Aspectos generales del mejoramiento y transporte de crudo pesado a través de oleoducto by Jonathan Barrios

ASPECTOS GENERALES DEL MEJORAMIENTO Y TRANSPORTE DE CRUDO PESADO A TRAVÉS DE OLEODUCTO

JOSE ALBERTO QUINTERO RAMIREZ

CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCIÓN TECNICO LABORAL EN PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2012

ASPECTOS GENERALES DEL MEJORAMIENTO Y TRANSPORTE DE CRUDO PESADO A TRAVÉS DE OLEODUCTO

JOSE ALBERTO QUINTERO RAMIREZ

Ingeniero DIEGO ARMANDO HERRERA Director de Investigación y Proyecto

CORPORACIÓN INTERNACIONAL DEL PETROLEO LTDA ESCUELA DE PRODUCCIÓN TECNICO LABORAL EN PRODUCCIÓN Y FACILIDADES DE SUPERFICIE VILLAVICENCIO 2012

NOTA DE ACEPTACION

DIRECTOR DE PROYECTO

Villavicencio, noviembre de 2012

DEDICATORIA

A Dios Por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado salud para lograr mis objetivos, además de su infinita bondad y amor. A mi madre por ser haberme apoyado en todo momento y ser ese pilar que no me dejo decaer, por sus consejos y regaños, por la motivación constante y su esfuerzo de sacarme adelante que hoy por hoy me ha permitido ser una persona de bien, pero más que nada por el amor infinito que me entrega a diario. A mis amigos Samuel David Niño y Hernán Gómez que me han sido fundamentales en mi formación, a pesar de muchos inconvenientes siempre estuvieron ahí afrontándolos con gallardía y liderazgo junto a mí, más que mis amigos son un ejemplo a seguir como líderes.

AGRADECIMIENTOS

Mi gratitud infinita hacia Dios por permitirme estar acá, en este momento crucial de mi vida. A todos los docentes que hicieron parte de mi formación y que a lo largo camino me brindaron siempre su orientación con profesionalismo ético en la adquisición de conocimientos fundamentales. Debo agradecer de manera especial y sincera al Profesor Luis Fernando Hernández por su apoyo y confianza en mi trabajo y su capacidad para guiar mis ideas ha sido un aporte invaluable, no solamente en el desarrollo de este proyecto, sino también en mi formación personal, A todas las directivas de Coinspetrol, por su apoyo y colaboración para la realización de esta investigación es especial y no por ultimo menos importante, al Ing. Luis Alfredo Herrera Ayala y a la Dra. Dora Inés Bautista.

CONTENIDO PAG 1. INTRODUCCION……………………………………………………………………..10 2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………………………11 3. JUSTIFICACION………………………………………………………………………12 4. OBJETIVOS…………………………………………………………………………...13 4.1. GENERAL…………………………………………………………………………...14 4.2. ESPECIFICOS………………………………………………………………………15 5. ALCANCES Y LIMITACIONES……………………………………………………...16 6. METODOLOGIA……………………………………………………………………...17 7. TÉCNICAS Y TECNOLOGIAS DE MAYOR APLICACIÓN……………..............18 7.1. EL ESTUDIO………………………………………………………………………..19 8. EVALUACIÓN DE LAS TÉCNICAS DE TRANSPORTE…………………………20 8.1. TRANSPORTE POR DILUCIÓN………………………………………………….21 8.1.1. INYECCIÓN DE DILUENTE…………………………………………………….21 8.1.2. PRINCIPALES RAZONES PARA EL USO DE DILUENTE………………….23 8.1.3. VENTAJAS DE USAR DILUENTE…………………………………….............23 8.1.4. DESVENTAJAS DE USAR DILUENTE………………………………………..24 8.1.5. RECOMENDACIONES…………………………………………………………..24 8.2. TRANSPORTE POR EMULSIONES……………………………………………..25 8.2.1. EMULSIONES DE AGUA EN PETRÓLEO CRUDO…………………………25 8.2.2 ¿QUE ES UNA EMULSIÓN?........................................................................26

8.2.3 VENTAJAS DE USAR EMULSIÓN……………………………………………..27 8.2.4 DESVENTAJAS DE USAR EMULSIÓN………………………………………27 8.3 TRANSPORTE POR TEMPERATURA…………………………………………...28 8.3.1 INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR……………………………………………...29 8.3.1.1 VENTAJAS DE LA INYECCIÓN CÍCLICA…………………………………...30 8.3.1.2 DESVENTAJAS DE LA INYECCIÓN CÍCLICA……………………………...30 8.3.2 S.A.G.D. - STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE……………………….31 8.3.2.1 VENTAJAS DEL PROCESO S.A.G.D........................................................33 8.3.2.2 DESVENTAJAS DEL PROCESO S.A.G.D................................................33 8.3.3 COMBUSTIÓN IN SITU…………………………………………………………..35 8.3.3.1 VENTAJAS DEL MÉTODO COMBUSTIÓN IN SITU……………………….36 8.3.3.2 DESVENTAJAS DEL MÉTODO COMBUSTIÓN IN SITU………………….37 8.4 MEJORA EN YACIMIENTO O RECUPERACIÓN PRIMARIA…………………38 8.4.1 VENTAJAS DE LA MEJORA EN YACIMIENTO………………………………40 8.4.2 DESVENTAJAS DE LA MEJORA EN YACIMIENTO…………………………40 8.5 TRANSPORTE POR OLEODUCTO LUBRICADO………………………………41 9. TECNOLOGÍAS DE MEJORAMIENTO…………………………………………….41 9.1 PROCESOS DE CONVERSIÓN POR CRAQUEO TÉRMICO…………….......42 9.2 TECNOLOGÍAS COMÚNMENTE APLICADAS AL MEJORAMIENTO……….43 9.2.1 VISCORREDUCCIÓN…………………………………………………………….43 9.2.1.1 OBJETIVO……………………………………………………………………….43 .. 9.2.1.2 CARGA…………………………………………………………………………..44

9.2.1.3 PRODUCTOS…………………………………………………………………...45 9.2.1.4. VARIABLES DE OPERACIÓN..................................................................45 9.2.1.4.1 EFECTO DE LA TEMPERATURA………………………………………….46 9.2.1.4.2 EFECTO DE LA TEMPERATURA REDUCIDA…………………………...46 9.2.1.4.3 EFECTO DE LA PRESIÓN………………………………………………….46 9.2.1.5 RENDIMIENTO………………………………………………………………….46 9.2.1.6 SEVERIDAD……………………………………………………………………..46 9.2.1.7 NATURALEZA DE LOS FONDOS……………………………………………47 9.2.2 COQUIZACIÓN……………………………………………………………………47 9.2. 2.1 COQUIZACIÓN RETARDADA…………………………………………………49 9.2.2.1.1 PROPÓSITO…………………………………………………………………………...50 9.2.2.2 FLEXICOKING…………………………………………………………………..51 9.2.2.2.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………52 9.2.2.2.2 SISTEMA DE ALIMENTACIÓN……………………………………………..52 9.2.2.2.3 LAVADOR, FRACCIONADORA Y LIGEROS FINALES………………….53 9.2.2.2.4 REACTOR/AGOTADOR……………………………………………………..54 9.2.2.2.5 CALENTADOR………………………………………………………………..55 9.2.2.2.6 GASIFICADOR………………………………………………………………..56 9.2.2.2.7 RECIPIENTE DE ENFRIAMIENTO BRUSCO (QUENCH)………………57 9.2.2.2.8 TOPE DEL CALENTADOR………………………………………………….57 9.2.2.3 COQUIZACIÓN RETARDADA PARA DIFERENTES ALQUITRANES…...59 9.2.2.3.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………59 9.2.2.4 COQUIZACIÓN RETARDADA SIMPLE……………………………………...60

9.2.2.4.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………60 9.2.2.5 COQUIZACIÓN RETARDADA SELECTIVA…………………………………60 9.2.2.5.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………60 9.2.2.6 COQUIZACIÓN OPCIONAL QUE INCLUYE FLUIDCOKING……………..61 9.2.2.6.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………61 9.2.2.7 COQUIZACIÓN LURGI- RUHRGAS………………………………………….62 9.2.2.7.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………62 9.2.2.8 COQUIZACIÓN POR CONTACTO CONTINÚO……………………............62 9.2.2.8.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………63 9.2.2.9 FLUIDCOQUIZACIÓN………………………………………………………….63 9.2.2.9.1 DESCRIPCIÓN DEL PROCESO……………………………………………64 9.2.3 DESASFALTADO POR DISOLVENTES……………………………………….65 9.2.3.2 A GRAN ESCALA……………………………………………………………....69 10. CONCLUSIONES……………………………………………………………………70 11. CIBERGRAFIA………………………………………………………………………71

TABLA DE FIGURAS PAG

Figura 1. Transporte por dilución y recuperación de diluyente……………………..22 Figura 2. Inyección de vapor……………………………………………………………31 Figura 3. Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD)………………………34 Figura 4. Combustión in situ……………………………………………………………38 Figura 5. Mejora del crudo en el yacimiento………………………………………….39 Figura 6. Craqueo térmico………………………………………………………………42 Figura 7. Esquema de proceso de viscorreducción………………………………….44 Figura 8. Esquema del proceso de coquización retardada………………………………..49 Figura 9. Proceso de desasfaltado por disolventes………………………………….65

GLOSARIO

COQUE: El coque del petróleo es definido como residuos sólidos negros provenientes de la destilación de materiales del petróleo, los cuales poseen un contenido principalmente de carbón (90 a 95 %),un porcentaje de ceniza bajo, y una mayor proporción de los metales, azufres y cualquier otro material de residuo. Estos son residuos de componentes de cadenas pesadas de petróleo crudo, los cuales son usados como alimentación en procesos de craqueo térmico conocido como coquización, con la finalidad de producir productos más livianos. El coque es calentado entre 475°C a 520°C en un horno, para luego ser descargado en un tambor de coque.

CVL: Suma de los rendimientos expresados en volumen líquido de gas, gasolina y gasóleo con respecto a la carga de asfalto. Emulsión: Es una suspensión cuasi-estable de finas gotas de un líquido dispersos en otro líquido El líquido presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el líquido que lo rodea es la fase continua o externa Brea: La brea es un residuo de la pirólisis de un material orgánico o destilación de alquitranes. Es sólida a temperatura ambiente y está constituida por una mezcla compleja de muchos hidrocarburos de las siguientes clases: hidrocarburos aromáticos policíclicos (HAP) (alquil sustituidos, con el grupo ciclopentadieno, parcialmente hidrogenados, heterosustituidos, con grupos carbonilo, etc.), oligoarilos

ologoarilmetanos,

compuestos

(benzólogos de pirrol, furano, tiofeno y piridina).

policíclicos

heteroaromáticos

1. INTRODUCCION El presente trabajo tiene como objetivo principal la definición y descripción de las principales técnicas de mayor aplicación para el transporte de crudos pesados mediante la mezcla con productos ligeros, reduciendo de esta manera su viscosidad.

El desarrollo de tecnologías aplicadas al mejoramiento de crudos pesados fundamentalmente en la reducción de viscosidades y/o incremento de calidad en las densidades API a través de procesos que alteran la estructura molecular de los hidrocarburos.

En consecuencia, se plantea realizar el estudio previo de las técnica donde se clasifiquen las tecnologías posibles para el mejoramiento en conjunto con las técnicas de transporte, y de esta manera segregarlos del resto de la producción de crudo ligero actual.

2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 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. Los países andinos poseen una porción muy importante de los yacimientos mundiales de crudos pesados. Estos ya se explotan exitosamente en la Faja Petrolífera

del Orinoco

de Venezuela, y Colombia

particular viene

promocionando activamente la oportunidad de hacerlo. El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para decidir los mejores métodos de extracción, producción y procesamiento de un campo. Las pruebas de laboratorio de las muestras de fluido brindan valiosa información acerca de las propiedades termodinámicas y físicas de las reservas de crudo pesado de una compañía. Sin embargo, las nuevas tecnologías son capaces de crear condiciones de presión, volumen y temperatura representativas del ambiente del subsuelo durante la recuperación, en el caso de los crudos pesados, esto podría involucrar presiones y temperaturas elevadas relacionadas con procesos de recuperación, conocidas como técnicas convencionales, que se realizan mediante calentamiento o por dilución con circuito abierto o cerrado, las técnicas no convencionales a través de procesos como la formación de emulsiones o dispersiones de crudo en agua y las técnicas por dinámica de fluidos, como lo es el flujo anular.

3. JUSTIFICACIÓN Esta investigación se realizará con el fin de dar a conocer las tecnologías aplicadas para el mejoramiento de crudos de alto API, basándonos en un estudio teórico sobre la aplicabilidad de un nuevos métodos químicos de recuperación mejorada en yacimientos de crudos pesados, denominadas, Dilución en ciclo cerrado, Emulsión de aceite en agua con relación O/W de 60/40, Flujo anular y Calentamiento. Los cuales han sido poco estudiados en nuestra institución

y son de gran

importación ya que nuestro país cuenta con grandes reservas en crudo de alto API Este estudio permitirá ampliar los conocimientos en los avances tecnológicos que muestran ser efectivos en mejorar la producción de las inmensas reservas de crudo pesado.

4. OBJETIVOS

4.1 Objetivo General Mostrar la información existente y estudiar las tecnologías relacionadas con la explotación de crudos pesados, con el objeto final de incrementar sus conocimientos en la producción, tratamiento y trasporte de crudos pesados. 4.2 Objetivos Específicos 

Presentar formalmente los métodos de mejoramiento aplicados en la industria petrolera para recuperación de petróleos pesados



Analizar las técnicas actuales utilizadas para transporte de crudo pesado por tuberías



Mostrar el funcionamiento de las técnicas de transporte de crudos pesados y extrapesados las cuales se clasifican en convencionales y no convencionales

5. ALCANCES Y LIMITACIONES Resaltarle al estudiantado y ampliar sus conocimientos en mejoramiento y técnicas de transporte aplicables al caso, con el fin de que a futuro sea tenido en cuenta este tema tan importante en nuestro perfil técnico y laboral. La principal limitante para realizar estas generalidades es la poca información brindad y el poco conocimiento dado acerca del tema, no obstante damos a conocer la información, con el fin de generar un adecuado análisis y una fácil interpretación del tema.

6. METODOLOGIA 

Como primera medida, recopilare información de diversas fuentes, ya sean libros o internet y expertos en el tema que asesoren y permitan clasificar y seleccionar su importancia



Se buscará información, que nos posibilite conocer, de qué manera en la industria se reacciona, en el momento que los casos acontecen, y cómo se podría aplicar o dar a conocer estas estrategias en nuestra institución.



Se determinará cuándo y de qué manera se realiza en un caso simulado y protegido de las técnicas mostradas.



Después se construirá el proyecto, se preparará y de socializará de forma que se aplique no como proyecto de grado, sino como oportunidad de vida.



El producto final será una guía que nos preocuparemos para que se digitalice y se socialice en la comunidad COINSPETROL.

7. TÉCNICAS Y TECNOLOGIAS DE MAYOR APLICACIÓN PARA EL TRANSPORTE DE CRUDOS PESADOS Una de las técnicas de mayor aplicación para el transporte de crudos pesados es mediante la mezcla con productos ligeros, reduciendo de esta manera su viscosidad. Se ha analizado la oportunidad de ampliar la capacidad de producción de algunos campos a través de la aplicación de tecnologías de mejoramiento de crudos pesados en combinación con la aplicación de técnicas de transporte. En consecuencia, se plantea realizar el estudio previo de viabilidad técnica donde se clasifiquen las tecnologías posibles para el mejoramiento en conjunto con las técnicas de transporte, y de esta manera segregarlos del resto de la producción de crudo ligero actual. El desarrollo de tecnologías aplicadas al mejoramiento de crudos pesados se fundamenta básicamente en la reducción de viscosidades y/o incremento de calidad en las densidades AP I a través de procesos que alteran la estructura molecular de los hidrocarburos. Una de las maneras de alcanzar este cambio es a través del craqueo de las cadenas más pesadas convirtiéndolas en productos de mayor valor, como gasolina, fueloil, gasóleo. Los dos tipos básicos de craqueo son el craqueo térmico y el craqueo catalítico. Estos procesos, además de incrementar el rendimiento del barril a través de la obtención de sus derivados, producirán una reducción de viscosidad del crudo, lo cual permite incrementar su valor en el mercado. Las técnicas de transporte de crudos pesados y extrapesados básicamente se clasifican en convencionales y no convencionales. Las técnicas convencionales se realizan mediante calentamiento o por dilución con circuito abierto o cerrado, y las técnicas no convencionales

a través de procesos como la formación de emulsiones/dispersiones de crudo en agua y las técnicas por dinámica de fluidos, como lo es el flujo anular. Actualmente, la producción de crudos pesados se desarrolla mediante la técnica de dilución (mezcla) en circuito abierto. 7.1 EL ESTUDIO Inicialmente se estudiaron las técnicas de transporte posibles, definiendo su viabilidad técnica y económica. Las técnicas de transporte analizadas fueron las siguientes: a) Dilución en ciclo cerrado. b) Emulsión de aceite en agua O/W. c) Empleo de temperatura. d) Upgrading e) Lubricación de oleoducto Para este estudio se consideraron básicamente las tecnologías de mejoramiento de crudos pesados comercialmente probadas y aplicables al caso planteado, tales como las no catalíticas: a) Viscorreducción (visbreaking). b) Coquización retardada (delayed coking). c) Desasfaltado por disolventes (solvent deasphalting)

8. EVALUACIÓN DE LAS TÉCNICAS DE TRANSPORTE Los crudos pesados, en general, poseen muy alta viscosidad, contienen altos porcentajes de metales y de azufre, y son difíciles de transportar ya sea por tubería o por barco. La viscosidad es una propiedad de los fluidos que determina la resistencia del mismo a permanecer en movimiento. En consecuencia, para elevadas viscosidades, como el caso de crudos pesados, la demanda de energía que se requiere para ponerlos y mantenerlos en movimiento es extremadamente alta, lo cual implica elevados costes, que, sumado a su valor comercial moderado, repercute directamente en la rentabilidad de este tipo de negocio. Para transportar crudo pesado se le puede calentar para mantenerlo con baja viscosidad, mezclarlo con agua y un tensioactivo para estabilizarlo como una dispersión o como una emulsión, o mezclarlo con un diluyente más ligero como crudo ligero, gasóleo o naftas. Dependiendo de la situación, estas elecciones pueden ser convenientes y aceptables o demasiado costosas y poco prácticas. Sin embargo, debido a las gigantescas reservas de crudo pesado a nivel mundial, se han implementado técnicas alternativas para transportar estos petróleos, cuya función principal es llevarlos hasta las plantas de mejoramiento (upgraders) para su mejora. A continuación se detallan las técnicas o tecnologías de transporte desarrolladas para el transporte de crudos pesados y extrapesados.

8.1 TRANSPORTE POR DILUCIÓN La dilución en ciclo cerrado cubriendo todo el circuito desde las zonas de producción hasta el sitio de entrega en punto de destino requiere de la construcción de una línea de retorno del diluyente paralela a la de transporte existente, que da como resultado una inversión inicial elevada. Transporte de Crudo Pesado por Dilución

El método dilución consiste en mezclar crudo pesado con hidrocarburos medianos, livianos o con cortes de petróleo como querosén o nafta, en una proporción tal que permita 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.

8.1.1 Inyección de Diluente

La inyección de diluente 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.

En el caso de la inyección en fondo a la descarga de la bomba, parecería lógico pensar que la bomba está más 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 check de bola y asiento (válvula fija) a la entrada de la bomba. Esta práctica ha traído problemas, pues dificulta el espaciamiento, fluido atrapado entre el sello rotor-estator y la válvula fija, impide que

ya que el el rotor

llegue a tocar el pin de paro, dejando gran parte del rotor fuera del estator, lo cual 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.

Figura 1. Transporte por dilución y recuperación de diluyente

8.1.2 Principales Razones para el Uso de Diluente en la Producción, Recolección y Transporte de Crudos Extrapesados

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 bombeable a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y oleoductos. Para el uso de un diluente, lo constituye el proceso de deshidratación en equipos tales como tanques de lavado. Se puede señalar lo siguiente:



Una disminución en la viscosidad de un crudo que se va a deshidratar permite



incrementar

grado

efectividad

ese

proceso.

La reducción de viscosidad también facilita el paso del fluido a través de: válvulas, equipos de medición y otros equipos.

8.1.3 Ventajas de Usar Diluente



Reduce el consumo de energía eléctrica.



Mejora el desplazamiento de fluidez en la línea de producción

8.1.4 Desventajas de Usar Diluente



Generalmente tanto los diluente como su transporte y almacenamiento son costosos.



Es necesario contar con fuentes seguras de abastecimiento del diluente y en las cantidades requeridas.



Es fundamental contar con un sistema de inyección de diluente que posea bombas, líneas, múltiples, equipos de medición y control y otros. Esto resulta en un gasto inicial y de mantenimiento apreciable.

8.1.5 Recomendaciones



Controlar la tasa y presión de inyección de diluente con el fin de evitar cambios abruptos durante el proceso de dilución en el sistema, mediante la automatización de las válvulas.



Realizar mantenimiento necesario al sistema de bombeo de las estaciones en estudio, para obtener una mayor eficiencia de transporte

8.2 TRANSPORTE POR EMULSIONES Para el transporte de crudos pesados es necesario disminuir la viscosidad de los mismos, lo cual se consigue por calentamiento o dilución con petróleos ligeros o diesel, obteniendo una mezcla de menor viscosidad y peso. La alternativa más económica usada en los últimos tiempos es formar una emulsión del crudo en agua. Hoy en día existen muchos países que utilizan la tecnología de emulsiones para reducir la viscosidad de crudos pesados, siendo el producto más conocido la Orimulsión, combustible que contiene 70% de bitumen y 30% de agua. Actualmente la Orimulsión es utilizada en diferentes países: Canadá, Japón, Italia e Inglaterra, entre otros. Se consideran como crudos pesados, aquellos que poseen una densidad desde 934 kg/m3 hasta 1000 kg/m3 (densidad en grados API 10.1-22.3) y con una viscosidad muy elevada; contienen una elevada concentración de asfaltenos, resinas y parafinas. Se usan para obtener asfaltos, combustibles pesados (bunker) y cantidades significativas de azufre, níquel y vanadio. 8.2.1 Emulsiones De Agua En Petróleo Crudo El agua y el aceite son esencialmente inmiscibles, por lo tanto, estos dos líquidos coexisten como dos distintos. La frase “aceite y agua no se mezclan” expresa la mutua insolubilidad de muchos hidrocarburos líquidos y el agua. Las solubilidades de hidrocarburos son bajas pero varían dramáticamente, desde 0.0022 ppm para el tetradecano hasta 1760 ppm del benceno en el agua.

La presencia de dobles enlace carbono-carbono (por ejemplo alquenos, dialquenos y aromáticos) incrementan la solubilidad del agua. El agua está lejos de ser soluble en hidrocarburos saturados (por ejemplo: parafinas o alcanos) y la solubilidad del agua decrece con el incremento del peso molecular de los hidrocarburos. 8.2.2 ¿Que es una Emulsión? Una emulsión es una suspensión cuasi-estable de finas gotas de un líquido dispersos en otro líquido El líquido presente como pequeñas gotas es la fase dispersa o interna, mientras que el líquido que lo rodea es la fase continua o externa. Las emulsiones algunas veces son clasificadas de acuerdo al tamaño de las gotas dispersas; considerándose como macroemulsión cuando el rango de las gotas es de 10 a 150 micras y como microemulsión o micela cuando el tamaño de gotas varía de 0.5 a 50 micras.

Existen tres requisitos para formar una emulsión: • Dos líquidos inmiscibles. • Suficiente agitación para dispersar un líquido en pequeñas gotas. • Un emulsificador para estabilizar las gotas dispersas.

Las emulsiones son causadas por turbulencia o agitación ya que el golpeteo dispersa una de las fases en muchas gotas pequeñas. La tensión interfacial o superficial tiende a la coalescencia de las gotas. Muchas gotas dispersas en una

fase continua tienen una gran área colectiva interfacial, sin embargo, como las partículas coalescen, el área total interfacial disminuyen. La tensión superficial representa energía potencial disponible para producir un área interfacial más pequeña. Luego, la tendencia natural es que la coalescencia ocurra. Una tensión interfacial baja, disminuye la coalescencia de las gotas de la emulsión. Dos líquidos puros inmiscibles no pueden formar una emulsión estable, sin la presencia de fuerzas estabilizadoras de la emulsión, pequeñas gotas se unirán nuevamente y decrecerá el área interfacial, la energía total de superficie y la energía libre de Gibbs del sistema.

8.2.3 Ventajas de Usar Emulsión 

Produce una pérdida significativa de viscosidad



Esta técnica es mucho más rentable pozos que produce altos cortes de agua donde no sería económico el uso de diluyente

8.2.4 Desventajas De Usar Emulsión 

No es rentable en pozos donde la producción de agua es minima

8.3 TRANSPORTE POR TEMPERATURA

Los crudos pesados tienen además problemas de transporte debido a su alta viscosidad, para lo cual, tradicionalmente, se han aplicado dos soluciones. La primera considera la aplicación de calentamiento para reducir su viscosidad para el transporte, sea por oleoducto o por barco; sin embargo, esta alternativa presenta limitaciones de distancia por eficiencia y costos. De hecho, este es el procedimiento utilizado usualmente para el manejo de los crudos pesados destinados a la manufactura de asfalto lleva a valores de viscosidad incompatibles con el transporte. En los últimos 30 años, la tecnología petrolera ha evolucionado hacia la extracción más eficiente de hidrocarburos viscosos y rebeldes, como lo son el crudo pesado y el bitumen. El crudo pesado tiene una clasificación de 10 a 20 grados API; mientras que el extrapesado, como el que se encuentra en la Faja del Orinoco en Venezuela, es de 10 grados API o inferior. El bitumen, asfalto en forma natural, también

tiene

una

clasificación

menos

grados

API.

A diferencia de los crudos pesados, el bitumen no fluye. Esta masa negra solidificada arenosa debe ser extraída o calentada para producir crudo. En Canadá, empresas como Syncrude y Shell utilizan maquinaria pesada para excavar las llamadas arenas bituminosas. Camiones transportan el bitumen para su tratamiento con agua caliente, proceso que logra separar el crudo de la arena.

A partir de allí se debe seguir mejorando el crudo antes de su refinación. Pero este proceso funciona bien para los pozos que están cercanos a la superficie. Cuando el bitumen está más profundo en el subsuelo, o cuando el crudo pesado no fluye con facilidad, los operadores deben calentar estos hidrocarburos in situ, para hacer que se muevan. Este proceso usualmente implica la inyección de vapor. 8.3.1 Inyección Cíclica De Vapor El proceso de inyección cíclica de vapor es a veces llamada "huff and puff" o "steam soak". El método es muy usado en pozos que producen petróleo de baja gravedad API (alta viscosidad). Este es un proceso cíclico en el cual el mismo pozo es usado para inyección y producción. Un proceso típico involucra la inyección hacia un pozo de aproximadamente 1,000 barriles de agua por día en la forma de vapor. La inyección continua por dos o tres semanas, después de la cual el pozo es cerrado por unos cuantos días. El periodo de cierre lo suficiente largo para que el vapor condense pero no para disipar la presión substancialmente. Después del periodo de cierre, el pozo será producido por un periodo de tiempo entre unos meses a aproximadamente un año. El ciclo de inyección seguido por producción será repetido varias veces, usualmente en cada ciclo se producirá menos petróleo que en el ciclo previo. Algunos proyectos de inyección cíclica de vapor han sido convertidos a inyección continua de vapor después de unos cuantos ciclos de inyección. Crudos muy pesados

(menores

10ºAPI)

usualmente

pueden

ser

producidos

económicamente ya sea por inyección cíclica o inyección continua; la cantidad de calor requerido para una adecuada reducción de la viscosidad del petróleo puede ser excesiva.

8.3.1.1 Ventajas de la Inyección Cíclica



Entre las ventajas de la inyección cíclica de vapor incluye el bajo costo de probar el proceso en el campo.



Los costos de desarrollo que son menores que los procesos termales alternativos.

8.3.1.2 Desventajas de la Inyección Cíclica



Las desventajas del proceso incluyen el riesgo de que la expansión térmica cause daños al casing mientras el vapor esta siendo inyectado



La recuperación de petróleo por inyección cíclica de vapor es usualmente menor que la que se puede obtener por inyección continua de vapor.

Figura 2. Inyección de vapor

8.3.2. S.A.G.D. - Steam Assisted Gravity Drainage. Otro inconveniente radica en que a menudo el vapor se eleva o pasa por encima del yacimiento de crudo, trayendo como consecuencia que con la inyección de vapor sólo se recupere 30% del crudo en yacimiento; Sin embargo en la inyección continua de vapor el desempeño es mayor que el de la cíclica, alcanzándose en promedio recobros cercanos al 50% del petróleo in situ.

Para superar estos problemas, se ha desarrollado el llamado Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD) Esta técnica implica el uso de dos pozos horizontales en lugar de verticales. La intención en el desarrollo del SAGD fue desarrollar un método que permitiera que el petróleo pesado o bitumen pudiera ser removido en una manera sistemática con el objeto de obtener un mayor recobro de lo que es posible en procesos convencionales de inyección de vapor, donde el petróleo se mueve desplazado por los fluidos inyectados. El proceso SAGD también conocido como drenaje gravitacional asistido con vapor, en su concepción original es una modalidad de la inyección continua de vapor que incorpora la utilización de dos pozos horizontales colocados paralelamente, en donde el pozo inyector de vapor se encuentra en la parte superior y el productor en la parte inferior de la zona de interés. El proceso SAGD, desarrollado por la división de Investigación de Crudos Pesados de Esso Resources en Canadá, se basa en el efecto o efectos que produce el crecimiento de la cámara de vapor (“Steam Chamber”) tanto lateral como verticalmente, cuando ocurre la inyección continua de vapor, en donde el vapor que fluye dentro de la cámara se condensa en la interfase y el calor liberado es transferido hacia la región del yacimiento que rodea la cámara. El petróleo que se encuentra en las vecindades de la cámara se calienta y empieza a moverse debido a la reducción de la viscosidad. La fuerza de gravedad guía el movimiento del petróleo desde los alrededores del perímetro de la cámara hacia el pozo productor, en una dirección aproximadamente paralela a la interfase. El condesado del vapor fluye junto con el petróleo, expandiéndose la cámara a medida que estos fluidos se producen.

8.3.2.1 Ventajas del Proceso S.A.G.D El proceso de drenaje gravitacional asistido con vapor tiene las siguientes ventajas. Aunque el pozo inyector y el pozo productor están bastante cerca en la dirección vertical, el vapor asciende continuamente y crece en sentido horizontal también, permitiendo drenar petróleo de un área bastante grande. El petróleo permanece caliente y fluye hacia el pozo de producción. En la inyección de vapor convencional, el petróleo desplazado por el vapor se enfría y es más dificultoso desplazarlo hacia el pozo de producción. El SAGD tiene una tasa de recuperación estimada de 40% a 60%.

8.3.2.2 Desventajas del Proceso S.A.G.D. Una mayor consideración del desarrollo de operación de proyectos S.A.G.D. es el costo de la generación del vapor. Factores importantes que deben ser considerados son la relación vapor-petróleo y el costo del combustible requerido por pie cubico de vapor. Este costo se ha elevado rápidamente debido al precio del combustible principal, el gas natural. La cantidad de agua producida es casi igual a aquellas del vapor inyectado. El tratamiento del agua producida para remover la dureza del petróleo puede ser reciclada pero hay una necesidad para retirar cierta agua del circuito para prevenir la restauración de líquido del compuesto del yacimiento (sílice y sal). Una manera de hacer esto involucra el desplazamiento continuo de cierta agua reciclada con

agua dulce junto con la disposición de una corriente dentro de una inferior, de otra manera un acuífero no económico.

Figura 3. Drenaje por Gravedad Asistido con Vapor (SAGD) En conclusión podemos decir que este método consiste en inyectar vapor el cual debe llegar a fondo a las condiciones deseadas luego sigue el período de impregnación o espera, el petróleo se calienta, se dilata, reduce su viscosidad en la zona calentada cercana al pozo y aumenta su movilidad hasta el punto final del periodo (cuando el vapor se condensa). Por último, se producen y separan el petróleo y el agua calentados y el proceso se reitera. Sin embargo, una desventaja de este método es la cantidad de energía requerida (principalmente mediante la combustión de gas natural). 34

Los operadores inyectan vapor en el pozo superior. El vapor sube en el yacimiento y reduce la viscosidad del crudo, el cual luego fluye por gravedad hacia el pozo de producción horizontal inferior. 8.3.3 COMBUSTIÓN IN SITU Otro método térmico utilizado es la combustión in situ, a través de la cual se inyecta aire en un pozo vertical para alimentar el fuego en el yacimiento de crudo subterráneo. La combustión in situ es un método de recobro mejorado que consiste en la inyección de una fuente gaseosa de oxígeno al yacimiento, la cual reaccionara con el combustible alojado en el mismo originando un proceso de combustión. La combustión se alcanza gracias a la ignición espontanea o inducida de la fuente de oxígeno inyectada y dependerá de las condiciones del yacimiento y el fluido presente en él. La fuente de oxígeno empleada para este método comúnmente es aire aunque se ha reportado en algunos proyectos el uso de 100% de oxígeno. Este elemento es vital para generar la combustión en el yacimiento pero se puede disminuir la proporción requerida del mismo El calor calienta el crudo que fluye hacia los pozos de producción verticales. Considerando que el aire que se inyecta normalmente está a temperatura ambiente (excepto en los casos de compresión que se calienta), las líneas de superficie deben ser diseñadas como sería requerido para ajustarse a prácticas prudentes. El pozo cerca de la zona productora, debe ser diseñado para los altos esfuerzos térmicos.

8.3.3.1 Ventajas del Método Combustión In Situ. Disponibilidad del aire y por ende facilidad de inyección del mismo como fuente de oxígeno para el proceso. Posee diversas variantes para que pueden lograr establecer diversos mecanismos de producción en yacimiento, desde un desplazamiento de fluidos mediante el frente de combustión hasta un drenaje gravitacional por la corriente gaseosa.



Es aplicable para petróleos livianos, medianos, pesados y extrapesados.



Es flexible en cuanto a las limitaciones de selección de reservorios.



Elevado factor de recobro llegando hasta el orden de 50%



Respecto a otros métodos de recuperación mejorada, las emisiones de dióxido de carbono son menores por lo cual puede reutilizarse el mismo gas producido.

8.3.3.2 Desventajas del Método Combustión In Situ.

Si bien es aplicable para crudos extrapesados, la relación entre el requerimiento de gas inyectado en el proceso y la ganancia económica que este tipo de crudos refiere, es menor en comparación a otros métodos que tratan este tipo de fluidos. 

En yacimientos de poco espesor el barrido vertical es deficiente. 36



El método tiene problemas operacionales asociados como la producción de arena que causa daños en equipos y la producción de agua acida caliente (bajo PH)

con alto contenido de hierro e iones de sulfato lo cual es

contaminante para el ambiente. 

Instalación de equipos es superficie requiere gran inversión económica.



Es un método de alto riesgo por las temperaturas empleadas y presiones manejadas en superficie.



Puede ocurrir canalización debido a la heterogeneidad del reservorio.

Figura 4. Combustión in situ

8.4 MEJORA EN YACIMIENTO O RECUPERACIÓN PRIMARIA UPGRADING o mejora del crudo en el yacimiento consiste en el uso de procesos de Cracking Térmico dentro del yacimiento. En muchos casos el objetivo es obtener un derivado más liviano acto como combustible para generar vapor o electricidad, en nuestro caso el objetivo sería obtener una fracción liviana acta como diluyente de crudos pesados y extrapesados. Al hablar de recuperación primaria de petróleo se refiere a aprovechar al máximo los mecanismos de producción que se encuentran en el yacimiento, recuperar el petróleo económicamente. Cuando se produce por flujo natural es más económico ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento. Entre los mecanismos de producción más comunes se pueden encontrar:

El empuje por gas en solución donde la fuerza propulsora es el gas disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución de presión, la recuperación final suele ser inferior al 20%, es decir genera un factor de recobro muy bajo y no es rentable producir mediante este mecanismo. Empuje de una capa de gas cuando el gas acumulado sobre el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un empuje sobre el petróleo hacia los pozos.

La recuperación de un campo con capa de gas es del 40/50%.

Figura 5. Mejora del crudo en el yacimiento

Empuje hidráulico es la fuerza impulsora más eficiente para provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%, es el que me genera el factor de recobro más alto para una recuperación primaria y el más rentable. Lo que se busca con la recuperación primaria es extraer la mayor cantidad de petróleo sin la utilización de energías adicionales hasta que en el yacimiento la presión empiece a declinar y se coloque por debajo del punto de burbuja.

8.4.1 Ventajas de la Mejora En Yacimiento o Recuperación Primaria 

Cuando se produce por flujo natural es más económico ya que la energía es aportada por el mismo yacimiento.



A través de una posible mejora del crudo en el yacimiento sería posible transportarlo hasta el punto de destino sin grandes inversiones en el sistema de transporte.

8.4.2 Desventajas de la Mejora En Yacimiento o Recuperación Primaria



Presenta altos costos económicos cuando el yacimiento no aporta energía (flujo natural).

8.5 TRANSPORTE POR OLEODUCTO LUBRICADO Con esta técnica una delgada capa de agua se inyecta en forma anular al crudo formando un régimen de flujo anular (CAP). El agua lubrica al petróleo pesado y el gradiente de presión longitudinal es significativamente reducido El interior del oleoducto se lubrica inyectando agua. Así se genera un anillo de agua entre la pared del oleoducto y el crudo pesado y viscoso, reduciendo su contacto con la pared del oleoducto y, por lo tanto, facilitando su transporte. Con esta técnica, una delgada capa de agua se inyecta en forma anular al crudo formándose un régimen de flujo anular (CAF). El agua lubrica el petróleo pesado y el gradiente de presión longitudinal es significativamente reducido. Ensayos de laboratorio efectuados con caudales de entre 220 y 450 lt/hr y 4/6 % de agua mostraron reducciones de presión de bombeo de hasta el 80% con crudo de 16 API Y 4750 CP A 19 C. Las propiedades de la técnica CAF son conocidas por la industria desde hacer 100 años atrás, sin embargo, comenzaron a emplearse en crudos pesados y extrapesados recién en 1970.

9. TECNOLOGÍAS DE MEJORAMIENTO Una de las posibilidades del negocio de crudos pesados es la migración a procesos de mejoramiento (upgrading) de estos tipos de crudo. Para ello se deben caracterizar los rendimientos y contaminantes de un módulo de mejoramiento. La ruta de mejoramiento de crudos pesados y residuos se realiza por dos vías: una es a través de procesos de conversión mediante reacciones catalíticas, y la otra es por conversiones mediante craqueo térmico.

9.1 Procesos de conversión por craqueo térmico Los procesos de conversión por craqueo térmico son los conocidos masivamente como tecnologías de rechazo de carbón basándose en temperatura y presión. Y uno de los productos que se obtiene es el gasóleo de fracción media procedente de la destilación realizada mediante este tipo de proceso. Normalmente, la alimentación a este proceso se obtiene de una mezcla de productos pesados, basados en los residuos procedentes de los procesos de destilación.

Figura 6. Craqueo térmico

9.2 Tecnologías Comúnmente Aplicadas al Mejoramiento de Crudo

9.2.1 Viscorreducción La viscorreducción es un proceso de craqueo por medio de temperatura que se aplica a los residuos de la destilación atmosférica o al vacío. La conversión alcanzada se limita de acuerdo a especificaciones para fuel oil marino o industrial y además por la formación de depósitos de coqueen el equipo de intercambio de calor 9.2.1.1 Objetivo Descomponer moléculas grandes de hidrocarburos en otras más pequeñas mediante acción térmica. Al mismo tiempo se reduce la viscosidad con el fin de emplear una menor cantidad de diluyente para cumplir con las especificaciones del combustóleo (fondo). El gasóleo obtenido se puede enviar a ruptura catalítica Esta tecnología de mejoramiento del crudo se realiza básicamente en una torre de fraccionamiento atmosférica (craqueo no catalítico), de la cual se obtienen tres cortes principalmente: 

por cabeza se obtiene gas y una fracción de nafta



un corte medio correspondiente a un gasoil ligero



por cola un residuo pesado

Figura 7. Esquema de proceso de viscorreducción Tal como se muestra en la figura, el corte de ligero se mezcla con el de cola para obtener un producto mejorado (crudo sintético) con reducida viscosidad, principal objetivo del proceso. La ventaja de este esquema es su bajo coste comparativo para reducir la viscosidad de fuelóleos. Sin embargo, la mejora en la calidad es limitada.

9.2.1.2 Carga Residuo de vacío (fondos)



Mezcla de aceites pesados, resinas y asfaltenos (40% del residuo).



Los asfaltenos tienen peso molecular entre 30 y 40000 y densidad 1.2 g/cm3, contienen el 70% de los metales que llegan en el crudo.

9.2.1.3 Productos



Gases (metano, etano)



Gasolina de viscorreducción constituida por las moléculas más estables, con mayor octanaje que las gasolinas de destilación directa (no mayor que 80), cantidad de azufre más elevada que las gasolinas de destilación directa del mismo crudo (3 veces más).



Aceites intermedios o metales de reciclo, límites de ebullición entre la gasolina y la brea, pueden ser craqueados por recirculación.



Brea y Coque, Formado por polimerización de moléculas más relativas, contienen 11 veces más azufre que la gasolina de craqueo, se puede mejorar su estabilidad mediante mezcla con residuos vírgenes.

9.2.1.4 Variables de Operación.



Temperatura de salida de los hornos.



Tiempo de residencia.



Presión de reacción

9.2.1.4.1 Efecto de la temperatura.



El craqueo inicia a más de 700 Of.



La temperatura de salida varía entre 800 y 940 Of



El valor óptimo de la temperatura de operación se fija según rendimiento y duración de la corrida.

9.2.1.4.2 Efecto de la temperatura reducida.



A mayor tiempo mayor rendimiento.

9.2.1.4.3 Efecto de la presión.



A baja presión aumenta la formación y depósito de coque.

9.2.1.5 Rendimiento

Vol. nafta (P.F.E. 430 oF) / Vol. de carga

9.2.1.6 Severidad

La severidad de la reacción se basa en el criterio de craqueo por paso definido como el porcentaje en volumen de nafta despropanizada (PFE 430 of) producida en un paso a través del horno.

A mayor temperatura, o sea mayor severidad, la calidad de la brea disminuye y se reduce la estabilidad del combustóleo producido. Normalmente el tiempo de duración de una corrida es de 120 días y la severidad de la reacción afecta tal duración.

9.2.1.7 Naturaleza de los Fondos La susceptibilidad de un residuo a la viscorreducción varía con el contenido de asfaltenos y el punto de ablandamiento. Cuanto más bajo sea el contenido de asfaltenos, es posible craquear una mayor cantidad de aceite pesado. 9.2.2 Coquización

La coquización es un proceso de conversión que se fundamenta en diferentes reacciones de desintegración o craqueo térmico de los compuestos hidrocarburos que constituyen la carga, en condiciones de alta temperatura. El rendimiento de este proceso va a depender del tipo de alimentación; es decir, las características de los productos obtenidos van a depender de las propiedades que tenga la corriente de fondo de la torre de vacío.

Saturados Aromáticos Resinas Asfáltenos Cuando las alimentaciones son ricas en compuestos aromáticos el coque que se va a producir como subproducto es un coque con bajo contenidos dilatométricos, siendo utilizado principalmente para la generación de electrodos de aluminio. En el caso de que las alimentaciones sean ricas en compuestos asfaltenicos, el coque producido es un coque tipo promedio.

La coquización es un proceso el cual a pesar de tener como desventaja principal la formación de coque del petróleo, que es considerado como un subproducto indeseado, tiene como gran ventaja brindar la posibilidad de obtener los máximo. rendimientos posibles de una corriente de pesados que antes era considerada como desecho, y debido al gran progreso que introdujo en la industria de la refinación es que se desarrollaron dos procesos de coquización considerados como principales como lo son la coquización retardada y la flexicoquización así como varios proceso alternativos de la coquización como lo son: 

Coquización retardada



Flexicoking



Coquización retardada para diferentes alquitranes de petróleo y breas alquitranada del carbón.



Coquización retardada simple.



Coquización retardada selectiva.



Coquización opcional que incluye Fluidcoking y Flexicoking.



Coquización Lurgi Ruhrgas



Coquización por contacto continuo

9.2. 2 .1 Coquización retardada

En la coquización retardada, la carga de alimentación (típicamente residuo de torres atmosféricas de destilación) es transferida a grandes tambores que proporcionan el tiempo de residencia necesario para permitir que las reacciones de craqueo sean alcanzadas.

Figura 8. Esquema del proceso de coquización retardada Inicialmente, el pesado es alimentado a un horno, que calienta el residuo a altas temperaturas de 900-950°F (482- 510ºC) a presiones bajas de 25-30 psi (172– 207 kPa), y es diseñado y controlado para prevenir el coquizado prematuro en los

tubos del calentador. La mezcla se pasa del horno a uno o más tambores de coquizador, donde la materia caliente se retiene aproximadamente 24 horas (demoradas) a presiones de 25-75 psi (172 – 517 kPa), hasta que se craquee en productos más ligeros. 9.2.2.1.1 Propósito El propósito de la Unidad de Coquización Retardada es aumentar la producción de destilados, y la corrida de crudos pesados, disminuyendo la producción de residual de alto azufre. La unidad de Coquización Retardada fue diseñada con la finalidad de transformar un hidrocarburo pesado en gas, nafta, gasóleos y coque. Este es un proceso térmico en el cual el hidrocarburo pesado (brea) se calienta a alta velocidad en un horno y luego se envía a una zona de reacción (tambores de coque) en donde bajo condiciones apropiadas de presión y temperatura, se craquea térmicamente y se convierte en productos de mayor valor comercial. La unidad de Coquización Retardada, está compuesta por las siguientes secciones:



Sección de coquización y recuperación de vapores



Sección de fraccionamiento y precalentamiento de la alimentación.



Sección de compresión y separación de productos livianos.- Sección de cortado y manejo de coque.

9.2.2.2 Flexicoking El

proceso

Coquificación

adicionado residuos

Flexicoking Lecho

Fluidizado

gasificador

pesados,

con

de el

una

extensión

(Fluid

Coking)

coque. objeto

Se de

aplica

del al

aumentar

proceso

tipo

generación

que

cualquier la

productos livianos y a la vez eliminar el problema de disposición de coque con alto contenido de azufre. Es particularmente atractivo para residuos con alto contenido de metales, azufre y Carbón Conradson. Esta

tecnología

embargo

tenido

alta

una

buena

complejidad

aceptación

operacional

comercial,

disposición

sin los

grandes volúmenes de gas (coque gasificado) producido.Representa un reto dentro de las refinerías.Las mejoras tecnológicas en este proceso han estado dirigidas a disminuir la producción de gas de coque mediante la producción de gas de síntesis (Flexicoking de Gasificación Dual), mejorar la fluidización en el reactor, uso adecuado de materiales refractarios y optimización de los sistemas de separación de coque. El Flexicoking es un proceso continuo fluidizado con una cama térmica integrada con la gasificación del coque. Es un proceso versátil que es aplicable a una amplia gama de

alimentaciones

cualquier

flujo

pesadas.

proceso

hidrocarburos,

puede

incluyendo

manejar

residuales

prácticamente de

destilación

primaria y vacío. Los

costos

del

proceso

son

relativamente

insensibles

los

contaminantes de la alimentación como los metales, cenizas de azufre y nitrógeno. El proceso de Flexicoking típicamente convierte el 99% del residual de vacío en gas y productos líquidos. El restante 1% contiene más del 99% de los metales en la alimentación. La nafta y gasóleos de

coquificación

son

típicamente

mejorados

productos

que

pueden

ser

vendidos por el uso de procesos de mejoramiento de la calidad como el hidrotratamiento

hidrodesulfurización.

Cerca

del

95%

del

total

azufre en el residuo de alimentación puede recuperarse a través de las tecnologías de recuperación y producción de azufre y/o ácido sulfúrico. La

unidad

Flexicoking

convierte

cerca

del

97%

los

ingresos

brutos de coque a gas de bajo poder calorífico (120 a 140 BTU/SCF). Este gas que contiene bajo poder calorífico puede ser quemado en los calentadores de proceso y calderas. Los finos de coque de la unidad contienen la mayoría de los metales de las alimentaciones y pueden ser adecuados para la recuperación de los metales.

9.2.2.2.1 Descripción Del Proceso

unidad

(reactor/lavador,

Flexicoking calentador

tiene y

las

siguientes

gasificador),

secciones:

fraccionamiento,

reacción tope

del

calentador y manipulación de coque.

9.2.2.2.2 Sistema De Alimentación

En operación normal, la alimentación fresca puede estar compuesta por el residual de vacío proveniente directamente de la unidad de vacío aproximadamente

500ºF

una

corriente

residuales

provenientes

de tanques. La alimentación fresca es enviada a la piscina del lavador. La alimentación del reactor es obtenida de la corriente sobrante de la

piscina

del

lavador.

Esta

corriente

mezclada

con

alimentación

fresca de incondensables y condesado recirculado en el lavador.

9.2.2.2.3 Lavador, Fraccionadora Y Ligeros Finales

El lavador (scrubber) está localizado en el tope del reactor y tiene cuatro los

funciones

vapores

principales,

reaccionantes,

precalentar condensar

alimentación

corriente

fresca, reciclo

enfriar para

alimentación del reactor y limpiar el coque de los vapores de reacción. La

alimentación

fresca

residual

vacío

enviada

lavador

precalentada como alimentación para el reactor. Esta alimentación fría junto

con

bombeado

por

lavador,

enfría

condensa

parcialmente en fracciones los vapores efluentes del tope del reactor por encima del punto de corte deseado para el reciclo. En el tope del lavador, la sección de lavado usa los fondos de la fraccionadora para contactar

los

vapores

ascendentes

controlar

punto

corte

mientras se limpia por dentro cualquier fino de coque que podría tener a través de la zona de despojamiento. Las gotas arrastradas de la corriente sobrante del tope del lavador y las bombeadas al distribuidor, son también limpiadas fuera de la corriente de vapor en la sección de lavado. Los vapores incondensables del tope continúan

Coquificación,

fraccionador Gasóleo

donde Ligero

son de

Pesado de Coquificación (HKGO).

separados Coquificación

Gas, (LKGO),

Nafta

Gasóleo

El Gas y la Nafta son procesados también en el sistema de ligeros finales.

El Gas es primero

enviado

a través del compresor de

gas

húmedo. A continuación, el H2S es removido del gas en el absorbedor de

amina,

produciendo

C2-Gas

Combustible.

material

ligero

removido de la nafta en el deetanizador y los C3/C4 son removidos en el debutanizador.

Gasolina

Estabilizada

GLP

producidos

son

almacenados.

9.2.2.2.4 Reactor/Agotador

El craqueo térmico de la alimentación tiene alimentación

combinada

corriente

lugar en el reactor. La

recirculada

del

lavador

son

inyectadas a través de boquillas de atomización de vapor en la cama del reactor donde contacta con el calor del coque circulado. El coque caliente

provee

energía

necesaria

para

producir

las

reacciones

endotérmicas del craqueo térmico y vaporización de los productos de reacción. Los

productos

vaporizados

ascendentes

través

del

reactor

son

separados del coque entrante usando ciclones en el tope del reactor. El vapor sale de los ciclones y entra al lavador mientras que el coque es retornado a la cama del reactor. El coque caliente del calentador es solo circulado a los internos de los ciclones del reactor para ayudar a las

reacciones

vapor

sobrecalentado,

previendo

condensación

formación de coque y además de proveer la acción de desgrasado para remover las partículas de coque que podrían formarse dentro de los ciclones.

La cama de coque es fluidizada por los productos de reacción, el vapor de atomización inyectado con la alimentación y el vapor de agotamiento son inyectados por el fondo del reactor. El vapor de agotamiento solo despoja

del

coque

hidrocarburos

arrastrados

fondo

antes

del la

reactor

los

transferencia

vapores al

recipiente

calentador con el orden de minimizar la perdida de productos líquidos en el calentador y disminuir un potencial incrustamiento en el sistema de tope del calentador con hidrocarburos condensados. La temperatura del reactor es mantenida por la circulación del coque caliente fluidizado por el tope de la cama del reactor a través del coque caliente y las líneas de transferencia de coque. A su vez el coque frío es circulado de nuevo al calentador por los fondos del reactor a través de la línea de transferencia de coque frío. El flujo a través de las líneas de transferencia de coque frío y caliente es regulado por las válvulas deslizantes controladas por el controlador de temperatura de la cama del

reactor

controlador

del

nivel

cama

del

reactor,

respectivamente. 9.2.2.2.5 Calentador

El calentador transfiere el calor generado en el gasificador al reactor como soporte de las reacciones de craqueo térmico. El coque frío del reactor es recalentado en el recipiente del calentador usando el gas del tope

del

gasificador,

coque

arrastrado

gasificador.

coque

circulado

del

temperatura

cama

del

calentador

controlada

por

la regulación del flujo de coque y el gasificador vía la alimentación de coque gasificado

regulación

tasa

corte

del

aire

inyectado

en la cama del calentador. En adición, el calentador funciona como un recipiente de oleada para dar cabida a los cambios en el inventario de los recipientes, así como los cambios más lentos en el inventario total del sistema de coque. El nivel de la cama del calentador es controlado dentro de los amplios límites del control

tasa

gasificación

coque

través

del

ajuste de la inyección de aire para el gasificador y en menor medida, ajustando la tasa de coque retirado del calentador vía el sistema del recipiente de enfriamiento brusco (quench). El gas abandonando del calentador pasa a través de dos etapas de ciclones para remover las partículas de coque arrastradas en la cama. El diseño de los ciclones se establece para purgar metales de los inventarios de coque

vía

escape

los

finos

coque

del

recipiente

del calentador al sistema del tope del calentador.

9.2.2.2.6 Gasificador

En el gasificador, el aire es usado para quemar una porción de coque, que

proporciona

calor

necesario

para

gasificar

mayoría

producción de coque y suministrar el calor requerido por el reactor. El vapor simultáneamente es usado para el manejo de las reacciones de gasificación de carbón y el cambio del vapor de agua, produciendo una

mezcla de N2, CO2, CO, H2, CH4 y H20 con algo de H2S. Estas reacciones endotérmicas con el balance de vapor de reacciones de quemado de coque extremadamente exotérmico, proveen el control de temperatura en la cama del gasificador. El gas y coque arrastrado del gasificador son enfriados bruscamente con la corriente de coque de la cama del calentador en la línea de tope del gasificador antes de entrar al calentador, con el fin de proteger los internos del calentador. Al entrar al calentador, el gas y coque arrastrado así como el coque gasificado son también enfriados en la cama del calentador con la circulación del coque frío del reactor.

9.2.2.2.7 Recipiente De Enfriamiento Brusco (Quench) Si bien una gran cantidad de los metales del residual es eliminada con los finos de coque arrastrados en el gas del calentador de la sección del tope del calentador, una cama adicional de coque es retirada del sistema. El coque es retirado a través del recipiente de enfriamiento brusco

(quench) donde

enfría

con agua

y luego

es transportado

neumáticamente a la cama de coque del silo.

9.2.2.2.8 Tope Del Calentador La sección del tope del calentador procesa la corriente de gas saliente del recipiente del calentador a ser enviada a limpieza, la corriente del Flexigas

bajo

azufre

envía

al sistema

combustible

refinería. En la desulfurización, el gas del tope del calentador produce

una corriente de gas ácido la cual es enviada a la planta de azufre. Los finos

coque

conteniendo

partículas

metales

son

también

recuperados en la sección del tope del calentador y son enviados a la sección

Debido

manipulación que

coque

desulfurización

para

del

gas

envío

como

realiza

productos. temperatura

relativamente baja, una sustancial recuperación de calor tiene lugar en la sección del tope del fraccionador. El primer equipo de la sección que es el generador de vapor y precalentador del agua de alimentación de caldera,

genera

vapor

alta

presión

para

red.

vapor

del

separador de vapor de alta presión, incluyendo los generados en los fondos del fraccionador y en el circuito de bombeo del lavador, es sobrecalentado

corriente

caldera

sobrecalentamiento

para su exportación a la red de la refinería. Dependiendo del soplador de

aire

gasificación

manejado

selección

unidad

Flexicoking puede ser también generador o consumidor de vapor.

El gas fluye también a través de una tercera etapa adicional de ciclones y lavador venturi para remover los finos de coque remanentes. Luego, el gas entra a una torre de condensación donde es enfriado, el agua es condensada

fuera

los

finos

son

removidos.

Luego,

COS

convierte en el sistema catalítico de conversión COS en la corriente de gas

H2S.

Finalmente,

unidad

FLEXSORB,

tratamiento

con

aminas,

remueve el sulfuro de hidrogeno para proveer el gas limpio, conocido como Flexig

9.2.2.3 Coquización Retardada para diferentes alquitranes del petróleo y breas alquitranadas del carbón

Este proceso se realiza a la conversión de residuos de vacío vírgenes, es decir, que no han sido craqueados o sometidos a cualquier tratamiento que pudiera producir un apreciable cambio químico en sus componentes. Los productos obtenidos a partir de este proceso son: coque, gas , naftas, LPG y gasóleos. 9.2.2.3.1 Descripción del Proceso La alimentación se calienta previamente con un intercambiador de calor, para luego cargarse directamente al fraccionador, donde se combina con el reciclo. Luego, la mezcla se envía por medio de una bomba, al horno coquizador, donde se calienta hasta las temperaturas de coquización, lo cual origina una vaporización parcial y un craqueo suave. La mezcla vapor ² líquido se envía a uno de los tambores de coque, donde continua el craqueo. Los vapores a la salida del tambor fluyen hacia el fraccionador, donde se separan en gas, naftas, gasóleos livianos y pesados. La corriente que sale del tope del fraccionador se envía a la unidad de recuperación de vapor, donde se separan las corrientes de productos. Se deben instalar por lo menos dos tambores de coquización, para que mientras uno este en funcionamiento, el o los restantes sean decoquizados empleando un sistema hidráulico a alta presión. Condiciones de Operación| Temperatura de salida del horno (°C) |482-510||Presión del tambor del Horno.

9.2.2.4 Coquización Retardada Simple Se aplica a residuos degradados de vacío o materiales aromático pesados, obteniéndose como producto: gas, nafta, gasóleos, y coque que se emplea como combustible o como materia prima en la industria del acero y aluminio. 9.2.2.4.1 Descripción del Proceso El aceite residual caliente se alimenta a la base del fraccionador, para mezclarse con el reciclo condensado. Esta alimentación combinada se calienta en el horno, a la temperatura necesaria para que se inicie la formación de coque en el tambor de coquización. Los vapores que salen por el tope del tambor fluyen al fraccionador donde se separan en: gas húmedo, naftas desestabilizadas, gasóleos livianos y pesados y reciclo. El reciclo condensado se mezcla con la alimentación fresca, tal como se mencionó anteriormente. El gas húmedo y la nafta desestabilizada son enviados a la planta de recuperación de productos finales livianos, para ser separados en: gas combustible, LPG y productos de naftas. Condiciones de Operación | Temperatura de salida del horno (°C). 9.2.2.5 Coquización Retardada Selectiva Se aplica para fabricar coque aguja o poroso, y degradar los residuos o fracciones de hidrocarburos más livianos. 9.2.2.5.1 Descripción del Proceso Se carga la alimentación directamente al fraccionador, donde se combina con el reciclo y se bombea al horno coquizador, donde se calienta a temperaturas de coquización, lo cual ocasiona la vaporización parcial y el craqueo suave de la

mezcla. La mezcla vapor-líquido se envía al tambor de coqueo o donde el vapor se craquea moderadamente y el líquido se craquean sucesivamente, y por medio de las polimerizaciones, se convierte en vapor y coque. Los vapores del tope fluyen al fraccionador, donde se separan las corrientes individuales de productos: 

gas,



naftas,



gasóleos

9.2.2.6 Coquización opcional que incluye Fluidcoking y Flexicoking Este proceso permite la conversión del 99% de los residuos de vacío, con altos contenidos metálicos y/o de carbón presentes en combustibles líquidos y gaseosos. Los productos obtenidos a partir de este proceso son lo siguientes: productos combustibles líquidos y gaseosos, los cuales pueden ser mejorados con la utilización de métodos convencionales de tratamiento. 9.2.2.6.1 Descripción del Proceso La alimentación se precalienta en el despojador y se inyecta al reactor, donde ocurre el craqueo y se generan un amplio rango de productos en forma de vapor y coque. Los productos diferentes al coque se enfrían en el despojador con la alimentación, para eliminar el coque que pudiera ser arrastrado. La fracción pesada junto con la alimentación se recircula al reactor con las partículas de coque. Los productos más livianos son fraccionados. El coque del reactor circula al horno calentador. En la flexicoquización, el vapor de coque se envía al gasificador, donde se gasifica la mayor parte de la alimentación con vapor y aire. El gas de coque caliente que abandona el horno, se emplea para generar vapor de alta presión, pero antes

debe pasar por las unidades de remoción de partículas finas de coque y de sulfuro de hidrógeno.

9.2.2.7 Coquización Lurgi- Ruhrgas Este proceso se le aplica a aceites pesados de coque y residuos pesados. A partir de este proceso se obtienen los siguientes productos: Coque, gas e hidrocarburos líquidos. Este proceso se basa en una conversión térmica continua de residuos empleando el calor transferido desde la alimentación, debido a la agitación mecánica con partículas de coque caliente recirculadas. 9.2.2.7.1 Descripción del Proceso La alimentación fresca entra en el reactor, donde se pone en contacto con las partículas calientes de coque que proviene del recipiente de colección, por medio de un agitador radial. El tiempo de residencia del vapor es mínimo, menos de 1 segundo, de manera que la producción del producto deseado es alta y la deshidratación es baja. La coquización se verifica en el mezclador y el tambor. El vapor y el gas producido salen del mezclador por condensación y fraccionamiento. La tubería rígida sirve para recircular algo de coque, el cual suministra el calor de reacción requerido. 9.2.2.8 Coquización por contacto continúo Este proceso emplea la elevación del flujo másico para brindar una circulación de coque uniforme y continuo. En este proceso se producen: gas, gasolina, gasóleos, y bolitas de coque. 9.2.2.8.1 Descripción del Proceso

El residuo de la destilación al vacío se alimenta al fondo del fraccionador, donde se mezcla con la corriente de reciclo, para luego ser precalentada en un horno tubular hasta aproximadamente700ºF. Luego se mezcla completamente con la corriente de coque caliente. Las porciones livianas de la alimentación se vaporizan y los constituyentes pesados se retienen en las partículas de coque como una película de líquido. A medida que la reacción de coquización procede, la película se convierte en gas, vapores, y coque residual, siendo este último retenido en las partículas de coque. A medida que se incrementa la cantidad de coque depositada, ocurre un incremento gradual del tamaño de la partícula de coque. Las partículas más grandes

retiran

continuamente

como

producto,

para

mantener

aproximadamente una cantidad constante de coque en el sistema. Los vapores del reactor, a 900 o 1000ºF, se enfrían y se envían al fraccionador. Desde el fondo del reactor el coque secado se eleva a un recipiente libre y de allí, fluye por gravedad hacia el calentador, donde se calienta entre 1000 y 1100 ºF mediante el quemado de gas o el quemado de una porción de coque. El coque nuevamente caliente, se descarga intermitentemente por gravedad a un tanque para reiniciar el ciclo en el reactor. 9.2.2.9 Fluidcoquización En este proceso, cerca del 5% de la producción de coque se quema en un lecho de coque fluidizado, para secar las partículas de coque y para calentarlo (aproximadamente de 1100 a1200ºF) y ser introducido en la cámara de reacción la cual también se mantiene en un estado fluidizado. El reactor opera de 900 a 1050ºF. Los productos de la reacción se separan en un sistema de fraccionamiento ubicado en la parte superior del reactor. No se requieren paradas 63

periódicas para remover el coque, y el reactor es más pequeño que para la coquización retardada. 9.2.2.9.1 Descripción del Proceso La alimentación se precalienta y se inyecta al lecho de coque caliente fluidizado que se forma en el proceso. Estas partículas de coque presentan una configuración esferoidal, con un tamaño bastante pequeño, lo cual provee una mayor área de contacto por pie cúbico de lecho. Esto favorece una transferencia de calor rápida. A medida que el coque se inyecta en el reactor, se va calentando rápidamente. A la temperatura del reactor la viscosidad del residuo es tan baja que su distribución a lo largo de las partículas fluidizadas es rápida y uniforme. En la zona de reacción las fracciones pesadas de la alimentación son parcialmente vaporizadas; la mayoría de las reacciones de cracking se dan en la fase líquida. Sin embargo, los productos más volátiles se evaporan rápidamente de la superficie del coque, por lo que los productos obtenidos consisten en vapor de tope seco y coque seco. Los productos vaporizados del lecho fluido se extraen por el tope y se llevan a un separador de ciclón localizado en la zona superior del recipiente de reacción. La mayoría de los sólidos que entran se separan en este punto y retornan al lecho. Los productos de tope, con pequeñas cantidades de polvo de coque, se pasan por equipos de refinación convencionales; los productos de fondo se recirculan al reactor para recuperar parte del coque que escapa por el ciclón, y para permitir el recraqueo de los productos de fondo y transformarlos al rango de ebullición de los gasóleos.

9.2.3 Desasfaltado por disolventes El proceso de desasfaltado se fundamenta básicamente en la separación (noconversión) del asfalto a través del lavado con disolvente, retirando de esta manera la parte más pesada de crudo y obteniendo, en consecuencia, la mejora de su calidad. Este proceso de separación de asfalto se instala normalmente aguas abajo de los procesos de fraccionamiento atmosférico o de vacío para el mejoramiento del producto de cola.

Figura 9. Proceso de desasfaltado por disolventes

El esquema general del proceso se mantiene para cualquier corriente de crudo de cola proveniente de las torres atmosféricas o de vacío. La variante radica en las características del crudo de alimentación, lo cual influye en la selectividad de mezclas de disolventes y el correspondiente ajuste de las condiciones operacionales.

La tecnología de desasfaltado permite viabilizar el gran potencial de crudos pesados que se encuentra en yacimientos localizados en los Llanos Orientales.

En minería, cuanto mayor sea el número de quilates que tenga el oro, mayor será su precio en el mercado. De la misma forma en el petróleo, cuantos más grados API tenga un crudo (medida internacional) más alto será el valor de su cotización. En términos del oro, los quilates dependen de la poca o mucha cantidad de otros metales que se le adicionen; en el petróleo, la situación no es tan sencilla, sobre todo si se tienen grandes cantidades de un crudo tan pesado que su consistencia se asemeja al arequipe o brea y que debe viajar por un tubo a su destino final: una refinería o un puerto de exportación. Podría pensarse que también se le adicionan otros líquidos, como ocurre al mezclar ingredientes en una receta de cocina. Pero ¿dónde conseguir gran cantidad de disolventes cuando la mayor parte de los yacimientos de crudos pesados están en los Llanos Orientales –en el caso de Colombia–, a cientos de kilómetros de las refinerías? Todas estas preguntas pasaron por la cabeza de un grupo de investigadores del ICP, quienes en los años 90 se dieron a la tarea de mejorar la viscosidad de los

crudos pesados para facilitar su transporte por oleoductos y luego de cinco años de formulaciones, revisiones, y cálculos reológicos, lo lograron. Ellos desarrollaron la tecnología de Desasfaltado, diferente a las que comercialmente se encuentran en el mercado, y que hoy está siendo patentada en varios países de América. Con este desarrollo, se podrá convertir un crudo pesado como el San Fernando de 8,7 ºAPI a uno de 13,6 °API, y un crudo Castilla de 13 °API a uno de 18 °API, y finalmente enviarlos por un tubo. El avance logrado durante todos estos años de investigaciones es significativo, porque aunque comercialmente hay otras opciones, el ICP es el tercer grupo de investigación del mundo que muestra logros en el tema y que en la actualidad es evaluada por Kuwait Oil Company para la caracterización profunda de los fondos de

barril

proceso

refinación

mejorar

crudo

pesado.

9.2.3.1 Soluciones a la viscosidad La viscosidad es una propiedad que tienen los fluidos y que está relacionada con la resistencia o la dificultad que se presenta en el deslizamiento o correr de los mismos por un ducto, provocada por la fuerte fricción entre las moléculas que componen el fluido. Teniendo en cuenta la viscosidad, algunos crudos que se extraen durante la operación tienen características similares al agua, porque fluyen fácilmente, pero los crudos pesados son muy viscosos, debido a que contienen moléculas grandes como los asfaltenos y en esas condiciones su transporte por la tubería es difícil. Para remediar esta situación, los expertos desarrollaron la tecnología de desasfaltado, que consiste en mezclar los crudos pesados con un solvente

especial que hace que los compuestos pesados se precipiten como sólidos; estos sólidos o asfaltenos se retiran, depurando y otorgando mejor viscosidad al crudo. Al separar los asfaltenos se retiran parte de los metales que lo componen (vanadio, azufre, níquel y carbón), lo cual se suma y contribuye al mejoramiento de

calidad

del

crudo

transportar,

porque

fluye

más

fácilmente.

El desarrollo de esta tecnología es integral porque se aprovecha todo lo que se utiliza en el proceso; de esta forma el beneficio resulta mayor que el costo de producción. Una parte de los compuestos pesados que se retiran pueden ser utilizados como insumos energéticos que se requieren en el proceso. Con los excedentes se genera energía eléctrica mediante la quema de los asfaltenos, utilizando tecnologías comerciales aplicadas hace tiempo. La quema de asfaltenos produce cenizas que pueden ser aprovechadas para corregir la acidez de los suelos, favoreciendo al sector agrícola y los programas de reforestación o ser destinados como insumos de la industria cementera.

9.2.3.2 A gran escala Los investigadores del ICP construyeron una planta piloto para procesar 12 barriles de crudo pesado, simulando todas las condiciones del entorno que le permitan detectar los riesgos, evaluar sus causas y reducirlas al máximo, de manera que se tenga control de todos los parámetros operacionales y mecánicos para el escalado de la tecnología. De manera paralela se trabaja en la maduración de un proyecto para la construcción de una planta modular de mayor escala, 100 barriles de crudo, que permita su traslado hacia los diferentes sitios donde están ubicados los crudos

pesados para facilitar su análisis; un servicio que da valor agregado al proceso y muestra el beneficio y versatilidad que ofrece esta tecnología. La importancia de este proyecto para la estrategia de crudos pesados de Ecopetrol es poder contar con una tecnología propia que mejore el crudo en campo, que facilite la utilización del residuo (los asfaltenos) como un generador de energía para el proceso, para las necesidades del campo y disminuya el consumo de diluyente, que es lo que actualmente se utiliza para transportar los crudos pesados. El desarrollo de la Tecnología de Desasfaltado ha madurado con el tiempo y constituye un aporte innovador para el transporte de crudos pesados en la industria petrolera a gran escala.

CONCLUSIONES

Desde cientos de años se conoce la existencia de depósitos de crudos pesados y extrapesados que hoy atraen la atención de los petroleros del mundo. Tal es el caso de la Faja del Orinoco, como también áreas de petróleos pesados y extrapesados en California, Canadá, México y otros sitios. Las razones por las que estos crudos no se produjeron anteriormente, se deben principalmente a sus características y al hecho de que mejores tipos de crudos (medianos y livianos) se obtenían sin mayores inconvenientes y en abundancia. Las nuevas tecnologías son capaces de crear condiciones de presión, volumen y temperatura representativas del ambiente del subsuelo durante la recuperación, en el caso de los crudos pesados, esto podría involucrar presiones y temperaturas elevadas relacionadas con procesos de recuperación, conocidas como técnicas convencionales, que se realizan mediante calentamiento o por dilución con circuito abierto o cerrado, las técnicas no convencionales a través de procesos como la formación de emulsiones o dispersiones de crudo en agua y las técnicas por dinámica de fluidos, como lo es el flujo anular.

11. CIBERGRAFIA http://www.alcion.es/Contenidos/Revistas/DetalleArticulos.asp?id=3598 http://es.scribd.com/doc/54960297/Explotacion-y-Transporte-de-los-CrudosPesados-y-Extrapesado http://es.scribd.com/doc/98264137/Crudo http://www.ecopetrol.com.co/especiales/RevistaInnova3ed/idi3.htm