Gpa Nota Tecnica 63 Crudos Pe

Estudios y Servicios Petroleros S.R.L. NOTA TECNICA Nº 63

Hoja 1 de 10 Introducción a los crudos pesados y extrapesados: clasificación, explotación,

transporte y refino Importancia de los crudos pesados (P) y extrapesados (XP) Los petróleos P y XP (en algunos países bitumenes) son una importante reserva mundial y el agotamiento de crudos medios y livianos los convierte en una fuente obligada de hidrocarburos. Veamos la distribución de petróleo en el mundo: Petróleo convencional : 30% Petróleo pesado : 15% Petróleo extrapesado : 25% Arenas petrolíferas-bitumenes : 30%

Venezuela y Canadá son actualmente los principales productores mundiales de crudos P y XP.Venezuela comenzó en 1914 la explotación del Yto Mene Grande (878BPD, 17,8API) y años después se agregaron Boscan, (10API), Tia Juana, Lagunillas y Bachaquero (10-13 API). En 1940 comenzó la explotación de la Faja del Orinoco (10 API) con reservas estimadas del 50% de las mundiales .En 1999, Venezuela produjo 1 MM BPD de crudos P y XP estimando duplicarlas para 2005.

Canada, en la provincia de Alberta acumula crudos P y XP en Athabasca, Cold Lake y Peace River. Lloydminster es la mayor reserva de crudo P. Para 2020 Alberta espera producir 3 MM de BPD de bitumen (XP). Clasificación de Petróleos Crudos

Una simple clasificación de hidrocarburos liquidos por gravedad API nos introduce al tema. Hidrocarburo API Condensado mayor a 42 Crudo liviano 30,0 a 41,9 Crudo mediano 22,0 a 29,9 Crudo pesado 10,0 a 21,9 Crudo extrapesado menor a 9,9 –visc. mayor a 10000 cP Bitumen crudo, asfalto, arena

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Según UNITAR un crudo XP es aquel que tiene más de 10000 cP en reservorio y una densidad mayor a 0,975 a l5 C. Un crudo P se encontraría entonces en el rango de densidad 0,950-0,975. En USA se considera crudo pesado a aquel que tiene una gravedad API menor a 25 pero es fluido en reservorio. Un grupo de estudio formado durante el WPC 11 th (1983) acordó definir: Tipo de crudo API Densidad (kg/m3) Liviano mayor a 31,1 870 Medio 22,3-31,1 920-870 Pesado 10,0-22,3 1000-920 Extrapesado menor a 10,0 mayor a 1000 Veamos cinco crudos de nuestra CGSJ y sus propiedades: Crudo Viscosidad a 38C Densidad a 15C A 1250 cP 0,9065 B mayor a 100 M 0,9060 C “ 0,9285 D “ 0,9400 E 300 cP 0,8970 Nota: B; C y D tienen menos de 10000 cP a temperatura de reservorio.

Vease que algunos de estos petróleos pueden considerarse pesados por densidad pero no por viscosidad. La composición Los crudos P y XP presentan dos características composicionales importantes y vinculadas entre si: 1: Un alto residuo cuando se destilan hasta 360C 2: Una cantidad importante de contaminantes Veamos tres crudos tipificados:


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Hoja 3 de 10 Propiedades Venezuela Canadá Boscan Orinoco Cold Lake API 10,5 7,1 10-12 Grav. Esp. 0,995 1,070 1,000-0,986 Visc en cStk A 20C 120.000 100.000 40.000 A 100C 135 432 100 Destilado h/ 360C 18% 14% 19% C. Conradson % p 15 15 12,6 Contaminantes Azufre % p 5,2 3,7 4,7 Nitrógeno % p 0,65 0,19 0,2 Vanadio ppm 1200 375 240 Níquel ppm 150 80 70 Asfaltenos % p 13 8 15

Otro contaminante composicional que acompaña a los crudos P y XP es la acidez de naturaleza orgánica, veamos algunos datos: Crudo Liviano Medio Pesado E Pesado API 32 26 16 8 Azufre % p menor a 1,2 1,7 2,5 8 Acidez mg/gr menor a 0,5 menor a 0,5 menor a 1 mayor a 2 Ni y V ppm 100 250 360 620 Nota: la acidez se expresa en mg de hidróxido de potasio por cada gr de petróleo.

Los petróleos con alta carga contaminante deben ser diluidos con crudos livianos o bien los contaminantes deben ser removidos antes de ser procesados.

El contenido de contaminantes afecta el precio de venta del crudo por el costo de remoción al que debe incurrir la refinería. Veamos el efecto de algunos contaminantes usuales en crudos P y XP en la refinería:


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- Asfaltenos y Carbón Conradson elevados : Formación de coque en equipos de proceso Deposición de coque en catalizadores y calentadores Inestabilidad de productos de conversión

- Azufre - Todo crudo con mas de 1,5% de S es considerado de alto S y causante de

contaminación y corrosión - Ácidos orgánicos - Corrosión a altas temperaturas - Nitrógeno - Contaminación (NO) x material particulado - Metales (vanadio, niquel, hierro) - Depósitos en intercambiadores y hornos, corrosion e incrustación

Como parte MACROMOLECULAR del petróleo se define al residuo que no destila por encima de 360C la que corresponde aproximadamente a un peso molecular de 400 o mayor. La composición del petróleo no esta ajena a la fracción macromolecular y esta tampoco lo esta a la viscosidad.

No hay, sin embargo, una correspondencia directa entre la composición y la viscosidad. La viscosidad de un fluido es muy dependiente de las atracciones intermoleculares de

sus componentes. Aunque es influida por la polaridad de las especies presentes y por el peso molecular del efecto de la primera parece ser el más importante. El hexano es un compuesto no polar, su peso molecular es 86 y su viscosidad es 0,32 cP a 20C, mientras que la glicerina es altamente polar, su peso molecular es 92 pero su viscosidad es 1069 cP a 20C.

En todos los petróleos también existen fracciones no polares (parafinas de alto peso molecular) con viscosidades elevadas que se comportan como fluidos. Recuperación de reservas para petróleos pesados Las tecnologías actualmente disponibles para la explotación de reservas de crudos P y XP son: Grado API cPoise Met. Prod. % recupero Transporte A 18-25 10-100 frío 5-10 flujo B 7-20 100-100M frío 3-8 diluyente C 7-12 mas de 100M vapor 15-20 “ “ “ solvente (SAGD) 40-60 “ D menor a 4 “ minería 80-90 -


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Hoja 5 de 10 Explotación y Transporte de crudos P y XP

Toda operación de producción y transporte encontrara un obstáculo en el manejo de crudos P y XP con tecnologías diseñadas para crudos medianos y livianos (explotados usualmente por surgencia natural).

Es obvio que la principal limitante es la viscosidad.

Actualmente se han experimentado en el mundo cinco tecnologías para el manejo de crudos P y XP:

1. UPGRADING o mejora del crudo en el yacimiento 2. Empleo de diluyentes 3. Transporte como emulsión o/w 4. Empleo de temperatura 5. Transporte por oleoducto lubricado

Solo en 1 se modifica el crudo, en el resto se busca llevar la viscosidad a niveles de manejo adecuados para tecnologías convencionales. Upgrading El upgrading consiste en el uso de procesos mayormente de cracking térmico dentro del yacimiento, es particularmente útil cuando la productora no tiene operaciones downstream y entrega su crudo a una transportadora. En muchos casos el objetivo es obtener un derivado mas liviano apto como combustible para generar vapor o electricidad, en nuestro caso el objetivo seria obtener una fracción liviana apta como diluyente de crudo P o XP.

Muchos procesos pueden operarse como para alto rendimiento (una vía) o bien alta calidad (reciclo) En la siguiente tabla puede verse el resultado respecto de la carga para un proceso comercial (HTL –Ivanhoe Energy).con un bitumen de Athabasca (Canada): Carga Producto 1 vía API 8 14 Residuo % p 52 - cStk a 40C 4000 150 TAN mg/g 3,7 3 S% p 4,9 4,0 Ni ppm 184 110 V ppm 471 270


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Hoja 6 de 10 Empleo de diluyentes

Los diluyentes se adicionan al crudo para reducir su viscosidad. Pueden utilizarse crudos mas livianos del área, productos del upgrading, derivados del petróleo como gas oil comercial o bien gas oil de proceso VGO p .ej.

La siguiente tabla muestra el efecto del agregado de gas oil comercial a un crudo de nuestra cuenca GSJ: Temperatura crudo solo crudo -20% v gas oil 20C 45000 700 50C 3450 240 70C 980 98 80C 370 80 100C 80 34 120C 16 15

La opción de dilución de crudos con corrientes más livianas (Zemborain, I y Q 317) depende de la ubicación de las mismas con respecto al yacimiento. Se prefieren diluyentes de carácter aromático que son más efectivos para debilitar enlaces intermoleculares y bajar la viscosidad .La mezcla de un crudo pesado con uno modificado comercial como el Syncrude modifica también la viscosidad significativamente: % Syncrude viscosidad a 25C

5 464000 10 121700 15 53000 20 19800 40 956 60 72,4 80 12

Los diluyentes deben ser compatibles con los crudos, un gas oil comercial tiene por cuestiones ambientales regulado el máximo de aromáticos, mientras que un gas oil de vacío (VGO) puede contener 80% de aromáticos lo que garantiza mayor estabilidad del diluyente frente al crudo.


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Hoja 7 de 10 Transporte como emulsion o/w En muchos casos el transporte de crudos P y XP por inversión de fases puede resultar muy beneficioso porque conduce a una perdida significativa de viscosidad. Esto se puede lograr con el agregado de 1000 a 2000 ppm de surfactantes (usualmente no iónicos). Esta técnica es particularmente recomendada para pozos que producen con alto corte de agua donde no seria económico el uso de diluyentes .Veamos un caso: Crudo Lanwa -Análisis Agua: 72% API: 17,98 (0,9460) Asfaltenos : 6,6% Resinas : 30,5% Parafinas: 1,4% Viscosidad a 70C : 220 cPoise Emulsión : surfactante HA Veloc. de corte: 8,5 seg. -1 Relación petróleo / agua: 70 / 30 Temperatura emulsion w/ o emulsion o / w 30C 8280 cP 480cP 40C 5940 cP 420cP 50C 3240cP 360 cP

En muchos casos las viscosidades (o/w) con fase externa agua son mucho menos sensibles a la temperatura que aquellas con fase externa petróleo. Como resultado el transporte puede hacerse a menor temperatura con ahorro de energía. Empleo de temperatura El empleo de temperatura para movilizar petróleos es una técnica antigua utilizada para petróleos parafinosos cuya viscosidad responde muy bien al calentamiento por ej. Entre 30C y 70C .Utilizado vapor desde los años ’40 y actualmente sustituido por tracing no parece ser muy atractivo en el transporte de crudos P y XP aunque muchos yacimientos lo emplean como alternativa para calentamiento desde el fondo del pozo. Los crudos P y XP se encuentran usualmente en reservorios poco profundos con bajas temperaturas de reservorio, digamos 60C .La técnica DHH (downhole heating) consiste en el calentamiento en fondo de pozo mediante cables eléctricos para reducir la viscosidad del crudo y así mejorar su movilidad .Se utiliza en pozos que no son adecuados para inyectar vapor, no estimulados y con producciones menores a 30 BPD. En la tabla siguiente se puede apreciar el cambio de viscosidad con la temperatura para dos crudos de diferente constitución química:


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Hoja 8 de 10 Temperatura C.Parafinoso C.Asfaltico C cP cP . 25 100 8800 30 28 5500 40 25 2500 50 21 1250 60 19 720 70 17 500 80 15 350

El cambio brusco de viscosidad entre 25C y 30C del C Parafinoso se debe a la disolución de la red cristalina de parafina, vease que a partir de los 30C la variación de la viscosidad con la temperatura no es relevante: solo se reduce a la mitad en 50C. (80°C – 30°C)

Por otro lado el designado C. Asfáltico, para nuestro caso cualquier crudo P o XP, muestra un cambio permanente de viscosidad con la temperatura. la viscosidad se reduce a la mitad cada 10C,. Oleoducto Lubricado (flujo bifásico)

Con esta técnica, una delgada capa de agua se inyecta en forma anular al crudo formándose un régimen de flujo anular (CAF) .El agua lubrica el petróleo pesado y el gradiente de presión longitudinal es significativamente reducido. Ensayos de laboratorio efectuados con caudales de entre 220 y 450 lt/hr y 4/6% de agua mostraron reducciones de presión de bombeo de hasta 80% con crudo de 16API y 4750 cP a 19 C. Las propiedades de la técnica CAF son conocidas por la industria desde 100 años atrás, sin embargo, comenzaron a emplearse en crudos P y XP recién en 1970 en California (Shell). Transporte como emulsión o/w con emulsionante natural Cuando el petróleo contiene acidez orgánica es posible por el simple agregado de cáusticos (NaOH –KOH) formar emulsionantes naturales. Las emulsiones resultantes presentan sustanciales reducciones de viscosidades, veamos algunos datos para tres crudos:


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Hoja 9 de 10 Petróleo Visc.a 25C TAN Hidroxido Visc. Emulsión a 25C cP meq/100g meq/100g cP . Boscan 180000 1,8 2,0 97 Cold Lake 80000 1,7 2,5 35 Guadalupe 35000 2,2 2,0 50 Crudos P y XP – el procesamiento A diferencia del upstream en donde el transporte de crudos P y XP obliga a adaptar los sistemas de extracción para crudos convencionales, el refino impone la necesidad de incorporar nuevos procesos a la refinería .El procesamiento de crudos pesados es imposible de realizar como tales en refinerías convencionales sin efectuar antes un tratamiento para reducir su contenido de azufre, metales y asfaltenos (Zemborain). Veamos cual es la relación C:H de los hidrocarburos : Metano : 3 crudo 35API : 6,2 Gasolina : 5 crudo 25API : 6,6 Diesel : 5,8 crudo 5API : 8,2 Asfalteno : 10,1 carbon : 15 El objetivo de los procesos es reducir la relación C:H y ello se logra por craqueo térmico a baja presión y alta temperatura . Los esquemas de refinación pueden clasificarse genéricamente como :

- procesos de conversión (transforman la alimentación en productos con menor relación C:H ) tales como los hidrotratamientos (tratamientos con hidrogeno)

- procesos de concentración (se obtiene una corriente en la que se concentra el carbono) como el desasfaltado.

Los crudos con bajo contenido de metales (menos de 20ppm) y menos de 7% de carbón Conradson pueden procesarse directamente aunque la mayoría de las veces se mezclan con gas oil de vacío en una unidad de cracking catalítico. Cuando el contenido en metales y el carbón Conradson son elevados es inconveniente pro-cesarlos en unidades catalíticas sin tratamiento previo y requieren previo tratamiento en unidades adecuadas (visbreaking).

Procesos como hidrocraqueo o delayed coking ( coking retardado) muy comprobados en países productores de crudos P y XP contribuyen a mejorar estos crudos previo a su procesamiento tradicional. Veamos como son capaces de lograrlo :


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Hoja 10 de 10 Propiedad Crudo XP Crudo mejorado API 7,8-9,8 16 a 28 cStk a 50C 2000 a 10000 50 a menor a 10 vanadio ppm 300 a 500 500 a menor a 100 niquel ppm 120 PROCESOS 120 menor a 20 azufre % 3,5 a 4 3,5 a menor a 0,5 C.Conradson % 18 30 a menor a 10 Fondo vacío % v 62 1 a 0.1 Acidez mg/gr 2,7 1 a 0,1

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