Programa de Aceleración del Conocimiento
Informe de alternativas tecnológicas sobre aseguramiento de flujo para crudo pesado y extra pesado
Integrantes
Ernesto Jesús Villalobos Luévanos (PEMEX) María del Carmen Martínez Guerrero (IMP) Ricardo Gabriel Suárez Suárez (PEMEX) Elvia Millosi Ramírez Santiago (PEMEX) Samuel Hernández Stanford (IMP) Susana Morales de la Rosa (IMP) Octavio Steffani Vargas (PEMEX) Lorena Silva Gómez (FiiDEM) Diciembre de 2011 1
Índice
Pág.
Introducción………………………………………………………………………… Antecedentes.……………………………………………………………………… Objetivo……………………………………………………………………………… Alcance……………………………………………………… Alcance…………………………… ………………………………………………… ………………………
4
1. Metodología…………………………………………………………………………
9
2. Alternativas tecnológicas sobre reductores de viscosidad……………………..
16
a. Dilución……………………………………………………………………….. b. Emulsiones agua-aceite…………………………………………………… …………………………………………………… . c. Incremento / conservación de temperatura……………………………….. d. Disminución del punto de escurrimiento………………………………….
16 20 29 34
3. Hallazgos relevantes……………………………………………………………….
44
6 8 8
Referencias bibliográficas
2
1. Introducción La extracción, manejo y transporte de crudo pesado en la industria petrolera, presenta problemas operacionales en el sistema de producción por su alta viscosidad. Uno de los retos más críticos que enfrentan los productores de hoy en día es el de garantizar el flujo de petróleo, el cual puede presentar problemas debido a la obstrucción de líneas y bombas de superficie, la formación y acumulación de hidratos, parafinas, precipitaciones de minerales y asfaltenos en los pozos, líneas de flujo, o instalaciones de producción, así como los componentes corrosivos en la corriente de flujo, lo cual puede dañar equipos. Los pozos de producción en tierra y los campos en aguas poco profundas tienen problemas similares, y en estos casos, debido a un acceso más fácil, las intervenciones en la mecánica del sistema son menos costosas. En aguas más profundas, los costos de intervención se incrementan y el aseguramiento del flujo se convierte en un componente significativamente mayor en la economía de la producción, sobre todo para los desarrollos a 4,000 pies o más de aguas profundas y conectados a las instalaciones de acogida de aguas poco profundas que pueden estar a 50 kilómetros de distancia (5). La disciplina de Aseguramiento de Flujo es uno de los tópicos centrales en la definición de la arquitectura e ingeniería de transporte y proceso de los sistemas de producción petrolera. La expresión ―Aseguramiento de Flujo‖ se traduce en forma literal como: ―Garantizar el flujo‖. Ésta disciplina actualmente implica una mayor definición de actividades, las cuales cuales incluyen la planeación, planeación, desarrollo, implantación, mantenimiento mantenimiento y operación de tecnologías y estrategias para asegurar que el fluido sea producido efectivamente, transportado y procesado en los sistemas petroleros en forma segura y dentro de normas y estándares ambientales. Para disminuir los problemas de aseguramiento del flujo asociados con la producción de estos crudos pesados es necesario analizar desde las etapas tempranas de producción, o aún antes de iniciar la producción, con la finalidad de minimizar fases de fluidos alternas que podrían llegar a formar desde el yacimiento, a través del pozo y líneas superficiales, así como en el equipo de proceso. Actualmente es difícil encontrar aceites ligeros y es evidente, sobre todo en México, Canadá, Venezuela y Brasil que los crudos pesados y extra pesados son el recurso mayoritario que se tendrá que extraer, y cuando sea necesario o posible, transformar para transportar y comercializar. En los próximos años la producción nacional de crudos pesados y altamente viscosos se incrementará en forma muy importante y se estima que podría a llegar a representar del orden de más del 50% de la producción petrolera para el año 2020. La producción actual más importante de este tipo de crudo será la proveniente de la regiones Marinas, 3
aun cuando un crudo similares esta siendo producido en la región Norte desde hace algunos años y es probable que se encuentren más yacimientos con este tipo de fluidos en la misma región. En el pasado, se evitaba producir estos aceites pesados, especialmente, cuando se tenían recursos de aceites más ligeros y comerciales, esto era debido a la dificultad y costos involucrados en su producción. En el ámbito mundial, es ahora cada vez más difícil hacer a un lado el recurso de aceite pesado, el cual se estima constituye del orden de 6 trillones de barriles in situ, o sea del orden de tres veces el de las reservas mundiales de hidrocarburos in situ de todas las otras fuentes de hidrocarburos ligeros y gas. Para asegurar el flujo del crudo pesado, se aplican un conjunto de modelos predictivos confiables que nos permitan estimar, planear, diseñar, operar y mantener una buena identificación y estimación de agentes o factores antiflujo en nuestro sistema de producción para la correcta (3): Administración de formación de sólidos. Administración de pérdidas de calor. Administración y dosificación de químicos. Administración, monitoreo y control de la producción
4
Antecedentes Gran parte de las reservas mundiales se relacionan a acumulaciones donde predominan yacimientos de aceite pesado y extra pesado, difíciles de producir y con un transporte y manejo complicado, lo cuales requieren procesos y tratamientos adicionales en superficie para su aprovechamiento y comercialización (1). Los precios del petróleo y las preocupaciones sobre el suministro futuro de petróleo están dando lugar a un renovado interés en la recuperación de petróleo pesado utilizando diversos métodos. Más de 6 mil millones de barriles de petróleo en el mundo se han atribuido a los hidrocarburos más pesados. Por lo tanto, las reservas representan más de tres veces el monto de las reservas mundiales combinadas de petróleo convencional y gas. De particular interés son los yacimientos de Canadá y Venezuela, con un 55 a 65% del crudo pesado y extra pesado en el mundo (2). Para el caso particular de México, los yacimientos de crudo pesado y extra pesado han sido poco explotados y representan grandes desafíos técnicos, debido a la poca movilidad y la eficiencia de recuperación baja por su alta viscosidad, alto contenido de contaminantes, como metales y azufre, en relación con los del tipo ligero, profundidad de los yacimientos y complejidad de los mismos. Los factores típicos de recuperación en el modo o método de producción en frío son del 1 al 10%. Dependiendo de las propiedades del crudo, la producción en frío puede mantenerse y extenderse con ayuda de algún tipo de sistema de levantamiento artificial, como la inyección de algún crudo ligero, diluyentes o reductores de viscosidad y últimamente con el uso de bombas electrocentrífugas y otro tipo de bombas (3). El reto para Petróleos Mexicanos (PEMEX) es incrementar la tasa de recuperación mediante el aseguramiento del flujo en los yacimientos de aceite pesado y extra pesado, desde el fondo del pozo y hasta a superficie, en los yacimientos Takin, Maloob, Zaap, así como incorporar la producción de los campos Ayatsil-Tekel en la Región Marina Noreste. Los crudos pesados cubren una amplia gama de gravedades API (American Petroleum Institute), que van desde 22 ° para el más ligero a menos de 10 ° para extra-pesados. Esta amplia gama de valores significa que varían mucho en sus propiedades físicas. Los crudos pesados comienzan generalmente como crudos ligeros (30-40 ° API) que se alteraron entonces, a menudo por la biodegradación. En la Tabla 1 se muestran las características de los crudos mexicanos: 5
Tabla 1. Características de los crudos mexicanos
Crudos mexicanos Parámetro
Medio
Pesado
Extra pesado
API Peso Molecular(g/mol)
21.27
11.90
9.17
314.8
486
507.8
Azufre(%) Agua (%) Saturados Aromáticos Resinas Asfaltenos (C7+)
3.40 1.80 26.53 14.74 47.60 11.13
5.02 0.05 7.94 5.28 70.93 15.85
4.80 < 0.05 15.00 19.11 46.78 19.11
Fuente: Formation of fluid heavy oil water emulsion for pipeling transportation, Egypcian Petroleum Research Institute, Elsevier, 2000.
Las principales reservas de crudo pesado en México se localizan en la Región Marina Noreste frente a las costas de Ciudad del Carmen, Campeche, como se muestra en la figura 1. Geográficamente, la región se localiza en el Suroeste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadrados e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.
6
Figura 1. L ocalización geográfica de la región
La Región Marina Noreste está constituida por los activos integrales: Cantarell y KuMaloob-Zaap. Uno de los objetivos estratégicos de PEMEX es la incorporación de volúmenes de hidrocarburos orientados a restituir la producción de los yacimientos existentes. Dicha incorporación por concepto de adiciones exploratorias se ha concentrado de manera importante en la Región Marina Noreste. Durante 2010, resultó exitosa al descubrirse el campo Utsil, además de incorporarse volúmenes adicionales en campos ya existentes. Esto ha permitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap como el primer productor de crudo a nivel nacional. Actualmente la región administra 28 campos con reservas remanentes, 14 de los cuales registran producción al 1 de enero de 2011, 9 en Cantarell y 5 en KuMaloob-Zaap, con una producción anual durante el año 2010 de 510.0 MMBls de aceite y 578 MMMpie3 de gas natural, lo que significó aportar 54.2% y 22.6% de la producción nacional de aceite y gas, respectivamente. Los campos que no se encuentran en explotación al 1 de enero de 2011 son: Kambesah y Után en Cantarell y Ayatsil, Baksha, Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson, Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap (4). 7
Objetivo Identificar las tecnologías enfocadas al aseguramiento de flujo de petróleo crudo pesado y extra pesado de alta viscosidad. Alcance Revisar el estado del arte de los últimos diez años, sobre alternativas tecnológicas para el aseguramiento de flujo de crudo pesado y extra pesado, con base en técnicas bibliométricas, utilizando las bases de datos de la Dirección General de Bibliotecas de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM). El análisis está considerando el aseguramiento de flujo a partir de la cabeza del pozo y hasta las baterías de separación, como lo muestra la Figura 2:
Figura 2. Esquema del proceso de transporte de hidrocarburos
8
Metodología A continuación se presenta la metodología para el desarrollo del estudio que consta de la búsqueda, colecta y análisis de información en las bases de datos de la Dirección General de Bibliotecas de la UNAM. Dicho estudio se enfoca a la identificación de organizaciones, autores, publicaciones y aplicaciones sobre alternativas tecnológicas para el aseguramiento de flujo de crudo pesado y extra pesado. Inicialmente, se realizó una búsqueda exploratoria sobre las alternativas tecnológicas, para colectar información general sobre el tema con un período de búsqueda abierto. Las palabras clave utilizadas fueron:
Heavy crude oil Heavy oil production Transport Viscosity enhancers Flow assurance Well Pour point depressants High viscosity Wax
Las áreas temáticas relacionadas con el tema fueron:
Energía Ingeniería Química Ingeniería Química Ingeniería Petrolera
9
Esta búsqueda exploratoria se realizó en las siguientes bases de datos especializadas:
1. Engineering Village
4. Web of science BD
BD
BD
Búsqueda exploratoria
2. Onepetro
5. Science direct Scopus BD
3. Access Engineering
BD
Figura 3. Bases de datos especializadas
En la Tabla 2 se muestra un ejemplo de las estrategias de búsqueda utilizadas en la base de datos Science Direct
10
Tabla 2. Estrategias de búsqueda en Science Direct Descriptores Chemical treatments or viscosity enhancers and heavy crude oil. Transport of heavy crude oil and viscosity enhancers“heavy crude oil” and assurance flow Heavy crude oil transport or heavy crude oil extraction Heavy crude oil transport or heavy crude oil extraction and flow assurance Heavy crude oil transport or heavy crude oil extraction and flow assurance and viscosity reduction Solutions in transport of heavy crude oil Wax cristal modifiers Pour point depressants and extraction. Pour point depressants and Wax crystal modifiers. Waxy crudes oil. Pour point depressants polymer. Pour point depressants surfactants. Pour point depressants and biosurfactants. Pour point depressants and Flow improver.
Periodo
Resultados
De 1990 a octubre de 2011 abierto
0
192
abierto abierto
33 21,711
abierto
913
abierto
314
abierto abierto abierto abierto
8,249 6 288 69
abierto abierto abierto abierto
90 292 102 3
abierto
140
11
En la figura 4, se muestra el mapa conceptual con las alternativas tecnológicas de aseguramiento de flujo para crudos pesados y extra pesados encontradas.
Pozo Pozo-superficie Emulsión
Dilución
Reducción de viscosidad
Disminución del punto de escurrimiento
Métodos térmicos
Aseguramiento de flujo en crudos pesados y extra pesados
Producción de crudo sintético
Mejoramiento in situ
Modificación del tipo de flujo
Minimización de fricción
Pozo Pozo-superficie Métodos térmicos
Yacimiento
Figura 4. Alternativas tecnológicas de reducción de viscosidad
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Publicaciones recuperadas Las publicaciones recuperadas a partir de las bases consultadas, se muestran a continuación.
29
Espacenet
22
Engineering Village (compendex) USPTO
2
4 3
Science Direct
2
32
Web of Science Scifinder
1
KNOVEL
49
Patent scope
Para el período de análisis del 2001 al 2011, la producción de publicaciones por año se visualiza de la siguiente manera:
15 11 2 1 1
9 1
2 2
1
2 1 1
1
4
3
1
7 8
2 1
4
4
2
… 1 2 s 1 1 1 e 1 2 3 4 t 9 9 5 n 9 9 9 9 9 6 8 9 0 9 A 1 1 9 9 9 1 9 9 9 0 1 2
1 1 1
7
2 1 2
3 1
5 3
1 1 1 9 9 0 0 3 0 4 1 1 0 0 5 0 6 2 0 0 0 7 2 0 0 2 2 0 2 0 2 0 2 0 2
Artículo
Conferencia
Libro
8 0 0 2
1
4
7
8
0 1 0 2
1 1 0 2
5 9 0 0 2
Patente
13
En el gráfico anterior se puede apreciar un crecimiento en la tendencia de producción de patentes y artículos cargada hacia el final del período de estudio, lo que puede significar que la tecnología de aseguramiento de flujo a través de la reducción de la viscosidad esta acercándose a una etapa de madurez. Sin embargo, se continúa investigando sobre innovaciones incrementales enfocadas al desarrollo de nuevos aditivos.
60 50
34 40 30
2
3
20 26 10 0
10 1 10 12 2 1 1 5
… s á o d d a a t n s a E C
n ó p a J
a n i h C
3
1 3
a i c n a r F
6
6
3
… a n i n a a r m G
e l A
Artículos
1
3
o o c t i x p é i g M E
1 1
2
a i l a t I
a i s u R
Conferencias
1
1
l i a s i a r d n B I
Libros
1 n á r I
1
1
a a e r r i o e g K i N
Patentes
1 a g e u r o N
1 n a w i a T
En cuanto a las publicaciones por país, se observa en el gráfico que la región de Norteamérica presenta un gran interés en el tema, debido a los yacimientos a los que tienen acceso.
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Dentro de los reductores de viscosidad se pueden identificar cuatro alternativas tecnológicas de acuerdo a la forma en que se modifica esta propiedad. A continuación se presenta la distribución de publicaciones recuperadas para cada una de estas alternativas.
15%
12%
41%
32%
Reducción del Punto de Escurrimiento
Emulsion
Dilución
Efecto de temperatura
De acuerdo con la literatura uno de los parámetros más importantes y que tienen mayor influencia en el transporte de crudos pesados es la viscosidad, por ese motivo esta investigación se centra en el tema de reductores de viscosidad aplicados en el aseguramiento de flujo de crudo pesado y extra pesado. Como se puede observar en los resultados de la búsqueda, la tecnología de punto de escurrimeinto muestra mayor porcentaje de publicaciones. Considerando lo anterior, así como el tiempo asignado para la realización del proyecto, se decide continuar el estudio con la alternativa de reductores de viscosidad. Es importante mencionar que para un caso real, la selección de una alternativa tecnológica requiere, entre otros aspectos: Definición de una necesidad identificada Conocimiento de las propiedades de los crudos a producir, transportar y/o procesar Conocimiento de las características de los yacimientos
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2. Alternativas tecnológicas sobre reductores de viscosidad a. Dilución Descripción La técnica de dilución consiste en la mezcla homogénea de un crudo pesado con un crudo liviano o un derivado en iguales o distintos estados de agregación ó concentración, para disminuir la viscosidad del crudo, aumentando su calidad y producción. La inyección de diluyente 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 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, 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 puede producir la rotura del rotor por fatiga debido a las 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 [6].
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Mapa conceptual Queroseno: combinación compleja de destilados de etróleo
Crudos ligeros: Alcanos Nafta (éter de petróleo): mezcla líquida de compuestos volátiles
Dilución de crudo
Aumentar las fracciones ligeras del crudo, obteniendo una mezcla de menor viscosidad y mejor calidad del crudo
Solventes polares: tolueno, benceno, etc.
Las fuerzas dipolo-dipolo existentes en los solventes polares rompen con las aglomerados de asfaltenos presentes en el crudo pesado.
Inyección de solventes a la formación
Mejorar la movilidad del crudo en la formación y en consecuencia su extracción
Figura 5. Alternativas tecnológicas de dilución de crudo
Aplicación Campo
Operadora
Características
Teca, Castilla, Colombia Rubleles fields
Ecopetrol
Lloydminster
Canadá
Total
Venezuela
PDVSA
Se usó la dilución con aligerar la viscosidad pesado Dilución con nafta, solventes Dilución con nafta, solventes
Athabasca reservoir
Ubicación
Alberta, Canadá
nafta para del crudo reciclando reciclando
Reducción de la viscosidad por medio de dilución
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Centros de desarrollo Nombre Laboratorio de Energía Térmica y (LaTEP), Universidad de Pau
Ubicación Procesos Pau, Francia
Universidad de Calgary
Canadá
Instituto de Tecnología de Aichi Universidad de Concordia
Japón Quebec, Canadá Teram
Universidad Amir Kabir
Especialistas Experto Argillier, Francois
J.
Afiliación IFP Institut Francais du Petrole
Maria A Barrufet
University, Department of Petroleum Engineering, Texas, U.S.A.
Cesar Ovalles
Chevron ETC
Al-Bemani, Ali Soud
University Department of Petroleum and Chemical Engineering, Oman
Trabajos Contacto -Heavy-oil dilution j-Pipeline lubrication of heavy oil: francois.argillier@if Experimental investigation of flow and p.fr restart problems -Pipeline transportation of heavy oils, a strategic, economic and technological challenge - Reliable heavy oil –solvent viscosity mixing barrufet@spindleto rules for viscosities up to 450 K, oil –solvent p.tamu.edu viscosity ratios up to 4 × 105, and any solvent proportion - Improvement of Flow Properties of Heavy Oils Using Asphaltene Modifiers - Asphaltene stability in processed samples using solubility profile analysis -Heavy crude oil viscosity reduction for pipeline transportation
covalles@chevron. com
[email protected]. om.
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Publicaciones por país
Etapa de desarrollo de la tecnología Esta tecnología se encuentra en etapa de madurez. Se comenzó a utilizar en 1985, sin embargo, en la actualidad se continúa con la investigación para mejorar su desempeño. Ventajas y desventajas Ventajas Desventajas Reducir consumo de energía El diluente, su transporte y almacenamiento del eléctrica, por requerimientos de mismo es costoso bombeo Mejorar el desplazamiento de Contar con fuentes seguras de almacenamiento crudo en la línea de producción del diluente y en las cantidades requeridas Aumento en la efectividad del Contar con un sistema de inyección de diluente proceso de deshidratación de que posea bombas, líneas, múltiples equipos de crudo medición y control y otros. Esto resulta en un gasto inicial y de mantenimiento apreciable
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b. Emulsiones de crudo en agua Descripción Las emulsiones de crudo pesado en agua (O/W) permiten una reducción marcada en la viscosidad de ésta respecto a la del combustible, debido a que el agua con menor viscosidad constituye la fase continua. Un resultado contrario se obtiene en las emulsiones de agua en aceite, lo que se explica por la interferencia de las gotas de agua al desplazamiento del combustible, que resulta la fase continua. En segundo término, y en correspondencia con las características de las fases, las emulsiones de agua en aceite tienden a formar gotas esféricas, mientras que en las directas estas se tienden a deformar cuando se concentran y la emulsión se estructura en forma similar a los ―panales de abejas‖, incrementándose la zona de paralelismo de las interfaces y reduciéndose los huelgos entre ellas.
Figura 6. Características de las fases en emulsiones de crudo en agua 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 Volumen de agua Tamaño de las gotas y su polidispersidad Temperatura Tipos de surfactantes usados y su concentración La energía de mezclado 20
La estabilidad también se ve condicionada por los fenómenos de floculación y coagulación, la floculación puede aumentar en las emulsiones O/W debido a la deformación de las gotas de la fase dispersa, y el incremento en el paralelismo de las superficies interfaciales. Lo anterior hace que la viscosidad se incremente en la zona floculada, principalmente por el incremento de la resistencia a la ―evacuación‖ del agua (fase continua), atrapada entre las s uperficies interfaciales. Con la reducción de la concentración del agente emulsionante, el distanciamiento entre estas superficies puede reducirse. Los efectos anteriores se ven reflejados además, en la estabilización de las emulsiones durante su almacenamiento, las emulsiones O/W son más susceptibles a sufrir una separación del agua dispersante debido a la floculación. Viscosidad en las emulsiones La viscosidad es la propiedad física que está relacionada directamente con la resistencia interna al flujo de un fluido o, lo que es decir, la resistencia que ofrece un fluido al desplazamiento uniforme de su masa. La misma es producida por la fuerza de fricción interna entre las capas adyacentes del fluido en movimiento. Las fuerzas de fricción interna a su vez, son el resultado de la fuerza de cohesión y el intercambio de cantidad de movimiento entre las moléculas del fluido. Como la viscosidad cambia rápidamente con la temperatura, un valor de ésta no tiene significado a menos que la temperatura esté especificada. Figura 7. Microestructura de la emulsión directa de petróleo pesado
Fuente: Crude oil emulsion. Sunil L. Kokal, Saudi Aramco
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Mapa conceptual Modificadores de superficie
Surfactantes no iónicos Surfactantes aniónicos
Estabilizantes o Biopolímeros inhibidores de la coalescencia Activadores de asfaltenos
Emulsión de crudo pesado Métodos de y extra pesado emulsificación en agua
Aminas Agitación común Emulsificación por membranas Emulsificación por ondas ultrasónicas Desemulsificación térmica
Métodos para romper la emulsión
Electro desemulsificación Desemulsificación química Método de descongelación
congelación-
Desemulsificación por membranas
Las emulsiones de crudo en agua no se forman espontáneamente, es necesario imprimir energía al sistema, comúnmente en forma de agitación. 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 pesado, 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 las características del crudo a emulsificar (volumen, composición), así como a las características del agua o salmuera que se usará como dispersante en la fase continua (origen, salinidad y pH).
22
Surfactantes aniónicos: sulfonatos de aolcoholes etoxilados
Emulsificantes microbianos: biopolómeros hetero polisacáridos
Activadores de asfaltenos: Aminas
Surfactantes no iónicos: fenoles alquil etoxilados
Figura 8. Diseño de un paquete de aditivos
Aplicación La mayor aplicación comercial de este tipo de tecnología fue desarrollada por Bitúmenes Orinoco SA, filial de PDVSA en la década de los ochentas a partir del crudo extra pesado Cerro Negro extraído de la faja del Orinoco. El producto fue comercializado bajo el nombre de Orimulsión, y consiste en una emulsión de bitumen en agua que era usada para su alimentación directa a plantas termoeléctricas en países como: Canadá, EUA, China, Japón, Italia, Dinamarca, Lituania, Singapur, entre otros. Este producto competía directamente con el carbón y con otros combustibles hidrocarburos pesados, pero para el año de 2003, la filial se disolvió a causa del desarrollo de tecnologías de mejoramiento de crudos pesados y extra pesados, mismas que le dieron la oportunidad a PDVSA de aportar mayor valor agregado a sus crudos pesados a través de la producción de crudos sintéticos.
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Institución Crudo
Características
Aditivo
Iran University of Science and Tehnology West Paydar
Shikoku Research Institute Mukhaizna
19.8 °API 198 cP a 25 °C Contenido (peso) de asfaltenos = 6.58%
16.3 °API 6853 cP a 30 °C Contenido (peso) de asfaltenos = 4.7% Liponox (Poli oxietileno nonilfenol eter) Contenido de crudo
Triton X (polietilén glicol octifenol éter)
Contenido
de
crudo ≤60% peso
Variables de proceso
Disminución de viscosidad
Contenido (peso) de surfactante = 2% 6000 rpm por 20 min 25 - 50 °C
Aproximadamente 90%
≤77%
peso Contenido (peso) de surfactante 0.4% 4000 rpm por 3 min 25 - 42 °C entre 67 y 75%
Producción de publicaciones por año Examinando el comportamiento de las publicaciones relacionadas con el tema del transporte de hidrocarburos a través de la emulsificación en agua en el tiempo, es posible observar un auge de esta tecnología en los ochentas y noventas, mismo que se explica a través de la comercialización de la Orimulsion como insumo para la generación eléctrica. A partir de eso es posible identificar un segundo repunte que puede atender a nuevas innovaciones en los aditivos destinados a asegurar la estabilidad de la emulsión a lo largo de la tubería. En este sentido, algunas de las tecnologías en las que se han reportado avances en la última década incluyen aditivos como las aminas que actúan ionizando los grupos ácidos del crudo, haciendo que estos funcionen 24
como surfactantes hidrofílicos. Otro ejemplo que puede mencionarse es el de los emulsificantes microbianos, los cuales se depositan en la superficie de las gotas y evitan su coalescencia. A continuación se muestran publicaciones por año para la alternativa tecnológica de emulsión.
2 1 1
1
1
2
3
1 1
2 2
2 1 1 1
3 2
1 1
1 1
2 1
2 1
Artículo
2
2
2
1
Conferencia
Patente
25
Publicaciones por país En la siguiente gráfica se observan las publicaciones por país para la alternativa tecnológica de emulsión.
3 4 3 1 4
4
1 1
4
3
3 1
Artículo
3 1
1
1
Conferencia
1
1
1
1
1
1
Patente
26
Publicaciones por centro de desarrollo Instituciones con más de una publicación relacionada con emulsión de crudo en agua.
4 3 2
Etapa de desarrollo de la tecnología Los compuestos que permiten formar una emulsión estable en los crudos pesados y extra pesados para su desplazamiento a través de ductos es una tecnología en estudio, a continuación se presentan dos ejemplos reportados en la literatura en donde se logró desarrollar una emulsión estable que permitió reducir la viscosidad inicial del hidrocarburo a más de una tercera parte.
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Ventajas y desventajas Ventajas
Desventajas
La fase continua puede ser agua potable, agua de mar o incluso agua de formación
Importante viscosidad
reducción
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 pesado y extra pesados no es posible formar una emulsión O/W
de
Ahorro en el consumo energético
La puesta en marcha y reemulsificación después de un paro es muy sencilla
La ruptura de la emulsión antes de alimentar a la refinería es sencilla y eficiente
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
28
c. Incremento / conservación de temperatura Descripción Como la viscosidad de los crudos pesados y extrapesados decrece a medida que la temperatura aumenta, el calentamiento es un método atractivo para mejorar las propiedades de flujo del crudo pesado. El principio es el de conservar la temperatura elevada (373,15 K) a la que se produce el petróleo a boca de pozo mediante el aislamiento de las tuberías. Sin embargo, el calentamiento externo del petróleo pesado 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. El método de calentamiento funciona únicamente cuando el petróleo se recalienta en las estaciones de bombeo mediante calentadores; algunas opciones de aislamiento como el enterrar la tubería para conservar el calor han sido utilizadas. Las tuberías convencionales para el transporte de petróleo operan a baja presión de vapor, cerca de la presión ambiental, con el fin de maximizar su capacidad (7).
29
Mapa conceptual
30
Aplicación En crudos pesados como los de Venezuela, Canadá y Turquía (Bati Raman y Camurlu). Centros de desarrollo Nombre Universidad Universidad Matanzas Universidad Universidad Universidad Belgrade Universidad Calgary Universidad Universidad Waterloo Universidad Indies Universidad Zaragoza
Ubicación de Cadiz Cadiz, España de Cuba de Sevilla España de Alberta Canadá de de Canadá de Regina Canadá de Ontario, Canadá de West Barbádos Bridgetown de Zaragoza, España
31
Especialistas Nombre Abney, Laurence
Afilación Trabajos Contacto Halliburton -A new approach to flowline laurence@halli active heating burton.com
Hamidi, Ali University of Asghar Tehran, Iran Department of Chemical Engineering Babadagli, University of T. Alberta
Estefen, Segen F.
Yaghi, Basma M.
- Viscosity reduction of heavy and
[email protected] extra heavy crude oils by pulsed c.ir electric field
- Field-scale analysis of heavy-oil recovery by electrical heating - Effects of nano sized metals on viscosity reduction of heavy oil/bitumen during thermal applications - Heavy oil and bitumen recovery using radiofrequency electromagnetic irradiation and electrical heating: Theoretical analysis and field scale observations Federal - Thermal-hydraulic analysis of University of heavy oil transportation in heated Rio de sandwich pipelines Janeiro, - Wave energy for oil and gas Programa de offshore application Engenharia - Simulation of transient heat Nuclear transfer of sandwich pipes with active electrical heating Sultan - Heavy crude oil viscosity Qaboos reduction for pipeline University, transportation Department - Effect of temperature and solids of Petroleum on the rheology of water-in-oil and Chemical emulsions Engineering, Muscat Oman
tayfun@ualber ta.ca.
[email protected] pe.ufrj.br
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Publicaciones por país
6% 6% 5% Asia 11% Europe Medio Oriente North America South America 72%
Etapa de desarrollo de la tecnología Comercialmente disponible Ventajas y desventajas
Ventajas Transmiten el calor directamente al fluido en proceso Mejoran la viscosidad del aceite Facilitan el transporte a través de las tuberías Estimación in-situ
Desventajas Pérdidas de energía Baja eficiencia del equipo
Riesgos y problemas encontrados El agua contiene en solución diversos elementos muy reactivos en forma de iones positivos (calcio, magnesio, sodio entre otros) y negativos (cloruros, sulfatos, carbonatos, bicarbonatos entre otros). Estos elementos en presencia de altas temperaturas reaccionan entre sí formando precipitados que se adhieren a las paredes internas de las tuberías de los calentadores. 33
d. Disminución del punto de escurrimiento Descripción A continuación se describe la tecnología que se utiliza para resolver el problema de transporte de crudos pesados, por métodos químicos. En clima frío las dificultades de bombeo y/o transporte de combustible de petróleo o crudo a través de las líneas de flujo, válvulas y bombas aumentan debido a la formación de ceras provenientes de crudos. Con caídas de la temperatura el crudo tiende a precipitar y cristalizar éstas ceras, causando que el aceite pierda fluidez. Varios aditivos, conocidos como depresores del punto de escurrimiento, se han desarrollados para reducir puntos de escurrimiento en combustibles de petróleo crudos. (El punto de escurrimiento es definido por la ASTM D- 97 como ―la temperatura más baja a la cual el crudo seguirá fluyendo‖.) Por ese motivo los inhibidores de ceras se han desarrollado para retardar su formación y depositación. Algunos de los depresores del punto de escurrimiento e inhibidores de ceras que están disponibles solidifican a temperaturas que varían de -5°C a 60°C. Tales sistemas no son particularmente útiles en el intervalo de temperaturas bajo condiciones de invierno. Las alternativas por lo tanto buscan reducir los puntos de escurrimiento en hidrocarburos fluidos así como inhibidores o retardantes de depósitos de parafinas. [8] En la Tabla 1, se indican los depresores del punto de escurrimiento utilizados en la industria. Tabla 3. Depresores del Punto de Escurrimiento Químicos Copolímeros de acril esters con alil éter a Urea y derivados Homopolímeros de esters acrílicos Polímeros Graft
b
Fulerenos Sustituidos c a) En cantidades de varios cientos de ppm. b) Etileno-vinilacetato copolimero como comp onen te de l a re d pr inci pal y co mpon ent e graft: imidas ácid as dicarb oxilicas no satura das, amidas ácidas di carboxílicas, o sales de amonio de las ―half -amidas‖. e) Compuestos de Fullereno-anilina, fullereno-fenol.
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Mapa conceptual
Crudos Pesados
Bajas Temperaturas (Por abajo del punto de niebla)
Copolimeros de acril esteres con alil-esteres
Urea y derivados
Naftenos Parafinas
Depresores del Punto de Escurrimiento Aditivos Químicos
Homopolímeros de esteres acrílicos
Polímeros “Graft”
Aplicación Aplica para crudo pesado y extra-pesado (en la literatura se reportan crudos del mar del Norte, Nigeria y México). Lugares en donde se ha aplicado la tecnología: Se presenta un estudio que engloba la viscosidad, punto de escurrimiento y temperatura de apariencia cerosa de un crudo del mar del norte con 12 reductores de punto de escurrimiento comerciales. Estas son sustancias capaces de entrar dentro de los cristales cerosos y alterar el crecimiento y las características de superficie de los cristales, reduciendo la tendencia para formar grandes cristales así como su adherencia a las superficies metálicas tales como a las paredes de la tubería. Ellos observaron una gran reducción en la viscosidad del crudo (desde 1000 a 10 cP) para temperaturas entre 283 y 293oK para todos los aditivos mejoradores de flujo. El efecto en la viscosidad del crudo fue exitosamente modelado por asignación a una disminución en la temperatura de fusión de las moléculas de ceras en el intervalo de C21-C45 en la presencia de un aditivo mejorador de flujo. [9] 35
Algunos compuestos poliméricos que se aplican como depresores del punto de escurrimiento, el más ampliamente usado para crudos pesados parafínicos son los poli-α-olefinicos ramificados. [10], Alquil- ésteres de copolimeros carboxilicos αolefinicos ácidos no saturados (Van der Meij and Bloembergen, 1973). [11], Etilenvinil ester ácido graso en un crudo chino Daqing.[12], Amidas de ácidos grasos de cadenas largas y poli-n-alquil acilatos. [13], Meta-acrilato copolímeros [9, 14, 15] La aplicación de depresores del punto de escurrimiento también se describe en las referencias [16] y [17]. Centros de desarrollo Centro de Desarrollo País BASF Aktiengesellschaft. Evonik Rohmax Additives GMBH Alemania Institut fur Chemie der Kunststs Unststoffe Montan Uiversitat Leoben. Institute for Technological Research of Sao Paulo, Federal University of Sao Carlos. Laboratorio de Polımeros Sinteticos (LABPOL), Departamento de Quımica, Universidade Federal do Parana. Labratorio de Macromoleculas e Coloides na Industria de Brasil Petroleo/Instituto de Macromoleculas, Universidade Federal do Rio de Janeiro. Ocean Engineering Program. Petrobras Research Center. Sheng Li Engineering & Consulting Co., LTD, Process and Pipe Design Station, Dongying. Department of Geology, Peking University, Beijing. CIBA SC Holding AG. Ciba Specialty Chemicals Holding Inc. CH. Department of Polymer Science & Engineering, Zhejiang University.
China
College of Storage & Transportation and Architectural Engineering, China University of Petroleum, Qingdao. Ecopetrol S.A. Colombia Faculty of Chemical Engineering and Technology, University of Croatia Zagreb. Calsep, Gl. Lundtoftevej Lyngby. Dinamarca. 36
Centro de Desarrollo Department of Chemistry, Faculty of Science, Cairo University
País
Egyptian Petroleum Research Institute.
Egipto
Department of Petroleum Applications, Egyptian Petroleum Research Institute. Technology Center Repsol. Department of Chemical and Energy Technology, ESCET, España Universidad Rey Juan Carlos. Institut Francais du Petrole. Shell Int. Research. Chemical Engineering Department, Technology, Sahand New Town.
Francia. Holanda Sahand
University
of
Iran
Sumitomo Chemical Company Limited.
Japón
Biotechnology Department, Petroleum Research Centre.
Libia
Ingeniería Económica, Instituto Mexicano del Petróleo. Coordinación de Procesos de Transformación, Instituto Mexicano del Petróleo. México Coordinación de Ingeniería Molecular, Instituto Mexicano del Petróleo. Petróleos Mexicanos (PEMEX). Department of Industrial Chemistry. Riejom Chemical Industries Nigeria Limited. STATOIL.
Nigeria Noruega
Centre for Oscillatory Baffled Reactor Applications, Chemical Eng., School of Engineering and Physical Sciences. Department of Chemical Engineering and Centre for Process Systems Engineering. Reino Unido Department of Geographical Sciences, University of Plymouth. Infineum International Ltd. Oilflow Solutions Holdings LTD. 37
Centro de Desarrollo Shell. Londres Department of Electrical and Computer Engineering, The University of the West Indies.
País
Trinidad y Tobago
Department of Chemical Engineering, The University of the West Indies. Texaco Development Corporation. Texaco Inc. The Lubrizol Corporation. Antonelly Terry Stout & Kraus, LLP. Baker Hughes Incorporated. Chemical Engineering Department, University of Pittsburgh, Pittsburgh. Universidade Estadual De Campinas. Ciba Corporation. Department of Chemical and Petroleum Engineering, University of USA Wyoming. Esso Research and Engineering Company. Ethyl Corporation Exxon-Mobil Research and Engineering Company. Malcera LLC Rohm and Hass Company School of Geology and Geophysics, University of Oklahoma. Shell Oil Company. PDVSA — InteÍep. Research and Technological Support Center.
Venezuela
Department of Geochemistry, Branch of Vietnam Petroleum Institute. Vietnam
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Especialistas Autores Al-Sabagh, A.M. César Oliveira, Maria A.F. Chen, W.H. Laskar, Narayan Chandra Subrahmanyam, Bulusu Yang, Shilin Yin, Caoyong Zhao, Zongchang Aburto, Jorge Agarwal, K.M. Aiyejina, Ararimeh Alcazar-Vara, Luis Alberto Otros Total
Artículos publicados 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 115 135
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Publicaciones por país País Estados Unidos de América China India Alemania Egipto Francia Reino Unido Brasil Australia Hungría México Bélgica Colombia España Irán Italia Japón Polonia Trinidad y Tobago Turquía Total
Publicaciones 30 18 10 9 5 5 4 3 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 99
Etapa de desarrollo de la tecnología Esta tecnología se encuentra en uso actualmente y continúa en desarrollo, debido a que no existen inhibidores de formadores de ceras que sean eficientes en un 100%, esta tecnología se emplea en combinación con calentamiento térmico y ―pigging‖. Existe en el mercado este tipo de depresores de punto de escurrimiento.
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Ventajas y desventajas Una desventaja de esta tecnología es que la eficacia de inhibidores disponibles comercialmente tiende a ser limitada y tiene que ser evaluada caso por caso. También se ha encontrado que cuando se prueban algunos inhibidores de ceras estos reducen el total de la cantidad depositada, pero tienen un éxito limitado al suprimir la deposición de parafinas con peso molecular grande (C35 y mayores). Esto produjo depósitos mayores de ceras que en ausencia de inhibidores. También encontraron que los inhibidores más capaces de disminuir la temperatura del punto de niebla resultaron productos que disminuyen la deposición total de ceras y que la adición del inhibidor de corrosión, imidazolina oleica (IO), incrementa considerablemente la eficacia de inhibición de depositación. También se ha estudiado la eficacia de inhibidores comerciales de ceras, particularmente de crudos Nigerianos y se encontró que con el uso de tricloroetileno-xileno, un sistema binario como aditivo fue más efectivo y económicamente factible que el uso de inhibidores comerciales. Una ventaja que los investigadores han observado la necesidad de usar inhibidores para crudos en particular para maximizar la eficiencia. También se ha encontrado que los aditivos trabajan mejor cuando se combinan con la distribución de parafinas en el crudo tratado. Similarmente los investigadores también han observado una fuerte interrelación entre la eficiencia de un inhibidor de una parafina específica y la composición del crudo, lo cual podría requerir considerar caso-por-caso para seleccionar los inhibidores para usar en este campo. Adicionalmente hay una consideración de las condiciones ambientales bajo las cuales el inhibidor de ceras será usado, debido a que para operaciones a temperaturas bajas, la formulación del inhibidor deberá ser acondicionado para permitir un adecuado funcionamiento bajo esas condiciones. Otra desventaja es que permanece la situación de que los inhibidores actuales no proporcionan el 100% de inhibición, y por lo tanto son usados en conjunto con métodos de remediación tales como ―pigging‖. Una ventaja de esta tecnología junto con otras como aislamiento térmico y ―pigging‖
resuelve el problema de gelación de crudos cerosos y la depositación de ceras en las paredes interiores de las tuberías de crudos pesados y extrapesados del suboceano que presentan un problema muy costoso en la producción y transportación del crudo a gran escala en regiones muy frías, ampliamente reportado y estudiado por investigadores en décadas pasadas. La remoción de la cera depositada se requiere ya que causa la reducción en la velocidad del flujo y 41
puede ocasionar la taponación de la misma. Además los métodos de inhibir la formación de ceras en las paredes de las tuberías y la remoción de ceras acumuladas se han estudiado para encontrar la manera de obtener el mayor costobeneficio al mantener las tuberías libres de depositación de ceras.
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Hallazgos relevantes Para definir la estrategia de producción de los campos Ku-Maloob-Zaap, así como incorporar la producción de los campos Ayatsil-Tekel, productores de petróleo extrapesado, en la Región Marina Noreste se está elaborando mapas de ruta tecnológicos que requieren de información proveniente de estudios de inteligencia tecnológica, por lo que este trabajo puede ayudar a documentar las tecnologías que satisfacen las necesidades tecnológicas analizadas en los mapas de ruta tecnológico. Se infiere un crecimiento en la tendencia de producción de patentes y artículos sobre reductores de viscosidad hacia el final del período de estudio, lo que puede significar que la tecnología de aseguramiento de flujo a través de esta alternativa se esta acercando a una etapa de madurez. Sin embargo, se sugiere seguir investigando sobre innovaciones incrementales enfocadas al desarrollo de nuevos aditivos.
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Referencias bibliográficas (1) Situación actual y futura de la tecnología en la industria de hidrocarburos, Academia Mexicana de Ingeniería. Seminario ―Aportaciones al debate sobre la reforma energética: los hidrocarburos, Dr. Héber Cinco Ley, 17 de abril del 2008. (2) Worldwide sheap and heavy oil production and long term energy model, Elsevier, mayo 2011. (3) Aseguramiento del flujo en sistemas de aceite pesado en MÉXICO, Octavio Reyes Venegas, M.I. José Ángel Gómez Cabrera, Néstor Martínez Romero, Facultad de Ingeniería, UNAM, febrero, 2005. (4) Anuario estadístico PEMEX, 2010
(5) Oil & Gas Journal. International Petroleum News and Technology. 2001-01-01, Flow assurance challenges production from deeper wáter. (6) Cesar Gabriel Hernández Pérez, ―Tesis: Evaluación Técnica -Económica de un sistema de dilución de crudo pesado para transporte‖, Universidad de Oriente de Venezuela – Escuela de Petróleo. (7) Saniere1, I. Hénaut1 and J.F. Argillier1, ― Pipeline Transportation of Heavy Oils, a Strategic, Economic and Technological Challenge‖ Oil & Gas Scienc e and Technology – Rev. IFP, Vol. 59 (2004), No. 5, pp. 455-466 (8) Patente No. US 2007/0051033 A1. Marzo 8, 2007. Pour point reduction and paraffin deposition reduction by use of imidazolines. Inventores: Richard L. Martin, (US), Harold L. Becker (US), Dora Galvan (US), Compañía: BJ Services Company. (9) Pedersen, K.S., Ronningsen, H.O., 2003. Influence of wax inhibitors on wax appearance temperature, pour point, and viscosity of waxy crude oils. Energy Fuels 17, 321 –328. (10) Morduchowitz, A., Bialy, J.J., 1977. Low Pour Waxy Residual Fuel Oils. US Patent 4022590. Texaco Inc. (New York, NY) USA. (11) Van der Meij, P.H., Bloembergen, R.H., 1973. Polyalkylmethacrylates as Pour Point. Depressants for Lubricating Oils. US Patent 3726653. (12) Qian, J.W., Qi, G.R., Han, D.L., Yang, S.L., 1994. Influence of incipient chain dimension of EVA flow improver on the rheological behaviour of crude oil. Fuel 75, 44
