Trasporte de Crudo Pesado Por Oleoducto

Tr TRANSPORTE

Transporte de crudo pesado a través de oleoducto Evaluación de diferentes tecnologías Se presenta un estudio sobre el transporte de crudo pesado por oleoducto. Las tecnologías de transporte consideradas técnicamente posibles son: transporte por dilución en circuito cerrado con un fluido de menor densidad API y transporte utilizando calentamiento en las estaciones de bombeo de los oleoductos. También se analiza la posibilidad de realizar un mejoramiento del crudo pesado dentro del yacimiento, resultando ser la tecnología más viable la de viscorreducción. El estudio incluye una estimación económica de las diferentes tecnologías. J.C. Domínguez Tecna, S.A. (Argentina)

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Como parte del desarrollo de la producción de crudos pesados en el yacimiento, ubicado en zona selvática, 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. El punto de destino del crudo se encuentra a 800 km del yacimiento, debiendo atravesar grandes montañas mediante un oleoducto existente. El yacimiento se caracteriza por tener reservas de crudo pesado con densidades que varían entre 10 y 16°API. 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 API 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. Se han analizado técnicamente cada una de estas tecnologías de mejoramiento y técnicas de transporte aplicables al caso, realizándose la valoración económica de su inversión para establecer sus viabilidades de Nº 465

Transporte de crudo pesado a través de oleoducto

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

aplicación en el yacimiento en cuestión. Actualmente, la producción de crudos pesados se desarrolla mediante la técnica de dilución (mezcla) en circuito abierto.

b) Coquización retardada (delayed coking). c) Desasfaltado por disolventes (solvent deasphalting). El estudio se centró en las zonas de desarrollo de crudo pesado del yacimiento mediante la siguiente metodología: a) Definición de las zonas de producción. b) Las tecnologías de mejoramiento de crudo se esquematizan con diagramas de bloques generales con sus principales procesos. c) Una vez seleccionadas las tecnologías de transporte técnicamente aplicables al yacimiento, se analizaron las inversiones y costes operacionales para cada una. - Características de los crudos considerados: Los crudos considerados presen-

tan un alto porcentaje de asfaltenos (20%), azufre (2% peso), C5 insolubles (30%) y carbón Conradson (14% peso). Las viscosidades utilizadas se muestran en la Figura 1. - Transporte del crudo pesado: El crudo producido en el yacimiento debe transportarse hacia el punto de destino. Para ello deberá utilizarse un oleoducto existente de 800 km de longitud que atraviesa grandes cadenas montañosas.

2. 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 resis-

1. El estudio

Para el estudio se han considerado tres diferentes caudales de producción:

Figura 1 Viscosidad vs temperatura

3/s)

25 MBPD (0,05m 50 MBPD (0,09m3/s) 75 MBPD (0,14m3/s) Y tres crudos diferentes con las siguientes densidades: 10 °API (1000 kg/m3) 13 °API (979 kg/m3) 16 °API (959 kg/m3) Inicialmente se estudiaron las técnicas de transporte posibles, definiendo su viabilidad técnica y económica, para posteriormente considerar la ubicación y los procesos de la planta de mejoramiento. Las técnicas de transporte analizadas fueron las siguientes: a) Dilución en ciclo cerrado. b) Emulsión de aceite en agua, relación O/W de 60/40. c) Flujo anular. d) Calentamiento.

Figura 2 Transporte por dilución y recuperación de diluyente

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). Diciembre 2008

Ingeniería Química 55

TRANSPORTE

Tabla 1

Caudales de diluyente Caudal de crudo producido Fluido

Caudal diluyente

MBPD

°API MBDD

10

13

13

8

25

10

27

50

13

16

10

40

13

24

75

tencia 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. A. Dilución en ciclo cerrado 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. Tradicionalmente se utilizan crudos ligeros de alto valor comercial para esta función. En este punto se detalla la 56 Ingeniería Química

técnica de transporte por dilución, pero con la particularidad de recuperar el diluyente (Fig. 2). La ventaja de este método de dilución a ciclo cerrado es que el diluyente es utilizado para el transporte y luego se recupera para nuevamente ser enviado al yacimiento productor de crudos pesados. Dependiendo del diseño del proceso, las calidades del diluyente pueden variar desde un diesel pesado hasta naftas ligeras. Una de las ventajas de la utilización de diluyentes más ligeros es la reducción de los volúmenes en el circuito de transporte. El proceso de recuperación de diluyente se realiza en una torre atmosférica. Esta técnica de transporte por dilución con recuperación se utiliza actualmente en distintos países. Aplicaciones en el yacimiento Esta tecnología de transporte por dilución es técnicamente factible de aplicar al yacimiento. Debe destacarse también el alto coste de inversión inicial comparada con otras alternativas, debido a la necesidad de una tubería de retorno de diluyente teniendo en cuenta la gran distancia que hay entre yacimiento y punto de destino (800 km). Para el análisis de transporte se consideró como diluyente un fluido de 35°API, postulándose llevar el crudo mezcla a 18°API, resultando los caudales de diluyente, para las capacidades de producción planteadas de 25, 50 y 75 MBPD (0,05; 0,09 y 0,14m3/s) de crudos de 10,5°API y 12,6 °API, mostrados en la Tabla 1. Los equipos principales de la planta de recuperación de diluyente son: - Desalador. - Horno. - Torre de destilación. - Acumulador de reflujo. - Fraccionador (stripper) - Sistema de generación de vapor. - Tanques de diluyente. - Bombas. B. Dispersión de crudo en agua Las emulsiones son sistemas dispersos o suspensiones líquido-líquido, constituidas por dos líquidos inmiscibles. La fase en suspensión (interna), denominada fase dispersa, se encuentra en forma de pequeñas gotas contenidas en una fase externa, denominada fase continua.

Los tipos más comunes de emulsiones son aquellas en las que un aceite se dispersa en agua, en cuyo caso el sistema se conoce como emulsiones oleoacuosas (O/W), o cuando el agua se dispersa en el aceite para formar emulsiones hidrooleosas (W/O). La emulsificación normalmente requiere la presencia de un tercer componente con actividad interfacial que es adsorbido en la interfase de las gotas en la fase dispersa, denominado agente superficial o tensioactivo, que facilita la formación de la emulsión y prolonga el tiempo de vida de ésta, manteniendo su estabilidad. Este método de transporte se basa en la generación de una dispersión de crudo en agua dulce en proporciones de 60% de partículas de crudo suspendidas en la fase acuosa (fase continua) estabilizada con tensioactivo. La dispersión se diseña para que su estabilidad sea temporal con el objeto de facilitar su rompimiento al final del trayecto, por lo cual esta tecnología se considera exclusivamente para transporte. Las emulsiones son por naturaleza inestables, debido a que la actividad intermolecular es promovida por un agente externo (tensioactivo). Una vez que el estabilizador pierde su actividad, las fases migran a su condición original, o, en el peor de los casos, se produce la inversión de las fases (W/O). En tal sentido, se deben considerar cuáles son los riesgos y cuáles son los factores que promueven la inestabilidad. A continuación se listan los principales factores que afectan la estabilidad de una emulsión: - Debidas al tensioactivo: pérdida de la calidad o fuera de los parámetros de especificación. - Temperatura: el tensioactivo reduce su actividad por alta y por baja temperatura. - Pérdida de la concentración: esto se debe a la actividad de bacterias que se alimentan de estos compuestos. - Separación en condiciones estáticas: debido al propósito de estas emulsiones, la baja estabilidad es una de sus características. Específicamente se observan en tanques o en tuberías en reposo, y el riesgo es la separación parcial de las fases a través de la decantación, segregación o desnatado. - Condiciones dinámicas: inversión de las fases. El paso de emulsioNº 465


nes a través de bombas dinámicas, válvulas de control, aguja, globo, válvulas de alivio, etc, ocasionan energía de mezclado a tal punto que se pueden formar gotas de agua recubiertas de crudo, denominada inversión catastrófica. - Pruebas piloto: básicamente, las pruebas piloto darían a conocer parámetros importantes para el proceso de formación, como lo es la dosificación óptima, tamaño de gota y estabilidad. Para realizar estas pruebas se debe contar con un circuito experimental con mezcladores estáticos, donde se permita variar controladamente la concentración de agua y tensioactivo (por ejemplo: alcohol etoxilado) en la zona de formación. Debido a los factores mencionados y a las características del oleoducto de exportación con zonas montañosas de “slack flow” y varias estaciones de rebombeo, la posibilidad de inestabilidad de la emulsión es alta, por lo que se descartó esta tecnología para los análisis posteriores. C. Flujo anular El flujo anular es una de las técnicas más novedosas para el transporte de crudos pesados y extrapesados. Esta técnica se basa en la modificación del patrón de flujo para alcanzar la migración del agua hacia las paredes de la tubería y, en consecuencia, el crudo viaja en el centro del anillo formado por ella. La estabilidad es netamente hidrodinámica. El porcentaje de agua requerida para la formación del anillo es dependiente principalmente de la cantidad de crudo a transportar, variando desde un 5 a un 20%. La bondad de este método es eliminar las pérdidas de presión por fricción del crudo con la tubería, y conceptualmente es debido a que el crudo se encuentra separado de la tubería por una película de agua. Sin embargo, requiere condiciones específicas para mantener su estabilidad hidrodinámica, como la inyección de flujos continuos y estables. Una de las consideraciones básicas que se debe tener en cuenta en el momento de diseñar un sistema de transporte por flujo anular es la adición de química oleofóbica para el tratamiento de la tubería. No existe en el mundo la aplicación del flujo anular de manera rutinaria o continua. Su relevancia se basa en la aplicación a casos especiales de transporte, por lo cual Diciembre 2008

no se considerará viable su utilización en yacimiento. Recientemente, la tecnología fue aplicada para el transporte y recuperación del crudo Prestige en las costas de La Coruña. D. Calentamiento La aplicación convencional por tradición (junto con la dilución en ciclo abierto) para el manejo de crudos pesados corresponde a la adición de calor para incrementar la temperatura de los fluidos con la finalidad de reducir temporalmente su viscosidad. Esta técnica requiere a menudo de sucesivas etapas de calentamiento a medida que el calor se transfiere hacia el ambiente. La viabilidad de su aplicación está directamente relacionada con los costes operativos y a la disponibilidad de energía térmica. A medida que se requiera de etapas de calentamiento, para reducir el coste de bombeo, el coste por calentamiento se verá incrementado. Así pues, la aplicación de esta técnica la define generalmente el análisis económico. Uno de los ejercicios de mitigación de pérdidas de energía térmica que se realiza por “default” es el uso de diferentes tipos de aislantes de tuberías hasta alcanzar el punto de quiebre entre lo técnico y/o lo económico.

3. Resumen de las tecnologías de transporte aplicables

Cada una de las técnicas o tecnologías de transporte de crudos pesados deben estar enmarcadas en la visión de la disposición final del crudo pesado, ya sea por las oportunidades de mercado de estos tipos de crudos en su condición natural o las oportunidades de negocio que generan los mejoradores (upgraders). De las técnicas de transporte estudiadas para el transporte de crudos pesados del yacimiento, las técnicamente aplicables se reducen a: 1.- Transporte por dilución en ciclo cerrado: La dilución en ciclo cerrado cubriendo todo el circuito desde las zonas de producción hasta el sitio de entrega en punto de destino (costa) 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.

La aplicación convencional por tradición para el manejo de crudos pesados corresponde a la adición de calor

2.- Calentamiento/aislamiento: De los tres fluidos a estudiar (10, 13 y 16°API), esta técnica sólo sería aplicable para un crudo de 13 °API (combinado con dilución en circuito cerrado) y de 16 °API en toda su extensión, ya que, en los otros casos, el enfriamiento que se produce en la tubería lleva a valores de viscosidad incompatibles con el transporte. El aislamiento de tubería es prácticamente posible solamente en los tramos aéreos. 3.- Mejora en yacimiento: A través de una posible mejora del crudo en el yacimiento, llevándolo a un crudo de viscosidad del orden del crudo 18°API que hoy se produce, sería posible transportarlo hasta el punto de destino sin grandes inversiones en el sistema de transporte. El condicionante técnico de este método es la estabilidad del producto a transportar y la disposición final de los residuos que resultan de la mejora en el yacimiento. Dentro de cada tecnología se consideraron: • Estaciones de bombeo intermedias, cuando corresponda. • Utilización de oleoductos existentes. • Aislamiento de oleoductos existentes. • Loops, cuando corresponda. A continuación se hizo una evaluación económica de cada caso y se compararon las distintas alternativas. Para los estudios realizados, se tuvieron en cuenta las siguientes premisas: - La presión en cualquier punto del sistema no debe superar la presión de diseño del mismo en régimen estacionario. Ingeniería Química 57

TRANSPORTE

Tabla 2

Tecnologías evaluadas según fluidos Fluido °API

10

Tecnología Diluyente circuito cerrado

Producto de viscorreducción

Diluyente circuito cerrado

13

lizar, se realizaron las simulaciones correspondientes para los tres fluidos considerados, los tres caudales y las tres tecnologías mencionadas. Para cada alternativa simulada se realizó una estimación económica preliminar en cuanto a inversión necesaria (CAPEX), costes operativos (OPEX) en 20 años y cálculo del valor actual neto (VAN). En Tabla 2 se resumen las tecnologías evaluadas para cada fluido.

Calentamiento


16 Calentamiento


- Se deben aprovechar las instalaciones de bombeo intermedias existentes. - Se deben aprovechar las instalaciones de almacenamiento existentes (en caso necesario, deberá evaluarse el tipo de almacenaje, si debe ser calefactado).

4. Modelo hidráulico

A partir de la información disponible (características de los fluidos, temperatura y características del suelo, datos de dimensiones y rugosidad de las tuberías, etc.), se confecciona el modelo hidráulico de las distintas opciones para utilizarse en el software Stoner SPS 9.4. En el mismo, se utilizan nodos y elementos para la simulación. Se define como nodos aquellos puntos del sistema en donde hay: - Aporte de caudal al sistema. - Consumo de caudal del sistema. - Conexión entre elementos. - Cambio de diámetro en tuberías. - Modificación de condiciones operativas (por ejemplo, temperatura o presión). Los tipos básicos de elementos para unir por nodos utilizados en este trabajo fueron: tramos de tuberías y válvulas. Se utiliza el modo “transthermal” para poder contemplar la variación de temperatura del fluido debido al intercambio de calor con el suelo. El método colebrook es el utilizado para evaluar la pérdida de carga en la tubería. El modelo se validó con datos operativos históricos de los oleoductos. Para cada uno de los tramos a ana58 Ingeniería Química

5. Bases para la valoración económica del transporte

Se evaluaron desde el punto de vista económico y financiero las distintas alternativas de transporte con una aproximación del ± 50%. Se diferencia entre coste de inversión (CAPEX) y los costes de operación y mantenimiento (OPEX) que deben efectuarse anualmente. Para la evaluación financiera, se toma un horizonte de análisis de 20 años y una tasa de descuento de 12% anual. Se considera la inversión en estaciones de bombeo sólo en el caso que sea requerido por el fluido propio del yacimiento. Los costes operativos y los de generación eléctrica asociados al transporte se consideran absorbidos por la tarifa que cobra el transportista, mientras que los costes de com-

bustible para calentamiento, cuando corresponda, se computan al cliente. En las estaciones de bombeo del oleoducto no se computa el coste de operación y mantenimiento (salvo calentamiento en caso que se requiera), ya que está incluido en la tarifa. Para cada una de las alternativas analizadas, se ha estimado la inversión necesaria en los siguientes epígrafes: - Estaciones de bombeo (EB). - Equipos. - Tuberías. - Instrumentación. - Materiales para electricidad. - Movimiento de suelo y obra civil. - Aislamiento. - Equipos de generación eléctrica. - Unidades de medición fiscal (LACT). - Estudios de impacto ambiental (EIA). - Tendido de fibra óptica. En la Tabla 3 se resumen los principales costes unitarios adoptados para el transporte.

6. Tecnologías de mejoramiento

Una de las posibilidades del negocio de crudos pesados es la migración a procesos de mejoramiento (upgra-

Tabla 3

Costes unitarios para el transporte Descripción

Coste unitario

Potencia instalada

1.000 U$S/kW

Coste unitario oleoducto con revestimiento

45 U$S/m inch

Coste de energía (fuera del yacimiento)

0,067 U$S/kWh

Coste de energía eléctrica (dentro del yacimiento)

0,054 U$S/kWh

6’’

61.4 U$S/m

8’’

75,2 U$S/m

10’’

91 U$S/m

Coste aislamiento tuberías

12’’

101,5 U$S/m

14’’

110 U$S/m

16’’

120,3 U$S/m

20’’

150 U$S/m

Costes de operación estación de bombeo

1.200.000 U$S/año

Tasa de descuento

12% anual

Período de análisis

20 años

Diésel (diluyente)

0,72 U$S/l

Make up (diluyente)

0,5 %

Consumo generador a crudo

1,557 Bbl/MW h

Nº 465


ding) 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.

Figura 3 Esquema de proceso de viscorreducción

6.1. 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. Los fuelóleos pesados son mezclas complejas de compuestos que presentan un peso

molecular alto cuyo rango de temperaturas de ebullición se encuentra entre 350-650ºC. Los componentes de la mezcla son principalmente hidrocarburos aromáticos y nafténicos, con un número de carbonos entre C20-C50, junto con asfaltenos y cantidades más pequeñas de com-

puestos heterocíclicos que contienen azufre, nitrógeno y oxígeno. A continuación se describen las tecnologías mas comúnmente aplicada al mejoramiento de crudo: A. Viscorreducción Esta tecnología de mejoramiento marque 24

TRANSPORTE

Figura 4 Esquema del proceso de coquización retardada

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 y por cola un residuo pesado (Fig. 3). 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. Dependiendo del grado de conversión, el crudo sintético producido (SCO) puede ser inestable durante el almacenamiento y envío por ser una mezcla de materia craqueada y materia no craqueada. Normalmente, la alimentación a los procesos de viscorreducción son los residuos provenientes de las torres atmosféricas o de vacío. Estos residuos típicamente alcanzan una conversión a gas, gasolina y gasóleo del orden de 10 a 50 por ciento, dependiendo de la severidad del craqueo y de las características de la alimentación. La conversión de residuos en destilados y en productos ligeros se usa comúnmente como una medida del grado de severidad en la operación del proceso. Es importante conocer que la conversión se ve limitada por las características de la alimentación 60 Ingeniería Química

en cuanto al contenido de asfaltenos, sodio, y el contenido de carbón Conradson. Esto significa que, para un elevado contenido de asfaltenos, resultará un bajo porcentaje de conversión. De igual manera, para altos contenidos de sodio y también elevados niveles de carbón Conradson, se puede incrementar la velocidad de coquización en los tubos del horno. El proceso es sensible a las variaciones de la calidad de alimentación, lo cual se ve reflejado en los niveles de conversión obtenidos bajo especificación. Adicionalmente, otra consideración importante que se debe tener presente al momento de evaluar un proceso de viscorreducción es el porcentaje de azufre presente en el residuo viscorreducido. Típicamente, el contenido de sulfuro del residuo viscorreducido es un 0,5% en peso mayor que el contenido en la alimentación. De tal manera que esto puede ser una dificultad para encontrar las especificaciones comerciales de los productos residuales (fuelóleo) en refinerías, pudiendo requerir, en consecuencia, de mezclas con otros productos con bajo contenido de azufre. Finalmente, otro punto de atención es el contenido de asfaltenos presente en la alimentación del proceso, debido a que un incremento en la severidad de conversión causará craqueo de los destilados pesados en componentes ligeros. Estos destilados pesados solubilizan los com-

ponentes asfaltenos, y en la ausencia de estos destilados, los componentes asfaltenos tenderán a separarse o a precipitarse y depositarse en los tubos de los hornos. Son puntos de atención para el diseño del mejorador viscorreductor: • Composición de los crudos pesados del yacimiento: de acuerdo con las composiciones disponibles, los crudos del yacimiento contienen alto contenido de asfaltenos (peso 20%), carbón Conradson (peso 14%) y de C5 insolubles (peso 30%). En consecuencia, la combinación de estos tres componentes críticos limitarían el grado de conversión de este proceso a menos del 25% en volumen. Deberán realizarse ensayos de planta piloto para determinar el rendimiento de estas mezclas en el proceso viscorreductor. • Contenido de azufre: El crudo mezcla del yacimiento alcanza una concentración del 2% de azufre. Debido a que en los procesos de refinación la concentración de sulfuros se hace presente en los productos de cola; el producto craqueado de cola se estima que aumente su concentración a más del 2,5%. • Productos de cabeza del viscorreductor: Los vapores de cabeza son parcialmente condensados y enviados al acumulador. El gas bajo control de presión fluye hacia las plantas de gas. Para ello debe cuantificarse y evaluarse la cantidad de sulfuro de hidrógeno que pueda Nº 465


contener. Dependiendo de las cantidades de gas ácido, se debe evaluar la viabilidad de contar con una planta recuperadora de azufre o la inyección del gas. Tomando como valor de referencia un 0,2% en peso de H2S, para una producción de 50 MBPD (7.950 m3/d, 0,09 m3/s) de 13°API, equivalente a 7.800 ton/día (90,3kg/s) de crudo, un 0,2% en peso de H2S representaría alrededor de 15 ton/día (0,17kg/s) de H2S. Sin embargo, para tener valores más fiables se deberían realizar ensayos de planta piloto. Por el fondo del acumulador se retira agua agria (sour water), considerando que la alimentación al proceso se encuentra completamente sin agua, la generación de agua por cabeza es derivada de la condensación del vapor inyectado por el fondo. B. 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 (Fig. 4). Inicialmente, el pesado es alimentado a un

horno, que calienta el residuo a altas temperaturas de 900-950°F (482510ºC) 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. Los vapores de los tambores son enviados a un fraccionador donde se separan el gas, nafta y los gasóleos. El hidrocarburo más pesado producido en el fraccionador se recicla hacia el horno. Después de que el coque alcanza un nivel predeterminado en un tambor, el flujo se desvia a otro tambor para mantener la operación continua. El proceso de conversión a través de coquización retardada tiene algunas consideraciones dependientes de las características de la alimentación, como, por ejemplo: • Residuos de carbono: El objetivo de una coquización retardada es maximizar la producción de líquidos limpios y minimizar la producción de coque. Sin embargo, la producción de coque está relacionada con

Figura 5 Proceso de desasfaltado por disolventes. Foster Wheeler

el contenido de carbón Conradson residual, CCR, de tal manera que a mayor CCR en la alimentación mayor dificultad en alcanzar el objetivo. • Concentración de azufre: El azufre representa una impureza en la alimentación y tiende a concentrarse en el coque y en los líquidos pesados producidos. • Concentración de metales: Los metales como el níquel y el vanadio son impurezas indeseadas en la alimentación del coquizador. Estos metales se concentran casi en su totalidad en el coque. Para combatir estas impurezas y lograr obtener un coque de calidad premium de alta pureza, se implementan muchas veces procesos de hidrotratamiento (con catalizador) aguas arriba de las unidades de coquización retardada. El hidrotratamiento se utiliza en las refinerías para producir fuelóleo de bajo contenido de azufre y como preparación previa para otras operaciones tal como viscorreducción o coquización retardada. Aplicaciones en el yacimiento La decisión de aplicación de un sistema de mejoramiento de crudos y residuos viene unida directamente a los análisis de rentabilidad económica y de la visualización de mercado para sus productos, en especial los residuos de coque. Tomando en consideración las características de los crudos, se puede realizar una aproximación de los componentes a producir a través de las siguientes ecuaciones: Producción de coque: Coque (% peso) = 1,6 x CCR = = 1,6x 15,36 = 24,58 % peso Realizando una estimación bajo la consideración de una planta de 50 MBPD (0,09 m3/s) de capacidad de alimentación de 10 °API, se obtendrían alrededor de: Coque = (50 MBbl/d) x (0,159 m3/Bbl) x x (1.000 kg/ m3) x (0,2458) = = 1,95x106 kg/día (22,6 kg/s)

Diciembre 2008


TRANSPORTE

Tabla 4

Coste estimado del transporte (ordenado por tecnología) Costes de transporte Producción (Mbod)

Tecnología Diluyente

25

50

75

Capex Opex VAN Fluidos (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S) 10

442

49

809

13

431

44

758

10

701

96

1.420

13

645

84

1.276

10

863

140

1.912

13

824

124

1.753

Calentamiento

13

357

32

598

25

16

119

28

331

13

534

63

1.003

50

16

158

57

582

13

648

93

1.340

16

292

85

928

Todos

80

28

287

75

Upgrading en

25

el yacimiento

50

Todos

122

55

536

75

Todos

246

83

865

Tabla 5

Coste estimado del transporte (ordenado por caudal de producción) Costes de transporte Producción (Mbod)

25

Tecnología 1- Diluyente

2- Calentamiento

Fluidos

Capex Opex VAN (MM U$S) (MM U$S/año) (MM U$S)

10

442

49

809

13

431

44

758

13

357

32

598

16

119

28

331

3- Upgrading

Todos

80

28

287

1- Diluyente

10

701

96

1.420

50

13

645

84

1.276

13

534

63

1.003

2- Calentamiento

16

158

57

582

3- Upgrading

Todos

122

55

536

1- Diluyente

10

863

140

1.912

75

13

824

124

1.753

13

648

93

1.340

16

292

85

928

Todos

246

83

865

2- Calentamiento

3- Upgrading


Este valor estimado de casi dos mil toneladas de coque por día hace inviable el manejo en el sitio del yacimiento. Por tal razón, se debe pensar en una planta de mejoramiento ubicada en el punto de destino. Por otro lado, estas casi dos mil toneladas de coque por día tendrían una concentración aproximada de azufre del 3,2 %, que representará una dificultad de mercado. Dependiendo fundamentalmente del tipo y de la especificación de los niveles de impurezas presentes en el producto final, el coque de petróleo puede utilizarse básicamente para tres aplicaciones: como combustible, para electrodos y metalúrgicas. Una cuarta aplicación, y relativamente nueva, es en gasificación. C. Desasfaltado por disolventes El proceso de desasfaltado se fundamenta básicamente en la separación (no-conversión) 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 (Fig. 5). 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. Los servicios básicos requeridos para el proceso son principalmente vapor de agua (stripper), energía eléctrica y combustible (hornos), y se generan tres productos principales: obviamente crudo desasfaltado para la venta, asfalto y el agua agria (sulfurada). Los disolventes generalmente utilizados son propano o una mezcla de propano/butano. El residuo del proceso (asfalto) contiene la mayor parte de los contaminantes presentes en la alimentación, siendo un producto muy viscoso y de escaso valor comercial. Es por este motivo que las refinerías deben buscar normalmente alguna forma de disponer el residuo final, ya que las posibilidades de venta son muy limitadas. Nº 465


Tabla 6

Coste estimado del transporte (ordenado por densidad API) Costes de transporte °API

Tecnología

Producción (Mbod)

Capex (MM U$S)

10

1 - Diluyente

25

442

50

75

13

Opex (MM U$S/año)

VAN (MM U$S)

VAN/barril (MM U$S/MBD)

49

809

32

701

96

1.420

28

863

140

1.912

25

25

431

44

758

30

50

645

84

1.276

26

75

824

124

1.753

23

1 - Diluyente

25

357

32

598

24

2 - Calentamiento

50

534

63

1.003

20

75

648

93

1.340

18

16

25

119

28

331

13

1 - Calentamiento

50

158

57

582

12

75

292

85

928

12

25

80

28

287

11

50

122

55

536

11

75

246

83

865

12

Todos

1 - Upgrading

Dependiendo de las cantidades de asfalto retirado por este proceso, su manejo se complica; por lo cual existirá la posibilidad de combinar este residuo con una planta de coquización retardada, para de esta manera incrementar los rendimientos de barril en el proceso de mejoramiento. Para el caso del manejo del agua agria, dependiendo de las concentraciones y de los volúmenes de la planta, se deberá realizar un tratamiento para su disposición final, o en su defecto se podrá diluir con la corriente principal de agua hacia inyección.

6.2. Coquización retardada

El craqueo catalítico rompe las moléculas complejas de hidrocarburos en moléculas más sencillas para aumentar la calidad y la cantidad de productos más ligeros, más deseables, y disminuir la cantidad de residuos. Este proceso vuelve a arreglar la estructura molecular de los hidrocarburos para convertir la alimentación de pesado en fracciones más ligeras, tal Diciembre 2008

como queroseno, gasolina, GLP, aceite para calentamiento y productos de alimentación a la petroquímica. El craqueo catalítico es semejante al craqueo térmico excepto que en éste los catalizadores facilitan la conversión de las moléculas más pesadas en productos más ligeros. El uso de un catalizador en la reacción de craqueo aumenta el rendimiento de productos de calidad mejorada bajo muchas condiciones operacionales menos severas que en el craqueo térmico. Las temperaturas típicas son de 850°-950°F (454 - 510ºC) a mucho más bajas presiones (10-20 psi/69–138 kPa). Los catalizadores usados en unidades de craqueo de refinería son materias típicamente sólidas (zeolita, hidrosilicato de aluminio, arcilla tratada de bentonita, bauxita y aluminio de sílice) que vienen en forma de polvos, de cuentas o pastillas de moldeo. La instalación de una unidad de craqueo catalítico (CCU) para realizar el mejoramiento del crudo requiere personal especializado en operaciones de refinería y el manejo de importantes cantidades de

catalizador, lo cual complicaría sobremanera la operación de la planta dentro del yacimiento.

7. Costes del transporte

En las Tablas 4, 5 y 6 se presentan unos resúmenes de los costes de las distintas tecnologías de transporte para los diferentes volúmenes de producción. Estimación económica de las distintas tecnologías A partir de las definiciones en cuanto a las alternativas de transporte, la evaluación de las instalaciones

Tabla 7

Coste del tratamiento inicial Caudal MBOD

CAPEX (MM US$)

25

216

50

370

75

515


TRANSPORTE

Tabla 8

Coste estimado total (ordenado por caudal de producción) Total Producción (Mbod)

25

Tecnología 1- Diluyente

2- Calentamiento

Fluidos


10

692

68

1.201

13

681

63

1.150

13

607

51

990

16

335

41

644

3- Upgrading

Todos

350

50

722

1- Diluyente

10

1.122

133

2.117

13

1.066

121

1.973

13

955

99

1.693

50

2- Calentamiento

16

528

83

1.146

3- Upgrading

Todos

573

96

1.293

1- Diluyente

10

1.443

189

2.858

75

13

1.404

173

2.699

13

1.228

142

2.286

16

807

119

1.697

Todos

864

143

1.931

2- Calentamiento

3- Upgrading

Tabla 9

Coste estimado TOTAL (ordenado por tecnología) Total Tecnología

Producción (Mbod) Fluidos

1- Diluyente

25

50

75


10

692

68

1.201

13

681

63

1.150

10

1.122

133

2.117

13

1.066

121

1.973

10

1.443

189

2.858

13

1.404

173

2.699

2- Calentamiento

13

607

51

990

25

16

335

41

644

13

955

99

1.693

50

16

528

83

1.146

13

1.228

142

2.286

16

807

119

1.697

Todos

350

50

722

75

3- Upgrading en

25

el yacimiento

50

Todos

573

96

1.293

75

Todos

864

143

1.931


necesarias para el tratamiento del crudo extraído y del agua de producción más las instalaciones necesarias para implementar las tecnologías aptas para hacer posible el transporte del crudo, se realizó una estimación económica +/- 40%. La extracción de crudo y la reinyección de agua de producción están excluidas de la presente estimación. El desarrollo incluye una etapa de tratamiento inicial previo al transporte que es común y cuya inversión inicial puede observarse en la Tabla 7. En las Tablas 8, 9 y 10 se resumen los costes de inversión, los costes operativos y el valor actual neto de cada tecnología evaluada para cada nivel de producción y cada fluido considerado.

8. Conclusiones 8.1. Sin considerar mejoramiento en el yacimiento

Comparación por fluido: • Para un crudo de 10°API, la tecnología aplicable es la de transporte por diluyente en circuito cerrado. • Para un crudo de 13 ° API, las tecnologías aplicables son transporte por diluyente en circuito cerrado y calentamiento/aislamiento/dilución. La segunda resulta más ventajosa económicamente, ya que el oleoducto necesario para el diluyente es más corto (500 km) frente a los 800 km de la primera opción. • Para el crudo de 16 ° API, es apta la tecnología de calentamiento/aislamiento. Comparación por tecnología: • La tecnología de transporte por diluyente en circuito cerrado resulta más costosa que las otras. Implica grandes inversiones iniciales, debido fundamentalmente a la necesidad de construir un oleoducto para el diluyente con sus correspondientes estaciones de rebombeo. Esto puede observarse para los tres caudales considerados. La importante inversión requerida hace que esta opción se corresponda con la explotación de reservas grandes de crudo. • Si comparamos la relación VAN/caudal transportado, observamos que a mayor caudal esta relación disminuye para todas las tecnologías. • La diferencia de VAN entre fluidos 10° API y 13 °API con transporte por diluyente en circuito cerrado es Nº 465


Tabla 10

Coste estimado total (ordenado por densidad API) Total °API

Tecnología

Producción (Mbod)

Capex (MM U$S)

Opex (MM U$S/año)

VAN (MM U$S)

VAN/barril (MM U$S/MBD)

10

1 - Diluyente

25

692

68

1.201

48

50

1.122

133

2.117

42

75

1.443

189

2.858

38

25

681

63

1.150

46

50

1.066

121

1.973

39

75

1.404

173

2.699

36

13

1 - Diluyente

25

607

51

990

40

2 - Calentamiento

50

955

99

1.693

34

75

1.228

142

2.286

30

16

25

335

41

644

26

1 - Calentamiento

50

528

83

1.146

23

75

807

119

1.697

23

25

350

50

722

29

50

573

96

1.293

26

75

864

143

1.931

26

Todos

1 - Upgrading

menor de un 10% para todo el rango de caudales considerado.

8.2. Con mejoramiento dentro del yacimiento

Se analizaron distintos procesos de mejoramiento, de los cuales se considera como más viable la posibilidad de adoptar un proceso tipo viscorreducción, ya que las otras opciones estudiadas generan gran cantidad de residuos, cuyo manejo dentro del yacimiento y/o transporte fuera del mismo sería muy dificultoso y muy caro. Debe tenerse en cuenta que, antes de tomar una decisión de instalación de un viscorreductor, deberán realizarse todos los análisis de laboratorio y ensayos de planta piloto necesarios para comprobar: - Que el producto líquido obtenido sea estable para su almacenamiento y su transporte. - Que realmente se obtenga un producto con la viscosidad requerida para su transporte. - Que según las características del producto obtenido (crudo sintéDiciembre 2008

Se analizaron distintos procesos de mejoramiento, de los cuales se considera como más viable la viscorreducción

tico), su valor de mercado satisfaga la rentabilidad del proyecto frente a otras alternativas. Para evitar la disposición del azufre como sólido, debería verificarse la posibilidad de reinyectar dentro del yacimiento el gas producido en el proceso de viscorreducción con muy alto contenido de ácido sulfhídrico, gas tóxico, que habría que comprimir y manejar a las muy altas presiones de inyección. En caso de cumplir todos estos requerimientos de forma satisfac-

toria, el mejoramiento a través de viscorreducción es la opción económicamente más conveniente para los fluidos más pesados (10 °API y 13°API)

8.3. Con mejoramiento en el punto de destino

Para el caso de implementarse un proceso de mejoramiento en punto de destino para obtener un precio de venta del crudo más alto a partir de su transformación en un crudo sintético, se analizaron distintas tecnologías que deberán ser estudiadas posteriormente en función de la composición de los fluidos en cuestión y de las posibilidades reales de comercialización. En este caso serían aplicables, además de la viscorreducción, las tecnologías de coquización retardada y desasfaltado con disolvente, pudiendo combinarse con una unidad de hidrotratamiento. Bibliografía [1] R. A. Meyers, Handbook of Petroleum Refinery Process, 3d edition 2004 [2] R. T. Robles, J.J.C. Arellano, Análisis y Simulación de Procesos de Refinación del Petróleo, 2003.


Trasporte de Crudo Pesado Por Oleoducto

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