Ingeniería Petrolera: Petróleo crudo pesado y extra pesado

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Un tema interesante dentro de la Ingeniería Petrolera, es el relacionado con los crudos pesados y crudos extrapesados. En México, este tema es poco conocido en comparación con otros países Latinoamericanos como Brasil o Venezuela, que ya llevan varios años de investigación,  desarrollo y aplicación.

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Para entender este tema, es importante tener en cuenta que hay diversas clasificaciones para el petróleo crudo. Esta clasificación está en función del “grado API o gravedad API”. Dicha medida fue establecida por el “American Petroleum Institute (API)”.

El grado (°API) de un hidrocarburo, es una medida de densidad, que en comparación con el agua, nos indica que tan pesado o liviano es el petróleo. De acuerdo a su gravedad API, los hidrocarburos se clasifican en:

    1. Ligeros: mayores a 30° API
    2. Semiligeros:  de 29 a 22 °API
    3. Pesados: de 21 a 11 °API. Densidad mayor a 0,933
    4. Extra pesados: Menores a 10° API

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Los crudos pesados y extrapesados, son generados por procesos Naturales en  el yacimiento.También son resultado de la degradación del crudo, por estar expuesto a las bacterias, el agua o el aire. Y se pueden generar también, a consecuencia del proceso de destilación al vacío en las Refinerías

Para la Ingeniería Petrolera, la producción de crudos pesados o extrapesados, su transporte a  tanques de almacenamiento  y el refinado, presentan problemas especiales en el diseño adecuado de la Ingeniería de Proceso y el dimensionamiento de las Tuberías. Ya que el crudo pesado y extrapesado, no fluye con facilidad  dentro de los Oleoductos en comparación con el crudo ligero.

Cabe mencionar que los métodos de explotación de crudo pesado, representan un verdadero reto para los productores de petróleo, sin embargo, mediante nuevas tecnologías, se han creado técnicas innovadoras de perforación, terminación y estimulación, que aunado a la continua vigilancia de los pozos y al desarrollo de una Ingeniería Integral, se contribuye a que los yacimientos de petróleo pesado, se conviertan en activos rentables.

Dentro de los  trabajos de  Ingeniería  Petrolera,  GICZE  ha realizado exitosos proyectos para PEMEX, relacionados con la Infraestructura superficial para el transporte de la producción de los pozos samaria neógeno, los cuales tienen crudos pesados, extra-pesados y se ubican en Tabasco, México.

Dentro de las técnicas para la extracción de crudo, encontramos la “Inyección de Vapor”. En esta técnica, el vapor es generado en la superficie y posteriormente inyectado al pozo por medio de las Tuberías principales, de manera que el contenido del pozo se disipe hacia tuberías laterales y emerja a la superficie.

Este método se basa en una combinación de condiciones, siendo la primera del tipo  térmica y la segunda, de reducción de la viscosidad del fluido. Esto ayudará a que la presión haga que el fluido sea disipado hacia los conductos comunicados a los Oleoductos.

Una segunda técnica de recuperación asistida por vapor, se basa en un simple pozo de inyección y un pozo de producción o extracción. En el primero, se inyecta vapor permitiendo que se transfiera calor a las proximidades del depósito y posteriormente se comience a bombear. El bombeo se continúa realizando durante la extracción del crudo, pero si la extracción baja de un nivel aceptable, el bombeo se detiene y se vuelve a repetir el ciclo de inyección de vapor.

  • En torno al tema de los crudo pesados y extrapesados, debemos tener en cuenta que existen tres clasificaciones para los pozos:
  • Un pozo caliente: es aquel que presenta una temperatura de 230°C y produce crudo extrapesado caliente en un rango de tiempo de 15 días.
  • Un pozo en remojo: es el que se encuentra en su tiempo de remojo, entre 25 y 60 días después de la inyección de vapor, a una temperatura promedio de 140°C.
  • Un pozo frío: es el que se encuentra al término de su tiempo de remojo y necesita una nueva inyección de vapor, con un tiempo de producción de 80 a 120 días, con una temperatura promedio de 80°C.

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La caldera tipo portátil suministrará calor a los fluidos del yacimiento por medio de vapor de alta presión, a fin de hacerlos fluir por el sistema de Tuberías de descarga, cabezales y Oleoductos diseñados para tal fin.

Tomando como ejemplo la Ingeniería Integral desarrollada por GICZE para los pozos Samaria Neógenos en Tabasco, México. Explicaremos los pasos generales a seguir para la extracción del crudo:

  • Una vez que el domo de la caldera  alcance una presión de 1200 psig, se abre la válvula de bloqueo principal de vapor hacia el pozo y se inyecta el vapor en el pozo que va a producir el petróleo. La presión del vapor deberá oscilar entre los 1200 y 1500 psig.
  • Terminada la inyección de vapor en el pozo, se cierra la válvula de inyección de vapor, sin abrir la válvula que alinea la producción del pozo, entrando a la etapa de “remojo” del pozo.
  • El objetivo del tiempo de remojo es condensar el vapor inyectado, cediendo todo su calor latente permitiendo que el calor se transmita al yacimiento. Después de 7 días de remojo (este tiempo puede variar), se alinea la producción del pozo al cabezal de recolección respectivo, registrando en el indicador de temperatura de pozo una temperatura máxima hasta 250°C y con una presión de 10 kg/cm2man (presión normal de operación).

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(Temperatura de sitio de operación de Cabezales de Tuberías)

En algunas de los proyectos ejecutivos realizadas por GICZE, para el transporte de crudo extrapesado desde los pozos productores hasta la Batería de Separación, se aislaron los sistemas de Tuberías y los Oleoductos, para conservar la temperatura y por consiguiente la viscosidad adecuada, para mantener un flujo continúo hasta la Batería de Separación.

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Para las líneas de descarga y los cabezales y  todo el sistema de Tuberías de se recomienda aplicar un recubrimiento primario anticorrosivo antes del aislamiento que soporte una temperatura de hasta 230°C; esta temperatura irá disminuyendo conforme pase el tiempo de remojo.

Para absorber las altas dilataciones en los amarres de los pozos con las líneas de descarga y en las interconexiones de éstas con los cabezales de pozos, se emplean juntas articuladas, con las cuales se proporciona flexibilidad al de Tuberías, todo esto en base a un estudio.

Para absorber las altas dilataciones en los Oleductos de proyecto, se construyeron omegas de forma tradicional, de acuerdo también al estudio de flexibilidad de Tuberías

El petróleo extra pesado de la región del Orinoco en Venezuela, tiene una viscosidad de más de 10.000 centipoise (10 Pa·s) y 10° en el índice API.  Por lo general, se añade un diluyente a distancias regulares de los Oleoductos a fin de facilitar su circulación. Recientemente,  Venezuela está experimentando y mejorando la Ingeniería de Proceso  y su sistema  de Refinerías  en la Faja del Orinoco e integrando gradualmente  la  inyección alterna de vapor con el que se mejora la viscosidad del crudo, técnica que ha incrementado la tasa de recuperación del Crudo pesado o crudo extra pesado  hasta el 40 por ciento, que anteriormente era del 20 por ciento.

Reservas Internacionales de Crudo

La mayor reserva de petróleo pesado en el mundo se encuentra al norte del río Orinoco en Venezuela y Arabia Saudita. Se sabe que 30 países o más, tienen reservas del mismo tipo de crudo.

Alrededor del mundo, el petróleo ligero convencional representa el 30%, el petróleo pesado representa el 15%, el petróleo extra-pesado el 25%, las arenas petrolíferas y el bitumen conforman aproximadamente un 30%. Los recursos totales de petróleo (sin considerar el petróleo ligero) en el mundo, oscilan entre 9 y 13 trillones de barriles.

El crudo pesado está estrechamente relacionado con las arenas petrolíferas, la principal diferencia es que las arenas petrolíferas en general, no fluyen en absoluto. Canadá cuenta con grandes reservas de arenas petrolíferas, situadas al norte y al noreste de Edmonton, Alberta

Diferencias en costos de producción de crudo

Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico, además los hidrocarburos viscosos y pesados, son difíciles de extraer y caros de refinar. En el mercado internacional los crudos ligeros son los más cotizados porque de éstos se obtienen productos de las Refinerías de alto valor como son los combustibles (gasolina y diesel). Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas.

Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales azufre, asfaltenos y bajo rendimiento de destilados, lo que exige más esfuerzos técnicos y económicos para la extracción de productos utilizables. Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria del Petróleo convencional se empieza a enfocar hacia los hidrocarburos viscosos pesados, extra-pesados, arenas petrolíferas y bitumen.

Bajo el panorama anterior de las reservas de petróleo del mundo, el mayor reto de la Ingeniería Petrolera en las décadas venideras de este siglo es determinar la Ingeniería Integral adecuada, que nos indiquen los equipos y Oleoductos apropiados para refinar el petróleo pesado y petróleo extra-pesado.

Este artículo es solo informativo desde un punto de vista muy particular del autor, tiene como objetivo principal, el compartir nuestra experiencia en el desarrollo de Ingeniería Petrolera, tomando de referencia diversas investigaciones ya realizadas por otros autores y explicando de forma sencilla, algunas soluciones a problemas que día a día enfrentan nuestros Clientes.

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