables al caso, realizándose la va-loración económica de su inversión para establecer sus viabilidades de

Transporte de crudo pesado a través de oleoducto Evaluación de diferentes tecnologías

IngenIería QuímIca 55Diciembre 2008

TranSPOrTe De cruDO PeSaDO a TravéS De OleODucTO

aplicación en el yacimiento en cues-tión.

actualmente, la producción de crudos pesados se desarrolla me-diante la técnica de dilución (mez-cla) en circuito abierto.

1. El estudiopara el estudio se han considerado tres diferentes caudales de produc-ción:

25 mBpd (0,05m3/s)50 mBpd (0,09m3/s)75 mBpd (0,14m3/s)

Y tres crudos diferentes con las siguientes densidades:

10 °apI (1000 kg/m3)13 °apI (979 kg/m3)16 °apI (959 kg/m3)

Inicialmente se estudiaron las técnicas de transporte posibles, de-finiendo su viabilidad técnica y eco-nómica, para posteriormente consi-derar la ubicación y los procesos de la planta de mejoramiento.

las técnicas de transporte anali-zadas fueron las siguientes:

a) dilución en ciclo cerrado.b) emulsión de aceite en agua,

relación o/W de 60/40.c) Flujo anular.d) Calentamiento.

para este estudio se considera-ron básicamente las tecnologías de mejoramiento de crudos pesados co-mercialmente probadas y aplicables al caso planteado, tales como las no catalíticas:

a) Viscorreducción (visbreaking).

b) Coquización retardada (dela-yed coking).

c) desasfaltado por disolventes (solvent deasphalting).

el estudio se centró en las zonas de desarrollo de crudo pesado del yacimiento mediante la siguiente metodología:

a) definición de las zonas de producción.

b) las tecnologías de mejora-miento de crudo se esquematizan con diagramas de bloques generales con sus principales procesos.

c) Una vez seleccionadas las tec-nologías de transporte técnicamente aplicables al yacimiento, se analiza-ron las inversiones y costes operacio-nales para cada una.

- Características de los crudos considerados:

los crudos considerados presen-

tan un alto porcentaje de asfaltenos (20%), azufre (2% peso), C5 inso-lubles (30%) y carbón Conradson (14% peso).

las viscosidades utilizadas se muestran en la Figura 1.

- transporte del crudo pesado:el crudo producido en el yaci-

miento debe transportarse hacia el punto de destino. para ello deberá utilizarse un oleoducto existente de 800 km de longitud que atraviesa grandes cadenas montañosas.

2. Evaluación de las técnicas de transportelos crudos pesados, en general, po-seen muy alta viscosidad, contienen altos porcentajes de metales y de azufre, y son difíciles de transportar ya sea por tubería o por barco.

la viscosidad es una propiedad de los fluidos que determina la resis-

Una de las Técnicas de mayor aplicación para el TransporTe de crUdos pesados es medianTe la mezcla con prodUcTos ligeros, redUciendo de esTa manera sU viscosidad

Figura 1viscosidad vs temperatura

Figura 2Transporte por dilución y recuperación de diluyente

TRANSPORTE


tencia del mismo a permanecer en movimiento. en consecuencia, para elevadas viscosidades, como el caso de crudos pesados, la demanda de energía que se requiere para poner-los y mantenerlos en movimiento es extremadamente alta, lo cual impli-ca elevados costes, que, sumado a su valor comercial moderado, repercu-te directamente en la rentabilidad de este tipo de negocio.

para transportar crudo pesado se le puede calentar para mantenerlo con baja viscosidad, mezclarlo con agua y un tensioactivo para estabili-zarlo como una dispersión o como una emulsión, o mezclarlo con un diluyente más ligero como crudo ligero, gasóleo o naftas. dependien-do de la situación, estas elecciones pueden ser convenientes y acepta-bles o demasiado costosas y poco prácticas.

sin embargo, debido a las gigan-tescas reservas de crudo pesado a ni-vel mundial, se han implementado técnicas alternativas para transportar estos petróleos, cuya función princi-pal es llevarlos hasta las plantas de mejoramiento (upgraders) para su mejora.

a continuación se detallan las técnicas o tecnologías de transporte desarrolladas para el transporte de crudos pesados y extrapesados.

A. Dilución en ciclo cerradoUna de las técnicas de mayor

aplicación para el transporte de cru-dos pesados es mediante la mezcla con productos ligeros, reduciendo de esta manera su viscosidad. tradi-cionalmente se utilizan crudos lige-ros de alto valor comercial para esta función. en este punto se detalla la

técnica de transporte por dilución, pero con la particularidad de recu-perar el diluyente (Fig. 2).

la ventaja de este método de di-lución a ciclo cerrado es que el dilu-yente es utilizado para el transporte y luego se recupera para nuevamen-te ser enviado al yacimiento produc-tor de crudos pesados.

dependiendo del diseño del proceso, las calidades del diluyen-te pueden variar desde un diesel pesado hasta naftas ligeras. Una de las ventajas de la utilización de di-luyentes más ligeros es la reducción de los volúmenes en el circuito de transporte.

el proceso de recuperación de diluyente se realiza en una torre at-mosférica.

esta técnica de transporte por dilución con recuperación se utiliza actualmente en distintos países.

Aplicaciones en el yacimientoesta tecnología de transporte por

dilución es técnicamente factible de aplicar al yacimiento.

debe destacarse también el alto coste de inversión inicial comparada con otras alternativas, debido a la ne-cesidad de una tubería de retorno de diluyente teniendo en cuenta la gran distancia que hay entre yacimiento y punto de destino (800 km).

para el análisis de transporte se consideró como diluyente un fluido de 35°apI, postulándose llevar el crudo mezcla a 18°apI, resultando los caudales de diluyente, para las capacidades de producción plantea-das de 25, 50 y 75 mBpd (0,05; 0,09 y 0,14m3/s) de crudos de 10,5°apI y 12,6 °apI, mostrados en la tabla 1.

los equipos principales de la plan-ta de recuperación de diluyente son:

- desalador.- Horno.- torre de destilación.- acumulador de reflujo.- Fraccionador (stripper)- sistema de generación de vapor.- tanques de diluyente.- Bombas.

B. Dispersión de crudo en agua las emulsiones son sistemas dis-

persos o suspensiones líquido-líqui-do, constituidas por dos líquidos inmiscibles. la fase en suspensión (interna), denominada fase disper-sa, se encuentra en forma de pe-queñas gotas contenidas en una fase externa, denominada fase continua.

los tipos más comunes de emulsio-nes son aquellas en las que un aceite se dispersa en agua, en cuyo caso el sistema se conoce como emulsio-nes oleoacuosas (o/W), o cuando el agua se dispersa en el aceite pa-ra formar emulsiones hidrooleosas (W/o). la emulsificación normal-mente requiere la presencia de un tercer componente con actividad interfacial que es adsorbido en la in-terfase de las gotas en la fase disper-sa, denominado agente superficial o tensioactivo, que facilita la forma-ción de la emulsión y prolonga el tiempo de vida de ésta, mantenien-do su estabilidad.

este método de transporte se ba-sa en la generación de una disper-sión de crudo en agua dulce en pro-porciones de 60% de partículas de crudo suspendidas en la fase acuosa (fase continua) estabilizada con ten-sioactivo. la dispersión se diseña para que su estabilidad sea temporal con el objeto de facilitar su rompi-miento al final del trayecto, por lo cual esta tecnología se considera ex-clusivamente para transporte.

las emulsiones son por natura-leza inestables, debido a que la ac-tividad intermolecular es promovida por un agente externo (tensioac-tivo). Una vez que el estabilizador pierde su actividad, las fases migran a su condición original, o, en el peor de los casos, se produce la inversión de las fases (W/o). en tal sentido, se deben considerar cuáles son los riesgos y cuáles son los factores que promueven la inestabilidad. a conti-nuación se listan los principales fac-tores que afectan la estabilidad de una emulsión:

- debidas al tensioactivo: pérdida de la calidad o fuera de los paráme-tros de especificación.

- temperatura: el tensioactivo re-duce su actividad por alta y por baja temperatura.

- pérdida de la concentración: esto se debe a la actividad de bacterias que se alimentan de estos compuestos.

- separación en condiciones es-táticas: debido al propósito de estas emulsiones, la baja estabilidad es una de sus características. específi-camente se observan en tanques o en tuberías en reposo, y el riesgo es la separación parcial de las fases a través de la decantación, segrega-ción o desnatado.

- Condiciones dinámicas: inver-sión de las fases. el paso de emulsio-

Tabla 1

CaudalEs dE diluyENtE

Caudal de crudo Caudal producido Fluido diluyente

mBPD °aPI mBDD

25 10 13

13 8

50 10 27

13 16

75 10 40

13 24



nes a través de bombas dinámicas, válvulas de control, aguja, globo, vál-vulas de alivio, etc, ocasionan ener-gía de mezclado a tal punto que se pueden formar gotas de agua recu-biertas de crudo, denominada inver-sión catastrófica.

- pruebas piloto: básicamente, las pruebas piloto darían a conocer parámetros importantes para el pro-ceso de formación, como lo es la do-sificación óptima, tamaño de gota y estabilidad. para realizar estas prue-bas se debe contar con un circuito experimental con mezcladores estáti-cos, donde se permita variar contro-ladamente la concentración de agua y tensioactivo (por ejemplo: alcohol etoxilado) en la zona de formación.

debido a los factores menciona-dos y a las características del oleoduc-to de exportación con zonas monta-ñosas de “slack flow” y varias estacio-nes de rebombeo, la posibilidad de inestabilidad de la emulsión es alta, por lo que se descartó esta tecnología para los análisis posteriores.

C. Flujo anularel flujo anular es una de las

técnicas más novedosas para el transporte de crudos pesados y ex-trapesados. esta técnica 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. la estabilidad es netamente hidro-dinámica. el porcentaje de agua re-querida para la formación del anillo es dependiente principalmente de la cantidad de crudo a transportar, variando desde un 5 a un 20%. la bondad de este método es eliminar las pérdidas de presión por fricción del crudo con la tubería, y concep-tualmente es debido a que el crudo se encuentra separado de la tubería por una película de agua. sin em-bargo, requiere condiciones especí-ficas para mantener su estabilidad hidrodinámica, como la inyección de flujos continuos y estables.

Una de las consideraciones bási-cas que se debe tener en cuenta en el momento de diseñar un sistema de transporte por flujo anular es la adición de química oleofóbica para el tratamiento de la tubería.

No existe en el mundo la apli-cación del flujo anular de manera rutinaria o continua. su relevancia se basa en la aplicación a casos es-peciales de transporte, por lo cual

no se considerará viable su utiliza-ción en yacimiento. recientemente, la tecnología fue aplicada para el transporte y recuperación del crudo prestige en las costas de la Coruña.

D. Calentamientola aplicación convencional por

tradición (junto con la dilución en ciclo abierto) para el manejo de crudos pesados corresponde a la adición de calor para incrementar la temperatura de los fluidos con la finalidad de reducir temporalmente su viscosidad. esta técnica requiere a menudo de sucesivas etapas de ca-lentamiento a medida que el calor se transfiere hacia el ambiente.

la viabilidad de su aplicación está directamente relacionada con los costes operativos y a la disponibi-lidad de energía térmica. a medida que se requiera de etapas de calen-tamiento, para reducir el coste de bombeo, el coste 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 tu-berías hasta alcanzar el punto de quiebre entre lo técnico y/o lo eco-nómico.

3. Resumen de las tecnologías de transporte aplicablesCada una de las técnicas o tecnolo-gías de transporte de crudos pesados deben estar enmarcadas en la visión de la disposición final del crudo pe-sado, ya sea por las oportunidades de mercado de estos tipos de crudos en su condición natural o las oportu-nidades de negocio que generan los mejoradores (upgraders).

de las técnicas de transporte es-tudiadas para el transporte de cru-dos pesados del yacimiento, las téc-nicamente aplicables se reducen a:

1.- transporte por dilución en ciclo cerrado:

la dilución en ciclo cerrado cu-briendo todo el circuito desde las zo-nas de producción hasta el sitio de entrega en punto de destino (costa) requiere de la construcción de una línea de retorno del diluyente para-lela a la de transporte existente, que da como resultado una inversión ini-cial elevada.

2.- Calentamiento/aislamiento:de los tres fluidos a estudiar (10,

13 y 16°apI), esta técnica sólo sería aplicable para un crudo de 13 °apI (combinado con dilución en circui-to cerrado) y de 16 °apI en toda su extensión, ya que, en los otros casos, el enfriamiento que se produce en la tubería lleva a valores de viscosi-dad incompatibles con el transpor-te. el aislamiento de tubería es prác-ticamente posible solamente en los tramos aéreos.

3.- mejora en yacimiento:a través de una posible mejora

del crudo en el yacimiento, lleván-dolo a un crudo de viscosidad del orden del crudo 18°apI que hoy se produce, sería posible transpor-tarlo hasta el punto de destino sin grandes inversiones en el sistema de transporte. el condicionante técnico de este método es la estabilidad del producto a transportar y la disposi-ción final de los residuos que resul-tan de la mejora en el yacimiento.

dentro de cada tecnología se consideraron:

• estaciones de bombeo interme-dias, cuando corresponda.

• Utilización de oleoductos exis-tentes.

• aislamiento de oleoductos exis-tentes.

• Loops, cuando corresponda.

a continuación se hizo una eva-luación económica de cada caso y se compararon las distintas alternativas.

para los estudios realizados, se tuvieron en cuenta las siguientes premisas:

- la presión en cualquier punto del sistema no debe superar la pre-sión de diseño del mismo en régi-men estacionario.

la aplicación convencional por Tradición para el manejo de crUdos pesados corresponde a la adición de calor

TRANSPORTE


- se deben aprovechar las ins-talaciones de bombeo intermedias existentes.

- se deben aprovechar las instala-ciones de almacenamiento existen-tes (en caso necesario, deberá eva-luarse el tipo de almacenaje, si debe ser calefactado).

4. Modelo hidráulicoa partir de la información disponi-ble (características de los fluidos, temperatura y características del suelo, datos de dimensiones y rugo-sidad de las tuberías, etc.), se con-fecciona el modelo hidráulico de las distintas opciones para utilizarse en el software stoner sps 9.4. en el mis-mo, se utilizan nodos y elementos para la simulación. se define como nodos aquellos puntos del sistema en donde hay:

- aporte de caudal al sistema.- Consumo de caudal del sistema.- Conexión entre elementos.- Cambio de diámetro en tuberías.- modificación de condiciones

operativas (por ejemplo, temperatu-ra o presión).

los tipos básicos de elementos para unir por nodos utilizados en este trabajo fueron: tramos de tube-rías y válvulas.

se utiliza el modo “transthermal” para poder contemplar la variación de temperatura del fluido debido al intercambio de calor con el suelo.

el método colebrook es el utilizado para evaluar la pérdida de carga en la tubería.

el modelo se validó con datos ope-rativos históricos de los oleoductos.

para cada uno de los tramos a ana-

lizar, se realizaron las simulaciones correspondientes para los tres fluidos considerados, los tres caudales y las tres tecnologías mencionadas.

para cada alternativa simulada se realizó una estimación económi-ca preliminar en cuanto a inversión necesaria (CapeX), costes operati-vos (opeX) en 20 años y cálculo del valor actual neto (VaN).

en tabla 2 se resumen las tecno-logías evaluadas para cada fluido.

5. Bases para la valoración económica del transportese evaluaron desde el punto de vista económico y financiero las distin-tas alternativas de transporte con una aproximación del ± 50%. se diferencia entre coste de inversión (CapeX) y los costes de operación y mantenimiento (opeX) que deben efectuarse anualmente.

para la evaluación financiera, se toma un horizonte de análisis de 20 años y una tasa de descuento de 12% anual.

se considera la inversión en esta-ciones de bombeo sólo en el caso que sea requerido por el fluido propio del yacimiento. los costes operativos y los de generación eléctrica asociados al transporte se consideran absorbidos por la tarifa que cobra el transportis-ta, mientras que los costes de com-

bustible para calentamiento, cuando corresponda, se computan al cliente.

en las estaciones de bombeo del oleoducto no se computa el coste de operación y mantenimiento (salvo calentamiento en caso que se requie-ra), ya que está incluido en la tarifa.

para cada una de las alternativas analizadas, se ha estimado la inver-sión necesaria en los siguientes epí-grafes:

- estaciones de bombeo (eB).- equipos.- tuberías.- Instrumentación.- materiales para electricidad.- movimiento de suelo y obra civil.- aislamiento.- equipos de generación eléctrica.- Unidades de medición fiscal

(laCt).- estudios de impacto ambiental

(eIa).- tendido de fibra óptica.

en la tabla 3 se resumen los principales costes unitarios adopta-dos para el transporte.

6. Tecnologías de mejoramiento Una de las posibilidades del negocio de crudos pesados es la migración a procesos de mejoramiento (upgra-

Tabla 2

tECNologías Evaluadas sEgúN fluidos

Fluido °API Tecnología

10 Diluyente circuito cerrado

Producto de viscorreducción

13 Diluyente circuito cerrado

calentamiento


16 calentamiento


Tabla 3

CostEs uNitarios para El traNsportE

Descripción Coste unitario

Potencia instalada 1.000 u$S/kW

coste unitario oleoducto con revestimiento 45 u$S/m inch

coste de energía (fuera del yacimiento) 0,067 u$S/kWh

coste de energía eléctrica (dentro del yacimiento) 0,054 u$S/kWh

6’’ 61.4 u$S/m

8’’ 75,2 u$S/m

10’’ 91 u$S/m

coste aislamiento tuberías 12’’ 101,5 u$S/m

14’’ 110 u$S/m

16’’ 120,3 u$S/m

20’’ 150 u$S/m

costes de operación estación de bombeo 1.200.000 u$S/año

Tasa de descuento 12% anual

Período de análisis 20 años

Diésel (diluyente) 0,72 u$S/l

Make up (diluyente) 0,5 %

consumo generador a crudo 1,557 Bbl/mW h

ding) de estos tipos de crudo. para ello se deben caracterizar los rendi-mientos y contaminantes de un mó-dulo de mejoramiento.

la ruta de mejoramiento de cru-dos pesados y residuos se realiza por dos vías: una es a través de procesos de conversión mediante reacciones catalíticas, y la otra es por conversio-nes mediante craqueo térmico.

6.1. Procesos de conversión por craqueo térmicolos procesos de conversión por craqueo térmico son los conocidos masivamente como tecnologías de rechazo de carbón basándose en temperatura y presión. Y uno de los productos que se obtiene es el gasó-leo de fracción media procedente de la destilación realizada mediante este tipo de proceso.

Normalmente, la alimentación a este proceso se obtiene de una mez-cla de productos pesados, basados en los residuos procedentes de los pro-cesos de destilación. los fuelóleos pesados son mezclas complejas de compuestos que presentan un peso

molecular alto cuyo rango de tem-peraturas de ebullición se encuentra entre 350-650ºC. los componentes de la mezcla son principalmente hidrocarburos aromáticos y nafté-nicos, con un número de carbonos entre C20-C50, junto con asfaltenos y cantidades más pequeñas de com-

puestos heterocíclicos que contie-nen azufre, nitrógeno y oxígeno.

a continuación se describen las tecnologías mas comúnmente apli-cada al mejoramiento de crudo:

A. Viscorreducción esta tecnología de mejoramiento

Figura 3 esquema de proceso de viscorreducción


marque 24

TRANSPORTE


del crudo se realiza básicamente en una torre de fraccionamiento atmos-férica (craqueo no catalítico), de la cual se obtienen tres cortes principal-mente: por cabeza se obtiene gas y una fracción de nafta, un corte medio correspondiente a un gasoil ligero y por cola un residuo pesado (Fig. 3).

tal como se muestra en la figura, el corte de ligero se mezcla con el de cola para obtener un producto me-jorado (crudo sintético) con reduci-da viscosidad, principal objetivo del proceso. la ventaja de este esquema es su bajo coste comparativo para re-ducir la viscosidad de fuelóleos. sin embargo, la mejora en la calidad es limitada.

dependiendo del grado de con-versión, el crudo sintético producido (sCo) puede ser inestable durante el almacenamiento y envío por ser una mezcla de materia craqueada y materia no craqueada. Normalmen-te, la alimentación a los procesos de viscorreducción son los residuos provenientes de las torres atmosféri-cas o de vacío. estos residuos típi-camente alcanzan una conversión a gas, gasolina y gasóleo del orden de 10 a 50 por ciento, dependiendo de la severidad del craqueo y de las ca-racterísticas de la alimentación.

la conversión de residuos en des-tilados y en productos ligeros se usa comúnmente como una medida del grado de severidad en la operación del proceso. es importante conocer que la conversión se ve limitada por las características de la alimentación

en cuanto al contenido de asfalte-nos, sodio, y el contenido de carbón Conradson. esto significa que, para un elevado contenido de asfaltenos, resultará un bajo porcentaje de con-versión. de igual manera, para altos contenidos de sodio y también eleva-dos niveles de carbón Conradson, se puede incrementar la velocidad de coquización en los tubos del horno.

el proceso es sensible a las varia-ciones de la calidad de alimentación, lo cual se ve reflejado en los niveles de conversión obtenidos bajo espe-cificación.

adicionalmente, otra considera-ción importante que se debe tener presente al momento de evaluar un proceso de viscorreducción es el porcentaje de azufre presente en el residuo viscorreducido.

típicamente, el contenido de sulfuro del residuo viscorreducido es un 0,5% en peso mayor que el contenido en la alimentación. de tal manera que esto puede ser una difi-cultad para encontrar las especifica-ciones comerciales de los productos residuales (fuelóleo) en refinerías, pudiendo requerir, en consecuen-cia, de mezclas con otros productos con bajo contenido de azufre.

Finalmente, otro punto de aten-ción es el contenido de asfaltenos presente en la alimentación del pro-ceso, debido a que un incremento en la severidad de conversión causa-rá craqueo de los destilados pesados en componentes ligeros. estos des-tilados pesados solubilizan los com-

ponentes asfaltenos, y en la ausencia de estos destilados, los componentes asfaltenos tenderán a separarse o a precipitarse y depositarse en los tu-bos de los hornos.

son puntos de atención para el di-seño del mejorador viscorreductor:

• Composición de los crudos pe-sados del yacimiento: de acuerdo con las composiciones disponibles, los crudos del yacimiento contienen alto contenido de asfaltenos (pe-so 20%), carbón Conradson (peso 14%) y de C5 insolubles (peso 30%). en consecuencia, la combinación de estos tres componentes críticos limitarían el grado de conversión de este proceso a menos del 25% en vo-lumen. deberán realizarse ensayos de planta piloto para determinar el rendimiento de estas mezclas en el proceso viscorreductor.

• Contenido de azufre: el crudo mezcla del yacimiento alcanza una concentración del 2% de azufre. de-bido a que en los procesos de refi-nación la concentración de sulfuros se hace presente en los productos de cola; el producto craqueado de cola se estima que aumente su concentra-ción a más del 2,5%.

• productos de cabeza del vis-correductor: los vapores de cabe-za son parcialmente condensados y enviados al acumulador. el gas bajo control de presión fluye hacia las plantas de gas. para ello debe cuantificarse y evaluarse la cantidad de sulfuro de hidrógeno que pueda

Figura 4esquema del proceso de coquización retardada



contener. dependiendo de las canti-dades de gas ácido, se debe evaluar la viabilidad de contar con una plan-ta recuperadora de azufre o la inyec-ción del gas.

tomando como valor de referen-cia un 0,2% en peso de H2s, para una producción de 50 mBpd (7.950 m3/d, 0,09 m3/s) de 13°apI, equiva-lente a 7.800 ton/día (90,3kg/s) de crudo, un 0,2% en peso de H2s re-presentaría alrededor de 15 ton/día (0,17kg/s) de H2s.

sin embargo, para tener valores más fiables se deberían realizar en-sayos de planta piloto.

por el fondo del acumulador se retira agua agria (sour water), consi-derando que la alimentación al pro-ceso se encuentra completamente sin agua, la generación de agua por ca-beza es derivada de la condensación del vapor inyectado por el fondo.

B. Coquización retardada en la coquización retardada, la

carga de alimentación (típicamen-te residuo de torres atmosféricas de destilación) es transferida a grandes tambores que proporcionan el tiem-po de residencia necesario para per-mitir que las reacciones de craqueo sean alcanzadas (Fig. 4). Inicialmen-te, el pesado es alimentado a un

horno, que calienta el residuo a al-tas temperaturas de 900-950°F (482-510ºC) a presiones bajas de 25-30 psi (172– 207 kpa), y es diseñado y con-trolado para prevenir el coquizado prematuro en los tubos del calenta-dor. la mezcla se pasa del horno a uno o más tambores de coquizador, donde la materia caliente se retiene aproximadamente 24 horas (demo-radas) a presiones de 25-75 psi (172 – 517 kpa), hasta que se craquee en productos más ligeros. los vapores de los tambores son enviados a un fraccionador donde se separan el gas, nafta y los gasóleos. el hidro-carburo más pesado producido en el fraccionador se recicla hacia el horno. después de que el coque al-canza un nivel predeterminado en un tambor, el flujo se desvia a otro tambor para mantener la operación continua.

el proceso de conversión a través de coquización retardada tiene algu-nas consideraciones dependientes de las características de la alimenta-ción, como, por ejemplo:

• residuos de carbono: el objeti-vo de una coquización retardada es maximizar la producción de líquidos limpios y minimizar la producción de coque. sin embargo, la produc-ción de coque está relacionada con

el contenido de carbón Conradson residual, CCr, de tal manera que a mayor CCr en la alimentación ma-yor dificultad en alcanzar el objetivo.

• Concentración de azufre: el azufre representa una impureza en la alimentación y tiende a concen-trarse en el coque y en los líquidos pesados producidos.

• Concentración de metales: los metales como el níquel y el vana-dio son impurezas indeseadas en la alimentación del coquizador. estos metales se concentran casi en su to-talidad en el coque.

para combatir estas impurezas y lograr obtener un coque de calidad premium de alta pureza, se imple-mentan muchas veces procesos de hidrotratamiento (con catalizador) aguas arriba de las unidades de co-quización retardada. el hidrotrata-miento se utiliza en las refinerías pa-ra producir fuelóleo de bajo conte-nido de azufre y como preparación previa para otras operaciones tal co-mo viscorreducción o coquización retardada.

Aplicaciones en el yacimientola decisión de aplicación de un

sistema de mejoramiento de crudos y residuos viene unida directamente a los análisis de rentabilidad econó-mica y de la visualización de merca-do para sus productos, en especial los residuos de coque.

tomando en consideración las características de los crudos, se pue-de realizar una aproximación de los componentes a producir a través de las siguientes ecuaciones:

producción de coque:

Coque (% peso) = 1,6 x CCR =

= 1,6x 15,36 = 24,58 % peso

realizando una estimación bajo la consideración de una planta de 50 mBpd (0,09 m3/s) de capacidad de alimentación de 10 °apI, se obten-drían alrededor de:

Coque = (50 MBbl/d) x (0,159 m3/Bbl) x

x (1.000 kg/ m3) x (0,2458) =

= 1,95x106 kg/día (22,6 kg/s)

Figura 5proceso de desasfaltado por disolventes. Foster Wheeler

TRANSPORTE


este valor estimado de casi dos mil toneladas de coque por día hace inviable el manejo en el sitio del ya-cimiento. por tal razón, se debe pen-sar en una planta de mejoramiento ubicada en el punto de destino.

por otro lado, estas casi dos mil toneladas de coque por día tendrían una concentración aproximada de azufre del 3,2 %, que representará una dificultad de mercado.

dependiendo fundamentalmen-te del tipo y de la especificación de los niveles de impurezas presentes en el producto final, el coque de pe-tróleo puede utilizarse básicamente para tres aplicaciones: como com-bustible, para electrodos y metalúr-gicas. Una cuarta aplicación, y relati-vamente nueva, es en gasificación.

C. Desasfaltado por disolventesel proceso de desasfaltado se fun-

damenta básicamente en la separación (no-conversión) del asfalto a través del lavado con disolvente, retirando de esta manera la parte más pesada de crudo y obteniendo, en consecuencia, la mejora de su calidad.

este proceso de separación de asfalto se instala normalmente aguas abajo de los procesos de fracciona-miento atmosférico o de vacío para el mejoramiento del producto de cola (Fig. 5).

el esquema general del proceso se mantiene para cualquier corriente de crudo de cola proveniente de las torres atmosféricas o de vacío. la va-riante radica en las características del crudo de alimentación, lo cual influ-ye en la selectividad de mezclas de di-solventes y el correspondiente ajuste de las condiciones operacionales.

los servicios básicos requeridos para el proceso son principalmen-te vapor de agua (stripper), energía eléctrica y combustible (hornos), y se generan tres productos principa-les: obviamente crudo desasfaltado para la venta, asfalto y el agua agria (sulfurada).

los disolventes generalmente utilizados son propano o una mezcla de propano/butano.

el residuo del proceso (asfalto) contiene la mayor parte de los con-taminantes presentes en la alimen-tación, siendo un producto muy viscoso y de escaso valor comercial. es por este motivo que las refinerías deben buscar normalmente alguna forma de disponer el residuo final, ya que las posibilidades de venta son muy limitadas.

Tabla 4

CostE Estimado dEl traNsportE (ordENado por tECNología)

Costes de transporte

Producción CAPex OPex VANTecnología (MbOD) Fluidos (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S)

Diluyente 25 10 442 49 809

13 431 44 758

50 10 701 96 1.420

13 645 84 1.276

75 10 863 140 1.912

13 824 124 1.753

calentamiento 25 13 357 32 598

16 119 28 331

50 13 534 63 1.003

16 158 57 582

75 13 648 93 1.340

16 292 85 928

Upgrading en 25 Todos 80 28 287

el yacimiento 50 Todos 122 55 536

75 Todos 246 83 865

Tabla 5

CostE Estimado dEl traNsportE (ordENado por Caudal dE produCCióN)


Producción CAPex OPex VAN (MbOD) Tecnología Fluidos (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S)

25 1- Diluyente 10 442 49 809

13 431 44 758

2- calentamiento 13 357 32 598

16 119 28 331

3- Upgrading Todos 80 28 287

50 1- Diluyente 10 701 96 1.420

13 645 84 1.276

2- calentamiento 13 534 63 1.003

16 158 57 582


75 1- Diluyente 10 863 140 1.912

13 824 124 1.753


16 292 85 928




dependiendo de las cantidades de asfalto retirado por este proceso, su manejo se complica; por lo cual existirá la posibilidad de combinar este residuo con una planta de co-quización retardada, para de esta manera incrementar los rendimien-tos de barril en el proceso de mejo-ramiento.

para el caso del manejo del agua agria, dependiendo de las concen-traciones y de los volúmenes de la planta, se deberá realizar un trata-miento para su disposición final, o en su defecto se podrá diluir con la corriente principal de agua hacia in-yección.

6.2. coquización retardada el craqueo catalítico rompe las molé-culas complejas de hidrocarburos en moléculas más sencillas para aumen-tar la calidad y la cantidad de pro-ductos más ligeros, más deseables, y disminuir la cantidad de residuos. es-te proceso vuelve a arreglar la estruc-tura molecular de los hidrocarburos para convertir la alimentación de pesado en fracciones más ligeras, tal

como queroseno, gasolina, Glp, acei-te para calentamiento y productos de alimentación a la petroquímica.

el craqueo catalítico es semejan-te al craqueo térmico excepto que en éste los catalizadores facilitan la conversión de las moléculas más pe-sadas en productos más ligeros. el uso de un catalizador en la reacción de craqueo aumenta el rendimiento de productos de calidad mejorada bajo muchas condiciones operacio-nales menos severas que en el cra-queo térmico. las temperaturas típi-cas son de 850°-950°F (454 - 510ºC) a mucho más bajas presiones (10-20 psi/69–138 kpa). los catalizadores usados en unidades de craqueo de refinería son materias típicamente sólidas (zeolita, hidrosilicato de alu-minio, arcilla tratada de bentonita, bauxita y aluminio de sílice) que vie-nen en forma de polvos, de cuentas o pastillas de moldeo.

la instalación de una unidad de craqueo catalítico (CCU) para realizar el mejoramiento del crudo requiere personal especializado en operaciones de refinería y el ma-nejo de importantes cantidades de

catalizador, lo cual complicaría so-bremanera la operación de la planta dentro del yacimiento.

7. Costes del transporte en las tablas 4, 5 y 6 se presentan unos resúmenes de los costes de las distintas tecnologías de transporte para los diferentes volúmenes de producción.

Estimación económica de las distin-tas tecnologías

a partir de las definiciones en cuanto a las alternativas de transpor-te, la evaluación de las instalaciones

Tabla 6

CostE Estimado dEl traNsportE (ordENado por dENsidad api)


Producción CAPex OPex VAN VAN/bArrIl°API Tecnología (MbOD) (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S) (MM U$S/MbD)

10 1 - Diluyente 25 442 49 809 32

50 701 96 1.420 28

75 863 140 1.912 25

13 1 - Diluyente 25 431 44 758 30

50 645 84 1.276 26

75 824 124 1.753 23

2 - calentamiento 25 357 32 598 24

50 534 63 1.003 20

75 648 93 1.340 18

16 1 - calentamiento 25 119 28 331 13

50 158 57 582 12

75 292 85 928 12

Todos 1 - Upgrading 25 80 28 287 11

50 122 55 536 11

75 246 83 865 12

Tabla 7

CostE dEl tratamiENto iNiCial

Caudal MbOD CAPex (MM US$)

25 216

50 370

75 515

TRANSPORTE


necesarias para el tratamiento del crudo extraído y del agua de produc-ción más las instalaciones necesarias para implementar las tecnologías ap-tas para hacer posible el transporte del crudo, se realizó una estimación económica +/- 40%.

la extracción de crudo y la rein-yección de agua de producción están excluidas de la presente estimación.

el desarrollo incluye una eta-pa de tratamiento inicial previo al transporte que es común y cuya in-versión inicial puede observarse en la tabla 7.

en las tablas 8, 9 y 10 se resumen los costes de inversión, los costes operativos y el valor actual neto de cada tecnología evaluada para cada nivel de producción y cada fluido considerado.

8. Conclusiones 8.1. Sin considerar mejoramiento en el yacimientoComparación por fluido:

• para un crudo de 10°apI, la tec-nología aplicable es la de transporte por diluyente en circuito cerrado.

• para un crudo de 13 ° apI, las tecnologías aplicables son transpor-te por diluyente en circuito cerrado y calentamiento/aislamiento/dilu-ción. la segunda resulta más ven-tajosa económicamente, ya que el oleoducto necesario para el diluyen-te es más corto (500 km) frente a los 800 km de la primera opción.

• para el crudo de 16 ° apI, es apta la tecnología de calentamien-to/aislamiento.

Comparación por tecnología: • la tecnología de transporte por

diluyente en circuito cerrado resulta más costosa que las otras. Implica grandes inversiones iniciales, debido fundamentalmente a la necesidad de construir un oleoducto para el diluyente con sus correspondientes estaciones de rebombeo. esto pue-de observarse para los tres caudales considerados. la importante inver-sión requerida hace que esta opción se corresponda con la explotación de reservas grandes de crudo.

• si comparamos la relación VaN/caudal transportado, obser-vamos que a mayor caudal esta re-lación disminuye para todas las tec-nologías.

• la diferencia de VaN entre flui-dos 10° apI y 13 °apI con transporte por diluyente en circuito cerrado es

Tabla 9

CostE Estimado total (ordENado por tECNología)

Total

Producción CAPex OPex VANTecnología (MbOD) Fluidos (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S)

1- Diluyente 25 10 692 68 1.201

13 681 63 1.150

50 10 1.122 133 2.117

13 1.066 121 1.973

75 10 1.443 189 2.858

13 1.404 173 2.699

2- calentamiento 25 13 607 51 990

16 335 41 644

50 13 955 99 1.693

16 528 83 1.146

75 13 1.228 142 2.286

16 807 119 1.697

3- Upgrading en 25 Todos 350 50 722

el yacimiento 50 Todos 573 96 1.293

75 Todos 864 143 1.931

Tabla 8

CostE Estimado total (ordENado por Caudal dE produCCióN)

Total

Producción CAPex OPex VAN (MbOD) Tecnología Fluidos (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S)

25 1- Diluyente 10 692 68 1.201

13 681 63 1.150

2- calentamiento 13 607 51 990

16 335 41 644


50 1- Diluyente 10 1.122 133 2.117

13 1.066 121 1.973


16 528 83 1.146

3- Upgrading Todos 573 96 1.293

75 1- Diluyente 10 1.443 189 2.858

13 1.404 173 2.699

2- calentamiento 13 1.228 142 2.286

16 807 119 1.697

3- Upgrading Todos 864 143 1.931



menor de un 10% para todo el ran-go de caudales considerado.

8.2. con mejoramiento dentro del yacimientose analizaron distintos procesos de mejoramiento, de los cuales se consi-dera como más viable la posibilidad de adoptar un proceso tipo viscorre-ducción, ya que las otras opciones estudiadas generan gran cantidad de residuos, cuyo manejo dentro del yacimiento y/o transporte fuera del mismo sería muy dificultoso y muy caro. debe tenerse en cuenta que, antes de tomar una decisión de ins-talación de un viscorreductor, debe-rán realizarse todos los análisis de la-boratorio y ensayos de planta piloto necesarios para comprobar:

- Que el producto líquido obte-nido sea estable para su almacena-miento y su transporte.

- Que realmente se obtenga un producto con la viscosidad requeri-da para su transporte.

- Que según las características del producto obtenido (crudo sinté-

tico), su valor de mercado satisfaga la rentabilidad del proyecto frente a otras alternativas.

para evitar la disposición del azu-fre como sólido, debería verificarse la posibilidad de reinyectar dentro del yacimiento el gas producido en el proceso de viscorreducción con muy alto contenido de ácido sulfhí-drico, gas tóxico, que habría que comprimir y manejar a las muy altas presiones de inyección.

en caso de cumplir todos estos requerimientos de forma satisfac-

toria, el mejoramiento a través de viscorreducción es la opción econó-micamente más conveniente para los fluidos más pesados (10 °apI y 13°apI)

8.3. con mejoramiento en el punto de destinopara el caso de implementarse un proceso de mejoramiento en punto de destino para obtener un precio de venta del crudo más alto a partir de su transformación en un crudo sintético, se analizaron distintas tec-nologías que deberán ser estudiadas posteriormente en función de la composición de los fluidos en cues-tión y de las posibilidades reales de comercialización. en este caso serían aplicables, además de la viscorreduc-ción, las tecnologías de coquización retardada y desasfaltado con disol-vente, pudiendo combinarse con una unidad de hidrotratamiento.

bibliografía[1] r. a. meyers, Handbook of petroleum refinery process, 3d edition 2004

[2] r. t. robles, J.J.C. arellano, análisis y simulación de procesos de refinación del petróleo, 2003.

Tabla 10

CostE Estimado total (ordENado por dENsidad api)

Total

Producción CAPex OPex VAN VAN/bArrIl°API Tecnología (MbOD) (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S) (MM U$S/MbD)

10 1 - Diluyente 25 692 68 1.201 48

50 1.122 133 2.117 42

75 1.443 189 2.858 38

13 1 - Diluyente 25 681 63 1.150 46

50 1.066 121 1.973 39

75 1.404 173 2.699 36

2 - calentamiento 25 607 51 990 40

50 955 99 1.693 34

75 1.228 142 2.286 30

16 1 - calentamiento 25 335 41 644 26

50 528 83 1.146 23

75 807 119 1.697 23

Todos 1 - Upgrading 25 350 50 722 29

50 573 96 1.293 26

75 864 143 1.931 26

se analizaron disTinTos procesos de mejoramienTo, de los cUales se considera como más viable la viscorredUcción

Trasporte de Crudo Pesado Por Oleoducto

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