Embed Size (px)
Citation preview
OPTIMIZACIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE CRUDOS PESADOS Y EXTRA
PESADOS MEDIANTE INYECCIÓN DE GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO
EN YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES UTILIZANDO SIMULACIÓN DE
PROCESOS
HERNANDEZ VELANDIA ANGEL DAVID
ORTEGA CALVO ALFONSO MIGUEL
UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARTAGENA DE INDIAS D. T. Y C.
2018
ii
OPTIMIZACIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE CRUDOS PESADOS Y EXTRA
PESADOS MEDIANTE INYECCIÓN DE GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO
EN YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES UTILIZANDO SIMULACIÓN DE
PROCESOS.
HERNANDEZ VELANDIA ANGEL DAVID
ORTEGA CALVO ALFONSO MIGUEL
Proyecto final de grado como requisito para optar al título de ingeniero químico.
DIRECTORA:
DRA. JULIANA PUELLO MÉNDEZ
UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA
FACULTAD DE INGENIERÍAS
PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARTAGENA DE INDIAS D. T. Y C.
2018
iii
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN
RESUMEN ........................................................................................................................................ 1
INTRODUCCION ............................................................................................................................. 2
1.PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN .......................................................................................... 3
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................. 3
1.2 FORMULACION DEL PROBLEMA .................................................................................. 4
1.3 JUSTIFICACIÓN ................................................................................................................... 4
1.4 OBJETIVOS .................................................................................................................. 6
1.4.1 Objetivo General ................................................................................................................ 6
1.4.2 Objetivo Específicos ........................................................................................................... 6
2. MARCO DE REFERENCIA ............................................................................................... 7
2.1 ANTECEDENTES INVESTIGATIVOS .............................................................................. 7
2.2 MARCO TEORICO ............................................................................................................... 8
2.2.1 Formación, mejoramiento y caracterización del crudo pesado. ................................... 8
2.2.2 Formas de extracción de los crudos livianos, pesados y extrapesados. ...................... 9
2.3 MARCO LEGAL .................................................................................................................. 11
2.4 MARCO CONCEPTUAL .................................................................................................... 11
3. DISEÑO METODOLÓGICO ............................................................................................ 13
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN ............................................................................................... 13
3.2 DISEÑO ADOPTADO ......................................................................................................... 13
3.3 ENFOQUE ADOPTADO .................................................................................................... 13
3.4 TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN .......................................... 14
3.4.1 Fuentes primarias. ................................................................................................ 14
3.4.2 Fuentes secundarias. .............................................................................................. 14
3.5 HIPÓTESIS ........................................................................................................................... 14
3.6 VARIABLES ................................................................................................................ 14
3.6.1 Variables independientes. .............................................................................................. 14
3.6.2 Variable dependiente. ................................................................................................. 14
iv
3.7 OPERACIONALIZACIÓN DE LAS VARIABLES. .................................................... 15
3.8 PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN. ........................................................... 15
4. RESULTADOS .................................................................................................................. 16
4.1 METODOLOGIA. ................................................................................................................ 17
4.1.1 Descripción del crudo. ........................................................................................... 17
4.1.2 Descripción del gas licuado de petróleo (GLP). ...................................................... 17
4.1.3 Descripción termodinámica del pozo. .................................................................... 17
4.2 RESULTADOS OBTENIDOS EN LA SIMULACIÓN..................................................... 17
4.2.1 Perfil de viscosidad del crudo por cambios en la presión en todo el pozo. .............. 18
4.2.2 Minimización de la precipitación de asfaltenos. .................................................... 19
4.2.3 Comportamiento termodinámico del crudo dentro del pozo. ................................ 20
4.3 DISEÑO CENTRAL COMPUESTO. ................................................................................. 22
4.3.1 Grafica de superficie de respuesta y valores máximos y mínimos en el porcentaje de
precipitación de asfaltenos. ............................................................................................ 22
4.4 MÉTODO DE RECUPERACIÓN DE LOS GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO
INYECTADOS CON BASE EN LA REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA. .................................. 24
5. CONCLUSIONES ............................................................................................................. 26
6. REFERENCIAS ................................................................................................................ 27
7. ANEXOS ........................................................................................................................... 30
7.1 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES ............................................................................... 30
7.2 CRONOGRAMA DE LABORATORIO............................................................................. 31
7.3 PRESUPUESTO .................................................................................................................... 32
v
LISTA DE TABLAS
Tabla 1. Variables dependientes e independientes ......................................................... 15
Tabla 2. Caracterización molecular del crudo ................................................................. 16
Tabla 3. Composición molecular del gas licuado de petróleo (GLP) ............................. 17
Tabla 4. Condiciones termodinámicas del pozo. ............................................................. 18
Tabla 5(a). Variables independientes; J.E Cortes ........................................................... 22
Tabla 5(b). Variable dependiente o de respuesta. ........................................................... 23
Tabla 6(a). Porcentaje mínimo de precipitación de asfalteno. ....................................... 24
Tabla 6(b). Porcentaje máximo de precipitación de asfaltenos ...................................... 24
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Agrupamiento de las fracciones del crudo primario ........................................... 17
Figura 2. Efecto de la presión sobre la viscosidad cinemática del crudo extra pesado ..... 19
Figura 3. Curva de precipitación de asfaltenos con la proporción de GLP ..................... 20
Figura 4(a). Las envolventes de fase para el crudo extra pesado (a) ................................. 21
Figura 4(b). Las envolventes de fase para el crudo extra pesado (a) y la mezcla óptima (b)
.............................................................................................................................................. 21
Figura 4(c). Comparación de las envolventes de fase para el crudo extra pesado (a) y la
mezcla óptima (b) ................................................................................................................ 22
Figura 5. Grafica de superficie de respuesta....................................................................... 23
Figura 6. Proceso de separación de GLP en una mezcla crudo/solvente ........................... 25
1
RESUMEN
Los crudos pesados son de alta viscosidad y baja densidad API, lo que dificulta el proceso
de extracción desde el pozo. La inyección de gas licuado de petróleo (GLP) pudo ser una
alternativa atractiva para mejorar la recuperación del crudo pesado en el proceso, sin
embargo, se evidencio que la dosificación del gas licuado de petróleo (GLP) debe controlarse
para evitar promover la precipitación de asfaltenos. Este estudio tuvo como objetivo evaluar
la viabilidad de la inyección del gas licuado de petróleo (GLP) en el proceso de extracción
de los crudos pesados para minimizar la precipitación de asfaltenos.
El estudio se basó en la ingeniería asistida por computadora utilizando el software CMG
(WinProp) y las propiedades fisicoquímicas, la composición del petróleo pesado y el gas
licuado de petróleo fueron adaptadas de la literatura. Ambos fluidos provenían de un campo
petrolero colombiano que tenía pozos con una profundidad promedio de 7900 pies y una
porosidad del 17%. El resultado mostró ante el efecto del GLP que los valores de viscosidad
disminuyeron a medida que aumentaba la presión y la temperatura de saturación. Fue
conveniente mantener la presión por debajo de 900 Kpa durante la recuperación del crudo
pesado en el proceso para controlar la precipitación de asfaltenos. La precipitación mínima
de asfaltenos del 9,2% (p/p) se obtuvo a partir de una proporción de petróleo pesado a GLP
(GOR) de 0,64. Este valor de porcentaje mínimo de precipitación de asfaltenos se ajustó a
los valores de rangos máximos y mínimos obtenidos a través del diseño central compuesto
con el programa estadístico Minitab17 donde se determinó un rango de porcentaje de
precipitación máximo de 18,47% para un GOR de 0.05 y presión de saturación de 50 Kpa y
mínimo de 3,33% para un GOR de 0.70 y presión de saturación de 900 Kpa.
2
INTRODUCCIÓN
La precipitación de asfaltenos en el proceso de extracción de los crudos pesados es uno de
los desafíos que actualmente requieren de métodos y tecnologías actualizadas para evitar
inconvenientes como la obstrucción del paso del crudo en las tuberías y los posibles daños
en algunos equipos.
En el presente se han venido utilizando varias técnicas de extracción de crudos no
convencionales como la técnica de recobro mejorado que emplea la inyección de gases para
mejorar y modificar las propiedades fisicoquímicas y geológicas de los crudos no
convencionales.
En este caso se trabajó con un crudo pesado colombiano de la región Apiay, el cual necesita
de una técnica de extracción terciaria que emplea solventes que permiten modificar las
propiedades reológicas de este. El gas licuado de petróleo (GLP) se propuso como solvente
y una alternativa para la extracción del crudo Apiay debido a que se produce in situ en el
mismo pozo, lo cual disminuye costos, es reutilizable y de fácil recuperación, sin embargo,
se debe ser muy cuidadoso con las cantidades de gas licuado de petróleo adicionar, ya que
está a ciertas cantidades puede aumentar o disminuir la precipitación de asfaltenos, no
obstante, este no es el único factor que influye directamente en esta, se debe tener en cuenta
otras variables como la presión, la temperatura y la relación crudo/solvente (GOR) ya que
estas tienen un efecto directo en la precipitación de asfaltenos, provocando que el porcentaje
de este varié a lo largo del pozo. Fue necesario hacer un modelo de precipitación que
represente estas variables que causan un efecto directo sobre la precipitación de asfaltenos y
para poder representarlo debemos conseguir una técnica estadística que me modele cada uno
de estas variables y este será el diseño central compuesto, a través del software Minitab 17.
La metodología de investigación utilizada para llevar acabo el diseño metodológico se
inició con la caracterización del crudo y el solvente (GLP), donde se agregó la composición
elemental de estos, luego se hizo una evaluación de la precipitación de asfaltenos partiendo
de las condiciones termodinámicas del pozo, las propiedades fisicoquímicas del crudo y la
interacción de este con el solvente, fundamentales para también llevar a cabo el
modelamiento de la mezcla crudo/GLP y la construcción de envolventes PVT. Se
estableció una gráfica de superficie de respuesta a través de un diseño central compuesto en
Minitad 17.
Por ultimo en los resultados se realizó la construcción de las envolventes PVT con el software
de CMG (Winprop), seguidamente se obtuvo la curva de porcentaje de precipitación de
asfaltenos y con el diseño central compuesto del programa estadístico Minitab 17 se realizó
la gráfica de superficie de respuesta y se establecieron los rangos de porcentajes máximos y
mínimos de precipitación de asfaltenos. Posteriormente se propuso un método de
recuperación de los gases licuados del petróleo inyectados, con base en la revisión
bibliográfica de métodos existentes en el proceso de obtención de crudos no convencionales.
3
OPTIMIZACIÓN DE LA EXTRACCIÓN DE CRUDOS PESADOS Y EXTRA
PESADOS MEDIANTE INYECCIÓN DE GASES LICUADOS DEL PETRÓLEO EN
YACIMIENTOS NO CONVENCIONALES UTILIZANDO SIMULACIÓN DE
PROCESOS.
PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El desarrollo económico y el dramático crecimiento de la población han supuesto un continuo
aumento de la demanda mundial de energía. Este hecho ha impactado directamente en la
disponibilidad de recursos petroleros, en especial los recursos de tipo convencionales que
han sido ampliamente explotados debido a su alto valor comercial y a métodos de producción
técnicamente bien establecidos [1]. En la actualidad, las reservas convencionales de petróleo
están en constante agotamiento llevando el futuro de la industria petrolera hasta la
explotación de crudos no convencionales. Como los combustibles fósiles seguirán siendo la
principal fuente de energía para las próximas décadas, existe una necesidad urgente de
explotar recursos fósiles alternativos [2].
Los crudos no convencionales comprenden crudo pesado, crudo extra pesado y bitumen que
representan aproximadamente el 70% del total de las reservas mundiales de petróleo [2]. En
comparación con la producción de crudos convencionales, la explotación de crudos pesados
es más problemática debido a su elevada viscosidad y a las relaciones Carbono / Hidrógeno
(C / H) que dan distintividad geológica de la inmovilidad. El mecanismo clave para la
recuperación eficaz de crudos pesados se ha identificado como la reducción de la viscosidad
y la resultante movilidad del crudo mejorado. Se han desarrollado varias técnicas de
producción más allá de los métodos convencionales (primaria y secundaria) para la
recuperación económica del petróleo pesado. Entre estos métodos, la inyección térmica se
reconoce como un método eficaz con altos factores de recuperación de hasta el 70% del crudo
original en su lugar. La recuperación térmica típica incluye el drenaje por gravedad asistido
por vapor, la estimulación cíclica del vapor y la combustión in situ. Sin embargo, estos
métodos técnicamente exitosos siguen siendo desafiados, tanto desde el punto de vista
económico como medioambiental, debido al alto costo del suministro de calor junto con la
excesiva emisión de dióxido de carbono (CO2) y el costoso post-tratamiento y
mantenimiento [3].
Un método terciario corresponde a la recuperación o recobro mejorado (EOR) que implica
la inyección de disolventes en el pozo para modificar las propiedades reológicas del crudo.
El método EOR ha ganado atención por el aumento efectivo en la eficiencia de barrido y ya
se aplica en todo el mundo en muchos yacimientos de petróleo pesado [1].
Se han utilizado hidrocarburos ligeros tales como nafta, gas licuado de petróleo, heptano y
CO2 como disolventes para los métodos EOR [3]. Los hidrocarburos ligeros son muy
miscibles al petróleo pesado. Reducen la tensión interfacial facilitando el barrido adicional
4
del crudo fuera del pozo [4]. Sin embargo, la cantidad de hidrocarburo ligero inyectado debe
ser regulada para evitar deposiciones de asfaltenos en el pozo. Las deposiciones de asfaltenos
causan serios problemas como la obstrucción de las formaciones porosas, la reducción de la
porosidad y la permeabilidad, los cambios en la humectabilidad y las caídas de presión en el
proceso aguas arriba [5]. Los asfaltenos pueden precipitar principalmente como resultado de
cambios en la composición del crudo después de la mezcla de hidrocarburos pesados a
hidrocarburos ligeros [6]. Como disolvente se han utilizado aromáticos, resinas, aceite
desasfaltado y tenso activos para retardar las deposiciones de asfaltenos. Sin embargo, la
mayoría de los inhibidores aplicables tales como disolventes de tolueno, xileno, benceno y
clorato son inflamables, cancerígenos, peligrosos para el manejo y dañinos para el medio
ambiente. Además, muchas de esas técnicas pueden causar pausas en la producción debido a
las dependencias de su disponibilidad [3]. Entonces, en la medida de lo posible, es preferible
controlar la precipitación de asfaltenos sin consumo de cualquier disolvente adicional al
visbreaker. La precipitación de asfaltenos también está influenciada por la temperatura y
presión que varían a lo largo del pozo [6]. La alta temperatura aumenta el punto de inicio
para la precipitación de asfaltenos, así como disminuye el rendimiento de precipitación [5].
A raíz de esto en el siguiente proyecto se pretende hacer una optimización del proceso de
extracción de los crudos no convencionales mediante la inyección de gases licuados de
petróleo a través de la técnica de recobro terciario o recobro mejorado para disminuir la
viscosidad y aumentar la solubilidad del crudo garantizando el hinchamiento de este y así
lograr un empuje natural a través de la tubería, fijando un estudio de efectos mediante la
herramienta estadística diseño central compuesto (CCD), que permitirá estudiar cómo
interactúan las variables o grupo de parámetros de optimización en la variable de respuesta,
esto con el fin de obtener la cantidad mínima y máxima de precipitación de asfáltenos.
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
¿Qué parámetros de optimización permiten controlar la precipitación de asfaltenos por
inyección de GLP en los yacimientos de crudos no convencionales, a partir del uso de la
herramienta estadística diseño central compuesto?
1.3 JUSTIFICACIÓN
Actualmente, se estima que las reservas de crudos convencionales disminuirán en los
próximos 10 años de 15% a 10% (>30 °API) y de 32% a 21% (30-20 °API), mientras que el
total de no convencionales (< 20 °API) aumentará del 52% al 69% del total de la producción.
Lo cual, ha forzado a la industria petrolera a recurrir de las fuentes no convencionales [7].
Se emplea el uso del gas licuado de petróleo (GLP) como solvente ya que es gas completo
proveniente del petróleo que posee características fisicoquímicas adecuadas para la
realización de esta extracción. En la parte financiera es de valor muy económico, dado que
es producido in situ durante el recobro primario. El gas licuado de petróleo (GLP) parece ser
rentable para el EOR en comparación con otros hidrocarburos ligeros. Este está compuesto
5
principalmente por un 40% de C3H8 y un 60% de C4H10, hidrocarburos producidos in situ
después de la perforación inicial de pozos durante la recuperación primaria de petróleo.
Además, el GLP tiene precios comerciales 40% - 60% más bajos que otros hidrocarburos
ligeros. Este es fácil de transportar y manejar, lo que reduce los riesgos operativos [8]. Bajo
un esquema de inyección de gas miscible, la inyección de gas aumenta el crudo, reduce la
densidad y la viscosidad del crudo y, por tanto, moviliza el crudo residual que se dispersa en
el depósito [5].
Este tema es pertinente con los lineamientos del proyecto educativo Bonaventuriano los
cuales promueven en el estudiante la indagación metódica, la reapropiación del conocimiento
y la autoformación, para la aplicación de principios científicos y el pensamiento propio y
creativo, haciendo énfasis en el conocimiento, manejo y revisión permanente de los métodos
de investigación [9].
El presente proyecto presenta una afinidad con las líneas de investigación propuestas por el
GICI (Grupo de Investigación en Ciencias de la Ingeniería) de la facultad de ingeniería de la
Universidad San Buenaventura, más exactamente con la línea de investigación de "Ingeniería
de procesos ", la cual permite desarrollar las habilidades y conocimientos necesarios para el
abordaje de este tema.
Este proyecto es importante para la comunidad ingenieril, investigadores y estudiantes con
carreras afines porque se desarrollara un estudio de simulación donde se analizara el
comportamiento de las variables independientes sobre el efecto en la variable de respuesta o
variable dependiente (% de precipitación de asfaltenos) en el sistema. Esta idea se originó al
ver las consecuencias que puede genera el GLP cuando no se controlan las cantidades de este
a adicionar, contribuyendo a la precipitación de los asfaltenos que a su vez reducen la
porosidad de la roca generando taponamiento y resistencia al paso del crudo.
6
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo General
Optimizar el proceso de extracción en yacimientos de crudos no convencionales mediante la
inyección de gases licuados del petróleo usando la herramienta estadística diseño central
compuesto (CCD) para minimizar el porcentaje de precipitación de asfaltenos.
1.4.2 Objetivo Específicos
Determinar los parámetros de optimización a partir de un análisis de efecto en la variable de
operación del pozo.
Establecer los rangos de valores máximos y mínimos de precipitación de asfáltenos mediante
análisis de superficies de respuesta.
Proponer un método de recuperación de los gases licuados del petróleo inyectados, con base
en la revisión bibliográfica de métodos existentes en el proceso de obtención de crudos no
convencionales.
7
2. MARCO DE REFERENCIA
2.1 ANTECEDENTES INVESTIGATIVOS
La necesidad del uso de mecanismos de recuperación de petróleo secundarios y terciarios, se
da principalmente debido a que alrededor del 30% del aceite o crudo de un pozo puede ser
extraído con los métodos tradicionales, por lo que aun en el pozo quedan grandes cantidades
de crudo por ser recuperado; A pesar de que el recobro mejorado ha sido presentado como
una opción real para la obtención de la mayor cantidad de crudo posible, debido al costo de
su implementación no se ha visto un uso importante en Colombia [10].
En Colombia se ha investigado por alrededor de 20 años en el área de recuperación mejorada
de petróleo, sin embargo, el uso de estas tecnologías no se ha convertido en una práctica
común; en cuanto a la producción de petróleo por métodos EOR nos encontramos por debajo
de los niveles internacionales, debido al poco número de proyectos comparado con el número
de campos colombianos, pero hay que tener en cuenta que hay factores que podrían favorecer
la aplicación de estos métodos en el futuro, como lo son tanto los precios del petróleo, como
que los proyectos han tenido resultados prometedores, en simulaciones numéricas, lo que
permitiría seguir al siguiente paso que es la ejecución de estos [10].
El documento denominado “La importancia del petróleo pesado”, muestra el total de reservas
de petróleo del mundo, donde indica que el 30% de las reservas petroleras mundiales
corresponden al petróleo convencional, otro 30% corresponden a arenas petrolíferas y
bitumen, el 25% corresponde a petróleo extra pesado y un 15% corresponde a petróleo
pesado. De acuerdo a esto se puede notar que las reservas de petróleo pesado, extra pesado y
bitumen del mundo conforman aproximadamente un 70% de los recursos de petróleo totales,
y sólo un 30% aproximadamente de ese total, corresponde a petróleo liviano [11].
El artículo “Extracción de gas licuado: un nuevo método para la recuperación de terpenoides
de residuos agroindustriales y forestales”, Publicado por la revista The Journal of
Supercritical Fluids, Expresa las principales desventajas de la extracción convencional de
Soxhlet que incluyen (1) un largo tiempo de extracción, (2) el uso de una gran cantidad de
disolvente, (3) una incapacidad para acelerar el proceso usando agitación, (4) un proceso de
evaporación o concentración que es necesario debido a la gran cantidad de disolvente
utilizado en el proceso y (5) la posibilidad de degradación térmica de los compuestos dado
que se producen durante las extracciones durante un largo período de tiempo en el punto de
ebullición del disolvente. La mayoría de estos inconvenientes son aplicables a otros métodos
de extracción, tales como la cantidad de disolvente utilizado, por tal motivo, este propone el
uso de Gas Licuado de petróleo como agente extractor para la recuperación de Terpenos
(Hidrocarburos) [12].
El artículo “Caracterización del GLP y cuantificación de la producción de los depósitos de
petróleo y gas” publicado por la revista científica Journal of Natural Gas Science and
Engineering, Investigo por primera vez sistemáticamente la caracterización del GLP y la
8
cuantificación de la producción junto con la simulación del yacimiento. Se dieron cálculos
detallados de los rendimientos de GLP tanto de la tapa de gas como del gas de disolución. El
rendimiento de GLP es una función de la relación gas-aceite inicial (GOR), la gravedad
específica del gas y la condición del separador: el rendimiento de GLP, que es menor en la
tapa de gas en comparación con el gas de disolución del mismo depósito, tiene una buena
correlación con la gravedad específica del gas y se ve afectada por las condiciones del
separador [13].
Estos antecedentes investigativos son una muestra de la importancia que ha tomado el Gas
Licuado de Petróleo (GLP) en la extracción y recuperación de hidrocarburos, por lo tanto,
hacer una comparación de la relación gas - aceite (GOR) fundamental en el porcentaje de
precipitación de asfaltenos contribuirá en las cantidades exactas a adicionar de GLP y así
obtener el mínimo porcentaje de precipitación de asfaltenos.
2.2 MARCO TEORICO
2.2.1 Formación, mejoramiento y caracterización del crudo pesado.
La causa principal de la formación del petróleo pesado es la biodegradación. A lo largo de
las escalas de tiempo geológico, los microorganismos degradan los hidrocarburos livianos e
intermedios, produciendo metano e hidrocarburos pesados enriquecidos. La biodegradación
produce la oxidación del petróleo, reduciendo la relación gas/petróleo (GOR) e
incrementando la densidad, la acidez, la viscosidad y el contenido de azufre y de otros
metales, de igual forma pierden una importante fracción de su masa original. También el
lavado con agua y el fraccionamiento de fases contribuyen a la formación del crudo pesado.
Las condiciones óptimas para la degradación microbiana de los hidrocarburos se dan en los
yacimientos de petróleo, a temperaturas inferiores a 80°C (176°F), siempre y cuando haya
una buena combinación de agua, temperatura y microbios; se puede producir la degradación
y la formación de petróleo pesado [8].
El crudo pesado es un petróleo denso y viscoso con baja gravedad API, el límite superior es
de 22° API, normalmente no son recuperables en su estado natural por los métodos
convencionales de extracción, la mayoría deben estar calentados o diluidos para que puedan
fluir por una tubería [6]. El petróleo pesado generalmente se deja de lado como recurso
energético debido a las dificultades y costos asociados con su producción, por su densidad y
viscosidad presentan grandes retos difíciles, pero no imposibles. La viscosidad a la
temperatura del yacimiento es la medida más importante a la hora de producir un pozo porque
esta es la que permite determinara cuan fácil fluirá el petróleo y la densidad es decisiva al
momento de la refinación y la separación en cada uno de sus componentes de alto valor
agregado [6].
La viscosidad se disminuye por la disolución del gas en el crudo, mejorando la relación de
movilidad aumentando así la eficiencia del barrido, siendo este más notable en crudos no
muy livianos, en los que se puede identificar mejor, fuertes caídas de viscosidad por efecto
de la inyección del gas, además de disminuir la viscosidad del petróleo, éste tiende a
9
expandirse, siendo mayor la cantidad de petróleo que se desplazaría. Esto puede lograrse con
muchos fluidos como: alcoholes orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado
del petróleo, gas natural y gas natural licuado (GLP), dióxido de carbono, aire, nitrógeno,
gases de combustión y otros [15].
Este tipo de crudo desempeña un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera y
muchos países que no poseen yacimientos de crudos livianos están buscando la forma de
incrementar su producción, revisar las estimaciones de reserva y probar nuevas tecnologías
para no dejar perder el crudo pesado, pero el principal problema de estos yacimientos es su
factibilidad económica, ya que se invierte mucho dinero y en la mayoría de los casos la
extracción puede ser baja.
Según la consultora especializada IHS CERA, América Latina tiene un 45% de sus reservas
catalogadas como crudo pesado, con lo cual es la región con la mayor proporción de
hidrocarburos no convencionales en sus reservas totales. Países como Venezuela, Ecuador,
México, Argentina, Colombia, Perú y Brasil tienen considerables reservas de crudo pesado
y presentan un gran potencial para aumentar el suministro de dichos recurso [14].
Este potencial ha llamado la atención de varias compañías petroleras estatales e
internacionales interesadas en proyectos que les permitan explotar estos hallazgos [14]. Los
recursos de crudo pesado en los países del hemisferio occidental están repartidos en millones
de barriles, así: Canadá 2’550.000, Venezuela 2’200.000, México 137.000, Estados Unidos
125.000. Brasil 16.000 y Colombia 12.000.
2.2.2 Formas de extracción de los crudos livianos, pesados y extrapesados.
Para extraer el crudo de los yacimientos, se han determinado tres formas de extracción.
a) La recuperación primaria (flujo natural, levantamiento artificial) que normalmente se usa
para extraer crudos livianos, la recuperación secundaria (inyección de vapor, inyección de
agua caliente) y la recuperación terciaria (mejorada) EOR que se divide en térmicos
(inyección de agua caliente, inyección continúa de vapor, inyección cíclica o alternada de
vapor, inyección de vapor asistida por gravedad, VAPEX, esSAGD, combustión in situ),
gases (inyección de CO2, inyección de N2, inyección de gases de combustión, inyección de
hidrocarburos), químicos (poliméricos, surfactantes, álcalis) y otros (microorganismos). Los
cuales estas dos últimas se usan para extraer petróleos pesados y extrapesados [16].
La presente investigación se centrará en la extracción de crudos pesados y extra pesados por
lo cual se hará hincapié en la recuperación secundaria y terciaria.
b) Recuperación secundaria: Este tipo de procesos cuenta con tres etapas: el período de
respuesta inicial, el periodo de inclinación y el periodo de declinación que consiste en la
disminución en la producción de petróleo, mientras se incrementa el corte de agua buscando
una eficiencia de barrido y una disminución de la saturación del petróleo remanente [17].
10
Inyección de gas: El gas que es inyectado es generalmente una mezcla de
hidrocarburos en reemplazo de aire, que al ser menos denso que el petróleo tiende a
formar una capa artificial muy definida; si la producción se extrae por la parte más
profunda de la capa, traerá como consecuencia una manera de conservar la energía y
la oportunidad de mantener las tasas de producción relativamente altas, produciendo
en un menor tiempo lo que por medio natural requeriría un periodo más largo; aunque
en ocasiones este gas inyectado conlleva a corrosión en los pozos, oxidación del
petróleo y riesgo de explosión [19]. Este mecanismo se divide en dos: inyección de
gas interna o dispersa e inyección de gas externa.
Inyección de agua: Este método es comúnmente usado en las áreas de la ingeniería
de yacimientos. Se divide en dos: inyección periférica o tradicional e inyección
dispersa o en arreglos [19].
c) Recuperación terciaria: Son las técnicas de recobro mejorado, se usan principalmente en
crudos de gravedad menor de 10° siendo extrapesados. Se usan para aumentar el factor de
recobro de un yacimiento.
Métodos térmicos: Consisten en la transferencia de energía en forma de calor de la
superficie hacia el yacimiento, la temperatura del crudo aumenta por lo que se dilatan
los fluidos, se expanden y se reducen las viscosidades haciendo fluir el crudo. Se
dividen en: inyección de agua caliente, inyección continúa de vapor, inyección cíclica
o alternada de vapor (Cyclic Continous Steam, CCS), Inyección de vapor asistida por
gravedad (Steam Assisted Gravity Drainged, SAGD) a la cual pertenece VAPEX
(Vapour Extraction) y combustión en sitio (in situ).
Inyección de gases: Estos métodos buscan aprovechar los principios de transferencia
de masa para incrementar el número capilar, en otras palabras buscan que la tensión
interfacial entre el fluido inyectado y el crudo se reduzcan [20]. Este se divide en:
inyección de CO2, inyección de gases de combustión, inyección de N2 e inyección
de hidrocarburos.
Métodos químicos: Se inyectan sustancias químicas especiales con el propósito de
minimizar la tensión superficial (capilaridad) y disminuir la relación de movilidad
con el fin de mejorar el control sobre la misma, los métodos de recuperación de esta
categoría incluyen la inyección de surfactantes, polímeros y álcalis o una mezcla de
los tres lo que se conoce como inyección de mezcla de álcalis-surfactante-polímero o
también llamada como (ASP) [19]. Este método se divide en: inyección de polímeros,
inyección de surfactantes e inyección de álcalis.
Método microbiológico: Se basa en la inyección de microorganismos seleccionados
con el propósito de mejorar la recuperación de petróleo en los yacimientos para luego
ser estimulados, hay dos componentes esenciales: los microorganismos indígenas
(autóctonas o exógenos) y nutrientes (in situ o ex situ) [21]. Según su función se usan
las siguientes bacterias: bacteria sulfato-reductora, bacteria formadora de metano y
Cultivos de Clostridium sp.
11
La aplicación de la tecnología de inyección de hidrocarburos miscibles es una alternativa
interesante, ya que ha demostrado eficiencia, aumento de productividad, reducción de
viscosidad y sobre todo viabilidad económica ya que este hidrocarburo puede ser separado
del crudo por refinación y luego inyectado para su reducción viscosa. Consiste
principalmente en producir una mezcla entre el hidrocarburo de yacimiento y el hidrocarburo
miscible utilizado, provocando la transferencia de masa que se da a escala microscópica entre
los componentes de ambos fluidos logrando que la mezcla obtenga unas propiedades
intermedias a las del crudo y el hidrocarburo miscible inyectado [18].
2.3 MARCO LEGAL
Ante la necesidad de incorporar nuevas reservas que permitan ampliar el horizonte de
autosuficiencia energética en materia de hidrocarburos se han definido cuatro áreas
específicas de acción sobre las cuales enfocar los esfuerzos: (i) Incrementar la actividad
exploratoria de yacimientos convencionales continentales; (ii) Evaluar y materializar el
potencial del país en hidrocarburos contenidos en yacimientos no convencionales; (iii)
Fomentar la exploración y desarrollo del potencial de hidrocarburos en yacimientos costa
afuera (offshore) e (iv) impulsar el desarrollo de proyectos de recobro mejorado para
optimizar la producción de campos maduros [22]. El ministerio de minas mediante el decreto
1616 del 28/08/14 “Por el cual se establecen los criterios y procedimientos para la
exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales continentales y
costa afuera" Que en consecuencia, es necesario establecer los criterios y procedimientos
aplicables a la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales
continentales y costa afuera, con el fin de incorporar las especificaciones técnicas requeridas
para lograr el aprovechamiento integral de los recursos naturales no renovables, bajo
parámetros que conduzcan la observancia de las disposiciones ambientales vigentes [23].
Artículo 1. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos
convencionales continentales y costa afuera deberán observar los estándares y normas
técnicas nacionales e internacionales y especialmente las recomendadas por el AGA, API,
ASTM, NFPA, NTCICONTEC, RETIE o aquellas que las modifiquen o sustituyan [23].
Artículo 2. Las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos
convencionales continentales y costa afuera se encuentran sujetas a las disposiciones
relativas a la protección de los recursos naturales, del medioambiente, de salubridad y de
seguridad industrial, así como el Convenio 174 de la OIT y todos aquellos que los modifiquen
[23]
2.4 MARCO CONCEPTUAL
GLP: Es un combustible que proviene de la mezcla de dos hidrocarburos principales: el
propano (C3H3) y el butano (C4H10) y otros en menor proporción. Esta mezcla de
hidrocarburos permanece gaseosa en condiciones ambientales, pero se convierte a un estado
líquido cuando se somete a presiones moderadas.
12
INYECCIÓN: Es un procedimiento mediante el cual se hace pasar un líquido o un material
viscoso a través de un tubo o un conducto circular para un determinado fin.
EXTRACCIÓN: Es una operación unitaria de transferencia de materia basada en la
disolución de uno o varios de los componentes de una mezcla líquida o que formen parte de
un sólido en un disolvente selectivo.
SURFACTANTES: Es un elemento que actúa como detergente, emulsionante o humectante
y que permite disminuir la tensión superficial que existe en un fluido. Por lo general se trata
de sustancias que ejercen dominio en la zona de contacto que se crea entre dos fases.
ASFALTENOS: Son moléculas planas, poli aromáticas y poli cíclicas que contienen
heteroátomos y metales, que existen en un estado de incorporación en suspensión y están
rodeados y estabilizados por otros derivados del petróleo como resina.
PRECIPITACIÓN: Aparición de una fase sólida en el seno de una disolución se produce
cuando la concentración de soluto supera la máxima posible.
CRUDO: Es una mezcla de hidrocarburos líquidos que se obtienen en el fondo de un
yacimiento o pozo.
CRUDO NO CONVENCIONAL: Es el petróleo de largas cadenas de hidrocarburos que son
producidos o extraídos por medio de técnicas diferentes al método convencional o que
necesitan ser sometidos a un proceso fisicoquímico para luego ser enviados una refinación.
CRUDO CONVENCIONAL: Son aquellos crudos que contiene gran concentración de
hidrocarburos de bajo peso molecular, lo cual lo hace menos pesados. Cuya extracción son
con técnicas de recobros primarios y secundarios.
SIMULACIÓN: Representación de un proceso de la realidad que es modelado para probar
algún experimento o practica industrial y ver si es viable o no.
YACIMIENTO: Es una acumulación natural de hidrocarburos en el subsuelo, contenidos en
rocas porosas o fracturadas.
RECOBRO MEJORADO: Son técnicas de extracción del crudo, estas pueden ser de tipo
primario, secundarias y terciarias.
FACTOR DE RECOBRO: Es el porcentaje de petróleo o gas en situ en un yacimiento que
en última instancia puede ser retirado mediante técnicas primarias o secundarias.
13
3. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN
El proyecto se fundamenta en un tipo de investigación proyectiva-descriptiva porque consiste
en la elaboración de una propuesta, un plan, un programa o un modelo, como solución a un
problema o necesidad de tipo práctico, ya sea de un grupo social, de una institución, o de una
región geográfica, en un área particular del conocimiento, a partir de un diagnóstico preciso
de las necesidades del momento, los procesos explicativos o generadores involucrados y de
las tendencias futuras, es decir, con base en los resultados de un proceso investigativo.
La investigación proyectiva involucra creación, diseño, elaboración de planes y de proyectos
y debe estar fundamentada en un proceso sistemático de búsqueda e indagación que requiere
la descripción, el análisis, la comparación, la explicación y la predicción [25].
3.2 DISEÑO ADOPTADO
El diseño de esta investigación es de tipo experimental, porque en el desarrollo del proyecto
se manipularon las variables independientes como (temperatura, viscosidad, densidad,
presión de saturación, profundidad del yacimiento, GOR, permeabilidad etc.), sobre el efecto
que tenían en la variable dependiente ( % de precipitación de asfaltenos) que condicionan al
crudo y al yacimiento y que partiendo de estas condiciones se calcularon los rangos de
porcentajes máximos y mínimos de precipitación de asfaltenos en un modelo estadístico que
permitió generar una superficie de respuesta para la optimización de la extracción del crudo.
Plutchnik (1960) lo define en término de las formas de disponer las condiciones indicadas
por la pregunta de investigación y los métodos de control para minimizar o reducir el error
al establecer relaciones entre las variables implicadas [26].
3.3 ENFOQUE ADOPTADO
Este proyecto se desarrolla desde el enfoque cuantitativo, porque fue necesario la recolección
de datos para la realización del modelamiento en base a las condiciones del pozo y del crudo.
Este enfoque cuantitativo utiliza la recolección y el análisis de información para contestar
preguntas de investigación y probar hipótesis establecidas previamente, confiando en la
medición numérica, aplicando el uso de la estadística para establecer con exactitud patrones
de comportamiento de las variables a estudiar [27].
14
3.4 TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN
3.4.1 Fuentes primarias.
La información principal de este proyecto se recolecto mediante la experimentación y un
análisis histórico del crudo pesado, es decir, este análisis nos mostrara si este pozo ya ha sido
extraído mediante técnicas de recobro mejorado para así tomar datos históricos que
acondicionaron y ajustaron el modelo que se realizara a través de un programa estadístico y
se establecerá a través de un diseño central compuesto que afirmo su validez teniendo en
cuenta tres tipos de ajustes y escogiendo el ajuste más acorde al modelo estadístico.
3.4.2 Fuentes secundarias.
La información secundaria para llevar a cabo la realización del proyecto fue recolectada por
medio de revisiones bibliográficas y bases de datos de proyectos anteriores relacionados con
este, que permitan conocer las condiciones de yacimientos y crudos que se encuentra en los
procesos de extracción de crudos no convencionales. En la cual se recolectaron los datos de
densidades, presiones, temperaturas, permeabilidad, GOR, Cabeza de pozo, porosidad,
profundidad en yacimientos, espesor, tiempo de residencia del solvente.
3.5 HIPÓTESIS
Ha: El porcentaje mínimo de precipitación de asfaltenos es una condición que depende de la
relación Crudo/Solvente, la temperatura y la presión de saturación del pozo y está por
alrededor del 10%.
Ho: El porcentaje mínimo de precipitación de asfaltenos es una condición que no depende de
la relación Crudo/Solvente, la temperatura y la presión de saturación del pozo.
3.6 VARIABLES
3.6.1 Variables independientes.
Temperatura, presión de saturación y relación crudo/solvente (GOR).
3.6.2 Variable dependiente.
Porcentaje de precipitación de asfáltenos (niveles o zonas de precipitado).
15
3.7 OPERACIONALIZACIÓN DE LAS VARIABLES.
Tabla 1. Variables dependientes e independientes
.
Variables independiente Dimensiones Unidades
Presión de saturación Física Kpa
Temperatura Física ˚C
GOR Fisicoquímica Adimensional
Variable dependiente Dimensiones Unidades
% Precipitación de
asfaltenos
Física Adimensional.
3.8 PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN.
Para el procesamiento de la información se hizo uso del software de simulación CMG
WinProp y el programa estadístico Minitab 17, al que fueron suministrados cada una de las
variables para obtener resultados adecuados a las condiciones reales de un pozo con crudo
pesado. En el primer software sabiendo las condiciones de pozo se establecieron parámetros
fisicoquímicos partiendo de análisis termodinámicos a través de las envolventes PVT de los
comportamientos de cada una de las variables. El segundo software mediante un análisis
estadístico presenta una gráfica de superficie de respuesta en donde se establecen los rangos
en valores máximos y mínimos de porcentaje de precipitación de asfaltenos. Posteriormente
estos resultados garantizan la optimización de la extracción de crudos pesados y
extrapesados.
Finalmente para mayor comprensión de la información se utilizaron distintas herramientas
esquemáticas tales como tablas, figuras y gráficos de modo que se haga más sencillo el
análisis de la información, dichos esquemas se realizaron utilizando herramientas
informáticas como Word y Excel.
16
4.0 RESULTADOS
4.1 METODOLOGIA.
4.1.1 Descripción del crudo.
La composición elemental del crudo estudiado fue tomada y adaptada de Cortes et al. (2016).
En la tabla 1 se muestra las fracciones pesadas en términos de su peso y composición molar.
De acuerdo con la Tabla 1, el crudo correspondió a un crudo extra pesado compuesto
principalmente de fracciones pesadas de C12 a C46.
Tabla 2. Caracterización molecular del crudo; J.E Cortes, (2016).
Componentes Fracción
Peso
Fracción
Molar
Componentes Fracción
Peso
Fracción
Molar
C12 0,009 0,023 C30 0,015 0,016
C13 0,011 0,028 C31 0,019 0,021
C14 0,013 0,030 C32 0,018 0,019
C15 0,017 0,037 C33 0,010 0,011
C16 0,018 0,034 C34 0,010 0,010
C17 0,020 0,037 C35 0,015 0,014
C18 0,021 0,036 C36 0,014 0,013
C19 0,021 0,035 C37 0,009 0,008
C20 0,019 0,029 C38 0,008 0,008
C21 0,023 0,034 C39 0,013 0,012
C22 0,015 0,022 C40 0,012 0,011
C23 0,022 0,031 C41 0,006 0,005
C24 0,021 0,028 C42 0,006 0,005
C25 0,017 0,021 C43 0,011 0,009
C26 0,016 0,019 C44 0,008 0,006
C27 0,018 0,022 C45 0,008 0,006
C28 0,019 0,022 C46+ 0,502 0,319
C29 0,016 0,018
Los componentes del crudo se agruparon como lo muestra la figura 1, junto con las
condiciones de superficie y el fondo del pozo (Tabla 4.), Para realizar la simulación y obtener
las envolventes para el crudo con y sin GLP. Posteriormente se logró visualizar el efecto de
disminución de las fracciones pesadas del crudo pesado.
17
Figura 1. Agrupamiento de las fracciones del crudo primario; Autores.
4.1.2 Descripción del gas licuado de petróleo (GLP).
La composición de GLP fue tomada de Guerrero (2016). La Tabla 2 muestra la composición
del GLP que corresponde principalmente a un compuesto de bajo peso molecular. Los
componentes ligeros del GLP disminuirían las fracciones pesadas del crudo mediante la
mejora de las propiedades fisicoquímicas, geológicas y las condiciones de recobro.
Tabla 3. Composición molecular del gas licuado de petróleo (GLP); Guerrero (2016)
Componentes Etano Propano Propínelo I-Buteno N-Buteno
Fracción 0,171 0,569 0,002 0,183 0,075
4.1.3 Descripción termodinámica del pozo.
El comportamiento termodinámico de las mezclas crudo/solvente fue descrito por el
desarrollo de envolventes PVT utilizando el paquete de simulación del software WinProp del
grupo de modelado informático (CMG). El software está equipado con una propiedad de
bases de datos y ecuaciones de estado para describir el vapor y la fase líquida del crudo.
El modelo de Lee Kesler (Ec. 1) describe el comportamiento termodinámico de la fase de
vapor a través de la estimación de la presión de vapor saturado a una temperatura dada (T),
donde las variables como la presión crítica (Pc), la temperatura crítica (Tc) y el factor
acéntrico (ω) se conocen en la base de datos del software CMG.
𝑧 = 1 + 𝐵0 𝑃𝑟
𝑇𝑟+ 𝜔𝐵1 𝑃𝑟
𝑇𝑟 (1)
El modelo Peng Robinson describió el comportamiento termodinámico para la fase líquida
mediante la estimación de condiciones críticas y condiciones de saturación para el crudo y
las mezclas del crudo/solvente dentro del pozo.
0
0,1
0,2
0,3
0,4
C12 a C24 C25 a C45 C46+
Co
mp
os
ició
n m
ola
r d
el
Cru
do
Grupos de Carbono
18
El modelo de Peng Robinson corresponde a la ecuación 2, donde la presión (P) está
relacionada con la temperatura (T), la constante de gas ideal (R) y el volumen molar (V).
Tiene dos parámetros de componente puro a y b. El parámetro a es una medida de las fuerzas
de atracción entre las moléculas y b se relaciona con el tamaño de las moléculas. Ambos
parámetros fueron calculados por WinProp.
𝑃 =𝑅𝑇
𝑉−𝑏−
𝑎𝛼
𝑉(𝑉−𝑏)+𝑏(𝑉−𝑏) (2)
Las envolventes PVT se calcularon a las condiciones descritas en la Tabla 4, que
corresponden al pozo en condiciones superiores e inferiores.
Tabla 4. Condiciones termodinámicas del pozo; J.E Cortes, (2016).
Propiedades Superficie Fondo del pozo
Temperatura (°C) 23,9 15
Presión (Kpa) 101,3 2450
4.2 RESULTADOS OBTENIDOS EN LA SIMULACIÓN
4.2.1 Perfil de viscosidad del crudo por cambios en la presión en todo el pozo.
La Figura 2 muestra el perfil de viscosidad del crudo por cambios en la presión del pozo
desde la parte inferior a la superior. En la figura 2, está claro que la viscosidad cinemática
aumenta a medida que aumenta la presión dentro del pozo.
La viscosidad cinemática más alta de 939 cP se encontró en el fondo del pozo donde la
presión era de 2450 KPa. Mientras tanto, la viscosidad cinemática más baja de 933 cP se
encontró en la parte superior donde la presión era de 101,3 Kpa. Sin embargo, es posible
inferir que la presión no tuvo un efecto significativo en la variación de la viscosidad
cinemática debido que la brecha de viscosidad entre la parte superior e inferior del pozo era
de 7 cP. Entonces, el crudo se mantuvo como crudo extra pesado en todo el pozo. Este
resultado es consecuente con las declaraciones en Mordi et al. (2014), quien desarrolló un
modelo matemático para predecir la viscosidad en todo el pozo para crudos con gravedades
API que van desde 6.5 a 9.5. Los investigadores (Mordi et al. 2014) predijeron cambios en
la viscosidad entre 322 cP y 345.8 cP para un perfil de presión de 5173.5 Kpa a 32613 Kpa.
19
Figura 2. Efecto de la presión sobre la viscosidad cinemática del crudo extra pesado;
Autores.
4.2.2 Minimización de la precipitación de asfaltenos.
La figura 3 muestra el porcentaje de precipitación de asfaltenos para la diferencia de crudo a
las proporciones de GLP en la posición superior del pozo (ver tabla 3). La precipitación de
asfaltenos se calculó a partir de la temperatura máxima en el pozo de 23,9ºC. La precipitación
de asfaltenos presentó un comportamiento parabólico.
La precipitación mínima de asfaltenos del 9,2% se logró para una relación de crudo/solvente
de 0,64 en peso. Sin embargo, la inyección de GLP debe controlarse para mantener la
dinámica del pozo. La precipitación de asfaltenos aumenta hasta 13% por encima de 0,64 en
peso y aumenta hasta 14% por debajo de 0,64 en peso. Este comportamiento se puede
comparar con el resultado obtenido por Moradi et al (2012) que obtienen 9,05% p/p de
precipitación de asfaltenos por inyección de metano a temperatura de 324 °C. Por otro lado,
la precipitación mínima de asfaltenos varía con la presión del pozo. Dentro del pozo, la
precipitación mínima de asfaltenos aumentó a 12,5% para la presión del fondo de 2450 Kpa.
Moradi et al. (2012) también encontró que la precipitación de asfaltenos tiene un
comportamiento parabólico para la variación en la presión. Se concluye que la presión en
todo el pozo debe ser el control para mantener la dinámica del proceso de recobro mejorado.
933
934
935
936
937
938
939
940
100 600 1100 1600 2100 2600
Vis
cosi
dad
cin
emat
ica
(cP
)
Presion del pozo (kPa)
20
Figura 3. Curva de precipitación de asfaltenos con la proporción de GLP; Autores.
4.2.3 Comportamiento termodinámico del crudo dentro del pozo.
Las envolventes de fase que se muestran en la Figura 4 consisten en una región donde los
fluidos se producen en un estado de fase única y una región donde existen como dos fases
separadas. Este último está encerrado por unas curvas de punto de burbuja y una de punto de
rocío. La curva del punto de burbuja marca las condiciones de PT donde tiene lugar la
separación de una fase gaseosa de una fase líquida supercrítica, mientras que la curva de
punto de rocío se define como el área PT donde la separación produce una fase líquida de
una fase de gas supercrítica. El punto crítico, ubicado donde se unen el punto de burbuja y la
curva del punto de rocío, caracterizara las condiciones de fluido intermedias entre las de un
líquido y una fase de vapor. Sin embargo, el fluido se comporta como líquido saturado en la
zona izquierda mientras el fluido se comporta como gas saturado en la zona derecha.
La figura 4(a) representa la estabilidad termodinámica del crudo extra pesado. Las
condiciones críticas para el crudo extra pesado fueron 2200 Kpa y 750 ºC.
El petróleo pesado se comportó principalmente como líquido saturado debido a las
condiciones termodinámicas en todo el pozo mantenido lejos del punto crítico. Por otro lado,
la figura 4(b) mostró la estabilidad termodinámica de la mezcla óptima de petróleo pesado a
GLP de 0,64 en base a la fracción molar. Las condiciones críticas para la mezcla óptima
fueron 1650 Kpa y 610 ºC. La inyección de GLP en el pozo disminuyó las condiciones
críticas para que el petróleo pesado aumentara la zona en la que el líquido y el gas coexisten
(ver figura 4(c)). Luego, la mezcla óptima de petróleo pesado a GLP de 0,64 en fracción
molar realizará termodinámicamente en el pozo como una mezcla bifásica de líquido-gas.
9
9,5
10
10,5
11
11,5
12
12,5
13
13,5
14
14,5
0,05 0,15 0,25 0,35 0,45 0,55 0,65 0,75 0,85 0,95
Pre
cip
itac
ion
de
asfa
lten
os
( w
t%)
Proporcion GLP ( fraccion molar)
PROPIEDADES ( TEMPERATURA= 23.9°C)
21
(a)
Figura 4(a). Las envolventes de fase para el crudo extra pesado (a); Autores.
(b)
Figura 4(b). Las envolventes de fase para el crudo extra pesado (a) y la mezcla óptima (b);
Autores.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Envolvente A
Temperatura ˚C
Pre
sio
n(K
pa)
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
-50 50 150 250 350 450 550 650
Envolvente B
Temperatura ˚C
Pre
sio
n(K
pa)
22
(c)
Figura 4(c). Comparación de las envolventes de fase para el crudo extra pesado (a) y la
mezcla óptima (b); Autores.
4.3 DISEÑO CENTRAL COMPUESTO.
4.3.1 Grafica de superficie de respuesta y valores máximos y mínimos en el porcentaje
de precipitación de asfaltenos.
El diseño central compuesto se realizó a través del programa estadístico Minitab 17, en donde
se estableció la variable dependiente o de respuesta (% Precipitación de asfaltenos) y las
variables independientes (Presión de saturación y GOR) interactuando bajo tres modelos de
regresión (Lineal, Lineal cuadrático y Full cuadrático) para determinar si el modelo se ajusta
a los datos, siempre y cuando emplee valores en P ≥ 0,05 (Ver tabla 5(a) y 5(b)).
Tabla 5(a). Variables independientes; J.E Cortes, (2016).
Presión de
saturación
(Kpa)
900
800
700
600
500
400
300
200
150
100
50
GOR 0,05 0,15 0,25 0,35 0,45 0,55 0,65 0,75 0,85 0,95 1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
0 100 200 300 400 500 600 700 800
Comparación Envolvente A y B
Temperatura ˚C.
Pre
sio
n(K
pa)
23
Tabla 5(b). Variable dependiente o de respuesta; J.E Cortes, (2016).
%
Precipitación
asfaltenos
10,5
11
11,5
12
12,5
13
13,5
14
El modelo de regresión lineal cuadrático presentó el mejor ajuste, interacción y significancia,
por lo tanto, la ecuación que arrojo el modelo de regresión queda en función de la variable
dependiente o de respuesta.
% 𝑃𝑟𝑒𝑐. 𝐴𝑠𝑓. = 19, 35 + 0,001248 𝑃 𝑆𝑎𝑡. − 18, 67 𝐺𝑂𝑅 − 0,000013 𝑃 𝑆𝑎𝑡.
∗ 𝑃 𝑆𝑎𝑡. + 13, 25 𝐺𝑂𝑅 ∗ 𝐺𝑂𝑅
Este modelo se representa gráficamente a través de una superficie de respuesta en donde
interactúan las variables independientes sobre la variable de respuesta (Ver figura 5).
Figura 5. Grafica de superficie de respuesta; Autores.
En la Figura 5 se puede evidenciar la gráfica de superficie de respuesta y en las tablas 6(a) y
6(b) los rangos en valores máximos y mínimos de porcentaje de precipitación de asfaltenos.
24
Tabla 6(a). Porcentaje mínimo de precipitación de asfaltenos; Autores.
GOR 0,70
Presión de saturación 900 Kpa
% De precipitación de asfaltenos 3.33%
Tabla 6(b). Porcentaje máximo de precipitación de asfaltenos; Autores.
GOR 0,050
Presión de saturación 50 Kpa
% De precipitación de asfaltenos 18.47%
4.4 MÉTODO DE RECUPERACIÓN DE LOS GASES LICUADOS DEL
PETRÓLEO INYECTADOS CON BASE EN LA REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA.
Después de la extracción de la mezcla crudo/solvente en la proporción que causa una mínima
precipitación de asfaltenos, esta debe pasar por un proceso de estabilización del petróleo
crudo para su transporte a la refinería como medio de recuperación para obtener cantidades
pequeñas pero significativas de GLP, mientras que los componentes más ligeros (metano,
etano) permanecerán en el crudo.
Baosheng Liang et al (2010), propone un proceso de separación de GLP de un crudo mediante
la inyección de un gas [13]. Este procedimiento de recuperación de GLP consiste en la
implementación de separadores mediante la inyección de un gas en la mezcla crudo/solvente.
Donde se describe un proceso A y uno B, que consiste en un separador de dos fases que
contienen varias etapas a diferentes temperaturas y presiones para lograr determinar valores
exactos de GLP recuperado. Se evidenció mediante la técnica al manipular el GOR como
variable óptima de este proceso que se recuperaron cantidades significativas de GLP que
varían dependiendo de las condiciones del separador y se le pudo otorgar una caracterización
del producto obtenido.
25
Figura 6. Proceso de separación de GLP en una mezcla crudo/solvente; Baosheng Liang et
al (2010).
Una opción para esta separación es la recuperación mediante una refinación, en la cual el
petróleo crudo primero se separa por destilación en un número de fracciones
(fraccionamiento). El gas, que es la fracción más ligera, se obtiene como producto en la parte
superior de la columna de fraccionamiento a presión atmosférica; este gas GLP contiene
trazas de etano y metano. Otras fracciones que contienen los principales productos de la
refinería son, en orden ascendente de puntos de ebullición atmosférico, nafta, queroseno,
gasóleo, y residuos [28].
Sin embargo, se puede considerar la instalación de una pequeña refinería o la implementación
de un proceso de recuperación de GLP en el proceso de extracción del crudo dentro de un
pozo. Teniendo en cuenta que esta implementación va ligada a una gran inversión económica
por los altos costos de instalación y mantenimiento, sabiendo que es un pozo que tiene un
límite de producción.
26
5. CONCLUSIONES
Para el primer objetivo específico se determinó que la estabilidad termodinámica del
crudo pesado ante el efecto del gas licuado de petróleo es una condición que depende de
varios parámetros como la presión de saturación, temperatura y la relación crudo/solvente
(GOR), fundamentales en el proceso de optimización.
En el segundo objetivo específico se establecieron los rangos en los porcentajes máximos
y mínimos de precipitación de asfaltenos, a través del diseño central compuesto realizado
en el software Minitab17 con base en los datos suministrados por la literatura en donde
se obtuvo un rango de porcentaje mínimo de precipitación de asfaltenos de 3,33% para
un GOR de 0,70 y una presión de saturación de 900 Kpa y un máximo de 18,47% para
un GOR de 0,050 y una presión de saturación de 50 Kpa.
Se obtuvieron porcentajes mínimos de precipitación de asfaltenos a mayor relación
crudo/solvente (GOR) y mayor presión de saturación y porcentajes máximos de este a
menor relación crudo/solvente (GOR) y menor presión de saturación.
La curva de precipitación de asfaltenos evidenció que la adición de solvente (GLP) debe
hacerse con base en el análisis del comportamiento termodinámico de la mezcla
crudo/solvente; dicho comportamiento termodinámico puede ser descrito mediante la
representación de las envolventes presión vs temperatura, de manera que se permita
identificar las condiciones en las que la precipitación de asfaltenos sea de tal grado que
no afecte las operaciones de extracción y transporte a lo largo del pozo, ya que a ciertas
cantidades, la adición de solvente promueve inestabilidad en la mezcla resultante,
causando una mayor precipitación de asfaltenos.
De manera experimental al hacer la simulación para obtener la curva de % de
precipitación de asfaltenos a través del sofware WinProp de CMG se obtuvo un
porcentaje mínimo de asfaltenos del 9,2% con una composición de 0,64 de fracción molar
de GLP; se justificó que este porcentaje está en el rango de cantidades de asfaltenos
formados con respecto a las variables independientes GOR y presiones de saturación
obtenidas en la superficie de respuesta.
27
6. REFERENCIAS
[1] Santos, R.G., Loh, W., Bannwart, A.C., Trevisan, O.V. (2016). Una visión general de las
propiedades de los aceites pesados y sus métodos de recuperación y transporte. Revista
Brasileña de Ingeniería Química, 31 (3), 571 - 590.
[2] Bayat, A.E., Junin, R., Hejri, S., Fazeli, A., Afsari K. (2015) Aplicación de un proceso de
extracción de vapor basado en CO2 para depósitos de aceite pesado de alta presión y
temperatura. Journal of Petroleum Science and Engineering, 135, 280 - 290.
[3] Guo K., Li H., Yu Z. (2016). Recuperación in situ de petróleo pesado y extra pesado: Una
revisión. Fuel, 185, 886 - 902.
[4] Al-Rujaibi, O., Al-Wahaibi, Y., Al-Hajri, R., Mosavat, N. (2016). Estudio de simulación
de la alteración de la mojabilidad por inyección profunda de disolventes eutécticos como
agente EOR para depósitos de petróleo pesado. Diario de la ciencia del petróleo y la
ingeniería. 144, 66 - 75.
[5] Yang, Z., Chen S, Peng H, Li M, Lin M, Dong Z, Zhang J, Ji Y. (2016). Efecto del
ambiente precipitante en la precipitación de asfaltenos: Precipitante, concentración y
temperatura. Coloides y superficies A: Aspectos fisicoquímicos y de ingeniería. 497, 327 -
335.
[6] Cho, J., Hong-Kim, T., Sang-Lee, K. (2016). Modelado de la composición de CO2 híbrido
EOR con disolventes de hidrocarburos intermedios para analizar el efecto del tolueno en la
deposición de asfaltenos. Journal of Petroleum Science and Engineering 146, 940-948.
[7] J. L. Langer. “Crudos pesados: el reto para Colombia”. Campetrol. Disponible en:
http://campetrol.org/crudos-pesados-el-reto-para-colombia/. Consultado el 3 de abril de
2016.
[8] Raslavičius, L., Keršys, A., Mockus, S., Keršienė, N., Starevičius, M. (2016). Gas licuado
de petróleo (GLP) como opción a medio plazo en la transición a combustibles y transportes
sostenibles. Energías Renovables y Sostenibles Reviews 32, 513-525.
[9] Reglamento estudiantil para estudiantes de grado y posgrado. Universidad de san
buenaventura Cartagena.
[10] De la Bastida, J.L. “Introducción a la Ingeniería de Petróleos” [En Línea] [19 de Marzo
del 2013]. Disponible en: http://es.scribd.com/doc/50593770/68/Los-Mecanismos-de-
Recuperacion-del-Petroleo.
[11] Schlumberger. (2003). Oilfield Review. Yacimientos de petróleo pesado. Obtenido de
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish02/win02/p32_55.pdf
28
[12] Jucoski, M., Pedroni, A., De Oliveira, J. (2016). Extracción de gas licuado: un nuevo
método para la recuperación de terpenoides de residuos agroindustriales y forestales.
Revista The Journal of Supercritical Fluids.
http://bibliotecadigital.usb.edu.co:2111/10.1016/j.supflu.2015.12.016
[13] Baosheng L., Sriram B., Ben W, Anping W, Daniel K, Viet L. (2010). Caracterización
del GLP y cuantificación de la producción de los depósitos de petróleo y gas. Revista the
Journal of Natural Gas Science and Engineering, Volumen 2, Isuue 5, Noviembre 2010.
[14] BNamericas (2012). La atracción del petróleo no convencional en América Latina.
Consultado el 4 de abril de 2016.
[15] Head, I., Jones, D., & Larter, S. (2003). Biological activity in the Deep Subsurface and
the Origin of Heavy Oil. Nature, 344-352.
[16] Cogollo, K. (2015). Evaluación del proceso de producción y refinación del crudo
colombiano de Caño Limón mediante la metodología de análisis exergético. Trabajo de
grado, Ingeniería Química, Universidad de San Buenaventura seccional Cartagena,
Cartagena de Indias, Colombia.
[17] Teixeira, J. (2011). Factibilidad técnica de la inyección de solvente para un crudo de la
faja petrolífera del Orinoco. Trabajo de grado, Ingeniería de Petróleos, Universidad Central
de Venezuela, Caracas, Venezuela.
[18] Olajire, A. (2014). Review of ASP EOR (alkaline surfactant polymer enhanced oil
recovery) technology in the petroleum industry: Prospects ans challenges. Energy, 963-982.
[19] Kulkarni, M., & Rao, D. (2005). Experimental investigation of miscible and inmiscible
Water-Alternative-Gas (WAG) process performance. J. Pet. Sci.Eng, 1-20.
[20] García, D., Vargas, J. (2014). Metodología para la implementación de la tecnología de
inyección de solventes para mejorar la productividad de crudos extrapesados. Trabajo de
grado, Ingeniería de Petróleo, Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, Colombia.
[21] Salehi, M., Safarzadeh, M., Sahraei, E., & Nejad, S. (2014). Comparison of oil removal
in surfactant alternating gas with water alternating gas, water flooding and gas flooding in
secondary oil recovery process. J.Pet.Sci.Eng., 86-93
[22] Xianggang, D., Jirui, H., Fenglan, Z., & Zongxun, Z. (2015). Determination and
controlling of gas channel in CO2 inmiscible flooding. No. January, 1-9
[23] Bryant, R., Burchfield, T., Dennis, D., Hitzman, D., & Porter, R. (1989). Microbial
Enhanced Waterflooding: A pilot Study. 399-419.
29
[24] MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA decreto 1616 del 28/08/14 “Por el cual se
establecen los criterios y procedimientos para la exploración y explotación de hidrocarburos
en yacimientos convencionales continentales y costa afuera" consultado el 30 de mayo de
2016.
[25] ANÓNIMO. Tipos de investigación. Disponible en:
http://investigacionholistica.blogspot.com.co/2008/02/la-investigacin-proyectiva.html.
Consultado el de mayo 10 de mayo de 2018.
[26] ANONIMO. El diseño de investigación experimental. Grupo de investigación de
ingeniería tisular. Disponible en: http://histolii.ugr.es/postgrado/2007-
2008/metodologia/metodologia_iii.pdf. Consultado el 28 de mayo de 2016.
[27] M.A.CASTRO, MURILLO, RONQUILLO, T.SOLIS, B. Anahí. Enfoques cuantitativo
y cualitativo de la investigación en ciencias sociales. Universidad del Valle de México.
México. 2011.
[28] ANONIMO. Producción y procesamiento de gas licuado de petróleo. Disponible en:
https://www.textoscientificos.com/petroleo/gas-licuado-petroleo/produccion-y-
procesamiento. Consultado el 7 de febrero de 2018.
30
7. ANEXOS
7.1 CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
Actividades Tareas Meses Meses
Determinar los
parámetros de
optimización a
partir de un
análisis de
efecto en la
variable de
operación del
pozo.
Caracterización
del crudo
(Composición,
peso molecular,
Fracción molar).
1 2
3
4
5
6
7
8 9 10 11 12
Descripción
termodinámica
del yacimiento
(Temperatura,
presión,
viscosidad,
permeabilidad).
Caracterización
del gas licuado de
petróleo
(Componentes,
Fracción molar)
Obtención de las
curvas optimas
termodinámicas
para el crudo
pesado y la
mezcla
crudo/Solvente.
Establecer los
valores
máximos y
mínimos de
precipitación
de asfáltenos
mediante
Obtención
termodinámica
del crudo en el
pozo.
Obtención de la
precipitación
mínima de
asfaltenos.
31
análisis de
superficies de
respuesta.
Establecer los
valores óptimos
para realizar el
análisis de
superficie de
respuesta.
Obtención del
perfil del crudo
por cambios en la
presión del pozo.
7.2 CRONOGRAMA DE LABORATORIO
Análisis Materiales Número de
pruebas
Meses
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Modelamiento de
comportamiento de
fases.
Simulador
WinProp
del
Louncher
de CMG.
4
Diagramas de fase. Simulador
WinProp
del
Louncher
de CMG.
2
Generación de
envolventes PVT para
simulador CMG.
Simulador
WinProp
del
Louncher
de CMG.
3
Precipitación de
asfaltenos.
Simulador
WinProp
del
Louncher
de CMG.
2
TOTAL
11
32
7.3 PRESUPUESTO
Rubro Descripción CANT Valor unitario Valor total Contrapartida Financiado por
Colciencias
Computadores Computadores con suficiente disco duro para procesar el simulador.
2 $2.700.000 $3.400.000 Especie Dinero
$3.400.000
Simulador de Computer Modelling Group (CMG)
Simuladores para crudos pesados que pertenecen al Louncher de CMG: WinProp, Stars, GEM, IMEX.
2 $4.000.000 $4.000.000 $4.000.000
Material Guía Material guía para realizar las simulaciones.
2
$ 200.000 $400.000 $400.000
Publicaciones Publicaciones en revistas indexadas (Icheap13)
2 $ 700. 030 $ 2.100,09 $ 2.100,09
Viajes Viaje a Bogotá como capacitación para el manejo de los simuladores.
1 $1.200.000 $1.200.000 $1.200.000
SUB - TOTALES $ 8,602.500
TOTALES $ 9,000.000
