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