Yacimientos II Investigacion2 Ayala Salaz Salas

5/12/2018 Yacimientos II Investigacion2 Ayala Salaz Salas - slidepdf.com

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ESCUELA SUPERIOR POLITÉCNICADEL LITORAL

FACULTAD DE INGENIERÍA EN CIENCIAS DELA TIERRA (FICT)

Análisis Petrolero: Nuevas Técnicas de

Transporte de Crudo Pesado & Perspectiva de

Aplicación de Recuperación Mejorada con

Microorganismos

Carrera: Ingeniería de PetróleoMateria: Yacimientos II

Profesor: Ing. Alberto Galarza

Paralelo: 1

Elaborado por:

Diego Ayala AnzoáteguiJulián Salazar Neira

Xavier Salas Barzola

Diciembre de 2011

Guayaquil, Ecuador



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ÍNDICE

Tabla de contenidoÍNDICE .............................................................................................................................2

1. INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 3

2. OBJETIVOS .............................................................................................................. 5

3. TEORÍA ..................................................................................................................... 6

3.1 Crudo Pesado....................................................................................................... 6

3.1.1 Reservas de Crudo................................................................................................. 8

3.1.2 Propiedades físicas y químicas de los principales crudos pesados del mundo ....... 10

3.1.3 Panorama futuro de los crudos pesados ............................................................... 11

3.2 Recuperación Mejorada con Microorganismos ....................................................... 12

3.2.1 Reseña histórica .................................................................................................. 12

3.2.2. Mecanismos del MEOR ..................................................................................... 13

3.2.3 Factores Claves en un MEOR .............................................................................. 13

3.2.4 Criterio de Selección ........................................................................................... 14

3.2.5 Análisis Económico del MEOR ........................................................................... 15

3.2.6 Tecnologías Actuales .......................................................................................... 16

4. APLICACIONES ..................................................................................................... 17

4.1 Métodos de transportación de crudos pesados ..................... ............................... 17

4.1.1 Métodos de transportación de crudos pesados convencionales ........................... 17

4.1.1.1 Método de calentamiento ............................................................................ 17

4.1.1.2 Dilución ..................................................................................................... 17

4.1.1.3 Mejoramiento parcial .............................. ......................................... ........... 17

4.1.2 Métodos nuevos de transporte de crudos pesados ....................................... ........ 18

4.1.2.1 Emulsión .................................................................................................... 18

4.1.2.2 Núcleo anular de flujo ................................................................................ 19

4.2 Aplicación de recuperación mejorada con microorganismos ..............................23 5. CÁLCULOS .............................................................................................................25

5.1 Teorema de Bernoulli ........................................................................................25

5.2 Gradiente de Presión en Tuberías Horizontales ..................................................25

5.3 Flujos Laminares y Turbulentos .........................................................................26

5.4 Ecuaciones que intervienen en el método de transporte de crudos pesados por emulsión ......................................................................................................................27

6. APLICACIÓN EN CAMPOS Y/O PETRÓLEO DE ECUADOR ............................. 29

6.1 Transporte de crudo pesado mediante nuevas tecnologías en Ecuador ................29

6.1.1 Proyecto Pungarayacu........................................................................................29

6.1.1.1 Transformación de crudo pesado a crudo liviano en el campo Pungarayacucon tecnología actual.................................................................................................... 30

6.1.1.2 Ventajas de la tecnología actual aplicada .................................................... 35 7. CONCLUSIONES .................................................................................................... 37

8. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Y ELECTRÓNICAS ..................... ................ 38



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1. INTRODUCCIÓN

A medida que disminuye el suministro global de crudos livianos y medianos, los depósitos de

crudos pesados cobran importancia, y las compañías petroleras inevitablemente comienzan a

considerar los costos y la logística para desarrollar esos campos.

Debido a la declinación de la producción de petróleo convencional o

tambiéndenominado petróleo fácil, sumado a esto la necesidad de algunos países (Ecuador) de

restituir sus reservas y los altos precio de la energía, muchas compañías petroleras están cada

vez más interesadas en el petróleo pesado y extra pesado.

Con el pasar del tiempo y con el déficit energético que afronta el mundo, los yacimientos

de petróleo pesado y extra pesado toman un valor preponderante debido a que estas

conforman las reservas más grandes a nivel mundial,

pero cuya explotación requiere del entendimiento de la geología y características del

yacimiento y por ende la de los fluido presente en el

mismo; para finalmente determinar la tecnología aplicable y rentable en términos económicos

y así incrementar el factor de recobro en estos yacimientos.

Por otra parte, vale la pena incluir en este punto una breve definición del petróleo pesado.

El petróleo pesado se define como un aceite que tiene una viscosidad de petróleo muerto

(dead oil viscosity), a la temperatura original del yacimiento, mayor a 100 centipoise (cP), o (a

falta de datos de viscosidad) una gravedad API menor a 22,3°.

Cotiza a un menor precio que los crudos livianos, especialmente cuando presenta un alto

contenido de azufre y metales pesados. Así mismo, la productividad de los pozos es menor y

puede dificultar el transporte para su comercialización. Por lo tanto, la explotación exitosa delpetróleo pesado requiere planeación y ejecución cuidadosas.

Los elementos clave para una operación exitosa con crudo pesado son varios. Se debe

considerar la cadena de valor completa desde el campo productor hasta el transporte, la

comercialización, el mejoramiento y la refinación de este petróleo.

Para lograr una recuperación óptima y éxito económico, el operador debe tener la experiencia

organizacional y la capacidad para implementar y dirigir la operación eficientemente, además

de mejorar y optimizar las operaciones de manera constante. Todas estas tareas deben ser

dirigidas en una forma tal que cumplan con los estándares y expectativas ambientales.

Tratándose de petróleo pesado se deben estimar cuidadosamente los parámetros importantes

de roca y roca/fluido, que afectan la productividad especialmente la viscosidad del petróleo y

su permeabilidad relativa.

Las mediciones adecuadas son difíciles y por ello los laboratorios donde estas se lleven a cabo

deben tener experiencia con crudos pesados y deben ser seleccionados meticulosamente.



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Toda operación de producción y transporte encontrara obstáculo en el momento de crudos

pesados y extra pesado con tecnologías diseñadas para crudos medianos y livianos.

(Explotados usualmente por surgencia natural).

Es principal limitante la viscosidad.



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2. OBJETIVOS

Objetivo general

El objetivo del informe es ampliar y reforzar los conocimientos y conceptos sobre crudospesados, las técnicas nuevas que se emplean para manejar fluidos con muy alta viscosidad en

la Industria Petrolera.

Objetivos específicos

Conocer los aspectos de transporte (técnicas y facilidades de manejo) de los crudos

pesados.

Efectuar los cálculos necesarios para aplicarlos en las técnicas de transporte.

Adquirir la idea completa sobre la importancia y el efecto que causa el poder manejarcrudo pesado, desarrollando nuevas técnicas innovadoras que permitan un mejor

transporte de éste.



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3. TEORÍA

3.1 Crudo Pesado

El petróleo pesado generalmente se deja de lado como recurso energético debido a lasdificultades y costos asociados con su producción. Pero existen más de 6 trillones de barriles (1

trillón de m3) de petróleo en situ atribuidos a los hidrocarburos más pesados equivalente al

triple de reservas combinadas de petróleo y de gas convencionales del mundo- que merecen

una atención más esmerada. Si bien otros factores tales como la porosidad, la permeabilidad y

la presión determinan cómo se comportará un yacimiento, la densidad y la viscosidad del

petróleo son las propiedades que dictan el enfoque de producción que tomará una compañía

petrolera. Los petróleos densos y viscosos denominados petróleos pesados, presentan retos de

producción especiales pero no insuperables.

Los petróleos crudos naturales exhiben un amplio espectro de densidades y viscosidades. La

viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente la medida más importante para un

productor de hidrocarburos porque determina cuán fácilmente fluirá el petróleo. La densidad

es más importante para el refinador de petróleo porque es un mejor indicador de los

derivados de la destilación.

Existen diferentes tipos de petróleo crudo dependiendo de sus propiedades físicas y químicas,

sin embargo, para clasificar a un petróleo crudo generalmente se expresa en un escala

normalizada por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute, API) que

se denomina gravedad API y se evalúa mediante la ecuación 5.1.

Con base en la gravedad API, el petróleo crudo se clasifica en los diferentes tipos que se

muestran en la tabla 3.1. Mientras menor sea la gravedad API el crudo es más pesado. Los

crudos pesados son de color oscuro a negro y se definen como los crudos con gravedad API

<22o. Según el Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica DOE, define al

petróleo pesado como aquel que presenta densidades API de entre 10.00 y 22.30.

Tabla 3.1 Tipos de crudo según su gravedad API

Sin embargo, la naturaleza no reconoce tales límites. En algunos yacimientos el petróleo con

una densidad tan baja como 7 u 80

API se considera pesado más que ultrapesado, porque

puede ser producido mediantes métodos de producción de petróleo pesado.



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Un crudo ligero, es usualmente rico en fracciones ligeras con baja concentración de

heteroátomos (S, O, N y metales), así como de asfaltenos. Los crudos pesados no pueden ser

producidos, transportados y refinados por los procesos establecidos para crudos ligeros. Estos

crudos son más viscosos que los crudos ligeros y tienen baja movilidad.

Los crudos extrapesados son materiales que se encuentran en estado sólido o semisólido y son

incapaces de fluir a condiciones ambientales. El bitumen algunas veces se refiere como asfalto

natural o crudo extrapesado. Son materiales semisólidos, viscosos y de características

brillantes que pueden existir en forma natural o con materiales minerales que exceden del

50% peso. El bitumen frecuentemente se localiza en los poros y cavidades de arenas, rocas y

sedimentos arcillosos y toda la matriz mineral se le llama roca asfáltica [15, 17]. La

recuperación del bitumen depende de la composición y construcción de la arena.

Generalmente los bitúmenes encontrados en depósitos de arenas de alquitrán (tar sand) son

materiales altamente viscosos. La expresión arena de alquitrán se usa en la industria del

petróleo para describir los yacimientos de arenas impregnados con crudo pesado, crudos

negros viscosos y que no se pueden recuperar por los métodos tradicionales.

Originalmente, cuando la roca generadora produce petróleo crudo, esto no es pesado. Los

expertos en geoquímico generalmente coinciden en que casi todos los petróleos crudos

comienzan con densidades de entre 30 y 40o API. El petróleo se vuelve pesado sólo luego de

una degradación sustancial ocurrida durante la migración y luego del entrampamiento. La

degradación se produce a través de una variedad de procesos biológicos, químico y físicos. La

bacteria transportada por el agua superficial metaboliza los hidrocarburos parafínicos,

nafténicos y aromáticos en moléculas más pesadas. Las aguas de formación también remueven

hidrocarburos por solución, eliminando los hidrocarburos de menor peso molecular, los cuales

son más solubles en agua.

El petróleo pesado se produce típicamente de formaciones geológicamente jóvenes:

Pleistoceno, Plioceno y Mioceno. Estos yacimientos tienden a ser someros y poseen sellos

menos efectivos, exponiéndolos a condiciones que conducen a la formación de petróleo

pesado. La naturaleza somera de la mayoría de las acumulaciones de petróleo pesado se debe

a que muchas se descubrieron tan pronto como se establecieron las poblaciones en sus

proximidades.

Para los productores de petróleo dedicados a la recuperación de petróleo pesado, el

emprendimiento requiere una inversión de largo plazo. La alta viscosidad del petróleo pesado

aumenta las dificultades de transporte y de obtención de productores comerciales, requiere

técnicas de refinamiento especiales y por ende más costosas. El valor de la tecnología depende

de su habilidad para reducir el costo total. Debido a que la mayoría de de los campos de

petróleo pesado son someros, los costos de perforación no han constituido el factor

dominante, pero el uso creciente de pozos horizontales y multilaterales complejo está

introduciendo algunos costos en esta etapa del desarrollo. El costo primario reside típicamente

en la energía necesaria para generar e inyectar el vapor requerido para movilizar los petróleos

viscosos. En muchos casos, estos costos operativos están proyectados para continuar por 80

años o más.



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3.1.1 Reservas de CrudoLa fuente de energía del mundo está girando alrededor del petróleo crudo y los crudos ligeros

se siguen consumiendo día a día puesto que son fáciles y baratos de procesarlos para la

elaboración de combustibles de alta calidad, sin embargo, hay un vasto depósito de crudos

pesados en muchos lugares del mundo. En la literatura se reportó que las reservas de crudos

ligeros era 5 veces menor a la de crudos pesados, de esta forma los primeros representaban1020 billones de barriles y de esta cantidad alrededor del 65% se encuentra en el Medio

Oriente y el 35% en Canadá, Venezuela, Estados Unidos y otros países. Para el caso de crudos

pesados la reserva se estimó en 5600 billones de barriles en donde el 80% se localiza en

Canadá, Venezuela y Estados Unidos y el 20% en otros países.

Los reportes recientes de la literatura sobre las reservas de crudos, estiman que para crudos

pesados es más de 7 veces de las reservas de crudos ligeros. Las reservas de crudos pesados

más grandes se encuentran en la Franja del Orinoco en Venezuela estimada en 1200 billones

de barriles, El Athabasca Tar Sands en Alberta, Canadá, cuya reserva se estima en 1800 billones

de barriles, principalmente de bitumen y el Olenik en Liberia, Rusia.

El número exacto de reservas del petróleo pesado varía según la fuente bibliográfica que lo

reporta, sin embargo, concuerda generalmente que existe el mismo orden del petróleo pesado

recuperable que se queda de las reservas del petróleo ligero.

Las reservas probadas en el mundo de crudo se estiman de 9000 a 13000 billones de barriles

distribuidos de la forma que se muestra en la Figura 3.1. Las reservas totales de crudos

pesados estimadas en el mundo se muestran en la tabla 3.2, donde se observa que Venezuela

es el país que tiene mayor cantidad de reserva de crudos pesados.

Adicional a esto, las figuras 3.2 y 3.3 indican la distribución de los crudos pesados y

extrapesados en el mundo y la producción de los mismos, respectivamente.

FIG 3.1 Distribución porcentual de las reservas totales de crudos en el mundo



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Tabla 3.2 Crudos extrapesados; recursos, reservas y producción al final de 2005


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FIG 3.2 Distribución geográfica de los crudos pesados, extrapesados y bitúmenes.

FIG 3.3 Distribución geográfica de la producción de crudos pesados, extrapesados y bitumen.

3.1.2 Propiedades físicas y químicas de los principales crudospesados del mundo

Las mayores reservas de crudos en el mundo se concentran en los crudos pesados y bitumen,

sin embargo, son pocos los países que reportan sus propiedades físicas y químicas, algunas de

éstas se muestran en la Tabla 3.3 donde se observa que los crudos pesados presentan baja



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gravedad API (densidad alta) y alta concentración de azufre, así como alta viscosidad. La

cantidad de azufre, asfaltenos y metales contenidos en los crudos depende de su origen.

Tabla 3.3 Propiedades físicas y químicas de los principales crudos pesados del mundo

3.1.3 Panorama futuro de los crudos pesados

Las estimaciones de la producción diaria de crudos pesados y extrapesados se encuentran enel orden de 4 a 5 millones de barriles por día, las cuales contrastan con la producción diaria de

77 millones de barriles de petróleo ligero. La reducción proyectada de producción de petróleo

ligero en los próximos 10 a 20 años enfoca a la industria petrolera hacia la explotación más

efectiva de reservas no convencionales y particularmente de los crudos pesados.

La producción y el transporte de crudos pesados tienen desafíos extraordinarios que se deben

vencer con el fin de ser firmes sustitutos de los crudos ligeros, sin la necesidad de utilizar

diluyentes valiosos con el propósito de reducir la viscosidad.

A raíz de que las reservas de crudos ligeros se agotan, se deriva un creciente interés en

desarrollar alternativas para convertir los crudos pesados en crudos ligeros (crudos mejorados

o sintéticos) y a la vez transportarlos a una refinería sin poner en riesgo la contaminación del

medio ambiente.



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3.2 Recuperación Mejorada con MicroorganismosEs una técnica que emplea microorganismos y sus productos metabólicos para la estimulación

de la producción de petróleo en ciertos reservorios, esta consiste en la inyección de

microorganismos seleccionados dentro del reservorio y la posterior estimulación y transporte

de sus productos metabólicos generados in situ a fin de obtener una reducción del petróleo

residual dejado en el reservorio.

Estos microorganismos pueden actuar como agentes movilizantes de petróleo residual o

agentes tapón para aislar selectivamente zonas no deseadas del reservorio.

3.2.1 Reseña históricaEl primer trabajo descubridor en este campo fue realizado por Beckmann in 1926. A pesar de

ello, poco fue hecho hasta que ZoBell comenzó una serie de investigaciones sistemáticas de

laboratorio en los años 40. Las ideas y resultados presentados en los artículos de ZoBell

marcaron el comienzo de una nueva era en la investigación de la microbiología del petróleo. Su

trabajo se centró en la factibilidad de separar petróleo de las rocas reservorios mediante el uso

de cultivos de bacterias enriquecidas.

De hecho, el demostró este concepto inyectando bacterias sulfo-reductoras de tipo

anaeróbicas en una solución nutriente de lactato de sodio con la que saturó muestras de

areniscas petrolíferas de Athabasca (viscosidad del crudo del orden del millón de centipoises)

en botellas de vidrio selladas.

La multiplicación de bacterias fue acompañada con una separación gradual de petróleo del

interior de la arenisca. En sus trabajos, se enunciaron los siguientes mecanismos de liberación

de petróleo:

y

Disolución de la matriz de la roca en reservorios carbonáticos. La presencia debacterias sulfo reductoras transforman el sulfato en H2S, el cual es ligeramente ácido.

Está compuesto acidulado tiende a reducir el pH del medio con lo que la siguiente

ecuación se desplaza hacia el lado derecho: CaCO3 + H2O CO2 + Ca(OH)2

Si los carbonatos inorgánicos son disueltos, entonces el petróleo adsorbido a ellos es

liberado.

y Generación in situ de gases. Este gas extra ayuda a empujar el petróleo fuera del

espacio poral.

y Afinidad de las bacterias hacia los sólidos. Las bacterias se depositan sobre la

superficie y se pegan a la misma para generar membranas biológicas que encapsulan

el petróleo para así ser transportado más sencillamente.

y Reducción de la tensión superficial. Las bacterias producen substancias activas para las

superficies o agentes mojantes que son parcialmente responsables de la liberación de

petróleo de los sólidos.

Además, de enunciar los principales mecanismos de liberación, en sus trabajos, ZoBell

presentó algunas consideraciones muy importantes:



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1. Más trabajo experimental debería ser conducido antes de que alguna aplicación

positiva de campo pudiera ser realizada.

2. Se deberían realizar ensayos de compatibilidad entre las bacterias y la formación.

3. Las bacterias empleadas en estos estudios presentan un efecto altamente corrosivo

sobre estructuras de hierro.

3.2.2. Mecanismos del MEOREn el proceso de "fermentación bacterial in situ" una combinación de mecanismos es la

responsable de la estimulación de la producción o el mejoramiento en la recuperación de

petróleo.

Esta combinación de mecanismos depende básicamente de la aplicación, los cultivos y

nutriente seleccionados y las condiciones operacionales. Los posibles mecanismos son:

y Mejoramiento de la movilidad relativa del petróleo con respecto al agua mediante

biosurfactantes y biopolímeros.

y Re-presurización parcial del reservorio por la liberación de gases como el metano y el

CO2.

y Reducción de la viscosidad del petróleo a través de la disolución de solventes

orgánicos en la fase petróleo.

y Incremento de la permeabilidad de la rocas carbonáticas en reservorios calcáreos

debido a ácidos orgánicos producidos por bacterias anaeróbicas.

y Limpieza de la vecindad del pozo mediante los ácidos y gases originados in situ. El gas

sirve para empujar petróleo de poros muertos y remover finos que taponan las

gargantas porales. El tamaño promedio de las gargantas porales es incrementado y

como resultado la presión capilar en la región vecina al pozo se transforma en más

favorable al flujo de petróleo.

y Modificación de las condiciones de mojabilidad. Una vez que la biomasa se adhiere a la

superficie de la roca, ésta genera membranas biológicas que liberan el petróleo

adsorbido sobre la superficie de la roca.

y Taponamiento selectivo de zonas altamente permeables mediante la inyección de

bacterias "gelificantes" seguidas por una solución azucarada que "enciende" la

gelificación por producción extra de células gomosas. La eficiencia areal de barrido es

así mejorada.

y Degradación y alteración del petróleo. Ciertas bacterias alteran la estructura

carbonada del petróleo presente en el reservorio.

y Desulfurización del petróleo. La inyección de una bacteria tolerante al sulfhídrico fue

patentada como una manera de controlar la producción neta de sulfhídrico.

3.2.3 Factores Claves en un MEOREn las aplicaciones prácticas de MEOR se deben considerar muchos factores claves. Entre ellos

están las propiedades petrofísicas del reservorio, la química y la microbiología.



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A. Propiedades de Reservorios

Las propiedades de reservorios que deben ser cuidadosamente analizadas en la etapa de

diseño de un proceso de MEOR son consideradas factores claves, las cuales son.

y Factores de Forma

y Estructura Poraly Permeabilidad

B. Química

Los productos metabólicos que involucran químicos complejos pueden ser el resultado de una

o varias reacciones combinadas. Estas reacciones o procesos son clasificadas como reacciones

de modificación o degradación por microorganismos. La biodegradación (degradación por

bacterias) implica completa mineralización de químicos hasta formar compuestos simples a

través del metabolismo de microorganismos.

Este es un proceso complejo que involucra diferentes caminos y secuencias de pasos de

modificación bacterial. La modificación por bacterias, implica que el químico es cambiado, una

de estas propiedades son:

y Alteración Bacterial

y Lavado por Agua

y Biodegradación de Petróleos

y Emulsificaciones

y Metales en el Petróleo

C . Microbiología

La microbiología del petróleo puede ser definida como el estudio de la distribución de

bacterias indígenas, la fisiología de las bacterias bajo condiciones de reservorio, la interacción

entre las bacterias inyectadas y las indígenas y el control de la actividad en el reservorio de

manera tal que la inyección potencial de un cultivo de bacterias y/o la estimulación de la

actividad de las bacterias indígenas pueda traer resultados positivos en la recuperación de

petróleo. Estas propiedades son:

y Bacteria Indígena

y Fisiología de las Bacterias bajo Condiciones de Reservorio

y Interacciones entre la Bacteria Inyectada y la Bacteria Indígena

3.2.4 Criterio de SelecciónPara poder seleccionar potenciales reservorios para la aplicación de MEOR, varias

consideraciones deberían ser tenidas en consideración. La Figura 1 es un simple esquema que

puede ser empleado como herramienta básica de selección de candidatos.



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3.2.5 Análisis Económico del MEORy El MEOR es potencialmente una tecnología efectiva y de bajo costo para el incremento

de la producción de petróleo. Las más importantes ventajas económicas y operativas

de estas técnicas son:

y Los microorganismos y nutrientes inyectados son baratos, fáciles de obtener y manejar

en el campo.

y El MEOR es económicamente atractivo en campos productores marginales.

y El costo del fluido inyectado no depende del precio del petróleo.

y Generalmente, la implementación de este proceso necesita sólo pequeñas

modificaciones en las facilidades existentes de producción, lo cual reduce el costo deinversión.

y El método es fácil de aplicar con equipamiento de producción convencional.

y El MEOR es menos costoso de implementar y más sencillo de monitorear que

cualquier otra técnica de recuperación asistida.

y Los productos del proceso de MEOR son todos biodegradables y no se acumulan en el

ambiente.



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Los limitados análisis económicos existentes de los ensayos de campo muestran que el mayor

costo de un proyecto de MEOR se encuentra en el costo del nutriente para alimentar los

microorganismos.

3.2.6 Tecnologías Actuales

El proceso de MEOR abarca un amplio espectro de tecnologías, las cuales pueden ser

diseñadas para diferentes aplicaciones usando distintas metodologías. Estas metodologías

pueden ser divididas en los siguientes grupos de aplicaciones:

y Estimulación de producción en pozos individuales mediante el uso de

microorganismos.

y Inyección continua de agua y microorganismos.

y Biobarrido de nutrientes usando el sistema de huff-and-puff.

y Limpieza de pozos con bacterias.

y Taponamiento selectivo con bacterias.

y Recuperación de fluidos de fracturación con microorganismos.



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4. APLIC ACIONES

4.1 Métodos de transportación de crudos pesados

Debido a su alta viscosidad, los crudos pesados no pueden ser transportados con líneas deflujo convencionales y requieren tratamientos adicionales. Estas soluciones consisten bien en

reducir su viscosidad (mediante calor, dilución, emulsión de petróleo en agua, mejoramiento)

o en la disminución de la fricción en la tubería (flujo anular de núcleo).

El grado de mejora depende de la calidad del petróleo extraído y el nivel deseado de SCO, es

decir, el objetivo de la gravedad API y azufre contenido. En muchos casos las especificaciones

de la SCO dependerán de la disponibilidad de los comerciantes y la refinería capaz de aceptar

la capacidad y en términos lucrativos de refinación, o las especificaciones dependerán del lugar

al cual se dirige el petróleo pesado

4.1.1 Métodos de transportación de crudos pesadosconvencionales

4.1.1.1 Método de calentamientoComo la viscosidad disminuye rápidamente con el incremento de la temperatura, el calor es un

método atractivo para mejorar las propiedades del fluido de crudos pesados. Siempre es

citado como el proceso posible para reducir la viscosidad de petróleos pesados. Un famoso

ejemplo es la línea de flujo de Alyeska en Alaska que transporta crudo a aproximadamente

500C. Sin embargo, el diseño de una tubería calentada no es fácil porque debe considerar

muchas cosas: expansión de las tuberías; número de bombas/calentadores; pérdidas de calor,

etc. Otros problemas significantes son los elevados precios y la gran tasa de corrosión para la

parte interna de la tubería debido a la temperatura. Inclusive, un estudio reciente mostró que

el tratamiento de calor puede inducir cambios en la estructura coloidal del crudo y empeorar

sus propiedades reológicas.

4.1.1.2 DiluciónUn método para la mejora del transporte de crudos pesados es mediante la mezcla de éstos

con un hidrocarburo menos viscoso como un condensado, nafta, keroseno, crudos ligeros.

Existe una relación exponencial entre la viscosidad resultante de la mezcla y la fracción de

volumen del diluyente, lo que hace de éste método muy eficiente.

Sin embargo, en orden para obtener aceptables límites de transportación, una fracción tan alta

como 30% en volumen de diluyente es necesario e implica capacidades larga de tubería.

Problemas pueden surgir de acuerdo a la disponibilidad del diluyente. El reciclaje del diluyente

puede ser una solución pero requiere una gran inversión para instalar tubería adicional.

4.1.1.3 Mejoramiento parcialÉste método consiste en modificar la composición de petróleos pesados para hacerlos menos

viscosos. Tecnologías de mejoramiento como procesos de hidrotratamiento tradicionalmente

usados en refinerías, pueden ser consideradas para esta aplicación. Recientes estudios

apuntan para asociar estos diferentes procesos para optimizar la conversión de crudos



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pesados. La combinación de hidrotratamientos y procesos de solventes desasfaltados son

estudiados.

4.1.2 Métodos nuevos de transporte de crudos pesados 4.1.2.1 Emulsión

El método de emulsión consiste en dispersar el crudo pesado en agua en forma de gotas

estabilizadas de surfactantes, llevando a una importante reducción de la viscosidad. Cuando se

mezcla agua y petróleo crudo, casi siempre una emulsión de agua en petróleo es creada

porque la superficie activa de moléculas anfifílicas en el crudo es la mayoría de las veces

solubles debido a su baja polaridad (dependiendo del pH para ácidos grasos) y el peso

molecular.

Como la viscosidad de la emulsión es siempre mayor a la viscosidad de la fase continua, resulta

obvio que transportar petróleos pesados viscosos es necesario realizar una emulsión con agua

como fase continua. Para hacer tal emulsión acuosa uno tiene que pelear contra la tendencia

natural de formar agua en una emulsión de aceite.

Como se ve en la figura 4.1, la reducción de la viscosidad puede ser muy importante, mas de 2

razones de magnitud. Para razones económicas obvias, los operadores de petróleo buscan

transportan tanto petróleo como sea posible y con la mínima cantidad de agua posible. Para

mantener la viscosidad de un petróleo pesado acuoso 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 bitumen es aceptable. Arriba del 70%,

la viscosidad se vuelve muy alta.

FIG 4.1 Viscosidad de aceite/agua a diferentes tasas de corte



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La mayor aplicación de emulsiones acuosas de petróleos pesados es el proceso ORIMULSION®,

desarrollado por PDVSA, en los años 80. ORIMULSION® es una emulsión acuosa de bitumen,

hecho de 30& agua y 70% de petróleo extrapesado natural, que es usado directamente como

materia prima para generación de electricidad en plantas termoeléctricas. La factibilidad de

esta tecnología ha sido claramente demostrada por un desarrollo a gran escala del producto

comercial.

En conclusión, una emulsión compuesta de 70% petróleo crudo, 30% de fase acuosa y 500-

2000 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 es particularmente estable.

4.1.2.2 Núcleo anular de flujoEl modelo de núcleo anular de lujo puede ser un método atractivo para la transportación de

petróleos viscosos. En éste método de transportación, una película de agua envuelve al núcleo

de petróleo y actúa como un lubricante entonces la presión necesaria de bombeo para el flujo

lubricado es comparable a que si el agua estuviese sola. Las fracciones de agua son

típicamente en el rango de 10-30%. Muchos estudios teóricos, de laboratorios y pruebas de

campo han sido llevados a cabo y han mostrado que la configuración del núcleo anular de flujo

aplicado a petróleos pesados es estable. Sin embargo, sólo dos ejemplos industriales de esta

tecnología son conocidos:

y La línea de 38.6 km desde el reservorio North Midway Sunset a las facilidades central

en Ten Section (California), línea que ha estado operando durante 12 años.

y La tubería de 55 km desde San Diego a Budare (Venezuela) usada para transportar el

crudo pesado del campo Zuata (9.60

API).

El principal problema de esta tecnología es que el petróleo tiende a adherirse a la pared, lo

que conlleva a la restricción y un eventual bloqueo del sistema de flujo. Este tipo de dificultada

puede ser exacerbada durante un operación de apagado permitiendo la estratificación de las

fases de petróleo y aguay requiriendo una presión mayor de restauro.

Adicional la explicación de los métodos de transporte de crudo pesado, se adjunta las tablas

4.1 y 4.2, las que comparan los distintos métodos de transporte y las emisiones de CO2

causadas por los diferentes tipos de producción.



20 | P á g i n a

Tabla 4.1 Comparación de los métodos de transporte

Tabla 4.2 Explotación de crudos pesados, extrapesados y bitumen: un problema ambiental

APLI C AC IÓN COMERC IAL

Se explicará a continuación un proceso realizado por el producto TRANSFLUX de la compañía

OILFLOW SOLUTIONS de Canadá.

Transflux es una solución de transporte de bajo costo para petróleo pesado y betún. Se

comprobó TRANSFLUX de reducir la viscosidad del flujo de petróleo pesado tanto en las líneas

de flujo como en las aplicaciones de oleoductor, permitiendo el transporte de petróleo pesado

a la viscosidad del petróleo convencional.

La dispersión Transflux está mezclada al inicio del oleoducto y está transportado a través de

oleoducto y líneas de flujo, como si fueran petróleos convencionales de baja viscosidad,

eliminando la presión alta de la bomba, solventes caros hidrocarburos, o agua empujada.



21 | P á g i n a

Al final del oleoducto, la dispersión está separada fácilmente, usando equipos convencionales

de separación de campos petroleros para producir el petróleo pesado original y el Transflux

acuoso separado. El Transflux puede ser reciclado y reutilizado después.

El uso de Transflux, reducirá drásticamente la presión en el oleoducto y aumentar la capacidad

de flujo. En un estudio de caso, la presión del oleoducto fue reducidad de 850 lb/pulgada2 a 25

lb/pulgada2.

Entregas anuales de producción de petróleos pesados son significativamente aumentadas con

el uso de líneas de flujo de pozo donde el petróleo pesado está canalizado de la boca del pozo

a la estación de recolección, eliminando o reduciendo la necesidad de camionaje de petróleo

pesado en el campo.

BENEFICIOS DE TRANSFLUX

y Presión de bomba reducida hasta en un 80%.

y Elimina la presión alta de bomba, solventes hidrocarburos y agua empujada.

y Reduce drásticamente la necesidad del transporte de petróleo pesado por camión en

el campo.



22 | P á g i n a

FIG 4.2 Transflux reduce drásticamente la presión de inyección después de un corto período.

La tasa de flujo está aumentada de 220 a 314 barriles por día dentro del mismo plazo.

FIG 4.3 Usado líneas de flujo y Transflux, se puede entregar el petróleo durante todo el año.



23 | P á g i n a

4.2 Aplicación de recuperación mejorada conmicroorganismos

Introducción

En los procesos de recuperación tradicional, alrededor del 30% al 40% del hidrocarburo es

recuperado y la mayoría de éste se queda entrampado en los yacimientos.

Dentro de los procesos de recuperación de hidrocarburos, la recuperación mejorada debida a

la actividad microbiana es una alternativa potencial para ser utilizada en los yacimientos

mexicanos.

Por lo que es necesario realizar primero una prospección microbiológica para seleccionar

microorganismos útiles que puedan ser utilizados en procesos de recuperación en medios

porosos y posteriormente escalarlo a la tecnología de Recuperación

Mejorada de Hidrocarburos vía microbiana (MEOR), que pueda ser aplicada en campo. Elobjetivo del trabajo fue determinar la presencia de microorganismos en muestras de aceite,

optimizar las condiciones de cultivo para su crecimiento y producción de metabolitos de

interés para el proceso MEOR y finalmente evaluar estos microorganismos en un proceso de

recuperación en un núcleo.

Metodología.

Se determinó la presencia de microorganismos extremófilos anaerobios en muestras de aceite,

se seleccionaron los mejores cultivos para ser utilizados en una prueba de recuperación de

hidrocarburo en un núcleo de caliza indiana, a una presión de 120 psi y temperatura de 80°C.

Para observar el efecto de la recuperación debida a la actividad microbiana, se utilizó un medio

mineral con una concentración de sal de 25 g/L) diseñado y optimizado para el inóculo

seleccionado proveniente de aceites de pozos.

El núcleo de caliza fue caracterizado en cuanto a permeabilidad y porosidad, se saturó con

aceite muerto, se llevó a cabo la recuperación secundaria de aceite por inyección de salmuera

y la recuperación mejora debida a la actividad microbiana, utilizando el medio mineral y los

microorganismos seleccionados.

En el experimento en núcleo se determinó, la cantidad de aceite recuperado en cada etapa del

proceso de recuperación. La concentración de biomasa (determinada como proteína) y la

concentración de azúcares fueron medidas al inicio y fin del experimento.

Resultados y discusión.

En las muestras de aceite utilizados se encontró una gran variedad de microorganismos

aerobios y anaerobios, se seleccionó un cultivo mixto fermentador con base a su velocidad de

crecimiento y producción de CO2.



24 | P á g i n a

El núcleo de caliza tenía una porosidad de 18% y una permeabilidad de 16.61 mD. Después de

efectuar el proceso de recuperación debido a la actividad microbiana, se obtuvo una

recuperación adicional de aceite del 18.17 %, respecto a la obtenida por el proceso de

recuperación secundaria.

La fig. 1 muestra el núcleo antes y después de la prueba, se observa el efecto de la actividad

microbiana sobre el hidrocarburo, es decir; que hubo liberación del aceite por la actividad

microbiana.



25 | P á g i n a

5. CÁLCULOS

5.1 Teorema de Bernoulli

Una de las leyes fundamentales que rigen el movimiento de los fluidos es el teorema deBernoulli, que relaciona un aumento en la velocidad de flujo con una disminución de la

presión y viceversa. La dinámica de los líquidos, está regida por el mismo principio de la

conservación de la energía, obteniendo como resultado una ecuación muy útil en este

estudio.

La energía total en un punto cualquiera por encima de un plano horizontal fijado como

referencia, es igual a la suma de la altura debido a la velocidad, es decir: suma de la altura

geométrica, la altura debida a la presión y la altura debida a la velocidad.

2

2n n

P V H Z

G G V

¨ ¸

! © ¹ª º

En donde:

H = Energía Total.

Z = Altura Geométrica.

(P / ( * Gn)) = Altura por Presión.

(V2

/ 2Gn) = Altura por Velocidad.

5.2 Gradiente de Presión en Tuberías HorizontalesPara diseñar una línea de flujo es necesario conocer el perfil de presiones que el fluido tendrá

a lo largo de esta, es decir, determinar la curva de gradiente, la cual permite visualizar las

pérdidas de presión del fluido en todos los puntos de la tubería.

El gradiente de presión, es decir, la tasa de cambio de la presión con respecto a la unidad de la

longitud de flujo, es el resultado de la sumatoria de las pérdidas por: fricción, elevación y

aceleración; siendo las pérdidas totales (dP / dL) calculadas a través de la ecuación.2.2. Para

flujo horizontal se debe principalmente a la fricción.

( dP / d L ) = ( d P / d L ) e l e v . + ( d P / d L ) f r i c + ( d P / d L ) a c e l .

= - ( g Seno ) / ge (elevación)

+/- ( f v2

) / 2 ge D (fricción)

+/- (( v ) / ge ) * (dv/dl ) (aceleración)



26 | P á g i n a

Las pérdidas de presión en flujo multifásico horizontal pueden llegar a ser de 5 a 10 veces

mayores que las ocurridas en flujo monofásico, esto se debe a que la fase gaseosa se

desliza sobre la fase líquida, separadas ambas por una interfase que puede ser lisa o

irregular dependiendo del régimen de flujo existente. Sin embargo, en ambos sistemas

(monofásico y multifásico), las pérdidas que se producen son de dos tipos: primarias y

secundarias.

El número adimensional f depende de otros dos números, también adimensionales, el

número de Reynolds y la rugosidad relativa del conducto. La rugosidad puede variar

debido a la formación de depósitos sobre la pared, o debido a la corrosión de los tubos.

Uno de los métodos más extensamente empleados para evaluar el factor de fricción hace

uso del diagrama de Moody. La ecuación de Hagen Poiseuille transformada determina el

factor de fricción en flujos laminar; y la ecuación de Colebrook en flujos en transición y

turbulentos, respectivamente.

64Re f !

0,50,5

2,512 log

3, 7 Re

d f

f

¨ ¸¨ ¸¨ ¸© ¹© ¹© ¹

ª º© ¹© ¹! © ¹© ¹

© ¹© ¹ª ºª º

En donde:

Re: Numero de Reynolds (Adimensional).

f : Factor de Fricción (Adimensional).

5.3 Flujos Laminares y TurbulentosLos flujos viscosos se pueden clasificar en laminares o turbulentos teniendo en cuenta la

estructura interna del flujo. En un régimen laminar, la estructura del flujo se caracteriza

por el movimiento de láminas o capas. La estructura del flujo en un régimen turbulento

por otro lado, se caracteriza por los movimientos tridimensionales, aleatorios, de las

partículas de fluido, superpuestos al movimiento promedio.

En un flujo laminar no existe un estado macroscópico de las capas de fluido adyacentes

entre sí. Un filamento delgado de tinta que se inyecte en un flujo laminar aparece como

una sola línea; no se presenta dispersión de la tinta a través del flujo, excepto una difusiónmuy lenta, debido al movimiento molecular. Por otra parte, un filamento de tinta

inyectado en un flujo turbulento rápidamente se dispersa en todo el campo de flujo; la

línea del colorante se descompone en una enredada maraña de hilos de tinta. Este

comportamiento del flujo turbulento se debe a las pequeñas fluctuaciones de velocidad

superpuestas al flujo medio de un flujo turbulento; el mezclado macroscópico de

partículas pertenecientes a capas adyacentes de fluido da como resultado una rápida

dispersión del colorante.



27 | P á g i n a

El que un flujo sea laminar o turbulento depende de las propiedades del caso. Así, por

ejemplo, la naturaleza del flujo (laminar o turbulento) a través de un tubo se puede

establecer teniendo en cuenta el valor de un parámetro adimensional, el número de

Reynolds:

ReV D VQ!

En donde:

Re = Números de Reynolds (Adimensional).

= Densidad [kg / m3

].

V = Velocidad [m / s].

D = Diámetro [m].

= Viscosidad Dinámica [Pa.s].

5.4 Ecuaciones que intervienen en el método detransporte de crudos pesados por emulsión

Primero se verifica el grado API y % AyS de los crudos recolectados. Luego se planifica las

diferentes relaciones crudo diluente realizadas en un laboratorio.

Antes de proceder a la dilución en laboratorio con el diluente seleccionado para el

transporte, se estima el grado API para cada dilución en estudio a través de un balance de

masa (crudo / diluente), en donde se tiene:

Balance de Masa:

Mm Mc M d !

En donde:

Mm: Masa de la Mezcla (g)

Mc: Masa de Crudo (g)

Md: Masa de Diluente (g)

Entonces:

M V V!

En donde:

M: Masa de Crudo (g).

: Densidad del Crudo (g / ml).

V: Volumen de Crudo (ml).



28 | P á g i n a

Sustituyendo se tiene que:

V m m V c c V d d V V V!

En donde:

Vm: Volumen de Mezcla (ml).

Vc: Volumen de Crudo (ml).

Vd: Volumen de Diluente (ml).

m: Densidad de la Mezcla (g / ml).

c: Densidad del Crudo (g / ml).

d: Densidad del Diluente (g / ml).

La Densidad del Crudo

141,5131,5 A PI

V !

Sustituyendo se tiene que:

141,5 141,5 141,5

131,5 Im 131,5 I 131,5 IV m V c V d

A PI A PI c A PI d

¨ ¸ ̈ ¸ ̈ ¸! © ¹ © ¹ © ¹ ª º ª º ª º

En donde:

APIm: Gravedad API de la Mezcla. (Adim.)

APIc: Gravedad API del Crudo. (Adim.)

APId: Gravedad API del Diluente. (Adim.)

° API de la Mezcla

17292.25 131.5Im 131,5

131,5

V m A PI c A PI d A PI c A PI d A P

V c V d A PI cV d A PI d V c

¨ ¸ ! © ¹© ¹ ª º

En donde:

Vm: Volumen de Mezcla (ml).

Vc: Volumen de Crudo (ml).

Vd: Volumen de Diluente (ml).APIm: Gravedad API de la Mezcla.

APIc: Gravedad API del Crudo.(Adim.)

APId: Gravedad API del Diluente. (Adim.)



29 | P á g i n a

6. APLIC ACIÓN EN C AMPOS Y/OPETRÓLEO DE ECUADOR

6.1 Transporte de crudo pesado mediante nuevastecnologías en Ecuador

Ecuador está dotado con una grandes cantidades de petróleo pesado pero sólo una pequeña

cantidad, todo en la Cuenca del Putumayo, es extrapesado. El bitumen natural está restringido

a filtraciones de petróleos dispersos.

6.1.1 Proyecto PungarayacuEl primer proyecto de Ivanhoe Energy Ecuador (IEE) en Ecuador es el desarrollo del Bloque 20,

llamado el Proyecto Pungarayacu que contiene crudo pesado, descubierto hace

aproximadamente 30 años. El Proyecto Pungarayacu tiene las mayores acumulaciones de

crudo pesado del país por lo que forma parte de los Proyectos Estratégicos del Ecuador. IEE

aplicará tecnología propia y patentada denominada HTL en el desarrollo del Campo

Pungarayacu, esta tecnología convierte el crudo pesado en crudo liviano.

ESPECIFICACIONES DEL CAMPO

y El campo se encuentra a 125 millas al sureste de Quito, Ecuador.

y El campo tiene una extensión de 426 millas cuadradas.

y Petróleo original in situ estimado: 4.5 mil millones (Petroecuador-ARCO) a 7 mil

millones de barriles (Petroecuador).



30 | P á g i n a

FIG 6.1 Proyecto Tiputini, ubicación

Pungarayacu que se localiza en la provincia del Napo al pie de la cordillera oriental, es petróleo

extrapesado de 4 a 14 ºAPI, el área total de yacimiento se estima en 320 Km2 (40 Km. de

longitud por 8 Km. de ancho). Avanzando hacia el oriente y mas al sur encontramos el campo

Oglan en la provincia del Pastaza, a 36 Kms. al NE (nor-este) del Puyo. En la zona comprendidaentre Pungarayacu y Oglan, pero hacia el oriente y casi en la línea del protocolo de Río de

Janeiro encontramos el importante cordón estructural de Ishpingo-Tambococha-Tiputini-

Imuya (ITTI), del cual por ser área protegida se ha excluído a Imuya.

Respecto al proyecto Pungarayacu, éste cuenta con:

y Oleoductos enterrados y un cruce subfluvial en el río Napo.

y Líneas multi-fásicas fabricadas con material especial anticorrosivo y revestimiento

exterior.

y Sistemas automáticos para la detección y control de derrames.

y

Sistema de soporte helitransportable

Con un costo total de $ 1,468,038,468.

6.1.1.1 Transformación de crudo pesado a crudo liviano en el campoPungarayacu con tecnología actual

La transformación de crudo pesado a crudo liviano utiliza un proceso de conversión termal de

corto tiempo de contacto y continuo. (Procesamiento Termal Rápido RTP), el cual toma lugar

a temperaturas moderadas y presión atmosférica. Utiliza un colchón de transporte circulante



31 | P á g i n a

de arena caliente, en el sistema de calentamiento rápido de materia prima para convertirla en

productos más valiosos, en la ausencia de aire. La siguiente descripción es representativa de

las configuraciones generales de dos procesos (Alta Producción y Alta Calidad) aplicados a la

transformación de crudo pesado o bitumen.

Pre-fraccionamiento

En una facilidad comercial, todo el suministro de crudo pesado es enviado a las torres de

destilación donde todo el material con un punto de ebullición entre 985 1050 °F es removido

en una torre de al vacío. Este material liviano es luego recombinado con el producto líquido

transformado para formar un crudo sintético y transportable. Los residuos del tanque al vacío

(VTBs) son direccionados al reactor RTP16. El proceso general de flujo es mostrado en la

Figura 6.2

FIG 6.2 Proceso general de flujo

La arena caliente es enviada hacia el Reactor RTP y Recalentador RTP. El flujo es en sentido

horario desde el recalentador hacia el reactor y de nuevo hacia el recalentador. El suministro

de crudo es pre-fraccionado, encaminando a un funcionamiento integro de fracciones de

menos 1000 oF a un tanque de producción para la mezcla de un producto final trasformado.

Sección de Reacción RTP

Los residuos del suministro de crudo pesado o VTBs son atomizados y mezclados en el reactor

con arena silícica caliente y transportados hacia arriba a través de la zona de reacción por un

transporte o acarreado por gas. Observar la Figura 3.6. El gas reciclado producido (o productosecundario de gas) es utilizado como gas de transporte. La rápida mezcla del crudo y la arena

promueven una transferencia de calor efectiva y un craqueo termal de crudo pesado. El

carbono es expulsado así como las cadenas largas de hidrocarburo son craqueadas y el coke se

deposita sobre la arena durante la conversión térmica. Cuando las largas cadenas de

hidrocarburos son craqueadas el punto de ebullición se reduce y el producto craqueado es

vaporizado. La arena cubierta de coke, el vapor (VTBs craqueado), el gas de transporte y el

suministro que sobrevive el primer paso en el reactor es separado en el sistema ciclón de alta



32 | P á g i n a

temperatura. Los fluidos son enfriados rápidamente y los vapores condensados con crudo

liviano para maximizar el rendimiento del producto y minimizar las indeseables reacciones

termales secundarias de craqueo.

Un pequeño tiempo de residencia es requerido entre el punto de ingreso del suministro y el

punto de enfriamiento. Usualmente se logra tiempos de residencia menores a unos pocos

segundos.

Fraccionamiento del Producto

Continuando con el enfriamiento, el producto líquido puede ser direccionado al tanque de

producción para mezclarlo y recuperarlo en una torre de destilación para una separación

futura y operaciones de reciclaje (Alta Calidad). Parte del gas no condensable es reciclado

hacia el reactor para ser utilizado como gas de transporte de la arena circulante, con el

balance, o el producto neto de gas es utilizado para incrementar el flujo y/o el poder del

Calentador de Residuos (WHB).

Todos los productos líquidos, incluidos los líquidos livianos del crudo los cuales fueron

separados en la etapa de pre-fraccionamiento, son mezclados para hacer un crudo sintético, el

producto templado resultante es dirigido al tanque de producción donde es también

mezclado. El diagrama de flujo del proceso es mostrado en la Figura 6.3

FIG 6.3 Diagrama de flujo de fraccionamiento de producto

En este proceso de alto rendimiento los fondos de las torres de Vacío son dirigidos hacia el

Reactor RTP en donde la desintegración térmica toma lugar. Los VTBs mejorados son secados a

la salida del Ciclón del Reactor y enviado al tanque de productos para mezclarse.

En el modo de Alta Calidad de la operación los residuos del producto provenientes de la torre

de destilación son regresados hacia el reactor para más adelante transformar cualquier



33 | P á g i n a

residuo del tanque que haya sobrevivido la primera etapa, a través del reactor, como se puede

observar en la Figura 6.4

FIG 6.4 Diagrama de flujo respecto a la torre de destilación

Los fondos de las torres de vacío son enviados al Reactor RTP en donde la desintegración

termal tiene lugar. Los VTBs mejorados son secados a la salida del Ciclón del Reactor y

enviados de nuevo a la columna de destilación para un mayor secado, separación de productos

mejorados, y reciclaje de los VTBs que restan del primer paso a través del reactor. En este

diagrama el proceso de destilación ha sido simplificado para mostrar únicamente una torre. En

un diseño comercial existirá una torre de vacío y una atmosférica en el frente de la planta con

una torre de vacío adicional para separar los productos y reciclar flujos de entrada y de salida

del producto enfriado.

RTP SECCIÓN DE RECALENTAMIENTO

La arena recubierta de coke del reactor RTP es separada desde la vía de flujo de vapor hacia

el ciclón de alta eficiencia y dirigida a un recalentador de colchón diluido para remover el

carbono. El aire es utilizado para diluir la arena y facilitar la combustión en el recalentador.

Figura 6.5



34 | P á g i n a

FIG 6.5 Proceso en el modo de alta calidad

La coke que cubre a la arena del Reactor RTP es separada del chorro de producto con vapor

por medio de un ciclón de alta eficiencia y dirigido hacia un estrato diluyente recalentador

para remoción de carbono. El aire es usado para diluir la arena y facilitar la combustión en el

recalentador. Se añade absorbente en el recalentador con el fin de capturar SO2.

El flujo de gas se encarga de enviar los requerimientos de las emisiones de SO2 a través de una

unidad de desulfurización (FGDSU) es incluido también como una parte del sistema de flujo de

gas. La ceniza, el absorbente gastado y los finos de arena son dirigidos al embudo, listos para

ser desechados como desechos sólidos no peligrosos.

La temperatura de la arena regenerada es ajustada a la temperatura propia del reactor en un

enfriador de arena donde el excedente de calor es recuperado antes que la circulación regreseal reactor. El vapor de alta presión puede ser generado desde el calor recuperado en el

enfriador de arena. Figura 6.6.

FIG 6.6 RTP Sección de recalentamiento



35 | P á g i n a

La temperatura de la arena regenerada es regulada a la temperatura propia del reactor en un

refrescador de arena, donde el exceso de calor es recuperado prioritariamente para circular de

nuevo en el reactor.

6.1.1.2 Ventajas de la tecnología actual aplicadaReducción de la Viscosidad

Una reducción significativa de la viscosidad y un incremento de la gravedad son resultados

favorables de la transformación de crudo pesado en crudo liviano, donde los asfaltenos, los

cuales contribuyen a tener una alta viscosidad, son removidos o craqueados.

La fracción del suministro que no hierve a la presión atmosférica permanece en contacto

directo con la arena, lo cual facilita su rápida descomposición en pequeñas moléculas y coke.

Incluso en una sola pasada de una configuración de alta producción el proceso aplicado

destruirá un exceso de 90% de asfaltenos.

La relación entre viscosidad y oAPI para cuatro crudos pesados y el producto resultante

utilizando la Tecnología Actual son presentados en la Figura 6.7

FIG 6.7 Relación entre viscosidad y gravedad API

Es evidente que hay una reducción significante en la viscosidad utilizando la configuración de

Alta Producción. Reducción futuras en viscosidad son alcanzables procesando en el modo de

Alta Calidad el cual utiliza un flujo de reciclaje para reducir el corte a más de 1000 oF en elproducto final.

ProducciónEl proceso de crudo pesado a liviano tiene la habilidad de lograr grandes producciones, más

que la coquificación retrasada. Se cree que la razón es la cinética del proceso. Una

combinación única de un pequeño tiempo de contacto con la arena, un corto tiempo de

residencia de la fracción destilable de petróleo en la zona de alta temperatura (ayuda a

minimizar las reacciones secundarias del craqueo), la carencia completa de porosidad y de



36 | P á g i n a

actividad catalítica en la superficie y la alta relación petróleo-arena ayuda a alcanzar altas tasas

de producción de líquido y bajas tasas de sub-producción de gas, esto comparado con la

coquificación retrasada.

Subproducto CalóricoOtro gran beneficio es la utilización de los subproductos calóricos que está disponible debido a

la rápida oxidación de la delgada capa de coke que recubre la arena. El proceso actual aplicadotiene la característica única de poder oxidar coke fácilmente en el recalentador o en el

recipiente generador y utilizar ese calor en la producción del vapor para realzar las

operaciones de producción de petróleo o para la generación de energía. Existe una relación

directa entre el contenido de residuo y la cantidad disponible de energía como producto

secundario.

La Reducción de la Acides Total (TAN), la Captura de Sulfuro y ladesmetalizaciónUna nueva ventaja ha sido también desarrollada para reducir el contenido ácido del crudo que

es rico en ácido nafténico, un componente corrosivo encontrado en crudos pesados (Tabla3.1).

Un aditivo de base-calcio puede ser introducido al sistema de reacción para ser utilizado comoabsorbente. Como el absorbente interactúa con el petróleo en el proceso de transformación,

reduce la acides total (TAN), absorbe el sulfuro de la salida de gas, facilita la eliminación de

metales y efectivamente remueve el sulfuro del gas sub-producido.

EstabilidadLa estabilidad del producto puede ser uno de los más importantes beneficios de la

transformación de crudo pesado a crudo liviano sobre la coquificación retrasada.

Los hidro-procesos de la coquificación retrasada son costosos. Aunque la transformación es un

proceso termal de craqueo, justamente como en la coquificación retrasada y los productos de

la coquificación son inestables y necesitan ser estabilizados por tratamientos hídricos.

Valor del ProductoEn general, los productos resultantes generados con la configuración operacional de Alta

Calidad se distinguen por la baja concentración de residuos al vacío, comparado con el crudo

nativo correspondiente. En la configuración de alta calidad el residuo es incluso convertido a

coke o gas-petróleo al vacío (VGO) y materiales ligeros. Dado el alto porcentaje de VGO en

muchos productos, la calidad de la fracción VGO tendrá el más duradero efecto sobre el valor

del producto RTP (Procesamiento Termal Rápido RTP), para una refinería particular.



37 | P á g i n a

7. CONCLUSIONES

* Los métodos de explotación de crudo pesado representan un verdadero reto para los

productores de petróleo; sin embargo, mediante la nueva tecnología se han creado métodos

innovadores de perforación, terminación y estimulación, y esto, aunado a una vigilancia

rutinaria de los pozos, contribuye a que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en

activos rentables.

* Los crudos pesados tienen además problemas de transporte debido a su alta viscosidad

* La inyección de agua y el mantenimiento de presión puede ser aplicable en algunos tipos de

crudos pesados menos viscosos, pero la mayor parte de la recuperación ocurre con altos

cortes de agua y el incremento en la recuperación es usualmente marginal en comparación

con la recuperación mejorada con vapor.

* Las innovaciones tecnológicas han incrementado las aplicaciones de recuperación primaria e

inyección de agua en yacimientos de crudo pesado.

* La aplicación efectiva de innovaciones tecnológicas en operaciones de recuperación

mejorada por inyección de vapor provee beneficios económicos significativos.

* El aplicar algunos de los métodos antes mencionados, resulta ventajoso, debido al

mejoramiento del petróleo en sitio, así como también por las altas tasa de flujo con menos

caída de presión y disminuye los problemas de producción de arenas por reducción de fricción.

Sobre, los avances tecnológicos para manipular el crudo pesado, podemos concluir:

o

Existe una maximización del Factor de Recobro en los yacimientos de crudo pesado, lastécnicas tienen como objetivo modificar la viscosidad del hidrocarburo.

o Permite a un país tener el liderazgo en explotación y procesamiento de crudos pesados

y extra pesados.

o Independencia tecnológica que permita el desarrollo nacional en cuanto a tecnología

se refiere.

* La recuperación con microorganismos nos permiten tener un incremento significativo en la

producción de un pozo, es una técnica que puede ser ampliamente desarrollada para su

efectivo uso en la industria petrolera.

* El petróleo por ser un compuesto orgánico puede ser degradado por microorganismos

bacterias como cualquier otro compuesto de esta naturaleza, lo que nos ayuda a liberar crudo

que se encuentra adherido a las paredes de la roca.



38 | P á g i n a

8. REFERENCIASBIBLIOGRÁFIC AS Y

ELECTRÓNIC AS

y MARROQ UÍ N G., Formación de Sedimentos Durante el Hidrotratamiento Catalíticode Crudos Pesados. Instituto Politécnico Nacional, Centro de Investigación en Ciencia

Aplicada y Tecnología Avanzada. México, 2007.

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y SCHLUMBERGER, Yacimientos de Petróleo Pesado. Publicación.

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/

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y SURVEY OF ENERGY RESOURCES: World Energy Council 2007, Natural Bitumen and

Extra Heavy Oil.

http://energy.cr.usgs.gov/oilgas/addoilgas/WEC07NBEHO.pdf

y SANIERE A., HÉNAUR I., ARGILLIER J.F., Pipeline Transportation of Heavy Oils, a

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http://www.firp.ula.ve/archivos/material_web_4xx/04_OGST_Saniere.pdf

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y OIL FLOW SOLUTIONS, Tecnología PROFLUX: Desbloqueo de Petróleo Pesado

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y HERNÁNDEZ C., Evaluación Técnica Económica de un Sistema de Dilución de Crudo

Pesado para su Transporte entre las Estaciones SDN 1 y BUEF 2, Distrito Sur San

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Pungarayacu Mediante Inyección de Vapor de Agua Utilizando Tecnología Actual.

Escuela Politécnica Nacional, 2009.

Yacimientos II Investigacion2 Ayala Salaz Salas

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