CRUDOS PESADO Y EXTRA-PESADOS

HERNÁN DAVID NIEVES RUEDA

YULIAN FERNANDO RODRIGUEZ PANTOJA

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERIAS FISICOQUÍMICAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

BUCARAMANGA, SANTANDER

2015

- 2 -

CRUDOS PESADOS Y EXTRA-PESADOS

HERNÁN DAVID NIEVES RUEDA

YULIAN FERNANDO RODRIGUEZ PANTOJA

TRABAJO INVESTIGATIVO

DOCENTE

ASTRID XIOMARA RODRIGUEZ CASTELBLANCO

INGENIERA DE PETROLEOS UIS

CANDIDATA A MAGISTER EN INGENIERIA DE HIDROCARBUROS

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

FACULTAD DE INGENIERIAS FISICOQUÍMICAS

ESCUELA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

INTRODUCCIÓN A LA INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

BUCARAMANGA, SANTANDER

2015

- 3 -

Tabla de Contenido

Pág.

1. Lista de gráficas y tablas………………………………………………………….…5

2. Resumen………………………………………………………………………...…….6

3. Introducción…………………………………………………………………………..10

4. Conceptos previos……………………………………………………………...……11

4.1. Gravedad Específica y Gravedad API. ……………………………………….11

4.2. Hidrocarburos convencionales y no convencionales ………………………12

5. Crudos pesados y extra-pesados…………………………………………………..14

5.1. Definición Básica…………………………………………..……………………14

5.2. Viscosidad……………………………………………………………………….15

6. Origen de los hidrocarburos pesados y extra-pesados…………………………...17

7. Procesos para los hidrocarburos pesados y extra-pesado………………………18

7.1. Explotación………………………………………………………………………18

7.1.1. Recuperación Primaria………………………………………………….18

7.1.2. Inyección de agua y, o, mantenimiento de presión…………………..19

7.1.3. Recuperación mejorada de petróleo: inyección de vapor……………20

7.2. Refinamiento……………….……………………………………………………22

7.2.1. Destilación del crudo…………………………………………………….23

7.2.2. Procesos de conversión, “Craqueo”……………..…………………….24

7.2.3. Procesos de tratamientos (Hidrotatamientos)…………………………24

7.2.4. Mezcla de productos ……………………………………………………24

7.3. Transporte………………………………………………………………………..25

7.3.1. Dilución……………………………………………………………………26

7.3.2. Emulsificación………………………………..…………………………..26

7.3.3. Calentamiento de crudos y tuberías………..………………………….27

7.3.4. Flujo anular-corazón………………………….………………………….27

7.3.5. Up-grading……………………………………..…………………………27

8. Estadísticas de presencia del crudo pesado y extra-pesado…………………….29

8.1. Crudo pesado y extra-pesado a nivel mundial………………………………..29

8.2. Crudo pesado y extra-pesado en Colombia…………………………………..32

- 4 -

9. Los crudos pesados, que fueron mirados con desdén en el pasado, ahora son

apreciados por la multimillonaria industria petrolera……………………………35

10. Conclusiones…………………………………………………………………………36

11. Bibliografía……………………………………………………………………………38

- 5 -

1. LISTA DE GRÁFICAS Y TABLAS

Pag

1. Tabla 1, Clasificación por gravedad API…………………………………………11

2. Gráfica 1, Crudos convencionales y no convencionales……………….………..13

3. Gráfica 2, Porcentajes de crudos a nivel mundial…………………………………29

4. Tabla 2, Lugares con más presencia de hidrocarburos en el mundo………….30

5. Gráfica 4, Porcentajes de crudos pesados en regiones del mundo……………31

6. Gráfica 5, Porcentajes de crudos pesados y extra-pesados en Latinoamérica...32

7. Gráfica 6, Porcentajes de crudos en Colombia…………………………………33

- 6 -

2. RESUMEN

El petróleo es una mezcla homogénea de compuestos orgánicos, principalmente

hidrocarburos insolubles en agua. También conocido como petróleo crudo o

simplemente crudo, se divide en diferentes tipos de crudos al tener como tópico

ciertos factores influyentes en esta división; estos son la gravedad API, la

viscosidad, su estructura molecular y los contaminantes orgánicos e inorgánicos que

este fluido pueda llegar a albergar.

El petróleo crudo pesado y extra-pesado, conocidos también como los “heavy oil”,

son uno de estos tipos de petróleo que son caracterizados por presentar una

gravedad API menor a 22° hasta los 10° API para los de tipo pesado y menor a los

10° para los extra-pesados y bitúmenes; estos mismos poseen una viscosidad de

petróleo muerto o “dead oil viscosity” correspondiente a un rango de 1.200 a 95.000

cp (centipoise), son crudos base asfaltena y aromática y por lo general son crudos

de alto índice de contaminación e impurezas, al contener mayor proporción de

heteroelementos como oxígeno, azufre y nitrógeno y algunos metales como el

níquel, hierro y vanadio.

Estudios geo-químicos demuestran que el petróleo originalmente producido por la

roca madre donde se albergaron sedimentos y materia orgánica, que tuvo también

las condiciones adecuadas para la conversión de estos en hidrocarburos, contenían

en primera instancia una gravedad API de entre 30° y 40° API; dando a entender

que los crudos pesados no son creados inicialmente por causas naturales en la

roca, sino que al contrario a esto se ha descubierto que este cambio en la gravedad

API, estructura molecular y en la adición de contaminantes se debe a procesos

antrópicos causados por bacterias que mediante procesos químicos, físicos y

biológicos metabolizan este crudo en estructuras más pesadas, se presenta

remoción mediante agua de los componentes más livianos del crudo o por la

ineficiencia de la roca sello al dejar pasara los componentes más livianos dejando

separados a los más pesados. Estos crudos pesados corresponden o se hallan

actualmente albergados en formaciones geológicas jóvenes pertenecientes al

Pleistoceno, Plioceno y Mioceno.

Por su composición química y por sus factores físicos, estos crudos se convierten

en los fluidos de menos interés por parte de las compañías petroleras, pues en la

mayoría de casos presentan pocas ganancias económicas o inclusive perdidas,

esto debido a los inconvenientes que pueden llegar a presentar en todos y cada uno

de los procesos básicos que se deben llevar a cabo, como lo son la extracción, la

refinación y el transporte de los mismos. En la extracción se debe invertir

sustanciales sumas de dinero en nuevas y más poderosas tecnologías que ayuden

a que el crudo suba del yacimiento en superficie, tecnologías o métodos de mayor

uso como la recuperación primaria, que comprende a los métodos de levantamiento

- 7 -

artificiales, la inyección de agua y la recuperación mejorada o inyección de vapor.

En la refinación ocasionan inconvenientes pues el crudo debe ser vendido lo más

puro posible, ajustándose a los estándares del mercado, dejando grandes retos de

purificación para la refinería pues estos compuestos pesados no sólo tendrán que

ser convertidos en productos molecularmente más livianos en su estructura C/H sino

también tendrán que ser removido todos y cada uno de los heteroátomos

contaminantes, por eso en este proceso se deberán incluir métodos de purificación

cada vez más complejo, según el fluido que se obtiene de extracción, métodos como

los son, entre los más usados, la destilación del crudo, conversión o craqueo,

hidrotratamiento y la mezcla de productos. Como uno de los procesos finales, está

el transporte que tampoco deja de presentar obstáculos, pues gracias a la

viscosidad y poca fluidez del crudo, se deben implementar nuevas formas de

bombeo si se necesita transportar por oleoductos, métodos como la dilución,

emulsificación, calentamiento de crudo y tubería, flujo anular-corazón y up-granding,

son los que permiten evitar los taponamientos o estancamientos del fluido en

tubería, que al igual que métodos en extracción y refinería, se deben adoptar según

convenga económicamente a la compañía titular. En algunos casos es más factible

el transporte por carro tanques que por oleoductos.

A nivel mundial las reservas de crudos pesados, extra-pesados y arenas

bituminosas se catalogan como las de mayor abundancia pues corresponden al 70

% de reservas, mientras que las de crudos livianos y medios se valoran en un 30%.

América Latina encabeza el ranking con las mayores reservas de crudos pesados y

extra-pesados del mundo, representando el 47,50% de ellas que es igual a tener 2

billones de barriles equivalentes de petróleo, siguiéndole Norteamerica con el

28.20%, el Medio Oeste con el 14.00%, Asia y Oceanía con el 5.60%, África con el

2.40% y Europa con el 2.20% de crudos con baja gravedad API.

En Colombia se registra alto contenido en reservas de pesados y extra-pesados en

las cuencas sedimentarias, la de mayor proporción va a ser la Cuenca de los Llanos

Orientales a la que se le calculan reservas de petróleo denso de 6.806 MMbbl y

319.455 MMbbl. La cuenca del Valle Medio del Magdalena es la segunda con

mayores reservas de petróleo denso, con recursos recuperables entre 3,526 MMbbl

y 22,459 MMbbl. Y por último en la cuenca de Caguán-Putumayo, existe un

potencial de crudos pesados de 1.628 MMbbl a 21.500 MMbbl.

Desde los inicios de la industria petrolera se han mirado con desdén a los crudos

de baja gravedad API, pues no se consideraban viable, hoy en día esta perspectiva

ha ido cambiando gracias a la estimación del agotamiento de la mayoría de reservas

a nivel mundial de crudos medios y livianos; así como se registran menor número

de reservas de livianos, cada vez se encuentran más reservas que albergan

gigantescas cantidades de crudo pesado y extra-pesado, es por esto que este tipo

de fluido se cataloga como la posible solución energética para el futuro.

- 8 -

Dejando a un lado los paradigmas que se tenían para con estos crudos, se

entenderá ahora que a pesar de algunos obstáculos que se tienen en la actualidad

con los “heavy oil”, estos son crudos que se deberán tener más en consideración y

estudio pues prometen ser la respuesta energética más viable hasta el momento

con sus cuantiosas cifras de reservas a nivel mundial

Abstract

Oil is a homogeneous mixture of organic compounds, primarily hydrocarbons

insoluble in water. Also known simply as crude oil or crude, it is divided into different

types of crude topically having certain influential factors in this division; these are the

API gravity, viscosity, and molecular structure of organic and inorganic contaminants

that this fluid can contain.

Heavy and extra-heavy oil, also known as "heavy oil", there are types of oil that are

characterized by presenting a lower API gravity at 22 ° to 10 ° API for heavy type

and less than 10 ° for extra-heavy and bitumen; these same possess a viscosity of

dead oil or "dead oil viscosity" corresponding to a range of 1200 to 95,000 cp

(centipoise), are crudes of asphaltene and aromatic bases and usually are crudes

with a high pollution index and impurities, containing most proportion of heteroatoms

such as oxygen, sulfur and nitrogen and some metals such as nickel, iron and

vanadium.

Geochemical studies show that oil originally produced by bedrock where sediments

and organic matter were harbored, which also had the right conditions to convert

them into hydrocarbons, in the first instance they contained an API gravity between

30 ° and 40 ° API; implying that heavy oils are not initially created by natural causes

in the rock, but instead of this it has been discovered that this change in the API

gravity, molecular structure and the addition of contaminants is due to anthropogenic

processes caused by bacteria that through of chemical, physical and biological

processes metabolize this oil in heavier structures, removal is also presented by

water who moves the lighter crude by inefficiency of the caprock when let pass the

lighter components leaving separated to the heavier components. These heavy oil

actually correspond to the younger geologic formations like the Pleistocene,

Pliocene and Miocene.

By its chemical composition and its physical factors, these crude fluid becomes in

the less interest ones for oil companies, because in most of cases have little

economic or even lost profits, due to the disadvantages that they can reach present

in each and every one of the basic processes to be carried out, as are the extraction,

refining and transportation of them. In the extraction companies should to invest

substantial sums in new and more powerful technologies that help the oil reservoir

up to superfie, technologies or methods most commonly used as the primary

recovery, which includes artificial lift methods, injection and water or steam injection

- 9 -

enhanced recovery. In the refinery they cause problems because crude have to sold

as pure as possible, in line with market standards, leaving large purification

challenges for the refinery because these heavy compounds not only have to be

converted into lighter products molecularly in structure C / H, but also have to be

removed every pollutant heteroatoms, therefore in this process should include

purification methods increasingly complex, according to the fluid is obtained from

extraction methods as are among the most used, the distillation of crude, conversion

or cracking, hydrotreating and product mix. As one of the final process, the transport

is not without its constraints, because thanks to the viscosity and poor fluidity of

crude, new ways must be implemented if requiered to transported them by pipelines,

methods such as dilution, emulsification, heating oil and pipeline, ring-heart flow and

up-granding are those that avoid clogging or stagnation of fluid in pipeline, as well

as methods for extraction and refining, should be taken as appropriate economically

to the holder company. In some cases transportation is more likely by truck tanks

that by Pipeline.

Worldwide reserves of heavy, extra-heavy crude and oilsands are classified as the

most abundant because they correspond to 70% of reserves, while light and medium

crudes are valued by 30%. Latin America tops the ranking with the largest reserves

of heavy and extra-heavy crude in the world, accounting for 47.50% of them have to

be equal to 2 billion barrels of oil equivalent, followed by North America with 28.20%,

the Midwest with 14.00%, Asia and Oceania with 5.60%, 2.40% in Africa and Europe

with 2.20% of low API gravity crude.

In Colombia is recorded a high content in reserves of heavy and extra-heavy in

sedimentary basins, the largest proportion is in the Llanos Orientales Basin which is

estimated it has heavy oil reserves of 319 455 6,806 MMbbl MMbbl. The basin of

the Middle Magdalena Valley is the second largest reserves of heavy oil, with

recoverable resources between 3.526 and 22.459 MMbbl MMbbl. And finally in the

Caguan-Putumayo basin, there is potential for heavy crude of 1,628 to 21,500

MMbbl MMbbl.

Since the beginning of the oil industry have been looked down upon crudes with low

API gravity, thus they not considered feasible, today this view has been changing

thanks to estimate the depletion of most global reserves of light and medium crudes;

and while fewer reserves of light are recorded, each time more reserves are hosting

huge amounts of heavy and extra-heavy crude, which is why this type of fluid is

classified as a possible energy solution for the future.

Leaving aside the paradigms that had about these type of crudes, is now understood

that despite some obstacles have now with "heavy oil", these are crudes should take

more into consideration and study as promising be the most viable energy response

so far with substantial numbers of global reserves.

- 10 -

3. INTRODUCCIÓN

El mundo actual está en un constante movimiento y requerimiento energético, lo

que lo hace totalmente dependiente de algo que le permita generar esa energía, y

este puede ser conocido como petróleo, el principal producto que contiene la

densidad energética necesaria para los requerimientos mundiales, pero se ha

llegado a un punto clave donde los crudos pesados y extra-pesados desempeñan

un papel muy importante en lo que concierne es la actualidad, ya que la industria

petrolera está accediendo a este tipo de hidrocarburos con un futuro prometedor,

ya que las reservas mundiales que los contienen se presentan en gran cantidad

además de estar intactas, porque no fueron tocadas en el pasado.

El desarrollo de diferentes métodos para obtener este tipo de crudos es crucial para

el constante crecimiento en producción, y para eso se han desarrollado nuevas

tecnologías para llevar a cabalidad y de la mejor forma posible los procesos de

extracción, refinamiento y transporte, todos estos resultan ser un constante reto,

debido a que cada crudo que se pueda encontrar en diferentes yacimientos posee

unas características específicas, y no se puede asegurar que será hará el mismo

proceso a absolutamente todos los yacimientos. Anteriormente se había

determinado que este tipo de crudos poseía muchos problemas, pero con todos los

avances que se han logrado tener hasta hoy en día se puede enfrentar los diferentes

obstáculos, como lo es el hecho de mejorar y reducir la viscosidad para que pueda

fluir normalmente en a nivel de extracción o transporte, e inclusive formas en que

se puede descomponer estos crudos para sacar su derivados y aprovecharlo a lo

máximo posible.

En lo que encierra todo este trabajo se dará una definición especifica de lo que

corresponder a las características que convierten a el crudo extraído de yacimiento

en pesado o extra-pesado, también donde seguramente los encontraremos de

acuerdo a ambientes geológicos, y los procesos más certeros e importantes que

tenemos presentes para el debido tratamiento y producción, finalmente nos

encontramos a que las mayorías de las reservas mundiales restantes son de este

tipo de hidrocarburos, entonces es de caer en cuenta de la importancia y

crecimiento, además del papel político-económico que está teniendo estos crudos.

- 11 -

4. CONCEPTOS PREVIOS

De manera previa a lo que son los crudos pesados y extra-pesados, debemos

entender de donde se origina su clasificación, es por tal motivo que como método a

priori se debe entender el concepto de gravedad específica y gravedad API.

4.1. Gravedad Específica y Gravedad API

Entre los diferentes métodos de clasificación de los crudos, podemos encontrar la

que se realiza por medio de la densidad, definida como la cantidad de masa

contenida en una unidad de volumen. Cuando hablamos de relación existente entre

la densidad absoluta de una sustancia y la densidad de una sustancia de referencia,

donde esta última para el caso de los líquidos es el agua y para los gases es el aire

es conocido como gravedad especifica.

En el negocio de los hidrocarburos la organización conocida como “American

Petroleoum Intitute” creo una nueva unidad de medida que podría determinar la

calidad del crudo conocida como gravedad API, en este caso las densidades que

van a ser comparadas serán la del crudo extraída del yacimiento y la del agua a

condiciones de temperatura y presión normales para determinar la fluidez del crudo

en el agua, que corresponden a una temperatura igual a 60° Fahrenheit y una

atmosfera de presión. Se puede decir entonces que la gravedad API es una forma

personalizada de gravedad específica aplicada al petróleo. Es de vital importancia

tener en cuenta que la gravedad del agua tiene un valor de 10°API y que a partir de

esta se va a dar la clasificación de los diferentes tipos de crudos extraídos del

yacimiento, los cuales se observan a continuación:

Tabla 1

Tipo de Crudo Gravedad

Condensado A partir de 42

Liviano Más de 30

Medio De 22,0 hasta 29,9

Pesado De 10,0 hasta 21,9

Extra pesado Hasta 9,9

Bitumen Promedio de 8,2

- 12 -

4.2. Hidrocarburos convencionales y no convencionales

Para poder llegar más a fondo en lo que comprende los crudos de tipo pesado y

extra-pesado, se explicará lo que son los hidrocarburos convencionales y los no

convencionales.

Los hidrocarburos "convencionales", que se han explotado tradicionalmente desde

hace más de un siglo son, en composición, exactamente los mismos que los

llamados “no convencionales”. La principal diferencia es la forma en que se

encuentran almacenados, tanto el gas como el petróleo.

Todos los hidrocarburos que no se encuentran alojados en formaciones

"convencionales", las cuales hace referencia a las rocas almacén bajo

entrampamientos y rocas sello que impiden el movimiento ascendente del

hidrocarburo, son "no convencionales". Esto significa que hay varias formas de

hidrocarburos "no convencionales".

Un hidrocarburo convencional es aquel que se encuentra almacenado en rocas

repletas de poros microscópicos. Algo así como una esponja. El gas y el petróleo

se alojan en dichos poros. Como esos poros están interconectados entre sí, el gas

y el petróleo pueden moverse por el interior de la roca. A veces, quedan

"entrampados" por una roca más compacta que no los deja pasar. Por otra parte los

hidrocarburos no convencionales no cumplen con la secuencia de roca madre,

migración, roca reservorio y entrampamiento, sino que en este caso la formación

que contiene estos hidrocarburos no convencionales son la misma roca madre o

formación generadora, donde en este caso, esta roca no presenta permeabilidad o

si la presenta, esta será muy baja y en condiciones altas de compactación, trayendo

como consecuencia la no migración del hidrocarburo y que el mismo no pueda llegar

a una formación convencional.1

1 Instituto Argentino del Petróleo y Gas, Buenos Aires, Shale en Argentina, Hidrocarburos No Convencionales.

- 13 -

Gráfica 1

En este trabajo se desarrollará lo que compete al tema de los hidrocarburos de tipo

pesado y extra-pesado, aclarando que en las formaciones convencionales se

encuentran los crudos medios y livianos e inclusive trazas de bitúmenes y

contaminantes, pero no se localizarán allí mismo los crudos de tipo pesado o extra

pesado, este análisis es posible hacerse ya que a esta clase de hidrocarburos se

les dificulta la migración de la roca madre a la formación convencional por poseer

moléculas en su composición más grandes, en muchos otros casos por el hecho de

ser más densos que el agua o presentarse en un estado sólido. No quiere decir que

sólo se encuentra crudo liviano en las formaciones convencionales, pues en las

formaciones no convencionales además de encontrarse los crudos pesados, en

algunos casos se encuentran livianos y medios, o incluso condensados, que no

pudieron migrar debido a las condiciones de poca porosidad en la roca madre y

poca permeabilidad debido a compactaciones.

- 14 -

5. CRUDO PESADO Y EXTRA-PESADO

5.1. Definición Básica

El petróleo es una mezcla en la que coexisten en fases sólida, liquida y gas,

compuestos denominados hidrocarburos. Cada tipo de crudo es único y es una

mezcla compleja de miles de componentes, La mayoría de los componentes

presentes en el petróleo crudo son hidrocarburos (componentes orgánicos

compuestos por átomos de hidrógeno y carbono), y pequeñas proporciones de

heterocompuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales,

ocurriendo en forma natural en depósitos de roca sedimentaria; dependiendo de la

concentración de componentes orgánicos e inorgánicos diferentes al carbono e

hidrogeno, clasificación básica y por propiedades físicas como la viscosidad, la

gravedad API y la temperatura, el petróleo se clasifica en crudo de tipo extra-

pesado, pesado, medio y liviano.

Las propiedades físicas y químicas de cualquier tipo de hidrocarburo o molécula

dependen no sólo de la cantidad de átomos de carbono y de otros elementos en la

molécula, sino también de la naturaleza de los enlaces químicos entre ellos; el crudo

pesado y extra-pesado se compone de un sistema coloidal compuesto con

partículas de asfáltenos, disueltos en un solvente constituidos por máltenos. Los

asfáltenos son la fracción polar más aromática y pesada del crudo, es decir, estos

tipos de crudos son principalmente constituidos por compuestos aromáticos y

asfáltenos; también es importante recalcar que debido a la degradación del

hidrocarburo inicial por parte de las bacterias, que al metabolizar a este mismo,

hacen también que este se oxigene, por ende entre más pesado sea el hidrocarburo

también mayor será su concentración de oxígeno en sus compuestos, y así mismo

otros contaminantes pero en menor proporción.

Es un hecho que estos tipos de crudo son, por su composición química y física,

provocadores de inconvenientes en extracción, también generaran grandes retos

en refinación al intentar purificar este fluido, y en el transporte mostrarán gran

desventaja por su falta de fluidez o atascamientos por su viscosidad; estos son

problemas que se reflejarán más adelante de manera económica para la compañía

a cargo, pero que no siempre generará pérdida económica. Esto sin considerar que

muy seguramente en un futuro no muy lejano los crudos de tipos pesado y extra-

pesado que hasta el momento son los que se registran como los más abundantes

a nivel mundial y han tenido la menor recurrencia por las compañías, serán la

respuesta energética en un proceder donde ya no se registren significativos

números de reservas de crudos medios o livianos.

Los denominados “heavy oil” o hidrocarburos pesados y extra-pesados se

encuentran principalmente compuestos por lo que se conocen como Bases

- 15 -

Nafténicas y Aromáticas, estos tipos de crudos poseen características similares,

como lo es su alto grado de viscosidad, producido por la contaminación de

compuestos orgánicos (azufre, nitrógeno, oxigeno) e inorgánicos (metales como

vanadio, hierro y níquel), por tanto un gran contenido porcentual de azufre, de sal,

metales y especialmente oxígeno, producen un crudo altamente contaminado que

en la escala API se clasifican en crudo pesado con una gravedad API de 10° hasta

21,9° y el extra-pesado una gravedad API de hasta 9.9°, un alto punto de fluidez

(80°F-100°F), una alta relación gas-aceite (GOR) y una alta salinidad, al tener estas

cifras se determina que en estos crudos los procesos de refinamiento tomarían

altos costos y a materia de transporte no poseen una movilidad ni fluidez

pronunciada.

Cuando se hace referencia a estos tipos de crudos se debe entender que es

cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad, o sea poseen alto índice

de viscosidad. Se le denomina pesado debido a que su densidad o peso específico

es superior a la del petróleo crudo ligero. En la industria de los hidrocarburos el

petróleo tiene un amplio espectro de densidades y viscosidades, la viscosidad es

importante para el productor del hidrocarburo ya que esta es la que les dice que tan

fácil fluirá el crudo desde el yacimiento hasta superficie, la densidad por otro lado

es más importante para el refinador pues indica los derivados de la destilación.

5.2. Viscosidad

La viscosidad es una de las características más importantes de este tipo de crudos,

ya que gracias a esta se pueden decidir que procesos serán los adecuados a

realizar para su extracción, refinamiento y transporte, es de tal manera que será

muy necesario poseer un gran conocimiento en lo que concierne a este concepto.

La viscosidad es únicamente ponderable a los fluidos, es decir líquidos y gases en

movimiento. Se define como una medida de la resistencia interna al flujo, resultante

de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia2, o en palabras un poco

más sencillas es la resistencia del fluido a cualquier tipo de deformación, a nivel que

se varia la temperatura también se puede presentar un cambio en la viscosidad que

afecta claramente la fluidez de la sustancia. Esto aplicado en el contexto de crudos

pesados y extra-pesados, se define como la medida de la resistencia del petróleo al

flujo. La resistencia al flujo es causada por fricción interna generada cuando las

moléculas del fluido tratan de desplazarse unas sobre otras.

Los crudos con bajos niveles de gravedad API tienen una “dead oil viscosity” es

decir viscosidad de petróleo muerto. Para medir la viscosidad se usa el “poise”, pero

2 Monterola Yusi, La comunidad petrolera, Viscosidad del petróleo, 11 de Enero de 2009.

- 16 -

dentro del negocio de los hidrocarburos, se utiliza el submúltiplo “centipoise”, del

cual como referencia el agua posee la medida de 1 centipoise.

En la escala de viscosidad en centipoise, los crudos pesados y extra-pesados

poseen valores entre 1.200 y 95.000 cp, de esta manera se apreciará la poca fluidez

de estos crudos. La viscosidad es de suma importancia en el tratamiento y manejo

del crudo, desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, de aquí a la superficie, y

luego en el transporte e instalaciones de refinación. Por tanto, para hacerlos más

fluidos y manejables requieren calentamiento o diluentes.3

3 Fredy Escobar Macuola, Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Viscosidad del Crudo.

- 17 -

6. ORIGEN DE LOS HIDROCARBUROS PESADOS Y EXTRA-PESADOS

Las acumulaciones de crudos pesados y extra-pesados se asocian a formaciones

jóvenes, que corresponden al Pleistoceno, Plioceno y Mioceno, por lo que en la

mayoría de casos se encuentran a profundidades cortas, si las comparamos con los

yacimientos que albergan crudos livianos. Tienden a ser yacimientos someros con

rocas sellos de baja eficiencia.

Existen varias teorías sobre el origen del petróleo, sin embargo, la más aceptada es

la teoría orgánica que supone que este fluido se formó a causa de la

descomposición de los restos de algunos animales y algas microscópicas

acumuladas en el fondo de las lagunas y en el curso inferior de los ríos, en general,

en cuencas sedimentarias, que son depresiones geográficas en donde, a través de

diferentes medios de transporte la materia orgánica (MO) y sedimentos se albergan

en este lugar y paulatinamente se produce un enterramiento de los mismos al pasar

del tiempo.

Cuando una roca madre generadora de petróleo, posee las condiciones necesarias

para que la materia orgánica (MO) albergada en ella se transforme en

hidrocarburos, el crudo producido en primera instancia según análisis geoquímicos

posee una densidad inicial de entre 30 y 40 °API, lo que indica que el petróleo de

tipo pesado y extra-pesado no proviene de la generación inicial de crudo de la roca

madre.

El petróleo se va tornando pesado a raíz de su degradación que puede ocurrir

durante la migración y entrampamiento. La degradación se puede llevar a cabo a

través de distintos procesos entre los que se pueden nombrar:

Un proceso biológico, químico y físico, por bacterias transportadas por agua

superficial que metaboliza a los hidrocarburos en moléculas más pesadas.

Por medio de las aguas de formación, que remueven los componentes más

livianos por solución, debido a que estos son más solubles en agua.

Debido a la volatilidad del crudo, cuando un sello no es eficiente, permite el

paso de las moléculas más livianas, a través de sus poros interconectados.

- 18 -

7. PROCESOS PARA LOS HIDROCARBUROS PESADOS Y EXTRA-

PESADOS

7.1. Explotación

La extracción, producción o explotación del petróleo se hace de acuerdo con las

características propias de cada yacimiento. Para poner un pozo a producir se baja

una especie de cañón y se perfora la tubería de revestimiento a la altura de las

formaciones donde se encuentra el yacimiento.

La extracción de los crudos pesados, es también un proceso muy importante para

las compañías petroleras en el momento de dedicarse a trabajar con estos crudos;

las actividades de extracción que se realizan para con los hidrocarburos no

convencionales deben llevarse a cabo con los diferentes métodos que sean

necesarios adoptar para que se obtenga el mayor beneficio económico posible, y

estas tareas deben ser dirigidas en una forma tal que cumplan con los estándares

y expectativas ambientales.

El conocimiento de las propiedades de los fluidos pesados es fundamental para

decidir los métodos de extracción, las pruebas de laboratorio de las muestras de

fluido brindan valiosa información acerca de las propiedades termodinámicas y

físicas de las reservas de crudo pesado de una compañía.

Una caracterización fidedigna de los recursos de crudo pesado es vital, sin importar

la opción de desarrollo que se escoja. Un buen conocimiento geológico resulta

esencial. Tratándose de petróleo pesado se deben estimar cuidadosamente los

parámetros importantes de roca y roca/fluido, que afectan la productividad

(especialmente la viscosidad del petróleo y su permeabilidad relativa). Las

mediciones adecuadas son difíciles y por ello los laboratorios donde estas se lleven

a cabo deben tener experiencia con crudos pesados y deben ser seleccionados

meticulosamente.

Para la extracción de estos crudos se procede a adoptar diferentes tipos o métodos,

claro está que según convenga a la compañía titular; estos pueden ser los

siguientes:

7.1.1. Recuperación primaria

La recuperación primaria se puede aplicar para petróleo de gravedad API muy baja.

Por lo general, es el método preferido, si resulta económico para la compañía a

cargo. Los factores clave para tener una producción primaria exitosa son la energía

- 19 -

del reservorio (presión del reservorio y cantidad de gas disuelto) y la movilidad del

petróleo (permeabilidad/viscosidad del aceite). 4

Inicialmente cuando se hace la perforación de un pozo, por diferencias de presiones

el crudo tiende a poseer un flujo natural hacia la superficie, ya que inicialmente, la

presión del yacimiento es considerablemente más elevada que la presión del fondo

del pozo dentro de él, en el caso de los crudos pesados y extra-pesados este flujo

no es tan significativo y rápido. Una vez para este flujo natural por falta de diferencia

de presiones, se implementan métodos para mejorar el recobro neto, que no son

naturales, estos procesos se denominan como de levantamiento artificial, para

obtener nuevamente el flujo de crudo en superficie.

Los métodos de levantamiento artificial más usados cuando de crudos de baja

gravedad API se trata son el bombeo electro-sumergible, bombeo por cavidad

progresiva, bombeo hidráulico, el bombeo mecánico y el levantamiento por gas lift.

7.1.2. Inyección de agua y, o, mantenimiento de presión

La inyección de agua puede ser aplicada en algunos yacimientos de crudo pesado

donde los procesos de recuperación mejorada de petróleo no son técnica o

económicamente posibles. Sin embargo, la inyección de agua para la extracción de

crudos pesados mejora marginalmente la recuperación final (de 2% a 20%, con

respecto a la recuperación primaria) en comparación con la recuperación mejorada.

Para considerar su aplicación, los factores clave son la viscosidad del crudo, la

heterogeneidad de la permeabilidad, así como la continuidad de estratos de alta

permeabilidad dentro del yacimiento. La viscosidad afecta fuertemente el escape de

burbujas de agua (water fingering) por causa de inestabilidades viscosas y, a su

vez, la recuperación final. De forma similar, si un yacimiento tiene un alto grado de

variación en la permeabilidad, así como continuidad de estratos de alta

permeabilidad entre pozos, la recuperación será afectada de forma adversa y la

inyección de agua podría no ser factible.

Este proceso consiste en inyectar el agua dentro del yacimiento de petróleo, el agua

invade esta zona porosa que alberga hidrocarburos estancados, sin movimiento, y

desplaza estos fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo

de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se

4 Petroleoum News, Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo pesado, Recuperación Primaria, 2009.

- 20 -

inyecta en la zona que alberga petróleo a través de un número apreciable de pozos

inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. 5

Buena parte de la recuperación de petróleo ocurre con altos porcentajes de corte

de agua. Sin embargo, la inyección de agua puede ayudar a mantener la

productividad del pozo y los resultados pueden ser impresionantes si se presentan

condiciones favorables en el yacimiento. Un ejemplo es el campo Captain que opera

Chevron en el mar del Norte. El petróleo en Captain tiene 20 °API con una

viscosidad de petróleo vivo (live oil viscosity) de 88 cP. El campo Captain tiene un

yacimiento con arenas de alta calidad con una porosidad de 30% y 7 Darcies de

permeabilidad. El campo ha mantenido una producción estable de 50.000 a 60.000

barriles por día mediante el uso de inyección de agua y un cuidadoso manejo del

reservorio. El factor de recuperación actual es mayor a 20% y se espera que la

recuperación final sea de 30%.

7.1.3. Recuperación mejorada de petróleo: inyección de vapor

Las técnicas de recuperación mejorada pueden aumentar significativamente la

recuperación final. En algunos casos este método puede ser utilizado cuando la

producción primaria no es factible. Sin embargo, la recuperación mejorada involucra

inversiones y gastos operativos muy superiores a los requeridos por la producción

primaria o la inyección de agua.

Este es un método de recuperación térmica por el cual el vapor generado en la

superficie se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección distribuidos

estratégicamente. Cuando el vapor entra al yacimiento, calienta el petróleo crudo y

reduce de este modo su viscosidad.6

El proceso de inyección de vapor es una de las técnicas dominantes en la

recuperación mejorada de la extracción de petróleo pesado. Hay cuatro factores

clave para una operación efectiva y eficiente de recuperación mejorada:

• Generación eficiente de vapor.

• Distribución efectiva de vapor, en la superficie y en el subsuelo.

• Monitoreo efectivo de la producción.

• Monitoreo efectivo del calor y la saturación en el yacimiento.

5 La comunidad petrolera, Inyección de Agua, Ferrer, Magdalena. "Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos", Venezuela., editorial Astro Data, 2009. 6 Edward Hanzlik, Tecnologías para mejorar yacimientos de crudo pesado, Inyección de Vapor y sus etapas, 2009.

- 21 -

Generación eficiente de vapor: El vapor se produce por medio de generadores de

vapor convencionales de un paso o mediante instalaciones de cogeneración, que

producen vapor y energía eléctrica. Parámetros críticos, como el flujo de gas

combustible y aire para la combustión, el exceso de oxígeno y la calidad del vapor

son constantemente medidos y controlados; así mismo, todos los datos se registran.

Los generadores de vapor tienen una configuración altamente eficiente con

recirculación de gases de escape y con quemadores de combustión escalonados

para reducir las emisiones de óxidos de nitrógeno.

Distribución efectiva de vapor: El vapor que se inyecta en los campos petroleros

es saturado (húmedo) y tiene dos fases que son líquido y vapor, lo que lo hace difícil

de medir y controlar. Además, los sistemas de distribución de vapor regularmente

lo suministran a cientos de pozos de inyección.

El flujo de vapor debe ser medido y controlado, tanto en la superficie como en el

subsuelo, y la calidad del vapor también debe ser medida y controlada conforme el

vapor se distribuye a través del campo.

El método de estranguladores de orificio fijo en flujo crítico es el preferido para el

control y medición del flujo de vapor. La medición de la calidad de vapor en el

cabezal de pozo se realiza combinando una placa de orificio y un estrangulador fijo.

Las ecuaciones para la combinación de placa y estrangulador se resuelven

simultáneamente para el flujo y la calidad de vapor. La instrumentación de medición

es simple, compacta y de bajo costo. Puede ser operada mediante el uso de paneles

solares como fuente de energía y movilizada fácilmente de pozo a pozo por una

persona.

Ahora, considerando el subsuelo, la distribución apropiada de vapor a las zonas

individuales es importante si se quiere alcanzar una recuperación y un desempeño

económico óptimo de inyección de vapor en arenas múltiples. Se han desarrollado

herramientas de pozo para controlar la distribución de calor y el desempeño del

campo y se han demostrado los beneficios de una distribución apropiada del mismo.

Monitoreo efectivo de la producción: La optimización de procesos costosos de

recuperación mejorada demanda un excelente monitoreo de producción. Estos

datos son utilizados para optimizar el tiempo de las operaciones de remediación en

los pozos y analizar el desempeño del yacimiento.

Monitoreo en el yacimiento: La identificación del vapor, la saturación de crudo y

los registros de temperatura provenientes de pozos de observación se utilizan para

desarrollar geomodelos de variaciones temporales de saturación de petróleo y

temperatura. Esta información se utiliza posteriormente para identificar las áreas

que necesitan vapor adicional o las que han alcanzado un estado de maduración de

la inyección de vapor. En otros campos, donde resulta apropiado, se han utilizado

- 22 -

métodos de monitoreo indirecto. Estos incluyen medidores de inclinación, sensores

remotos por satélite y monitoreo de sísmica 4D.

7.2. REFINACIÓN

La refinación de los crudos pesados y extra-pesados es un proceso vital y de gran

inversión económica, pues es el proceso mediante el cual las compañías apuestan

el todo por los crudos pesados, ya que al someterlos en grandes plantas a su

refinación, convierten mediante procesos físicos y químicos el crudo pesado y

contaminado en un producto con características específicas mucho más aptas para

la comercialización y así obtener un mayor beneficio económico.

Cada planta de refinación posee características operacionales y también una

configuración única, pues esto depende de factores como la ubicación geográfica

de la refinería, su diseño, el tipo de crudo que se vaya a operar, los requisitos del

mercado para los productos refinados y las especificaciones de calidad. Si bien no

existen dos plantas de refinación con configuraciones totalmente idénticas, dichas

plantas se pueden agrupar de manera general en dos grupos de refinerías según

su complejidad, que se entiende por la capacidad de la refinería de generarle mayor

valor económico al producto refinado, en refinerías de Destilación Atmosférica o de

Topping, que sólo llevan a cabo la destilación del crudo y ciertas operaciones de

apoyo escenciales, refinerías con esquema de Hydroskimming, que no sólo incluyen

la destilación del crudo y los servicios de apoyo, sino también el reformado catalítico,

diferentes unidades de hidrotratamiento y mezcla de productos, refinerías de

conversión o craqueo, capaces de no sólo desarrollar todos los procesos presentes

en las refinerías de esquema de Hydroskimming, sino también, el craqueo catalítico

o hidrocraqueo, y están también las refinerías de conversión profunda o

coquización, capaz de realizar los procesos presentes en las plantas de conversión,

sino también, la coquización.7

Cuánto más pesado es el crudo, más alta es su proporción de Carbono/Hidrogeno.

Debido a los procesos químicos de la refinación, cuánto mayor es la proporción de

C/H del crudo, más intenso y sobre todo costoso es el proceso de refinación que se

requiere para producir determinados volúmenes de gasolina y combustibles

destilados. Por ello, la composición química del petróleo crudo y su división en

fracciones de distinto punto de ebullición influyen en los requisitos de inversión de

la refinería y la energía que utiliza, los dos aspectos más importantes del costo total

de la refinación.

7 Refining tutorial spanish, The International Council on Clean Transportation, 2011.

- 23 -

Las proporciones de los diferentes tipos de hidrocarburos, su distribución de la

cantidad de carbono y la concentración de heteroelementos en un tipo de crudo,

determinan el rendimiento y la calidad de los productos refinados que se pueden

producir a partir de dicho crudo y, consecuentemente, su valor económico. Los

diferentes tipos de crudo requieren distintas refinerías y operaciones para maximizar

el valor de la gama de productos que producen.

Los crudos más pesados tienen proporciones más altas de moléculas grandes, que

las refinerías pueden utilizar en combustibles industriales pesados, asfalto y otros

productos (cuyos mercados son menos dinámicos y, en algunos casos, se están

reduciendo), o procesarlas en moléculas más pequeñas que se pueden utilizar en

combustibles para transporte.

En un determinado tipo de crudo, la concentración de azufre tiende a incrementar

en forma progresiva, con un aumento en la cantidad de carbono. Por lo tanto, las

fracciones de crudo en el aceite combustible y el punto de ebullición del asfalto

tienen mayor contenido de azufre en comparación con el que se registra en el punto

de ebullición del combustible pesado y el diésel, que a su vez, presentan más

contenido de azufre que el que se registra en el punto de ebullición de la gasolina.

Del mismo modo, los componentes más pesados presentes en, por ejemplo, el

punto de ebullición de la gasolina tienen más contenido de azufre que los

componentes más livianos en dicho punto de ebullición. Los niveles suficientemente

altos de azufre en el flujo de refinación pueden contaminar los catalizadores que

aceleran las reacciones químicas deseadas en ciertos procesos de refinación,

provocar la corrosión en el equipo de refinería, y generar la emisión a la atmósfera

de compuestos de azufre, que no son agradables y pueden estar sujetos a estrictos

controles reglamentarios.

Para la obtención del objetivo principal de toda compañía, que siempre será el

beneficio económico en las ventas de los hidrocarburos, el crudo, en este caso de

tipo pesado y extra-pesado, debe ser transformado en productos más acordes a los

requerimientos comerciales mediante de diferentes procesos físicos y químicos que

se llevan a cabo en las refinerías, estos procesos son los siguientes:

7.2.1. Destilación del crudo

Este proceso es el punto de partida de cualquier refinería, esto quiere decir que más

allá de la configuración y tamaño de la refinería, esta debe partir de la destilación,

pues es una función específica que afecta a todos los procesos de refinación.

La destilación del crudo tiene como finalidad separar los diferentes componentes

del petróleo crudo en un número de flujos de refinación intermedios (conocidos

como “fracciones de crudo” o “cortes”), que se caracterizan por sus puntos de

ebullición.

- 24 -

7.2.2. Procesos de conversión “craqueo”

Las unidades de craqueo corresponden a una parte vital de una refinación moderna,

pues con este proceso se obtienen grandes beneficios al proveer mayor cantidad

de producto refinado con especificaciones de mayor calidad y de mayor valor

económico.

Los procesos de conversión provocan reacciones químicas que rompen

(“descomponen”) moléculas de hidrocarburo (de escaso valor económico) de gran

tamaño y de alta ebullición, lo que da origen a moléculas apropiadas más pequeñas

y livianas, después del procesamiento, para mezclar con gasolina, combustible

pesado, combustible diésel, materias primas de petroquímicos y otros productos

livianos de alto valor.

Existen tres tipos de mayor interés de craqueo, estos son el craqueo catalítico

(FFC), proceso que convierte gasóleo pesado en gases livianos materias primas de

petroquímicos, mezcla de componentes de gasolina, y mezcla de componentes de

combustible diésel a través de alta temperatura, baja presión y un catalizador. El

Hydrocraqueo, proceso que consiste en la destilación del crudo y la aplicación de

hidrógeno generado externamente para descomponer el destilado y las cargas de

gasóleo pesado en gases livianos, materias primas de petroquímicos, y mezcla de

componentes de gasolina y combustible diésel, por ultimo tenemos la Coquización

que es el proceso de conversión térmico no catalítico que descompone el aceite

residual, el residuo más pesado que resulta de la destilación del crudo, en un rango

de intermedios más livianos para continuar su procesamiento.

7.2.3. Procesos de tratamientos ( hidrotratamiento)

Sin duda, entre las diversas tecnologías de tratamiento, la que se usa con más

frecuencia es la hidrogenación catalítica o hidrotratamiento.

Los procesos de tratamiento o hidrotratamiento son procesos de refinación a base

de reacciones con hidrogeno que se usa para todo tipo de crudo que contenga

elementos contaminantes, estos procesos provocan reacciones químicas que

extraen los heteroátomos (por ejemplo, azufre, nitrógeno, metales pesados) y/o

ciertos compuestos específicos de las fracciones de petróleo crudo y los flujos de

refinación, para diferentes fines.

7.2.4. Mezcla de productos

Esta operación es el proceso final de cada refinería, a pesar del tamaño o la

configuración total, consiste en la mezcla los flujos de refinación de crudos pesados

y livianos en diferentes proporciones para elaborar productos refinados terminados,

cuyas propiedades cumplan con las normas y requerimientos de venta deseables

para la compañía.

- 25 -

La producción de cada producto terminado requiere la mezcla de varios

componentes debido a que las refinerías no producen el volumen suficiente de una

única mezcla de componentes para cumplir la demanda de cualquiera de los

principales productos de mezcla, como la gasolina, el combustible pesado y el

combustible diésel, y porque muchos componentes de mezcla tienen propiedades

que satisfacen algunos, pero no todos, los estándares pertinentes para los

productos refinados con los cuales se deben mezclar.

7.3. Transporte

Las compañías petroleras en todo el mundo optan siempre por la extracción de

hidrocarburos de tipo medios y livianos que por los de pesados y extra-pesados,

esto debido a que este tipo de crudos presentan grandes retos en la extracción,

refinación y transporte; retos que se representan en bajas ganancias o incluso

perdidas económicas para la compañía extractora y productora.

En el transporte por oleoducto de los crudos de tipo pesados el mayor problema,

básicamente es que para poder ser transportado debe cumplir con los dos requisitos

más básicos los cuales son que debe poseer una temperatura mayor a la de su

punto de fluidez y una viscosidad lo suficientemente baja para poder así tener

menos inconvenientes en tubería, que inclusive tienen que ser de un diámetro

mayor que los oleoductos transportadores de crudo liviano, lo que también significa

cuantiosas cifras económicas.

En la actualidad se han propuesto varios métodos de transporte para este tipo de

crudo que a pesar de ser una prometedora fuente futura de energía es un crudo

muy problemático, en otras palabras porque son los crudos que hacen tener más

“dolores de cabeza” a las compañías petroleras por inconvenientes tales como el

taponamiento por adhesión del mismo en las paredes de las tuberías, también la

falta de energía suficiente o métodos para la fluidez normal de este tipo de

hidrocarburos, métodos convencionales y otros que no lo son, entre ellas tenemos,

la dilución, el calentamiento, la emulsificación, el flujo anular-corazón, y el Up-

grading.8

En la actualidad se aplican algunos de estos métodos y otros se encuentran en

estudio, esto depende de varios aspectos como la localización geográfica del pozo

y las distancias que los oleoductos deberán cubrir, entre otros.

Detalladamente hablaremos de los métodos anteriormente citados por la

importancia que estos tienen para las compañías a la hora de laborar con este tipo

8 Universidad Industrial de Santander, José Oñate y Raúl Rodriguez, Alternativas de transporte de crudo pesado.

- 26 -

de crudo, ya que en la parte del transporte es en la que se tiene uno de los más

grandes inconvenientes económicamente hablando cuando nos referimos a

hidrocarburos pesados. Estos métodos o técnicas son:

7.3.1. Dilución

Este es uno de los métodos más antiguos para la reducción de la viscosidad del

crudo pesado, aún se utiliza, por lo que se cataloga también como uno de los

métodos preferidos. Este consiste en un procedimiento de mezcla, en donde se

vierte un hidrocarburo de mayor gravedad API (condensados de gas natural, aceites

livianos o solventes derivados del petróleo) para reducir la viscosidad y generar una

nueva y menor densidad.

Se utiliza una cantidad de solvente de 30-40%, lo que proporciona ventajas tales

como evitar caídas de presión, y el no requerimiento de altas temperaturas, pero

también cuenta con desventajas pues se requiere inversiones sustanciales en el

bombeo y tuberías, debido al aumento del volumen a transportar y la necesidad de

separar en algún momento el crudo del solvente.

7.3.2. Emulsificación

Una emulsión es una mezcla de dos o más líquidos inmiscibles. Estos líquidos a los

cuales se hacen referencia no tiene que estar presentes necesariamente en las

mismas proporciones, por lo que se espera que uno de estos se encuentre en mayor

proporción y el otro este disperso en él en pequeñas cantidades a manera o forma

de gotas.

En la emulsificación encontramos dos fases; la fase continua que hace referencia a

la sustancia que está presente en mayor proporción o cantidad, las cuales pueden

ser agua o crudo y la fase dispersa que se refiere al contrario, a aquella sustancia

que está en menor cantidad y que está a manera de gotas dispersas. Según sea la

distribución de las fases, la emulsificación se divide en varios tipos; son de tipo

directa o normal cuando el crudo se encuentra en fase continua, es decir, que se

encuentra en mayor proporción y que el agua se encuentra dispersa en este en

forma de gotas, contrario a este tipo, existe la emulsión inversa, la cual es todo lo

contrario a la directa, es decir, el agua se encuentra como fase continua y el crudo

como fase dispersa, por último y no siendo tan común se encuentra la emulsión de

tipo dual, que se caracteriza por presentar pequeñas gotas de aguas dispersas en

grandes gotas de crudo que a su vez se encuentran en una fase continua de agua.

El transporte de crudo pesado por emulsificación es también un método muy

utilizado por las compañías petroleras pues es económicamente viable, ya que

necesita bajas cantidades de agua para reducir hasta un 99% la viscosidad.

- 27 -

7.3.3. Calentamiento de crudo y tuberías

Este es el segundo método más utilizado para el transporte de petróleos pesados.

El principal objetivo de este tipo de transporte por oleoductos es el de mantener una

temperatura elevada (<373.15K). No obstante, es más que importante recalcar que

el calentamiento externo es esencial para este método, pues a medida que el crudo

se va desplazando por las tuberías, va perdiendo constantemente calor, lo que muy

seguramente provoque taponamiento después de un determinado tiempo, claro

está que esto sucedería de no ser aplicado correctamente el debido proceso que

exige este método, el cual es que se hace necesario que después de determinado

transcurso por tubería, el crudo se someta a estaciones de bombeo, donde se

calienta de nuevo en calentadores de fuego directo.

Para la aplicación de este, se tienen métodos de aislamiento, donde se entierra la

mayor parte de los oleoductos transportadores de dicho crudo para conservar por

más tiempo el calor y también para evitar inconveniente con la comunidad. Aun así

este método no es fácil, pues requiere muchas consideraciones como por ejemplo,

la expansión de las tuberías, número de estaciones de bombeo, calentamiento y

pérdidas de calor, entre otras.

7.3.4. Flujo anular-corazón

Este método no es tan utilizado, pero también es de gran importancia en el

transporte de crudos pesados, está diseñado para reducir la caída de presión en la

tubería a causa de la fricción. Está basado en una película delgada de agua situada

de manera adyacente en las paredes de las tuberías, el fluido núcleo interno es el

crudo pesado, lo que conlleva a un gradiente de presión longitudinal reducido y

provoca que haya una caída de presión total, adoptando la presión del agua en

movimiento.

La aplicación de este método a nivel comercial implica importantes problemas;

como la dedicación exclusiva del oleoducto a esté método, el mantenimiento de la

estabilidad a grandes distancias, las incrustaciones o la corrosión de tuberías.

7.3.5. Up-grading

Este método consiste en el mejoramiento de los crudos de tipo pesado para que así

sea más fácil transportarlos, la ruta de mejoramiento de estos crudos y residuos se

hacen en dos vías: una es a través de procesos de conversión por medio de

reacciones catalíticas y la otra es por conversiones a través del craqueo térmico.

- 28 -

Cada uno de los métodos presentados anteriormente, demuestran ventajas y así

mismo sus respectivos inconvenientes. Ahora bien, factores como la localización

geográfica, factores geológicos, disponibilidad de materiales y equipos, los

requerimientos de tubería, mantenimiento, los costos de operación y requerimientos

de calidad del crudo, influyen en la elección del método respectivo por parte de las

compañías, pues todos los campos y compañías como tal presentan requerimientos

diferentes para un óptimo resultado financiero total.

Existen varias compañías que trabajan con este tipo de crudo, y que concluyen optar

por un transporte diferente al de los oleoductos y es que económicamente hablando

para muchas industrias es más rentable y fácil transportar crudo pesado por medio

de carro tanques y barcos transportadores que por los mismos oleoductos e

implantar sus métodos de mejoramiento de fluidos.

- 29 -

8. ESTADÍSTICAS DE PRESENCIA DEL CRUDO PESADO Y EXTRA-

PESADO

8.1. Crudos pesados y extra-pesados a nivel mundial

Gráfica 2

Según la anterior grafica podemos determinar el total de las reservas mundiales

dependiendo del tipo de crudo, por lo que se es posible observar que el 30% de

estas reservas corresponden a crudo convencional, aquel que se conoce como

crudo liviano y ha sido el de mayor extracción e interés, y el 70% corresponde a no

convencional, de este último el 25% son crudos pesados y 45% crudos extra

pesados y bitumen. 9

Del porcentaje de crudos pesados y extra-pesados, aquellos lugares a nivel

internacional donde se han descubierto las acumulaciones más importantes que se

han registrado son:

9 Oil production,”Crudos pesados y extra-pesados clasificación”, Proyección Mundial.

30%

25%20%

25%

Porcentaje

Petróleo Convencional

Petróleo Pesado

Petróleo Extra Pesado

Arenas Petrolíferos yBitumen

- 30 -

Tabla 2

La faja petrolífera del Orinoco, en Venezuela.

Arenas petrolíferas de Athabasca, en Alberta Canada.

Campo Kern River, en California US. Campo Duri, en Sumatra Indonesia

La explotación convencional específicamente en lo que nosotros conocemos como

crudos livianos siempre ha sido el enfoque del sector, sin embargo, el estado de las

reservas de muchos países, especialmente el de mayor interés, que es Colombia,

hace que los crudos pesados hayan sido la realidad de la explotación por muchos

años y que se establezcan como el futuro de la industria.

- 31 -

Gráfica 3

Fuente: Ecopetrol, Unidad de Planeación 1

En este sentido, América Latina encabeza el ranking con las mayores reservas de

crudos pesados y extra-pesados del mundo, representando el 47,50% de ellas que

es igual a tener 2 billones de barriles equivalentes de petróleo, es de tal forma que

las mayores reservas estan principalmente en los territorios que son de suramerica,

seguidos por norteamerica donde se ha sacado el mayor provecho actualmente con

el 28%, similares a 1,2 billones de barriles equivalentes de petroleo, por ultimo y en

este orden estan las regiones de Medio Este, Asia, Oceania, Africa y Europa.

Actualmente las mayorias de reservas de petroleo que restan, presentan

acumulaciones de crudo pesado y extra-pesado de las cuales se dieron muchos

descubrimientos en el pasado pero que fueron abandonados porque no era muy

rentable su extraccion y debido proceso de refinamiento, por lo que se optaron en

obtener el crudo liviano, lo que nos deja en vista que la mayoria de las reservas

actuales son del tipo de crudo nombrado inicialmente, y en gran aspecto la mayoria

de estas reservas se hallan en lo que corresponde latinoamerica de la cual es

posible aumentan su producción, pero en materias de avances Estados Unidos ha

sido la region que aprovecha la situacion y esto le permitio posicionar sus

producciones como unas de las mayores.

47,50%

28,20%

14,00%

5,60%

2,40% 2,20%

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

50,00%Reservas mundiales de crudos pesados

Porcentaje

- 32 -

Gráfica 4

Fuente: Ecopetrol, Unidad de Planeación 2

En Latinoamérica las mayores reservas de este crudo las tiene Venezuela, con el

87% , que corresponden a 1,7 billones de barriles equivalentes de petroleo, mientras

que Colombia tiene la quinta mayor reserva de este crudo en la región,

representando el 0,6%, es decir 0,012 billones de barriles equivalentes de petroleo,

despues de las regiones de Mexico, Ecuador y Brasil.

De acuerdo a la anterior grafica se puede determinar las fortalezas petroleras de

Venezuela, que comparadas con las demas regiones, las supera de gran forma. Los

pirncipales retos que tienen las regiones suramericanas son en materia de nuevas

formas tecnologicas que les permita dar el debido tratamiento a lo que son las

caracteristicas esenciales del crudo pesado y extra-pesado, tanto para el

tratamiento de su viscosidad, densidad y debidos contaminantes que dificulten los

procesos de extraccion, refinamiento y transporte, es decir la importancia que se

debe tener, es el implementar una inversion a la creacion de infraestructuras

necesarias y capacitaciones, un ejemplo esta en la extracción, ya que existen

importantes retos en los temas de transporte y refinación de estos crudos, ya que,

dada la viscosidad que los caracteriza, la movilización vía oleoducto es compleja,

siendo necesario calentar el fluido o diluirlo con aceites más livianos, lo que supone

costos adicionales en el proceso.

87,20%

7,40%

2,70% 1,10% 0,60% 0,50% 0,40%0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

90,00%

100,00%

Venezuela México Ecuador Brasil Colombia Argentina Perú

Reservas de crudo pesado y extra pesado en Latinoamérica

Porcentaje

- 33 -

8.2. Crudos pesados y extra-pesados en colombia

Los crudos pesados siempre han sido parte de la producción anual de petróleo del

país, pero fue hasta la creación de la Agencia Nacional de Hidrocarburos en el 2003,

donde se empezó a mirar con importancia y capacidad productora estos tipos de

crudos, y es donde se permitió el ingreso de nuevas empresas que implementaran

la tecnología necesaria para que se dé el debido tratamiento para poder sacar el

máximo provecho, y es gracias a esto que se obtuvieron los siguientes datos y una

perspectiva más clara de lo que sería la producción a futuro. A pesar de que se han

implementado muchas estrategias para la extracción de este tipo de crudos, no son

totalmente suficientes y también requieren de avances tecnológicos mejorados.

Gráfica 5

Fuente: Ecopetrol, Unidad de Planeación 3

Para Colombia estos desafíos son importantes, dado el papel histórico creciente

que ha jugado el crudo pesado y extra-pesado en la producción nacional, esta

importancia se ve reflejada en la grafica anterior y de la cual se puede deducir cual

es el tipo de crudon que se encuentra en el territorio Colombiano en una mayor

proporción. Gracias a los datos recolectados y puestos en la realidad actual, se es

posible decir que los crudos pesados y extra-pesados a nivel de produccion en

Colombia, van a estar en un constante crecimiento, tanto que anteriormente con los

datos anexados hasta 2010 los crudos de clasificacion liviana estaban dominando

la produccion interna del pais, pero en lo que llevamos hasta 2015 y en lo que va a

continuar alrededor de los años la produccion que mas se dara es crudos de

2010 2015 2020 2025

>30°API 18% 15% 14% 10%

30-20°API 33% 32% 22% 21%

20-15°API 2% 1% 1% 2%

15-10°API 42% 44% 52% 53%

<10°API 5% 7% 11% 14%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Títu

lo d

el e

je

Producción petróleo en Colombia según gravedad API

- 34 -

gravedad API que esta entre los 10° y 15°, es por tal forma que este tipo de petroleo

esta tomando un mayor impulso e importancia. En la actualidad los crudos pesados

representan más de la mitad de la producción de petróleo del país. 10

Esto supone que los crudos pesados y extra-pesados son un recurso cada vez más

importante para el desarrollo del sector en Colombia, pues contribuirán a mantener

y aumentar los niveles de producción e incorporación de reservas; adicionalmente

traerán un impacto positivo a la industria, los demás sectores y a la economía

nacional.

Según el diario la Republica y su artículo “Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en

crudos pesados”, nos dice que en la actualidad los crudos pesados representan más

de la mitad de la producción de petróleo del país y los datos de Ecopetrol muestran

que la proporción de crudos convencionales disminuirá en los próximos 10 años de

15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales aumentará

de 52% a 69% del total de la producción.

En Colombia encontramos el mayor potencial en estos tipos de crudo en las

cuencas de los Llanos Orientales, el Valle Medio Magdalena y en Putumayo,

exactamente en campos como lo son Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San

Fernando, Teca, Nare y Jazmín.

En cifras exactas de acuerdo a las reservas de crudo pesado y extra pesado, el de

mayor proporcion va a ser la Cuenca de los Llanos Orientales a la se le calculan

reservas de petróleo denso de 6.806 MMbbl y 319.455 MMbbl. La cuenca del Valle

Medio del Magdalena es la segunda con mayores reservas de petróleo denso, con

recursos recuperables entre 3,526 MMbbl y 22,459 MMbbl. Y por ultimo en la

cuenca de Caguán-Putumayo, existe un potencial de crudos pesados de 1.628

MMbbl a 21.500 MMbbl

10 Inteligencia petrolera, “La era de los crudos pesados en Colombia”, Análisis de Crudos en Colombia.

- 35 -

9. LOS CRUDOS PESADOS, QUE FUERON MIRADOS CON DESDÉN EN

EL PASADO, AHORA SON APRECIADOS POR LA MULTIMILLONARIA

INDUSTRIA PETROLERA

A lo largo de la historia de la industria petrolera fueron marginados los crudos

pesados y extra-pesados, aquellos que tiene una alta densidad y cuya producción,

transporte y refinación es más compleja, que el de los livianos.

Al presentar menos problemas en los procesos básicos que van desde la extracción

hasta el transporte, los crudos livianos y medios se convierten en los favoritos para

toda compañía dedicada al negocio de los hidrocarburos, esto se debe a que estos

serán más fáciles de adquirir desde el yacimiento hasta superficie, de refinar y de

transportar, y lo que consecuentemente genera un mayor enriquecimiento

económico. Los crudos de tipo pesado, por otro lado, son generadores de grandes

retos e inconvenientes para la compañía, ya sea por atascos o dificultad de

extracción de estos, complejidad en su refinación por alto índice de contaminación

y estructuras moleculares muy pesadas o por el atasco o la falta de energía para el

flujo por oleoductos; estos inconvenientes representan decaimientos económicos e

inclusive perdidas.11

Los crudos pesados y extra-pesados, que anteriormente no eran tan apreciados en

los mercados internacionales, han adquirido relevancia no solo por el

descubrimiento y aprovechamiento de grandes reservas en Venezuela y Canadá,

sino porque en los últimos años no se han realizado hallazgos importantes de

petróleo liviano.

Aunque la extracción, transporte y refinación de este tipo de hidrocarburos ha sido

tradicionalmente más costoso y su manejo más sofisticado, con el desarrollo de las

nuevas tecnologías su protagonismo en la industria petrolera es cada vez relevante.

Todo parece indicar que ya se tendrá que parar de ignorar la presencia de este

valioso fluido energético y empezar a desarrollar mejores tecnologías que

gradualmente conviertan a este crudo en un crudo sostenible en cualquier compañía

futura.

11 • APE Colombia, Crudos Pesados un negocio de talla mayor.

- 36 -

10. CONCLUSIONES

Los hidrocarburos se dividen en cinco tipos según su estructura molecular

C/H, su contenido de heteroátomos contaminantes, su viscosidad, su fluidez

y su gravedad API; se dividen en livianos, medios, pesados, extra-pesados y

arenas bituminosas.

Los crudos pesados y extra-pesados son los hidrocarburos que se

encuentran a mayor cercanía con superficie por estar en las formaciones

geológicas más jóvenes. También se caracterizan por su gran densidad y

viscosidad que se debe a su poca maduración y contaminantes.

Este tipo de crudo puede presentar taponamientos y atascamientos en la

extracción y transporte y también enormes retos de refinación y purificación

debido a su contenido tan impuro y pesado molecularmente.

El 70% de reservas mundiales corresponden a crudos pesados, extra-

pesados y arenas bituminosas, mientras que sólo se registra un 30% de

reservas de crudos de tipo liviano y medio.

El crudo pesado y extra-pesado, ignorados a lo largo de la historia de los

hidrocarburos por ser los crudos más de difíciles de extraer, refinar y

transportar y los que menos dejan ganancias económicas, aun así, en la

actualidad han logrado acaparar la atención de las compañías petroleras por

la problemática del agotamiento de las reservas de crudos livianos y por las

gigantescas cifras registradas en cuanto a reservas se refiere. Los crudos

pesados y extra-pesados son los hidrocarburos que se encuentran a mayor

cercanía de la superficie, por estar en las formaciones geológicas más

jóvenes. Especialmente caracterizados por su densidad y viscosidad que se

deben tanto la poca maduración y contaminantes que contienen, cosa que lo

hace un crudo muy difícil de tratar.

Para la extracción, refinamiento y transporte se deben optar por los métodos

que le sean más rentables a la compañía y por el cual se obtenga una mejor

calidad de este crudo, siempre teniendo en cuenta previamente los estudios

geológicos y de fluidos que se obtengan de yacimiento. El reto que les

impone estos crudos es su capacidad para ser tratado, tanto por su poca

- 37 -

fluidez que dificulta los procesos de extracción y transporte, y tanto del uso

de métodos adecuados para obtener las sustancias lo mayormente puras.

Los Crudos pesados y extra-pesados se encuentran en una gran cantidad

del mundo por lo tanto el interés de realizar los diferentes procesos de

extracción, refinación y transporte cada vez adquieren mayor interés, ya que

actualmente el interés radica a estas reservas que se presentan en gran

cantidad.

En lo que resultan de las reservas Colombianas de petróleo, podemos

determinar que el crudo pesado y extra-pesado se toman todo el

protagonismo, ya que en la actualidad y las perspectivas que se tienen la

producción de estos hidrocarburos aumentara, pero esto mismo demanda

también el requerimiento de nuevas tecnologías para la mejora en estos

métodos y su máximo aprovechamiento.

- 38 -

11. BIBLIOGRAFÍA

APE Colombia, Crudos Pesados un negocio de talla mayor,

http://ape.com.co/america-latina/item/104-crudos-pesados-un-negocio-de-

talla-mayor.

Colombia Energía, Crudos Pesados la gran apuesta al sector,

http://www.colombiaenergia.com/featured-article/crudos-pesados-la-gran-

apuesta-del-sector.

Edward Hanzlik, Tecnologías para mejorar yacimientos de crudo pesado,

Inyección de Vapor y sus etapas, 2009,

https://opsur.wordpress.com/2009/09/12/tecnologias-para-desarrollar-

yacimientos-de-crudo-pesado/.

Fredy Escobar Macuola, Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos,

Viscosidad del Crudo, https://es.scribd.com/doc/31535591/64/Viscosidad-

del-petroleo.

Inteligencia petrolera, “La era de los crudos pesados en Colombia”, Análisis

de Crudos en Colombia. http://inteligenciapetrolera.com.co/inicio/grafico-de-

la-semana-de-campetrol-la-era-de-los-crudos-pesados-en-colombia/

La comunidad petrolera, Inyección de Agua, Ferrer, Magdalena. "Inyección

de agua y gas en yacimientos petrolíferos", Venezuela., editorial Astro

Data, 2009, http://industria-

petrolera.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/inyeccin-de-agua.html.

Monterola Yusi, La comunidad petrolera, Viscosidad del petróleo, 11 de

Enero de 2009, http://ingenieria-

depetroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/viscosidad-del-petrleo.html

Observatorio Petróleo Sur, Tecnologías para el desarrollo de yacimientos de

crudo pesado, Edward Hanzlik,

https://opsur.wordpress.com/2009/09/12/tecnologias-para-desarrollar-

yacimientos-de-crudo-pesado/.

Oil production,”Crudos pesados y extra-pesados clasificación”, Proyección

Mundial, http://ingenieria-de

petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/crudos-pesados-y-

extrapesados.html.

Petroleoum News, Tecnologías para desarrollar yacimientos de crudo

pesado, Recuperación Primaria, 2009, http://caisser-

petroleumnews.blogspot.com/

Refining tutorial spanish, The International Council on Clean Transportation,

2011,

http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf.

- 39 -

Sembrando el Petróleo, Extracción de crudo pesado y extra pesado,

http://www.sembrandoelpetroleo.com/tag/extraccion-de-crudo-pesado-y-

extra-pesado/.

Shale en Argentina, Crudos No Convencionales,

http://www.shaleenargentina.com.ar/hidrocarburos-no-convencionales-

56#.ValTovn0-nV.

Slb, Heavy Oil, La Importancia del Crudo Pesado,

https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish06/aut0

6/heavy_oil.pdf.

The International Council On Clean Transportation, Introducción a la

Refinación de Petróleo,

http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf.

Universidad Industrial de Santander, José Oñate y Raúl Rodriguez,

Alternativas de transporte de crudo pesado,

http://repositorio.uis.edu.co/jspui/bitstream/123456789/1000/2/145291.pdf.