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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinación de Ingeniería Mecánica
PROPOSICIÓN DE FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIÓN DE CRUDO EXTRA PESADO CON INYECCIÓN DE
VAPOR EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO Por
Alexander Guzmán Quirós
Realizado con la asesoría de:
Tutor Académico: Orlando Aguillón
Tutores Industriales: Ing. Nicolino Mode e Ing. José Martínez
INFORME DE PASANTÍA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simón Bolívar
como requisito parcial para optar al título de
Ingeniero Mecánico
Sartenejas, julio de 2008
II
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR
Decanato de Estudios Profesionales Coordinación de Ingeniería Mecánica
PROPOSICIÓN DE FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIÓN DE CRUDO EXTRA PESADO CON INYECCIÓN DE VAPOR EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
INFORME DE PASANTÍA presentado por
Alexander Guzmán Quirós
Realizado con la asesoría de: Ing. Nicolino Mode, Ing. José Martínez y Prof. Orlando Aguillón
RESUMEN
La producción de crudo extra pesado en la Faja Petrolífera del Orinoco se realiza actualmente mediante recuperación primaria y levantamiento artificial (producción en frío). Esta modalidad genera un factor de recobro de entre 6% y 12%. De acuerdo a los nuevos planes de negocio, la meta es incrementarlo a 20%. Para lograrlo, es necesario implementar tecnologías de recuperación secundaria. La estimulación térmica, a través de la inyección de vapor, se aplicará en los nuevos proyectos de la Faja. Surge la necesidad de visualizar y configurar facilidades de superficie adecuadas a las condiciones de producción con estimulación térmica. Se realizaron visitas de campo a las áreas de producción en la Faja y en la costa oriental del Lago de Maracaibo para conocer las instalaciones de producción en frío y térmicas respectivamente. Como alternativas para el sistema de levantamiento artificial se proponen bombas de cavidad progresiva metálicas y bombeo mecánico con balancín. El esquema de tratamiento de agua propuesto para la generación de vapor es el “Warm Lime Softening” (suavización con hidróxido de calcio). Los “Once Through Steam Generators” son los equipos de generación de vapor más utilizados en la industria petrolera. El tratamiento de crudo producido con estimulación térmica requiere más etapas de separación de agua y gas en comparación con la producción en frío. Se propone una opción de esquema de tratamiento de fluidos centralizada y dos opciones descentralizadas. Los esfuerzos hidro térmicos inducidos por la inyección de vapor en el yacimiento, resultan en la formación de H2S. Por esa razón, se consideran especificaciones ANSI, NACE y EFC para la metalurgia. Para el bombeo superficial de fluidos; se proponen bombas centrífugas, reciprocantes, de engranaje y de tornillo. La más apropiada dependerá entre otros factores de las características del fluido. Se proponen medidores multifásicos de alta temperatura para medir las proporciones de crudo, agua y gas/vapor en la producción con estimulación térmica. Palabras Claves: facilidades de superficie, estimulación térmica, tratamiento de fluidos, vapor.
III
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por acompañarme siempre.
A mi Papá y mi Mamá, a quienes tanto quiero y admiro. Gracias por todo lo que me han dado y
por su apoyo constante.
A mis compañeros de la Gerencia de Evaluación y Desarrollo de Nuevos Negocios de la
Corporación Venezolana del Petróleo, especialmente mis tutores industriales Ing. Nicolino Mode
e Ing. José Martínez.
A la Universidad Simón Bolívar, por haberme dado una formación académica de alta calidad en
mis estudios de Ingeniería Mecánica.
A mi tutor académico, Prof. Orlando Aguillón.
IV
ÍNDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................... ‐ 1 ‐
CAPÍTULO 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..................................................................... ‐ 4 ‐
1.1 Descripción de la Empresa ........................................................................................................ ‐ 4 ‐
1.2 Planteamiento del Problema ...................................................................................................... ‐ 4 ‐
1.3 Objetivo General ....................................................................................................................... ‐ 6 ‐
1.4 Objetivos Específicos ................................................................................................................ ‐ 6 ‐
1.5 Justificación del Proyecto ......................................................................................................... ‐ 6 ‐
1.6 Alcance ..................................................................................................................................... ‐ 7 ‐
1.7 Antecedentes ............................................................................................................................. ‐ 7 ‐
1.8 Delimitaciones .......................................................................................................................... ‐ 8 ‐
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO ...................................................................................................... ‐ 9 ‐
2.1 Faja Petrolífera del Orinoco ...................................................................................................... ‐ 9 ‐
2.2 Crudo extra pesado ................................................................................................................. ‐ 10 ‐
2.3 Factor de recobro .................................................................................................................... ‐ 11 ‐
2.4 Recuperación primaria ............................................................................................................ ‐ 11 ‐
2.5 Recuperación primaria en las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco ............... ‐ 12 ‐
2.5.1 Facilidades y equipos ubicados en las macollas de las Empresas Mixtas de la Faja
Petrolífera del Orinoco .................................................................................................................... ‐ 13 ‐
2.5.1.1 Bomba de cavidad progresiva (BCP) .......................................................................... ‐ 13 ‐
V
2.5.1.2 Bomba multifásica ...................................................................................................... ‐ 14 ‐
2.5.1.3 Separador de prueba .................................................................................................... ‐ 15 ‐
2.5.1.4 Medidor multifásico .................................................................................................... ‐ 15 ‐
2.5.1.5 Múltiple de producción ............................................................................................... ‐ 15 ‐
2.6 Descripción general del proceso de tratamiento de crudo para producción en frío ................ ‐ 16 ‐
2.6.1 Facilidades y equipos utilizados en las Estaciones Principales de las Empresas Mixtas de la
Faja Petrolífera del Orinoco ............................................................................................................ ‐ 19 ‐
2.6.1.1 “Slug- Catchers” ......................................................................................................... ‐ 19 ‐
2.6.1.2 Intercambiadores de calor placa- placa ....................................................................... ‐ 19 ‐
2.6.1.3 Horno .......................................................................................................................... ‐ 19 ‐
2.6.1.4 Separadores de alta temperatura .................................................................................. ‐ 20 ‐
2.6.1.5 Deshidratadores Electrostáticos .................................................................................. ‐ 20 ‐
2.7 Descripción general del proceso de tratamiento de agua para producción en frío .................. ‐ 20 ‐
2.7.1 Facilidades y equipos utilizados en las plantas de tratamiento de agua de las Empresas
Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco ....................................................................................... ‐ 24 ‐
2.7.1.1 Tanque desnatador ...................................................................................................... ‐ 24 ‐
2.7.1.2 Tanque de separación por flotación de sobrenadantes ................................................ ‐ 24 ‐
2.7.1.3 Unidad de filtrado ....................................................................................................... ‐ 24 ‐
2.7.1.4 Tanque de agua tratada ............................................................................................... ‐ 25 ‐
2.8 Esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua producidos en frío .............................. ‐ 25 ‐
2.9 Recuperación térmica .............................................................................................................. ‐ 26 ‐
VI
2.9.1 Métodos de recuperación térmica ................................................................................... ‐ 27 ‐
2.9.1.1 SAGD .......................................................................................................................... ‐ 28 ‐
2.9.1.2 Estimulación cíclica con vapor ................................................................................... ‐ 29 ‐
CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA ....................................................................................................... ‐ 30 ‐
3.1 Búsqueda y compilación de información sobre ingeniería de producción de crudo extra
pesado… ............................................................................................................................................. ‐ 31 ‐
3.2 Revisión de equipos y esquemas de procesos para la producción en frío ............................... ‐ 32 ‐
3.3 Visitas a instalaciones de producción en la Faja Petrolífera del Orinoco y en la Costa Oriental
del Lago de Maracaibo ........................................................................................................................ ‐ 33 ‐
3.3.1 Visita a las instalaciones de producción de PetroMonagas ............................................. ‐ 34 ‐
3.3.2 Visita al campo Lagunillas (Tierra Este) ........................................................................ ‐ 34 ‐
3.4 Revisión y comparación de equipos y esquemas de procesos involucrados en la producción con
estimulación térmica ........................................................................................................................... ‐ 35 ‐
3.5 Desarrollo del proyecto ........................................................................................................... ‐ 35 ‐
CAPÍTULO 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS .................................................................................... ‐ 37 ‐
4.1 Sistema de levantamiento artificial ......................................................................................... ‐ 37 ‐
4.1.1 Bomba de cavidad progresiva metálica ........................................................................... ‐ 37 ‐
4.1.2 Bombeo mecánico ........................................................................................................... ‐ 40 ‐
4.2 Sistema de tratamiento de agua ............................................................................................... ‐ 41 ‐
4.2.1 Tratamiento secundario de agua...................................................................................... ‐ 44 ‐
4.2.1.1 Sistema de tratamiento de agua para la generación de vapor ...................................... ‐ 45 ‐
4.3 Equipos fijos y portátiles para la generación de vapor............................................................ ‐ 52 ‐
VII
4.3.1 Calderas tipo serpentín “Once-Through Steam Generators” .......................................... ‐ 53 ‐
4.3.2 Calderas convencionales de tambor ................................................................................ ‐ 57 ‐
4.4 Consideraciones para la producción y tratamiento de crudo ................................................... ‐ 58 ‐
4.4.1 Separación de fluidos líquidos y gas en macollas de producción térmica ...................... ‐ 59 ‐
4.4.2 Proceso de tratamiento parcial de crudo en la subestación térmica ................................ ‐ 60 ‐
4.5 Configuración de esquemas de tratamiento de fluidos y generación de vapor ....................... ‐ 62 ‐
4.5.1 Esquema Centralizado ..................................................................................................... ‐ 62 ‐
4.5.2 Esquema Descentralizado. Opción 1 ............................................................................... ‐ 64 ‐
4.5.3 Esquema Descentralizado. Opción 2 ............................................................................... ‐ 65 ‐
4.5.4 Ventajas y desventajas de los esquemas de tratamiento de fluidos y generación de
vapor…… ....................................................................................................................................... ‐ 66 ‐
4.6 Consideraciones respecto a la metalurgia ............................................................................... ‐ 69 ‐
4.6.1 Manejo de petróleo crudo ácido ...................................................................................... ‐ 70 ‐
4.7 Bombeo de fluidos .................................................................................................................. ‐ 72 ‐
4.7.1 Bombas centrífugas ......................................................................................................... ‐ 73 ‐
4.7.2 Bombas reciprocantes ..................................................................................................... ‐ 75 ‐
4.7.3 Bombas de engranaje ...................................................................................................... ‐ 76 ‐
4.7.4 Bombas de tornillo .......................................................................................................... ‐ 77 ‐
4.8 Medidores multifásicos de alta temperatura para la producción de crudos pesados con
estimulación térmica ........................................................................................................................... ‐ 79 ‐
CONCLUSIONES .................................................................................................................................. ‐ 82 ‐
VIII
RECOMENDACIONES ......................................................................................................................... ‐ 85 ‐
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................................... ‐ 87 ‐
Textos y Presentaciones ...................................................................................................................... ‐ 87 ‐
Sitios WEB.......................................................................................................................................... ‐ 89 ‐
ANEXOS ................................................................................................................................................ ‐ 91 ‐
Anexo1: Esquema de reciclaje de agua producida por SAGD para la generación de vapor con calderas
tipo OTSG ........................................................................................................................................... ‐ 91 ‐
Anexo2: Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas .................................................................. ‐ 92 ‐
Anexo 3: Flujograma de generación de vapor en Lagunillas .............................................................. ‐ 93 ‐
IX
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco ............................................................................ ‐ 9 ‐
Figura 2. Crudo extra pesado y arenas bituminosas ............................................................................... ‐ 10 ‐
Figura 3. Vista de una macolla de producción en frío en la FPO .......................................................... ‐ 12 ‐
Figura 4. Sistema de bomba de cavidad progresiva ................................................................................ ‐ 13 ‐
Figura 5. Bomba multifásica de doble tornillo ...................................................................................... ‐ 14 ‐
Figura 6. Esquema de tratamiento de crudo en centro de procesamiento de fluidos ............................. ‐ 18 ‐
Figura 7. Esquema de tratamiento de agua en Estación Principal ......................................................... ‐ 23 ‐
Figura 8. Esquema de procesos integrados de tratamiento de crudo y agua en la Estación Principal ... ‐ 25 ‐
Figura 9. Esquema del SAGD ................................................................................................................ ‐ 28 ‐
Figura 10. Fases del método de estimulación cíclica con vapor ............................................................ ‐ 29 ‐
Figura 11. Esquema metodológico para el desarrollo del proyecto ....................................................... ‐ 30 ‐
Figura 12. Principio de la bomba de cavidad progresiva metálica......................................................... ‐ 38 ‐
Figura 13. Bombeo mecánico con balancín ........................................................................................... ‐ 41 ‐
Figura 14. Esquema de procesos integrados de tratamiento de agua ..................................................... ‐ 42 ‐
Figura 15. Esquema de procesos independientes de tratamiento de agua .............................................. ‐ 43 ‐
Figura 16. Evaporador por compresión de vapor ................................................................................... ‐ 49 ‐
Figura 17. Cristalizador por compresión de vapor ................................................................................. ‐ 50 ‐
Figura 18. Esquema de tratamiento de agua producida para la generación de vapor ............................ ‐ 51 ‐
Figura 19. Esquema de caldera OTSG ................................................................................................... ‐ 56 ‐
X
Figura 20. Serpentín y calderas .............................................................................................................. ‐ 56 ‐
Figura 21. Caldera convencional ............................................................................................................ ‐ 57 ‐
Figura 22. Esquema de separación de líquidos y gas en macolla de producción térmica ...................... ‐ 60 ‐
Figura 23. Esquema de tratamiento parcial de crudo en subestación térmica ........................................ ‐ 62 ‐
Figura 24. Esquema centralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor .............................. ‐ 63 ‐
Figura 25. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor. Opción 1 ........ ‐ 64 ‐
Figura 26. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor. Opción 2 ........ ‐ 65 ‐
Figura 27. Límites del servicio ácido ..................................................................................................... ‐ 71 ‐
Figura 28. Bomba centrífuga ................................................................................................................. ‐ 74 ‐
Figura 29. Bomba reciprocante .............................................................................................................. ‐ 76 ‐
Figura 30. Bomba de engranaje ............................................................................................................. ‐ 77 ‐
Figura 31. Bomba de tornillo ................................................................................................................. ‐ 78 ‐
Figura 32. Medidor multifásico Agar. Lugar A. .................................................................................... ‐ 80 ‐
Figura 33. Medidor multifásico Agar. Lugar B. .................................................................................... ‐ 80 ‐
Figura 34. Esquema de tratamiento de agua para generación de vapor con calderas tipo OTSG. ......... ‐ 91 ‐
Figura 35. Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas .................................................................. ‐ 92 ‐
Figura 36. Generación de vapor en Lagunillas ...................................................................................... ‐ 93 ‐
XI
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Modelos de bombas de cavidad progresiva metálicas .............................................................. ‐ 39 ‐
Tabla 2. Especificaciones del agua para las calderas OTSG .................................................................. ‐ 45 ‐
Tabla 3. Especificaciones del agua para las calderas convencionales .................................................... ‐ 45 ‐
Tabla 4. Parámetros de operación del bioreactor de membrana ............................................................. ‐ 47 ‐
Tabla 5. Datos de diseño de OTSG ......................................................................................................... ‐ 55 ‐
Tabla 6. Ventajas y desventajas del esquema centralizado ..................................................................... ‐ 66 ‐
Tabla 7. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opción 1 ............................................... ‐ 67 ‐
Tabla 8. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opción 2 ............................................... ‐ 68 ‐
Tabla 9. Ventajas y desventajas de las bombas centrífugas .................................................................... ‐ 74 ‐
Tabla 10. Ventajas y desventajas de las bombas reciprocantes .............................................................. ‐ 75 ‐
Tabla 11. Ventajas y desventajas de las bombas de engranaje ............................................................... ‐ 77 ‐
Tabla 12. Ventajas y desventajas de las bombas de tornillo ................................................................... ‐ 78 ‐
Tabla 13. Condiciones de los fluidos en los sitios de pruebas ................................................................ ‐ 79 ‐
XII
GLOSARIO Y LISTA DE SÍMBOLOS Y ABREVIATURAS
• Abrasivo: Sustancia que tiene como finalidad actuar sobre otros materiales con diferentes
clases de esfuerzos mecánicos.
• Adsorción: Acción y efecto de atraer y retener en la superficie de un cuerpo moléculas o
iones de otro cuerpo.
• Aminas: Compuestos químicos orgánicos que se consideran como derivados del
amoniaco y resultan de la sustitución de los hidrógenos de la molécula por los radicales
alquilo.
• ANSI: “American National Standards Institute”.
• API: “American Petroleum Institute”
• Choke: Restricción al flujo de un líquido o gas para disminuir la presión.
• Cp: Centipoise, unidad de viscosidad.
• CVP: Corporación Venezolana del Petróleo.
• Dureza: En el contexto del agua, se refiere a la que tiene alto contenido de minerales
como calcio y magnesio.
• Elastómero: Polímero que muestra un comportamiento elástico.
• Empresas Mixtas: Empresas constituidas entre Petróleos de Venezuela (PDVSA) con
mayoría accionaria y empresas transnacionales como socios minoritarios. Los objetivos
de estas empresas son producir el crudo extra pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco y
mejorarlo para exportar un crudo de alta calidad con bajos contenidos de azufre y
metales.
• FPO: Faja Petrolífera del Orinoco.
XIII
• GOR: “Gas Oil Ratio”. Relación gas/crudo.
• Gravedad API: Medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el crudo en
comparación con el agua.
• HIC: “Hydrogen Induced Cracking”
• HV: “Hardness Vickers”
• H2S: Ácido sulfhídrico. Gas inflamable e incoloro. Se encuentra naturalmente en el
petróleo crudo y en el gas natural.
• INTEVEP: Instituto de Tecnología Venezolana para el Petróleo.
• ISO: “International Organization for Standardization”
• Lavado Cáustico: Sistema de tratamiento de gas con NaOH para remover el CO2, CS2 y
H2S.
• Macolla: En las áreas de producción petrolera, es una agrupación de pozos dotada de
múltiples de producción y facilidades de medición y bombeo.
• NACE: “National Association of Corrosion Engineers”.
• POES: Petróleo originalmente en sitio.
• Psig: “Pound per square inch”. Unidad de presión cuyo cero es la presión equivalente a
una atmósfera.
• Recuperación primaria: Primera etapa de producción de hidrocarburos, donde la energía
natural del yacimiento desplaza a los hidrocarburos hacia el pozo y luego hacia la
superficie. La producción con levantamiento artificial se considera recuperación primaria.
• Recuperación secundaria: Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual
un fluido externo es inyectado en el yacimiento con el propósito de mantener la presión
y/o aumentar la producción.
XIV
• Resina carboxílica: Resina de ácidos orgánicos, que son donantes de protones.
• SAGD: “Steam Assisted Gravity Drainage”. Escurrimiento asistido por vapor y gravedad.
• Sílica: Compuesto químico dióxido de silicio. Se encuentra en la naturaleza en forma de
arena o cuarzos.
• SOHIC: “Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking”
• SOR: “Steam Oil Ratio”. Relación crudo/ vapor. Cantidad de vapor que se requiere
inyectar para producir un barril de petróleo.
• SWC: “Step- Wise Cracking”
• Tanque flash: Tanque utilizado en operaciones de separación de fluidos para separar las
fases gaseosas de las líquidas.
• Viscosidad: Oposición de un fluido a las deformaciones tangenciales.
‐ 1 ‐
INTRODUCCIÓN
El crudo extra pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) se produce principalmente
a través de pozos horizontales agrupados en macollas. El método de levantamiento artificial
utilizado en la mayoría de los casos consiste en bombas de cavidad progresiva. El crudo
producido es mezclado a nivel de superficie con diluente proveniente de los complejos
mejoradores, reduciendo su viscosidad para facilitar su transporte. En el centro de procesamiento
de fluidos, el crudo es tratado y separado del agua y del gas. El agua separada es llevada a la
planta de tratamiento de agua, donde se eliminan las impurezas y las trazas de aceite. El agua
tratada se dispone en pozos de inyección. El gas se procesa en la planta de tratamiento de gas,
donde se comprime y lleva a condiciones de especificación. Seguidamente, el crudo diluido es
bombeado hacia los complejos mejoradores de Jose, Estado Anzoátegui.
A grandes rasgos, el proceso arriba descrito constituye la fase aguas arriba de producción
en frío y tratamiento de crudo en el área de la FPO. La segunda parte del negocio, engloba todo
lo concerniente al mejoramiento del crudo extra pesado producido en la FPO. Este proceso es
realizado en los complejos mejoradores de Jose, donde el crudo es tratado aumentando la
gravedad API, disminuyendo la viscosidad, removiendo los componentes pesados con metales y
el contenido de azufre para obtener un crudo de alta calidad, apto para ser procesado en una gran
cantidad de refinerías nacionales e internacionales.
Actualmente, cuatro Empresas Mixtas realizan los procesos arriba descritos: PetroCedeño
(PDVSA, Total y StatoilHydro), PetroAnzoátegui (100% PDVSA), PetroPiar (PDVSA y
ChevronTexaco) y PetroMonagas (PDVSA y BP); anteriormente conocidas como Sincor,
Petrozuata, Ameriven y Cerro Negro respectivamente.
De acuerdo a los procesos de licitación y a los planes de negocio de las nuevas Empresas
Mixtas que operarán en la Faja, se ha establecido que para incrementar el factor de recobro,
todos los proyectos deberán ser dotados de facilidades de producción con estimulación térmica.
La estimulación térmica se realizará mediante inyección de vapor a alta temperatura. Esto
implica la necesidad de proponer facilidades de superficie para los nuevos proyectos, siendo éste
‐ 2 ‐
el motivo del trabajo, dado que las condiciones de operación para la producción en frío difieren
de las de la futura producción térmica.
La producción de crudo con inyección de vapor requiere un sistema de levantamiento
artificial resistente a las altas temperaturas, distinto a las bombas de cavidad progresiva
convencionales utilizadas para la producción en frío. Se proponen dos alternativas de
levantamiento artificial para la producción de crudo con estimulación térmica: la nueva
tecnología de bombas de cavidad progresiva metálicas y el sistema de bombeo mecánico con
balancín.
La inyección de vapor trae como consecuencia mayores volúmenes de agua que en la
producción en frío, y presencia de sílica. El esquema de tratamiento de agua propuesto para la
generación de vapor es el “Warm Lime Softening” (suavización con hidróxido de calcio),
mediante el cual se remueven las partículas aceitosas, sólidos suspendidos, sílica y durezas.
Dicho tratamiento es posterior al que se realiza en una primera fase para remover las partículas
aceitosas. En cuanto a la configuración de ambos tratamientos, pueden ser integrados o
independientes. La primera opción permite el reciclaje y mejor aprovechamiento del agua. La
opción de tratamientos independientes implica tomar el agua para la generación de vapor de
fuentes externas como ríos o acuíferos. El agua tratada debe cumplir con las especificaciones de
los equipos de generación de vapor.
Para la generación de vapor se proponen los “Once Through Steam Generators” (OTSG).
Estos equipos han sido diseñados específicamente para aplicaciones de recuperación térmica en
la industria petrolera. Presentan un solo pase de agua a través del serpentín del generador. La
calidad del vapor producido por estos equipos es de 80% aproximadamente, pero el vapor a
inyectar en los pozos debe tener calidad superior a 85%. Por esta razón, se requieren etapas de
separación a la salida de los OTSG.
Se plantean tres opciones de configuración de esquemas de tratamiento de fluidos y
generación de vapor: una opción centralizada y dos opciones descentralizadas. El caso
centralizado implica que todas las etapas de separación de crudo, agua y gas; así como la
generación de vapor se realicen en la Estación Principal. Las opciones descentralizadas
‐ 3 ‐
contemplan subestaciones térmicas en las cuales se realizan las primeras etapas de separación del
crudo producido con estimulación térmica, así como la generación de vapor. La opción 2 del
esquema descentralizado resulta en una mayor sinergia entre las subestaciones térmicas y la
Estación Principal. Las tres opciones prevén las consideraciones para el tratamiento de crudo
producido con estimulación térmica, según se describe en los resultados y análisis. Dicho
proceso requiere etapas de deshidratación adicionales en comparación con la producción en frío.
Los esfuerzos hidro térmicos inducidos por la inyección de vapor en el yacimiento,
resultan frecuentemente en la formación de H2S. Se consideran especificaciones ANSI, NACE y
EFC para los materiales a utilizar en las líneas de producción de crudo, la Estación Principal y
las subestaciones térmicas. Asimismo, se plantea el uso del diagrama de clasificación de límites
del servicio ácido utilizado por la empresa Total, para tomar las previsiones de metalurgia que
apliquen de acuerdo a los niveles de azufre y H2S en el crudo producido.
Para el bombeo de fluidos a nivel de superficie; se presentan bombas centrífugas,
reciprocantes, de engranaje y de tornillo. El crudo, agua, emulsiones y diluente, presentan
viscosidades y características distintas entre sí. En base a esto se podrán seleccionar las bombas
más apropiadas de acuerdo al fluido de trabajo.
La medición de las proporciones de crudo, agua y gas/vapor en la producción térmica de
crudos pesados es una tarea complicada, y la precisión de estas mediciones es crítica para el
manejo del yacimiento y de la producción. Se proponen medidores multifásicos de alta
temperatura, los cuales han dado resultados satisfactorios y cuya tecnología continúa avanzando.
Los equipos de marca AGAR, utilizados para las mediciones de producción en frío en la Faja,
también incluyen medidores multifásicos de alta temperatura.
La Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), subsidiaria de Petróleos de Venezuela
S.A. (PDVSA) juega un papel importante en el planteamiento y elaboración de estos nuevos
esquemas y configuraciones de facilidades de superficie para la producción de crudo extra
pesado. En su papel como negociadora con petroleras transnacionales, se constituirán las
Empresas Mixtas para emprender los nuevos proyectos de producción y mejoramiento de crudo
en la Faja Petrolífera del Orinoco.
‐ 4 ‐
CAPÍTULO 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Descripción de la Empresa
La Corporación Venezolana del Petróleo es la filial de Petróleos de Venezuela que
controla y administra todos los aspectos relacionados a los negocios con terceros, incluyendo
empresas petroleras nacionales y extranjeras. De esta forma, PDVSA ha emprendido los
siguientes proyectos en asociación con otras empresas por medio de la CVP:
• Migración de Convenios de Asociación, Convenios de Exploración a Riesgo y Ganancias
Compartidas a Empresas Mixtas
• Creación de nuevas Empresas Mixtas
• Desarrollo de los proyectos de gas Costa Afuera
• Proyecto de Cuantificación y Certificación de reservas de hidrocarburos líquidos de la
Faja Petrolífera del Orinoco “Magna Reserva”
La pasantía se realizó en la Gerencia de Evaluación y Desarrollo de Nuevos Negocios de
la CVP, la cual participa en la definición de los futuros modelos de negocios con terceros. Como
su nombre lo indica, es una gerencia de negocios. Sin embargo, cuenta con una división de
ingeniería que visualiza y evalúa las instalaciones y obras a ejecutar en distintos proyectos
petroleros. El proyecto de pasantía se desarrolló en la división de nuevos negocios Faja.
1.2 Planteamiento del Problema
La actual producción de crudo extra pesado que se llevan a cabo en la FPO por
PetroCedeño, PetroAnzoátegui, PetroPiar y PetroMonagas se realiza mediante recuperación
primaria y levantamiento artificial (producción en frío). El crudo se produce mediante bombas
cavidad progresiva en la mayoría de los casos. Con las tecnologías actuales, se estima que el
factor de recobro bajo esta modalidad de producción se ubica entre el 6% y 12%, dependiendo de
‐ 5 ‐
las condiciones del yacimiento. Significa que por cada 100 barriles de petróleo en sitio, sólo son
recuperables entre 6 y 12 barriles. La razón de esta proporción tan baja se debe a las
características del crudo como su baja gravedad API y alta viscosidad, en otras condiciones.
De acuerdo a los nuevos planes de negocio, la meta es incrementar el factor de recobro a
por lo menos 20%. Para lograrlo, es necesario implementar tecnologías de recuperación térmica
que alteren las propiedades del yacimiento. La estimulación térmica, a través de la inyección de
vapor, es el método de recuperación que se aplicará en los nuevos proyectos de la FPO ya que es
una tecnología comercialmente probada.
Actualmente se cuenta con la experiencia en cuanto a diseño y operación de proyectos de
las empresas existentes, las cuales están dotadas de infraestructura para la producción en frío.
Los pozos han sido cementados y completados para producir en frío, así como los equipos e
instalaciones en general. Esto implica que no es posible implementar la inyección de vapor como
método de estimulación utilizando los pozos y facilidades actuales dado que no fueron diseñados
para operar bajo las condiciones de producción térmica.
Surge así la necesidad de visualizar y configurar facilidades de superficie adecuadas a las
condiciones de producción térmica, dado que los lineamientos del Ministerio de Energía y
Petróleo establecen que el factor de recobro para los nuevos proyectos debe ser de al menos
20%. Como consecuencia, éstos deberán ser dotados de instalaciones adecuadas para la
estimulación térmica.
Cabe destacar que los actuales proyectos (PetroCedeño, PetroAnzoátegui, PetroPiar y
PetroMonagas) sirven de antecedentes a los nuevos proyectos. Por ende se puede hablar de
adecuación de facilidades de producción dado que el producto final a obtener será muy parecido:
crudo diluido y tratado; separado del gas y agua para ser transportado vía oleoducto hacia los
complejos mejoradores. La diferencia radica entonces en el método de estimulación a emplear
para lograr extraer mayores volúmenes de crudo con mayor eficiencia.
‐ 6 ‐
1.3 Objetivo General
Proponer facilidades de superficie adecuadas para los futuros proyectos de producción de
crudo extra pesado con inyección de vapor en la Faja Petrolífera del Orinoco.
1.4 Objetivos Específicos
1. Visitar las facilidades de producción y tratamiento de crudo extra pesado en la Faja
Petrolífera del Orinoco.
2. Visitar las facilidades de generación de vapor para la producción de crudo pesado en la
costa oriental del Lago de Maracaibo.
3. Describir y proponer facilidades de superficie involucradas en el manejo y tratamiento de
fluidos, así como en la generación de vapor.
4. Proponer configuraciones de esquemas de procesos para el tratamiento de fluidos y
generación de vapor.
5. Establecer consideraciones respecto a la metalurgia involucrada en la producción con
estimulación térmica.
1.5 Justificación del Proyecto
Mediante las actuales técnicas de producción en frío de las distintas empresas que operan
en la Faja Petrolífera del Orinoco se obtiene un factor de recobro del 12% en el mejor de los
casos. El nuevo lineamiento establecido por el Ministerio de Energía y Petróleo establece que los
nuevos proyectos a desarrollarse en la FPO, el factor de recobro deberá ser de al menos 20%.
Para cumplir con este objetivo, es necesario estimular el yacimiento con tecnologías
comercialmente probadas como la inyección de vapor. Esto implica el diseño e instalación de
facilidades de superficie adecuadas a los esquemas de generación de vapor y tratamiento de
fluidos que formarán parte de los futuros proyectos de la FPO.
‐ 7 ‐
La Gerencia de Evaluación y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP realiza estudios
en conjunto con otras filiales de PDVSA y con los socios de las futuras Empresas Mixtas a fin de
seleccionar los esquemas de procesos más convenientes a ser empleados en los nuevos proyectos
de la FPO y ha requerido, como parte del proyecto global, la proposición y configuración de
facilidades de superficie.
1.6 Alcance
El proyecto abarca la etapa de visualización de las facilidades de superficie necesarias
para los futuros proyectos de producción de crudo extra pesado con estimulación térmica en la
FPO. Las facilidades y esquemas de producción de las actuales Empresas Mixtas sirven como
referencia base para los nuevos proyectos dado que el producto final será muy parecido: crudo
diluido separado del agua y gas, para ser transportado vía oleoducto hacia los complejos
mejoradores. Sin embargo, para el alcance de este trabajo de pasantía, no está previsto modificar
las instalaciones de las actuales Empresas Mixtas. Es por ello que en el presente trabajo, en vez
de plantear modificaciones a las facilidades existentes, se proponen las de los nuevos proyectos
de acuerdo a las condiciones de producción con estimulación térmica.
Los estudios que adelantan distintas consultoras de ingeniería junto a la Gerencia de
Evaluación y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP aún no han concluido. Al no tener las
cifras de volumetría de cada proyecto, no se contemplan cálculos para el diseño de esquemas de
procesos. Llegado el momento de implementar las facilidades y esquemas de procesos aquí
propuestos, será necesario hacer los estudios apropiados en función de los volúmenes que se
manejarán en cada caso.
1.7 Antecedentes
Venezuela posee grandes reservas de hidrocarburos, predominantemente crudos pesados
y extra pesados. La estimulación térmica se realiza desde hace más de cuatro décadas en el
occidente del país, concentrándose principalmente en el Estado Zulia. La estimulación térmica ha
‐ 8 ‐
jugado un papel importante en la producción de crudo de occidente, dado que un porcentaje
importante de sus reservas las constituyen crudos pesados. Además, varios campos petroleros de
esa zona están en etapa de madurez y por ende necesitan estimulación para mantener o
incrementar su producción.
En la zona de la FPO aún no se ha iniciado la producción comercial con estimulación
térmica, pero los nuevos proyectos que allí se desarrollen deberán contar con facilidades de este
tipo para aumentar el factor de recobro. Parte de la investigación realizada en el marco de este
proyecto de pasantía se lleva a cabo en las instalaciones de producción con estimulación térmica
de occidente. En el ámbito internacional, la mayor parte de la producción de crudo extra pesado
y bitumen de Canadá se realiza con estimulación térmica. Sirve de antecedente a los proyectos de
la Faja dado que empresas transnacionales que operan en Canadá, también son socias de PDVSA
en las Empresas Mixtas y aportan su experiencia en el desarrollo de los nuevos proyectos de
producción con estimulación térmica de la Faja.
1.8 Delimitaciones
La producción de crudo extra pesado con estimulación térmica en la Faja Petrolífera del
Orinoco, aún no ha iniciado operaciones dado que se encuentra en fase de ingeniería de
proyectos y licitaciones de bloques. Esto implica que el presente trabajo no se enfoca en algún
proyecto a desarrollarse en una localización geográfica específica de la FPO. La Gerencia de
Evaluación y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP requirió una visualización de
facilidades de superficie a nivel general, para realizar la implementación a futuro de acuerdo a
las características, dimensiones y volúmenes de cada proyecto de producción con estimulación
térmica.
Por razones de confidencialidad, no se pueden revelar cifras ni detalles específicos de
procesos dado que representan información crítica, teniendo en cuenta que las negociaciones que
se llevan a cabo en el marco de las licitaciones de bloques de la FPO están relacionadas a esta
información.
‐ 9 ‐
CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO
Es conveniente definir los siguientes conceptos que se manejan a lo largo del trabajo para
comprender el proyecto efectivamente:
2.1 Faja Petrolífera del Orinoco
La Faja Petrolífera del Orinoco es una zona petrolera ubicada al norte del río Orinoco en
Venezuela, específicamente en los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Está dividida de
Oeste a Este en cuatro grandes áreas: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo; las cuales están
subdivididas en bloques. Tiene un área aproximada de 55.000 Km2 y constituye la reserva de
crudo extra pesado más grande del mundo.
De acuerdo al proyecto de cuantificación de reservas de hidrocarburos líquidos
denominado “Magna Reserva”, la cantidad de petróleo originalmente en sitio (POES) es de 1,3
trillones de barriles, de los cuales 236 miles de millones de barriles son recuperables. El petróleo
crudo de la FPO se caracteriza por tener valores de gravedad API de entre 7,8o y 12o y viscosidad
en sitio en un rango de 3.000 y 10.000 cP. Estas propiedades hacen que la recuperación del crudo
de la FPO sea más compleja en comparación a la de crudos convencionales, más livianos.
Figura 1. Ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco Fuente: PDVSA- CVP 2008
‐ 10 ‐
2.2 Crudo extra pesado
Se conoce como crudo extra pesado a cualquier tipo de crudo que no fluye fácilmente. Se
le llama “extra pesado” porque su densidad y gravedad específica son más altas que las de los
crudos ligeros y pesados. Cualquier petróleo líquido con una gravedad API menor a 10o entra en
la clasificación de extra pesado.
La producción y transporte de crudo extra pesado presenta grandes retos en comparación
a otros crudos más livianos. Las reservas más grandes del mundo se encuentran en Venezuela en
la FPO, siendo comparables y potencialmente superiores a las de crudo convencional de Arabia
Saudita. El crudo extra pesado tiene propiedades similares a las arenas bituminosas, siendo la
principal diferencia que las arenas no fluyen en condiciones naturales. Las principales reservas
de arenas bituminosas se encuentran en la provincia de Alberta en Canadá.
La recuperación primaria de arenas bituminosas se realiza por medio de explotación de
minas a cielo abierto, con alto impacto ambiental. Para el crudo extra pesado se utilizan bombas
de cavidad progresiva en macollas con bajo impacto ambiental, en lo que viene a ser la
producción en frío. Los procesos de producción de crudo extra pesado y de arenas bituminosas
son similares a nivel de recuperación térmica dado que en ambos casos es posible reducir la
viscosidad mediante métodos de inyección de vapor para permitir el flujo del petróleo.
Generalmente, los crudos extra pesados se llevan a un proceso de mejoramiento para
aumentar su gravedad API, reducir la viscosidad, componentes pesados y contenidos de azufre.
De esta forma, se aumenta su valor comercial al ser comparable al de los crudos ligeros
convencionales en los mercados internacionales.
Figura 2. Crudo extra pesado y arenas bituminosas Fuente: Canada West Foundation, 2005
‐ 11 ‐
2.3 Factor de recobro
Se conoce como factor de recobro al volumen de petróleo que se puede recuperar de un
yacimiento utilizando las tecnologías y regulaciones gubernamentales de exploración y
producción existentes para el momento de su cálculo, con la información de geología
disponibles. Todo esto sujeto a que sea económicamente rentable, dado que los costos de
exploración y producción deben ser compensados con las ganancias generadas a partir de la
venta del crudo.
2.4 Recuperación primaria
Es la primera etapa de la producción de crudo, en la cual la energía natural del
yacimiento desplaza el petróleo hacia la superficie. Inicialmente, la presión del yacimiento es
considerablemente mayor a la del fondo del pozo. Este alto diferencial natural de presión es lo
que lleva el crudo hacia el pozo y a la superficie. Sin embargo, la presión del yacimiento tiende a
disminuir debido a la producción, y por ende disminuye también el diferencial de presión. Para
reducir la presión de fondo del pozo o incrementar el diferencial de presión para aumentar la
producción de petróleo; es necesario implementar sistemas de levantamiento artificial como
bombas de cavidad progresiva, bombas electro sumergibles o instalaciones de levantamiento
artificial por gas conocidas comúnmente como “gas- lift”. La producción de crudo utilizando
levantamiento artificial se considera recuperación primaria.
La etapa de recuperación primaria alcanza su límite cuando la presión del yacimiento es
tan baja que los niveles de producción dejan de ser económicamente rentables, o cuando las
proporciones de gas o agua en la corriente de producción son muy altas. Durante la producción
primaria, sólo un pequeño porcentaje del petróleo originalmente en sitio es producido,
típicamente el 10%.
‐ 12 ‐
2.5 Recuperación primaria en las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco
El método de levantamiento artificial más utilizado en las Empresas Mixtas que operan
en la Faja Petrolífera del Orinoco está conformado por bombas de cavidad progresiva dotadas de
motores eléctricos. Dichas bombas se encuentran dentro de cada uno de los pozos productores de
crudo extra pesado. El factor de recobro obtenido con este método alcanza el 12% en la FPO.
Los pozos productores se agrupan en macollas de producción, las cuales comprenden
desde el cabezal de cada pozo hasta la conexión a la tubería del sistema de recolección
correspondiente y demás facilidades de superficie disponibles. La inyección de diluente es
necesaria para reducir la viscosidad del fluido y aprovechar la energía de las bombas para
transportar el crudo diluido desde las macollas hasta la planta de procesamiento de fluidos. El
diluente utilizado es nafta de entre 40o API y 50o API, proveniente de los complejos mejoradores
de Jose. La incorporación del diluente se realiza a nivel de la superficie, en el cabezal del pozo o
en el múltiple, dependiendo de las características de diseño. Una vez mezclado el crudo extra
pesado con el diluente, se obtiene un crudo diluido de más de 15o API.
Los fluidos se recolectan en el múltiple de producción o válvulas multipuerto de cada
macolla. Se bombean con bombas multifásicas o con la misma energía de las bombas de cavidad
progresiva hasta la planta de procesamiento de fluidos.
Figura 3. Vista de una macolla de producción en frío en la FPO Fuente: PDVSA- CVP 2008
‐ 13 ‐
2.5.1 Facilidades y equipos ubicados en las macollas de las Empresas Mixtas de la Faja
Petrolífera del Orinoco
2.5.1.1 Bomba de cavidad progresiva (BCP)
Es una bomba de desplazamiento positivo que consta de un rotor y un estator. La rotación
de la cabilla por medio de un motor eléctrico en la superficie hace que el fluido contenido en la
cavidad fluya hacia arriba. Este tipo de bomba tiene aplicación en el bombeo de fluidos con alta
viscosidad. En cuanto al diseño, el rotor está hecho de acero cubierto por una superficie lisa
mientras que el estator se fabrica a partir de un elastómero moldeado dentro de un tubo de metal.
Cabe destacar que este tipo de bombas presentan problemas cuando se emplean métodos de
estimulación térmica dado que el elastómero del estator no resiste las altas temperaturas
involucradas.
Figura 4. Sistema de bomba de cavidad progresiva Fuente: Seminario técnico de BCP, Weatherford
‐ 14 ‐
2.5.1.2 Bomba multifásica
Es una bomba que puede manejar la producción completa del pozo; incluyendo petróleo,
gas, agua y arena sin necesidad de separar o procesar las corrientes de producción cercanas al
cabezal de pozo. Esto reduce los costos asociados a las facilidades de superficie como
separadores, intercambiadores de calor, deshidratadores y líneas troncales en general.
Las bombas multifásicas se ubican generalmente en las macollas, o en macollas
intermedias entre éstas y la planta de tratamiento de fluidos. Hay casos en los que la presión de
las bombas de cavidad progresiva es suficientemente alta para bombear el crudo desde el pozo
hasta la planta. Esto ocurre generalmente cuando las distancias entre las macollas y la planta son
cortas. Cuando la presión de las bombas de cavidad progresiva no es suficiente para que el crudo
llegue hasta la planta de procesamiento de fluidos, se utilizan las bombas multifásicas para
incrementar la presión.
Las bombas multifásicas pueden manejar altos volúmenes de gas y barro, así como
distintos regímenes de flujo asociados a la producción multifásica (petróleo, agua y gas). Las
bombas multifásicas incluyen las de doble tornillo, pistón y hélico-axial.
Figura 5. Bomba multifásica de doble tornillo Fuente: Scandinavian Oil- Gas Magazine No 9/10 2004
‐ 15 ‐
2.5.1.3 Separador de prueba
Es un recipiente que se utiliza para separar y medir cantidades relativamente pequeñas de
crudo y gas. Los separadores de prueba pueden ser bifásicos o trifásicos; horizontales, verticales
o esféricos. Pueden estar dotados de medidores para determinar las tasas de flujo de crudo, agua
y gas con los siguientes propósitos: diagnosticar problemas en los pozos, evaluar el desempeño
de la producción de pozos individuales y manejar las reservas apropiadamente (Schlumberger,
2008).
2.5.1.4 Medidor multifásico
Es un dispositivo capaz de medir tasas de flujo individuales de petróleo y gas cuando más
de un fluido fluye por una tubería. El medidor multifásico proporciona lecturas adecuadas
inclusive cuando están presentes distintos regímenes de flujo en el flujo multifásico. Cuando se
utilizan medidores de una sola fase, la mezcla de fluidos (petróleo y gas) proveniente del pozo
debe pasar por un separador previo a la medición. De lo contrario, la lectura del medidor
monofásico será incorrecta. Los separadores no son necesarios al utilizar medidores multifásicos,
ya que éstos son capaces de soportar distintas proporciones de crudo y gas. La ventaja de los
medidores multifásicos es que permiten el monitoreo continuo de los pozos o macollas, lo que no
es posible con los medidores monofásicos (Schlumberger, 2008).
2.5.1.5 Múltiple de producción
Es un arreglo de tuberías, dotado de varias salidas y entradas de líneas de flujo
conectadas a los pozos de producción de crudo. Este sistema de conexión dirige el flujo hacia los
calentadores, intercambiadores de calor, separadores y demás dispositivos de tratamiento de
crudo aguas abajo (Schlumberger, 2008). A nivel de las macollas, el múltiple desvía la
producción hacia los medidores.
‐ 16 ‐
2.6 Descripción general del proceso de tratamiento de crudo para producción en frío
El crudo diluido proveniente de las macollas se transporta por medio de las líneas
troncales hacia el centro de procesamiento de fluidos, ubicado en la Estación Principal. El crudo
es dividido y tratado en trenes de producción que operan en paralelo bajo las mismas condiciones
y volúmenes. La cantidad de trenes varía de acuerdo al diseño de cada Empresa Mixta, siendo
dos el caso que mejor ha funcionado según estudios realizados en esta Gerencia.
Los fluidos entran en los “slug catchers” donde se inicia la separación del gas estimulada
por la inyección de un demulsificante. Esta etapa de “slug catchers” consiste en separadores de
dos fases explicados más adelante. El gas liberado va a un depurador de gas combustible. Para
evitar daños a la tubería y a los equipos de manejo de gas, se inyectan inhibidores de corrosión
en las líneas de salida de gas.
El crudo proveniente de los “slug catchers” es bombeado por las bombas de alimentación
a través del tren de calentamiento hacia el horno y de allí a los separadores de alta temperatura.
Las bombas de alimentación al horno son de tipo tornillo según los manuales de operación.
En el tren de calentamiento, el crudo es calentado primero en los precalentadores y
seguidamente en los intercambiadores de calor crudo- crudo. A la salida de los intercambiadores,
la corriente de crudo precalentada se dirige al horno donde se calienta hasta alcanzar la máxima
temperatura del proceso, alrededor de 140oC. El crudo continúa fluyendo hasta los separadores
de alta temperatura, los cuales operan a la temperatura de salida del horno. En estos separadores,
se separa nuevamente el gas disuelto en el crudo caliente y se envía (el gas) a los enfriadores de
vapor de los separadores de alta temperatura, para luego ser enviado al sistema de gas
combustible.
El crudo caliente, separado del gas, que sale de los separadores de alta temperatura se
bombea por las bombas de deshidratación a los deshidratadores de crudo. En la línea de succión
de las bombas se inyecta demulsificante para romper la emulsión.
En los deshidratadores de crudo se remueve el agua libre, permitiendo que el crudo llegue
al 2% de contenido de agua máximo requerido por las especificaciones de diseño. El agua
‐ 17 ‐
caliente producida que sale del fondo de los deshidratadores es enviada hacia la Planta de
Tratamiento de Agua Producida, donde se remueven las durezas e impurezas del agua según las
especificaciones ambientales.
El crudo seco fluye fuera de los deshidratadores y es enfriado por la corriente de crudo
frío que entra a los intercambiadores de calor crudo- crudo señalados en el tren de calentamiento.
Finalmente este crudo fluye hacia la línea de succión de las bombas de exportación, donde se
puede añadir diluente en caso de ser necesario para ajustar la gravedad API a 16oAPI. Las
bombas de exportación son de tipo centrífugas. El crudo en especificación es bombeado por el
sistema de oleoductos hacia los complejos mejoradores.
El crudo seco diluido que se encuentra fuera de especificación es automáticamente
desviado hacia la bota desgasificadora y de allí hacia el tanque de almacenamiento de crudo
fuera de especificación. Una vez solventados los problemas en el centro de procesamiento de
fluidos, el crudo fuera de especificación es bombeado nuevamente hacia los “slug catchers” para
ser procesado nuevamente hasta alcanzar las especificaciones de diseño requeridas para poder ser
bombeado hacia los complejos mejoradores. Cabe destacar que el control de las características
del crudo tratado en el centro de procesamiento de fluidos es de gran importancia. El envío de un
crudo no apto para ser procesado por el mejorador, de acuerdo a las condiciones de diseño,
afectaría el proceso de mejoramiento como tal, produciéndose un producto final cuyas
características serían distintas a las deseadas. Además, los mejoradores han sido diseñados de
acuerdo a especificaciones tales que el crudo debe cumplir para no afectar el buen
funcionamiento de las instalaciones y equipos en general.
Las especificaciones del crudo diluido exportado se han establecido en un contenido
máximo de agua de 2%, gravedad específica de 16o API y presión de vapor menor a 11 psia.
En la siguiente figura se muestra el esquema de tratamiento de crudo descrito
anteriormente, correspondiente a PetroCedeño. Se ha determinado en trabajos anteriores que el
esquema de tratamiento de crudo de PetroCedeño es el más eficiente de todas las Empresas
Mixtas.
‐ 18 ‐
Figura 6. Esquema de tratamiento de crudo en centro de procesamiento de fluidos Fuente: Hernández, 2008
‐ 19 ‐
2.6.1 Facilidades y equipos utilizados en las Estaciones Principales de las Empresas
Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco
A continuación se señalan los principales equipos utilizados en el proceso descrito
anteriormente, específicamente los de PetroCedeño.
2.6.1.1 “Slug- Catchers”
Son separadores de dos fases que operan a presión constante. En caso de operar a una
presión inferior a la de diseño, más gas podrá ser separado del crudo. Sin embargo, esto podría
afectar la operación del horno dado que la presión del gas combustible pudiera ser muy baja.
Contrariamente, si operan a una presión superior a la de diseño, se separará menos gas del crudo,
originándose una mayor cantidad de gas disuelto en el crudo entrando a los separadores de alta
temperatura, afectando las especificaciones resultantes del crudo tratado.
2.6.1.2 Intercambiadores de calor placa- placa
Se utilizan para intercambiar calor entre el crudo frío y el crudo caliente deshidratado.
Tienden a ensuciarse durante su operación, razón por la que deben ser limpiados frecuentemente.
Tienen facilidades para limpieza en sitio.
2.6.1.3 Horno
Aumenta la temperatura del crudo hasta lograr la remoción de los gases disueltos. Es de
llama en el fondo, con quemadores localizados en el piso. A medida que la temperatura del crudo
aumenta, más gas es liberado del crudo. Los quemadores pueden ser encendidos utilizando gas
combustible, nafta (diluente del mejorador) o diesel.
‐ 20 ‐
2.6.1.4 Separadores de alta temperatura
El gas separado del crudo caliente se extrae en los separadores de alta temperatura, los
cuales trabajan a la temperatura máxima alcanzada en el horno. Normalmente el gas es enviado
al sistema de gas combustible y cualquier exceso de gas es enviado al cabezal del mechurrio. La
operación a la presión y temperatura de diseño facilita el funcionamiento óptimo de las bombas
de diluente condensado. Si la presión de trabajo llegara a ser inferior, se necesitaría más diluente
de lo previsto para lograr los 16o API en el crudo requerido para la exportación hacia los
complejos mejoradores.
2.6.1.5 Deshidratadores Electrostáticos
Los sedimentos básicos y el agua son removidos en los deshidratadores mediante la
aplicación de una corriente electrostática. Para que funcionen correctamente, deben operar a la
temperatura máxima de operación alcanzada en el horno. En cuanto a la presión de operación,
debe ser lo suficientemente alta para evitar la formación de vapor. Como parte del proceso, se
inyecta un demulsificante aguas arriba del deshidratador para separar el agua del crudo y
minimizar la cantidad de crudo en el agua de salida a la planta de tratamiento de agua.
En cuanto al mantenimiento de estos equipos, la arena y otras partículas de sólidos en el
crudo se depositan en el fondo del deshidratador y por ende deben ser removidas periódicamente
mediante una operación de desarenado. Es recomendable que estos equipos cuenten con
dispositivos de retro lavado mediante agua a presión para remover la arena en el fondo de los
deshidratadores.
2.7 Descripción general del proceso de tratamiento de agua para producción en frío
El objetivo del proceso de tratamiento de agua producida es remover el crudo y las
partículas de sólidos suspendidos del agua para luego ser inyectada en pozos de inyección. La
planta de tratamiento de agua producida se encuentra en la Estación Principal y está conformada
‐ 21 ‐
por las etapas de separación de crudo y agua, almacenamiento y sistema de bombeo del agua
hacia los pozos de disposición.
La corriente de agua producida proveniente de los precalentadores crudo/ agua del
proceso de tratamiento de crudo descrito anteriormente, pasa a través de las botas
desgasificadoras antes de entrar al tanque desnatador. El gas es separado del agua entrante a la
bota desgasificadora y posteriormente venteado por medio de una línea de gas conectada al techo
del tanque desnatador asociado. Estos tanques pueden ser de techo fijo o flotante.
Los tanques desnatadores están diseñados como tanques separadores crudo/ agua, donde
el agua aceitosa fluye hacia arriba mientras que los sólidos son recolectados en el fondo del
tanque. El crudo separado del agua se rebosa hacia un cubo de recolección. Cuando se llena el
cubo debido al aumento de nivel del crudo, las bombas de recobro comienzan automáticamente a
bombear el crudo desde el cubo de recolección hacia los “slug catchers” de la planta de
tratamiento de crudo. Cuando el nivel de crudo dentro del cubo baja, las bombas dejan de
bombear.
El agua saliente del tanque desnatador es bombeada por las bombas de transferencia
hacia la unidad de flotación, donde se requiere la inyección de químicos para lograr un nivel
adecuado de contenido de crudo y sólidos en el agua de disposición. La unidad de flotación está
provista de un depurador por donde fluye el agua aceitosa a través de cada celda, pasando de un
compartimiento a otro vía “bafles”. En el depurador se dispersa gas en el agua formando
burbujas las cuales, en contacto con las gotas de crudo y partículas de sólidos, forman una
espuma en la superficie del agua. Dicha espuma es removida mecánicamente.
El agua tratada fluye por gravedad desde el depurador hasta las bombas de transferencia
de la unidad de flotación, para luego ser bombeada hacia la unidad de filtrado. El crudo que sale
del depurador es enviado por gravedad al tanque de separación por flotación de sobrenadantes.
El agua aceitosa proveniente de la unidad de flotación es distribuida en cada uno de los
filtros de arena de la unidad de filtrado. El agua limpia de salida de los filtros es enviada hacia el
tanque de agua tratada.
‐ 22 ‐
Los filtros están provistos de un sistema de retro lavado para la limpieza automática de
éstos. El agua utilizada en el proceso de retro lavado es bombeada desde el tanque de agua
tratada a través de las bombas de retro lavado de filtros. Estas bombas envían el flujo en
dirección contraria al flujo de operación normal. El agua de salida de retro lavado se envía hacia
el tanque de separación por flotación de sobrenadantes. En este tanque se realiza otra etapa de
separación crudo/ agua. El crudo separado es enviado hacia los “slug catchers” de la planta de
tratamiento de crudo por medio de las bombas de recuperación de lodos. El agua limpia fluye
hacia arriba, al compartimiento de aguas residuales. El agua bombeada fuera del tanque por las
bombas de reciclo es enviada nuevamente a la entrada de la planta de tratamiento de agua.
El agua tratada, con las características requeridas para la disposición, se almacena en el
tanque de agua tratada, y es bombeada por las bombas de disposición hacia los pozos de
disposición de agua producida. Las especificaciones del agua tratada se han establecido en 5
PPM máximo de sólidos suspendidos y un máximo de 20 PPM de contenido de crudo.
En la siguiente figura se muestra el esquema de tratamiento de agua descrito
anteriormente, correspondiente a PetroCedeño. Se ha determinado en trabajos anteriores que el
esquema de tratamiento de agua de PetroCedeño es el más eficiente de todas las Empresas
Mixtas.
‐ 23 ‐
Figura 7. Esquema de tratamiento de agua en Estación Principal Fuente: Hernández, 2008
‐ 24 ‐
2.7.1 Facilidades y equipos utilizados en las plantas de tratamiento de agua de las
Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco
A continuación se señalan los principales equipos utilizados en el proceso descrito
anteriormente, específicamente los de PetroCedeño.
2.7.1.1 Tanque desnatador
En el tanque desnatador, se acumula el crudo separado de la corriente de agua
alimentada, en una capa en el tope de éste. Debajo de la capa de crudo, se forma una interfase
crudo/ agua. Para controlar el proceso, la cantidad de flujo de entrada al tanque es la misma que
la del flujo de salida.
La mayor parte de los sólidos que entran al tanque se depositan en el fondo del mismo,
razón por la cual se realiza desarenado del tanque cuando así se requiere.
2.7.1.2 Tanque de separación por flotación de sobrenadantes
Es un tanque asociado a un depurador dentro del cual se dispersa gas dentro del agua,
formando burbujas. Estas burbujas se adhieren a las gotas de crudo y a las partículas de sólidos
suspendidos y las elevan hasta la superficie para formar una capa espumosa. Esta espuma se
remueve mecánicamente mediante dos motores de desnatado que se encuentran en operación
todo el tiempo.
2.7.1.3 Unidad de filtrado
Consiste en filtros de arena, bombas de retro lavado de filtros y sopladores. De acuerdo a
las especificaciones de diseño de la unidad, sólo un filtro a la vez puede encontrarse en ciclo de
retro lavado mientras que los otros deben manejar la carga total de flujo. Se ha determinado que
la configuración de cuatro filtros ha funcionado convenientemente de acuerdo a la información
levantada en las distintas Empresas Mixtas.
‐ 25 ‐
2.7.1.4 Tanque de agua tratada
La calidad del agua almacenada en este tanque se monitorea diariamente tomando
muestras diarias de agua a la salida del tanque. Estas muestras determinan si el agua se encuentra
en las condiciones requeridas para ser dispuesta en los pozos de disposición. El agua utilizada
para el reto lavado de los equipos de la planta de tratamiento de agua proviene de este tanque.
2.8 Esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua producidos en frío
A continuación se muestran los esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua
descritos anteriormente. Estos procesos se llevan a cabo en el centro de procesamiento de fluidos
ubicado en la Estación Principal. El crudo tratado que sale de estas facilidades se encuentra en
especificación para ser procesado en los complejos mejoradores, y el agua tratada se inyecta en
pozos de disposición. El color gris representa el recorrido del crudo, el azul el del agua y el
amarillo, parte del tratamiento de gas.
Figura 8. Esquema de procesos integrados de tratamiento de crudo y agua en la Estación Principal Fuente: PDVSA- CVP, 2007
‐ 26 ‐
2.9 Recuperación térmica
La recuperación térmica se refiere al proceso mediante el cual se inyecta calor
intencionalmente en un yacimiento con el fin de producir hidrocarburos por medio de los pozos.
La recuperación térmica es una alternativa comercialmente probada para producir crudos
pesados y extra pesados de alta viscosidad, con gravedades API menores a 20o. Los crudos con
estas características no podrían fluir sin ser calentados, reduciendo su viscosidad lo suficiente
como para que puedan fluir hacia los pozos productores. Es así como mediante la inyección de
calor, se mejora la eficiencia del desplazamiento y de la extracción, dado que el incremento de la
temperatura acompaña la reducción de la viscosidad del crudo.
Durante la recuperación térmica, el crudo experimenta una serie de cambios físicos y
químicos debido a los efectos del calor suministrado. Entre las propiedades físicas que se alteran
con este proceso se incluyen la viscosidad y la gravedad específica. Los cambios químicos
involucran reacciones como el craqueo, en donde se rompen los enlaces de carbono- carbono
para generar compuestos de menor peso molecular. También ocurre la des hidrogenación, la cual
consiste en la ruptura de los enlaces de carbono- hidrógeno.
El contenido de sílica disuelto y no disuelto en el agua es fundamental ya que afecta el
funcionamiento de los equipos de generación de vapor. En las operaciones de estimulación
térmica con vapor el contenido de sílica es generalmente alto. La sílica se disuelve en el
yacimiento por la inyección de vapor, a causa de la alteración térmica del crudo bajo la
influencia del calor.
El motivo del uso de la estimulación térmica para la producción de crudos pesados y
extra pesados no está limitado a las características de viscosidad y gravedad específica de estos.
Existe la producción en frío de crudos pesados y extra pesados, pero su factor de recobro está
limitado a un máximo de 10% en la mayoría de los casos. Es así como para incrementar el factor
de recobro es necesario estimular el yacimiento para poder recuperar mayores cantidades de
crudo.
En los proyectos donde se contempla la estimulación térmica a futuro, la primera etapa de
producción se realiza en frío, aprovechando el potencial y la presión natural del yacimiento.
‐ 27 ‐
Transcurrido un tiempo determinado que depende de las características de cada yacimiento, la
presión de éste va disminuyendo así como el potencial de producción en frío. Es en esta fase de
producción de crudo cuando, de acuerdo a la información de la curva de declinación, se
comienza a producir mediante la estimulación térmica.
En lo concerniente a los futuros proyectos de la FPO, se estima que durante los primeros
diez años la producción se realizará en frío. A partir del año diez se estima comenzará la
producción con estimulación térmica, simultánea a la producción en frío. Los equipos para la
producción térmica se irán incorporando de forma modular en el transcurso del tiempo, para lo
cual se debe considerar el espacio físico.
2.9.1 Métodos de recuperación térmica
A continuación se describen los métodos de recuperación térmica que han sido
considerados para la producción de crudo extra pesado con inyección de vapor en los futuros
proyectos de la FPO.
La eficiencia de estos método se mide en función de la relación vapor- petróleo SOR,
“Steam to Oil Ratio” por sus siglas en inglés. El SOR mide el volumen de vapor requerido para
extraer el crudo en barriles equivalentes.
Los métodos de recuperación térmica con inyección de vapor requieren grandes
cantidades de agua para producir el vapor. En algunos casos se utilizan fuentes naturales
superficiales y/o subterráneas como ríos o lagos. En otros casos se toma el agua de alguna fuente
cercana, pero se recicla una y otra vez en plantas de tratamiento para no comprometer el uso del
agua en los procesos de generación de vapor.
Se requieren grandes cantidades de gas combustible para el funcionamiento de las
calderas de generación de vapor, razón por la cual los proyectos con estimulación térmica deben
contemplar el suministro continuo y abundante de gas para poder operar sin interrupción.
‐ 28 ‐
2.9.1.1 SAGD
SAGD o “Steam Assisted Gravity Drainage” por sus siglas en inglés, es un proceso de
recuperación térmica in situ para crudos pesados y extra pesados. El proceso se aplica a múltiples pares de
pozos. Los pares de pozos son perforados horizontalmente, paralelos y verticalmente alineados entre si.
Su longitud y separación vertical está en el orden de un kilómetro y cinco metros respectivamente, aunque
puede variar de acuerdo a las características del yacimiento. El pozo superior es el inyector y el pozo
inferior es el productor. El proceso comienza mediante la circulación de vapor en ambos pozos de modo
que el crudo pesado localizado entre ambos pozos se caliente lo suficiente como para fluir hacia el pozo
inferior; el productor. El espacio poroso se llena continuamente de vapor, formando una cámara de vapor.
La cámara de vapor calienta y drena cada vez más crudo hasta que se alcanza una comunicación entre los
dos pozos a medida que el vapor abarca la zona intermedia entre ambos. Se detiene entonces la
circulación de vapor en el pozo productor y se inyecta solamente en el pozo inyector.
La cámara de vapor, la cual tiene forma de cono, comienza a desarrollarse hacia arriba desde el
pozo inyector. A medida que se calientan superficies de crudo adicionales, disminuye la viscosidad del
petróleo y fluye hacia abajo, por el borde de la cámara de vapor, dentro del pozo productor por efecto de
la gravedad. El petróleo es entonces bombeado hacia la superficie a través del pozo productor.
Los valores promedio de SOR para proyectos con SAGD varían entre 2 y 4. Significa que se
requieren entre 2 y 4 barriles equivalentes de vapor para producir 1 barril de crudo.
A continuación se muestra el esquema del SAGD donde se señalan el pozo productor y el
inyector, las direcciones de flujo del vapor y del crudo, las ranuras de las tuberías de producción e
inyección y la cámara de vapor. La calidad del vapor inyectado debe ser lo más alta posible.
Figura 9. Esquema del SAGD Fuente: Wood Mackenzie 2006
‐ 29 ‐
2.9.1.2 Estimulación cíclica con vapor
En este método de estimulación térmica se inyecta vapor a alta presión y calidad en la
formación por varias semanas. El calor reduce la viscosidad del crudo mientras que el vapor de
agua ayuda a diluir y separar el crudo de la arena. La presión provoca la formación de canales y
grietas a través de las cuales el petróleo puede fluir hacia el pozo. Cuando una porción del
yacimiento está saturada, se interrumpe la inyección de vapor y se deja el pozo en remojo por
varios días o semanas, dependiendo del caso. Durante la etapa de remojo, el vapor y el agua
condensada calientan el crudo viscoso. Esto es seguido por la etapa de producción, en la cual el
petróleo fluye naturalmente o es bombeado hacia la superficie a través del mismo pozo.
Cuando las tasas de producción comienzan a disminuir, comienza un nuevo ciclo de
inyección de vapor. Este proceso es conocido en el argot petrolero como “huff-and-puff”,
utilizando en pozos verticales.
Los valores promedio de SOR para proyectos con estimulación cíclica con vapor varían entre 3 y
8. Significa que se requieren entre 3 y 8 barriles equivalentes de vapor para producir 1 barril de crudo.
En la siguiente figura se muestran las tres fases del método de estimulación cíclica con
vapor: inyección de vapor en el yacimiento, etapa de remojo y etapa de producción.
Figura 10. Fases del método de estimulación cíclica con vapor Fuente: www.oilsands.infomine.com
‐ 30 ‐
CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA
Con el propósito de cumplir con los objetivos planteados se seguirá el plan metodológico
mostrado en la figura 11. Mediante este plan se logran conocer los procesos de producción y
tratamiento de crudo de forma teórica y práctica en las Empresas Mixtas que operan en la Faja
Petrolífera del Orinoco, en su fase actual de producción en frío.
Asimismo, se contempla familiarizarse con proyectos de producción de crudo con
estimulación térmica, específicamente en la costa oriental del Lago de Maracaibo. El objetivo es
conocer el proceso y facilidades involucradas para la generación de vapor a fin de hacer las
observaciones pertinentes aplicables a los futuros proyectos de la Faja.
Figura 11. Esquema metodológico para el desarrollo del proyecto Fuente: Elaboración propia
‐ 31 ‐
3.1 Búsqueda y compilación de información sobre ingeniería de producción de crudo
extra pesado
Constituye la primera etapa de levantamiento de información y tiene como objetivo
familiarizar al autor de este libro con los proyectos de producción de crudo extra pesado que se
desarrollan a nivel nacional e internacional.
Como miembro del grupo de trabajo de la Gerencia de Evaluación y Desarrollo de
Nuevos Negocios de la Corporación Venezolana del Petróleo, es necesario conocer tanto los
aspectos técnicos como los del negocio, de las Empresas Mixtas que operan en la Faja Petrolífera
del Orinoco. Se revisaron los conceptos técnicos relacionados al crudo extra pesado y a la Faja
en general, con el fin de ubicarse en el área de influencia, así como para conocer el tipo de crudo
que allí se produce y procesa.
En esta parte, los puntos estudiados de mayor relevancia fueron las fases del negocio de
las Empresas Mixtas:
1) Producción: Configuración de los pozos, extracción del crudo, tratamiento del crudo
diluido y tratamiento del agua producida y del gas.
2) Transporte: Recolección y exportación del crudo diluido desde las áreas de producción
hacia los complejos mejoradores de Jose.
3) Mejoramiento: Proceso aguas abajo en el que se modifican las propiedades del crudo al
remover los componentes pesados y el contenido de azufre para obtener un crudo de alta
calidad con baja viscosidad y aumento de su gravedad API.
Simultáneamente se investigó acerca de la producción de crudo extra pesado en el
extranjero, específicamente los proyectos que se desarrollan en Canadá. Cabe destacar que
Venezuela y Canadá son dos polos de desarrollo a nivel mundial en cuanto a la producción y
mejoramiento de crudos no convencionales se refiere. En el caso de Venezuela se trata de la
producción de crudo extra pesado en la FPO, mientras que en Canadá se producen arenas
bituminosas en la provincia de Alberta.
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Esta parte de la investigación es de suma importancia para el desarrollo del proyecto dado
que en Canadá se han iniciado las actividades de estimulación térmica, principalmente con
SAGD. Han desarrollado facilidades de superficie adecuadas para este tipo de producción y se
han probado nuevas tecnologías de equipos, capaces de soportar las condiciones de trabajo de la
producción con estimulación térmica.
En el marco de la investigación que se lleva a cabo actualmente en los distintos grupos de
trabajo de esta Gerencia, se ha obtenido información sobre los esquemas de procesos y
facilidades de superficie en general que se están poniendo a prueba en Canadá y que, dada la
similitud existente con los proyectos de la Faja, sirven de base para su diseño e implementación
en Venezuela.
Asimismo, el contacto permanente con las empresas transnacionales que operan en
Canadá, y que también son socias de PDVSA en las Empresas Mixtas, permite conocer las ideas
que se han probado allá, que se pudieran aplicar aquí.
3.2 Revisión de equipos y esquemas de procesos para la producción en frío
Esta etapa de la investigación se enfoca en los esquemas de procesos y equipos utilizados
para el tratamiento de crudo y agua de las cuatro Empresas Mixtas que producen actualmente en
frío: PetroCedeño, PetroAnzoátegui, PetroPiar y PetroMonagas.
La información procede de los manuales de operación elaborados por las antiguas
Asociaciones Estratégicas que estaban constituidas entre PDVSA y distintas empresas
transnacionales tales como Total, Statoil, Chevron Texaco, Exxon Mobil y BP. Estas
asociaciones eran Sincor, Petrozuata, Ameriven y Cerro Negro.
Asimismo se consultó el manual de lecciones aprendidas de los esquemas de producción
de las Empresas Mixtas, elaborado en esta Gerencia como proyecto de pasantía. En dicho manual
se describen los esquemas de procesos de cada Empresa Mixta, y se evalúan junto a los equipos
involucrados para determinar cuál es el de mayor eficiencia.
‐ 33 ‐
Con estos recursos a disposición se lograron conocer los procesos de producción y
tratamiento de crudo de cada Empresas Mixta de forma teórica. Estos procesos de producción, si
bien son similares entre si, presentan ciertas diferencias en cuanto al número de trenes, diseño,
dimensiones y configuración de equipos. Esto se debe a la necesidad de adaptar los procesos de
cada empresa a variables como el corte de agua y las características del crudo, dependientes de
cada yacimiento. Se ha determinado que los procesos de tratamiento de fluidos de PetroCedeño
son los más eficientes. Por esta razón, es muy probable que el diseño de las etapas de producción
en frío de los futuros proyectos se haga a semejanza del de PetroCedeño.
3.3 Visitas a instalaciones de producción en la Faja Petrolífera del Orinoco y en la Costa
Oriental del Lago de Maracaibo
Constituye la logística mediante la cual se lograron concretar las visitas planificadas para
el desarrollo del proyecto, y de ese modo cumplir con los objetivos planteados. Dentro del marco
de un proyecto de pasantía como éste, era necesario trasladarse hacia las zonas de producción
petrolera para conocer y visualizar el funcionamiento de los esquemas de producción así como
los equipos y procesos involucrados. Con estas visitas de campo se complementa de una manera
práctica lo aprendido teóricamente a través de publicaciones y manuales de operación
estudiados, así como la interacción diaria en los grupos de trabajo.
Se contactaron a las personas encargadas de las instalaciones a visitar por medio del
grupo de trabajo de la Gerencia de Evaluación y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP. Una
vez establecido el contacto, se preparó un plan de trabajo para cada visita con los puntos de
interés. Los trámites de viajes, traslados y alojamientos corrieron por cuenta de esta misma
Gerencia.
Se realizaron dos visitas de campo:
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3.3.1 Visita a las instalaciones de producción de PetroMonagas
Estas instalaciones están ubicadas en el área denominada Carabobo de la Faja Petrolífera
del Orinoco, en el extremo sur- este del Estado Anzoátegui. Tuvo una duración de tres días y su
objetivo consistió en visualizar y recorrer las instalaciones de producción, así como la
recopilación de información sobre facilidades de superficie. En PetroMonagas se tuvo el primer
contacto con los procesos de producción de crudo en frío de la FPO, desde los pozos en las
macollas hasta la planta de procesamiento de fluidos.
3.3.2 Visita al campo Lagunillas (Tierra Este)
El campo Lagunillas forma parte de la Unidad de Explotación Tierra Este Pesado y está
ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, al sur de Ciudad Ojeda en el Estado Zulia.
Esta visita tuvo una duración de una semana y se realizó con el propósito de recopilar
información para el estudio de los esquemas de generación e inyección de vapor para la
producción de crudos pesados. El método de estimulación térmica empleado en Lagunillas es el
de inyección cíclica de vapor.
En esta visita de campo se visualizaron las instalaciones de producción de crudo con
inyección de vapor. Se recorrieron los pozos en proceso de inyección, los pozos recién puestos a
producir luego de ser inyectados, la planta de generación de vapor, las líneas fijas y portátiles de
inyección de vapor y las estaciones de flujo. De este modo, se aclararon conceptos sobre equipos
y esquemas de operación, a ser implementados como parte de los proyectos integrados con
estimulación térmica a desarrollarse en la Faja Petrolífera del Orinoco. Asimismo, se hicieron
mediciones de temperatura, presión y cantidad de vapor inyectado en pozos seleccionados a
modo de conocer los valores manejados en estas operaciones de producción.
El material recopilado incluye el esquema de generación de vapor de las plantas
recorridas en Lagunillas y conceptos de tratamiento de agua y generación de vapor. También se
obtuvo el reporte diario de actividades de vapor en donde se midieron temperaturas, presiones,
cantidad de vapor inyectado y método de inyección entre otros.
‐ 35 ‐
3.4 Revisión y comparación de equipos y esquemas de procesos involucrados en la
producción con estimulación térmica
En esta fase del proyecto se estudian distintas opciones de equipos y esquemas de
procesos involucrados en la producción con estimulación térmica.
A nivel de pozos, existe el problema dado por las limitaciones que tienen las bombas de
cavidad progresiva convencionales para la producción térmica. Dado que la mayoría de las
bombas instaladas actualmente en la Faja son de este tipo, es necesario plantear otros tipos de
bombas capaces de resistir las altas temperaturas a las cuales serán sometidas una vez que se
estimule térmicamente.
En cuanto a la generación de vapor, se necesita plantear un esquema de tratamiento de
agua de modo que cumpla con las especificaciones para ser utilizada en las calderas y producir el
vapor. Asimismo, seguirá siendo necesario tratar el agua producida una vez separada del crudo.
Con esto se evidencia la importancia del tratamiento del agua, ya sea para producir vapor o para
disponerla en acuíferos cumpliendo con las regulaciones ambientales.
Los esquemas de tratamiento de crudo y agua, así como el de generación de vapor,
pueden ser centralizados o descentralizados. El caso centralizado implicaría una gran planta de
procesamiento de fluidos, similar a las existentes actualmente y en donde se pudiera también
generar el vapor. Pudiera convenir en otro caso, tener múltiples facilidades de generación de
vapor y de procesamiento de fluidos asociados a un grupo de macollas a fin de descentralizar las
operaciones. Cada una de estas opciones está siendo evaluada en el diseño de los nuevos
proyectos de la Faja, y por ende la selección de alguna de ellas forma parte de los resultados de
este trabajo.
3.5 Desarrollo del proyecto
El desarrollo del proyecto tiene como meta cumplir con el objetivo general planteado,
luego de haber estudiado los distintos esquemas y facilidades de superficie involucrados en la
producción de crudo con estimulación térmica. Al haber cumplido con las visitas de campo a las
‐ 36 ‐
zonas de producción, se logra la familiarización del pasante con la dinámica del proyecto y
permite la aplicación de los conocimientos adquiridos para emprender las distintas fases del
trabajo.
La adquisición, compilación y análisis de la información constituyen la parte teórica
requerida para dominar el tema en estudio. La participación en los grupos de trabajo, las visitas
de campo y las entrevistas sostenidas con profesionales del sector en la Universidad Simón
Bolívar, INTEVEP y en la propia Gerencia constituyen la parte práctica. Con estas herramientas
se establece el vínculo con el sector petrolero, desarrollando el proyecto y presentando los
resultados con los que se concluye el mismo.
‐ 37 ‐
CAPÍTULO 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS
Una vez analizada la información compilada a lo largo de la pasantía, y realizadas las
visitas de campo planificadas para conocer los procesos e infraestructura de interés, se lleva a
cabo el desarrollo del proyecto. En el presente capítulo se presentan los resultados y análisis
respecto a las facilidades de superficie y esquemas de producción planteados para los futuros
proyectos de producción de crudo con estimulación térmica en la FPO.
4.1 Sistema de levantamiento artificial
El levantamiento artificial consiste de cualquier sistema que agregue energía a la columna
de fluido en el pozo con el fin de iniciar, mejorar o incrementar la producción del mismo. En la
actual fase de producción en frío de la FPO se utilizan bombas de cavidad progresiva en la
mayoría de los casos. Sin embargo, este tipo de bombas no resisten la producción con
estimulación térmica dado que las altas temperaturas involucradas afectan su funcionamiento al
deformar el elastómero del que está hecho el estator. La temperatura máxima que resiste el
elastómero es de 150oC. Con el método SAGD, se alcanzan temperaturas de 260oC y con el de
estimulación cíclica se llega a los 350oC. Por esta razón es necesario plantear otros tipos de
bombas que cumplan la misma función, y que sean resistentes a las condiciones de trabajo. Estas
bombas no forman parte de las facilidades de superficie, al estar colocadas dentro de los pozos.
Sin embargo se considera necesario incorporarlas al trabajo dado que son una pieza fundamental
para el nuevo esquema de producción con estimulación térmica que se tiene planificado para la
Faja.
4.1.1 Bomba de cavidad progresiva metálica
La bomba de cavidad progresiva metálica se encuentra en etapa de desarrollo y se ha
puesto a prueba en un proyecto SAGD en el campo Joslyn en Canadá. La investigación y
desarrollo de esta nueva tecnología la realizan las empresas PCM y Total. Para la fabricación del
‐ 38 ‐
estator utilizan la tecnología de hidro- formación. La hidro- formación es una tecnología
mediante la cual se le da forma a metales maleables para convertirlos en piezas livianas de alta
resistencia. Se utiliza un fluido hidráulico para ejercer alta presión y moldear un cilindro hueco
colocado dentro de un molde negativo con la forma final deseada. La presente información
proviene del “paper” 110479 de la “Society of Petroleum Engineers” en donde se presentan los
resultados de las pruebas hechas a la bomba de cavidad progresiva metálica.
Los elementos de mayor importancia en estas bombas son el rotor y el estator. El rotor se
encuentra rodeado por el estator, y la rotación del primero crea cavidades progresivas que
desplazan el fluido a través de cada cavidad sucesiva formada entre ambos elementos. Estas
bombas entregan flujo continuo para una velocidad angular del rotor dada.
En las bombas de cavidad progresiva metálicas, el estator está hecho completamente de
metal y por ende puede resistir temperaturas mucho más altas que las bombas convencionales
con estator hecho de elastómero. El perfil helicoidal metálico se produce por hidro- formación
como se muestra en la siguiente figura:
Figura 12. Principio de la bomba de cavidad progresiva metálica Fuente: Paper 110479 Society of Petroleum Engineers, 2007
Tanto el rotor como el estator están especialmente aislados para resistir altas temperaturas
y desgaste, siendo el rotor el elemento que más sufre. Entre las ventajas de la bomba se pueden
mencionar las siguientes:
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• Fácil control del caudal (proporcional a RPM)
• Fácil instalación, similar a las bombas de cavidad progresiva convencionales
• Temperaturas de operación de hasta 350oC
• Adecuada para viscosidades altas o bajas
• Bajo NPSH, opera a baja presión en el fondo del pozo
• No hay formación de emulsiones
• Fácil arranque a altas viscosidades
• Permiten el flujo continuo de petróleo dada la configuración en forma de tornillo del
rotor.
Estas bombas están diseñadas para durar un año, o por lo menos 8000 horas de trabajo.
Además, podrán manejar hasta un 5% de contenido de arena en el crudo. Sin embargo, se ha
confirmado que la eficiencia volumétrica puede verse afectada por la altura requerida debido al
desgaste.
Desde el año 2006, existen tres modelos de bombas de cavidad progresiva metálicas que
cubren un amplio rango de caudales para la producción de crudo extra pesado.
Modelo 400MET1000 Modelo 550MET750 Modelo 1000MET500
Caudal máximo (para altura cero y 500
RPM)
400 m3/d 550 m3/d 1000 m3/d
Altura nominal (metros equivalentes
de agua)
1000 m 750 m 500 m
Tabla 1. Modelos de bombas de cavidad progresiva metálicas Fuente: Elaboración propia con información tomada del paper 110479 del Society of Petroleum Engineers
‐ 40 ‐
Actualmente, veinte bombas de cavidad progresiva metálicas han sido instaladas en
pozos sometidos tanto a SAGD como a estimulación cíclica con vapor. De estas, cuatro han
fallado. Una de estas falló luego de 6500 horas de operaciones y las tres restantes fallaron
anticipadamente. Los análisis de falla indicaron que el movimiento des balanceado de la barra
contribuyó a la falla por fatiga.
Esta opción de bombeo pudiera ser considerada para los proyectos con estimulación
térmica de la FPO dado que se ha demostrado que resisten las condiciones de operación de la
estimulación térmica. El uso de estas bombas aun no se ha masificado en ningún proyecto de
producción petrolera. En caso de ser seleccionados estos equipos para la Faja, conviene
probarlos previo a su implementación a gran escala, en un proyecto piloto local dada la magnitud
de la inversión.
4.1.2 Bombeo mecánico
Conocido también como bombeo por balancín, el cual produce el movimiento vertical
continuo, hacia arriba y hacia abajo, que impulsa la bomba sumergible. Un motor eléctrico a
nivel de superficie gira un par de manivelas que a su vez mueven un eje conectado a la barra
pulida. Esta barra está unida a la bomba colocada en el pozo, la cual succiona y descarga el crudo
para ir desplazándolo hacia la superficie.
Este tipo de bombas fueron desarrolladas hace varias décadas y dado que todos sus
componentes son metálicos, se utilizan ampliamente en la producción de crudo con estimulación
térmica. Se pudo constatar en las visitas de campo a Lagunillas, que el sistema de bombeo
mecánico con balancín es el que se utiliza en todos los casos de producción con estimulación
térmica. Sin embargo, se observó que para aquellos pozos ubicados dentro del mismo campo
Lagunillas pero cuya producción se realiza en frío, se utilizan bombas de cavidad progresiva
convencionales (estator de elastómero).
En el bombeo mecánico por balancín el flujo es reciprocante y por ende el crudo va
ascendiendo a la superficie por “batches”, contrario al flujo continuo de las bombas de cavidad
‐ 41 ‐
progresiva. En este sentido estaría en desventaja el bombeo mecánico respecto a las bombas de
cavidad progresiva.
El bombeo mecánico ha sido utilizado comercial y masivamente desde hace varias
décadas, suponiendo una ventaja sobre las bombas de cavidad progresiva metálicas.
Figura 13. Bombeo mecánico con balancín Fuente: Fotografía tomada en visita a Lagunillas, Estado Zulia
4.2 Sistema de tratamiento de agua
El sistema de tratamiento de agua propuesto para los proyectos de producción con
estimulación térmica en la FPO consta de dos procesos diferentes. El primario consiste en el
tratamiento de remoción de crudo y sólidos suspendidos en el agua, el cual ha sido descrito en el
subcapítulo 3.7 del Marco Teórico, y actualmente constituye el único proceso de tratamiento de
agua en la producción en frío en la FPO. El secundario consiste en el tratamiento de agua para la
generación de vapor. El proceso secundario de tratamiento de agua es imprescindible en los
proyectos de producción con estimulación térmica, ya que tiene como objetivo llevar el agua a
‐ 42 ‐
las condiciones de especificación de los equipos de generación de vapor. Se les ha llamado
primario y secundario en este trabajo para diferenciarlos entre si.
La configuración de ambos procesos pudiera ser integrada o independiente:
• Procesos integrados:
Implica un ciclo cerrado, en el que el agua proveniente del proceso primario de
tratamiento pasaría a ser tratada en el secundario. Esta configuración hace posible el reciclaje y
reutilización del agua para generar vapor, afecta en menor escala al ambiente y al agua como
recurso natural. En lugar de inyectar en pozos de disposición toda el agua tratada en el proceso
primario, tal como se hace en la producción en frío, se aprovecha como agua de alimentación
para la generación de vapor. En caso de no ser suficiente el agua proveniente del tratamiento
primario, se utilizaría agua de compensación proveniente de acuíferos y/o ríos.
El agua aceitosa que se deseche del proceso secundario, por no cumplir con las
condiciones de generación de vapor, regresará al proceso primario para tratarla nuevamente,
incorporándose a éste junto con la corriente de agua aceitosa proveniente de la deshidratación del
crudo. Es recomendable dotar a la planta de tratamiento primario con facilidades para disponer el
agua tratada en pozos de inyección, tanto para la fase de producción en frío como para las
eventuales paradas de la planta de tratamiento secundario y/o generación de vapor.
Figura 14. Esquema de procesos integrados de tratamiento de agua
Fuente: Elaboración propia
‐ 43 ‐
• Procesos independientes:
En este caso se tienen ambos procesos de tratamiento de agua, pero no integrados.
El tratamiento primario de agua, descrito en el subcapítulo 3.7 del Marco Teórico, tendría
el mismo propósito que en la producción en frío: disponer toda el agua tratada en los pozos de
inyección destinados para tal fin. El agua de alimentación para el proceso secundario tendría
entonces que ser tomada de acuíferos y/o ríos, para ser tratada y utilizada en la generación del
vapor.
Al no haber integración entre ambos procesos de tratamiento, el agua de alimentación del
proceso secundario no podría ser tomada del primario, dado que se inyectaría en pozos de
disposición y por ende no aprovechada. La mayor desventaja es de tipo ambiental, porque al no
haber reciclaje del agua se necesitará suministrarla permanentemente de fuentes naturales para la
generación del vapor.
Este esquema implica un tratamiento secundario menos severo que en el caso integrado.
El agua de alimentación no tendría trazas de aceite por no pertenecer a la corriente de producción
de crudo y por no estar integrados los tratamientos primario y secundario.
Figura 15. Esquema de procesos independientes de tratamiento de agua Fuente: Elaboración propia
‐ 44 ‐
4.2.1 Tratamiento secundario de agua
La producción de crudo extra pesado por medio de estimulación térmica requiere la
generación e inyección en el yacimiento de altos volúmenes de vapor. Una gran cantidad de agua
caliente, producto del vapor condensado, es por ende producida junto con el crudo. Teniendo en
cuenta el impacto ambiental, se plantea reciclar parcial o totalmente el agua producida para re
utilizarla en la generación del vapor.
La complejidad del esquema de tratamiento dependerá de las características del agua de
producción en cada proyecto, incluyendo el alto contenido de sílica que se presenta en los
proyectos con estimulación térmica. También dependerá de los equipos utilizados para la
generación del vapor.
La relación vapor- petróleo “Steam to Oil Ratio” SOR para la producción de crudo extra
pesado mediante estimulación térmica varía entre 2 y 4, siendo 3 el valor óptimo. Esto quiere
decir que un barril de crudo requiere entre 2 y 4 barriles de agua equivalentes necesarios para la
generación del vapor a ser inyectado. La mayor parte de este vapor se condensa en el yacimiento
y se produce junto con el crudo. El agua producida es entonces separada del crudo, llevada al
tratamiento primario y luego al secundario
El objetivo del tratamiento secundario de agua es llevarla a las condiciones de
especificación y calidad requeridas por la caldera o equipo de generación de vapor. Los más
utilizados en los proyectos de producción de crudo extra pesado, y por ende propuestos en el
presente trabajo son los siguientes:
• Calderas tipo serpentín “Once through Steam Generators” (OTSG), que vaporizan el 80%
del agua de alimentación.
• Calderas convencionales que vaporizan el 100% del agua de alimentación
En las tablas siguientes se presentan las especificaciones del agua de alimentación
requeridas por ambos equipos:
‐ 45 ‐
Dureza total < 1 mg/l CaCO3 (0,5 mg/l recomendado)
Bario < 0,1 mg/l Hierro < 0,25 mg/l
Cloro libre < 0,1 mg/l Oxígeno < 0,02 mg/l
pH 7,0- 9,5 Sílica < 100 mg/l
Sólidos disueltos totales 12.000 mg/l Petróleo < 0,5 mg/l
Tabla 2. Especificaciones del agua para las calderas OTSG Fuente: Elaboración propia con información tomada del paper 97750 del Society of Petroleum Engineers
Dureza total < 0,5 mg/l Cobre < 0,005 mg/l Hierro < 0.02 mg/l
Oxígeno < 0.02 mg/l pH 9,0- 9,5
Sílica < 20 µg/l Petróleo < 0,3 mg/l
Conductividad < 0,3 µS/l Tabla 3. Especificaciones del agua para las calderas convencionales
Fuente: Elaboración propia con información tomada del paper 97750 del Society of Petroleum Engineers
El contenido de sílica disuelto en el agua es fundamental dado que afecta el desempeño
de los equipos de generación de vapor, y es generalmente alto en las operaciones con SAGD.
Este tratamiento debe ser lo suficientemente severo para garantizar que el agua tratada tenga las
especificaciones para generar vapor de calidad 85% aproximadamente.
4.2.1.1 Sistema de tratamiento de agua para la generación de vapor
El tratamiento del agua producida necesario para cumplir con las especificaciones
requeridas del agua de alimentación para la generación de vapor consiste en la remoción de
hidrocarburos, sólidos suspendidos, durezas, sílica, sales orgánicas y oxígeno. A continuación se
describe brevemente el tratamiento de agua, el cual se ha llamado secundario para diferenciarlo
del proceso primario realizado aguas arriba.
‐ 46 ‐
• Remoción de hidrocarburos:
Para remover el crudo del agua se requiere un tanque de desnatado. Al iniciarse el
proceso, y como consecuencia de la pequeña diferencia de densidad entre el crudo extra pesado y
el agua, se aplica un tiempo de retención que depende del contenido de crudo en el agua. La
inyección de químicos en esta fase de retención puede ser necesaria para facilitar el proceso.
Seguidamente se trata el agua en una unidad de flotación, con un tiempo de retención
menor al de la fase inicial. Para seguir disminuyendo el contenido de crudo y remover los sólidos
suspendidos, se utilizan filtros de arena. Los filtros de arena deben estar dotados de sistema de
retro lavado, para ser limpiados con agua tratada en el sistema primario. Al finalizar esta etapa el
contenido de crudo disuelto en el agua no debe exceder los 10 mg/l.
La fracción de agua aceitosa que sale de esta etapa, y que no cumpla con las
especificaciones para la generación del vapor, debe ser enviada hacia la planta de tratamiento
primario de agua.
• Remoción de sólidos suspendidos:
Se utilizan hidro ciclones para tratar y drenar los sólidos. Éstos son removidos mediante
un proceso de decantación y filtrado en el proceso de remoción de hidrocarburos descrito
anteriormente.
• Remoción de sílica:
Para remover la sílica se propone la técnica de suavización con hidróxido de calcio
Ca(OH)2, conocida como “warm lime softening”, ya que se observa en distintas fuentes de la
literatura de tratamiento de agua es la más recomendada para obtener agua en especificación para
los equipos de generación de vapor. El “warm lime softening” se lleva a cabo a condiciones
atmosféricas y consiste en un recipiente de mezclado rápido en el cual se mezcla el agua dura
entrante con hidróxido de calcio Ca(OH)2 y soda cáustica en proporciones dependientes del
grado de alcalinidad.
‐ 47 ‐
El hidróxido de calcio reacciona con calcio soluble y carbonatos de magnesio para formar
sólidos que precipitan. Se precipita entonces la sílica, y es removida por procesos de filtrado.
• Remoción de materia orgánica:
La materia orgánica y aceites remanentes pueden ser eliminadas mediante un bioreactor
de membrana. Está compuesto por dos partes principales: la unidad biológica y el módulo de
membrana. La unidad biológica degrada los compuestos de desecho. En el módulo de membrana
se separa el agua tratada del licor mezclado (materia degradada). El bioreactor de membrana
combina entonces el proceso de remoción de materia orgánica propio de un reactor biológico,
con la capacidad de micro filtrado de la membrana de filtración.
En la siguiente tabla se muestran ciertos parámetros de operación del bioreactor de
membrana:
Eficiencias de desempeño
Aplicación Eficiencia Remoción de contenidos totales de crudo 98%
Remoción de sólidos suspendidos 98%
Remoción de amoníaco >97%
Remoción de H2S >97% Remoción de aceites >97%
Condiciones de operación
Temperatura 20oC- 45oC
pH 8
Recuperación global de agua 97%
Tabla 4. Parámetros de operación del bioreactor de membrana Fuente: Elaboración propia con información tomada del paper 97750 del Society of Petroleum Engineers
‐ 48 ‐
• Suavización
La dureza total del agua de alimentación para las calderas OTSG no debe exceder 1 mg/l
de carbonato de calcio CaCO3. Mediante el proceso de suavización del agua producida con
hidróxido de calcio Ca(OH)2 (warm lime softening) se obtienen niveles de entre 30 y 50 mg/l de
CaCO3, requiriéndose la aplicación de otro tratamiento de suavización adicional para lograr
obtener los niveles bajos de dureza requeridos.
El método convencional de suavización mediante resinas sulfónicas de intercambio
iónico regeneradas con cloruro de sodio NaCl no es suficiente para disminuir los valores de
dureza. Cabe destacar que este método de suavización es el que se utiliza en el tratamiento de
agua del Lago de Maracaibo para la generación de vapor según se constató en la visita de campo
a Lagunillas.
Existen dos tipos de resinas aptas para la suavización de aguas producidas en campos
petroleros con altos contenidos de sólidos disueltos: resina carboxílica específica y resina
quelante. La resina quelante tiene una baja capacidad útil, razón por la cual se recomienda la
resina carboxílica. Es necesario regenerar estas resinas removiendo los iones positivos que hayan
captado del agua durante el ciclo de suavización. En este caso se utiliza ácido clorhídrico HCl
para regenerar la resina en un 100% luego del intercambio iónico. En el tratamiento de agua que
se realiza en Lagunillas, se utiliza salmuera.
• Desmineralización total
Las calderas convencionales requieren agua totalmente desmineralizada. Este proceso se
lleva a cabo en intercambiadores iónicos. Constan de intercambiadores catiónicos y aniónicos,
ambos regenerados.
• Remoción de oxígeno
Es necesario remover parcialmente el oxígeno para evitar la corrosión que afectaría los
serpentines de las calderas. Para la remoción parcial de oxígeno O2 se recomienda colocar un
desaerador térmico aguas arriba de la caldera de generación de vapor. Aquí se precalentará el
‐ 49 ‐
agua con pérdidas de energía mínimas. Para obtener los valores mínimos de O2 es necesario
inyectar un agente reductor aguas abajo del desaerador térmico.
• Evaporación y cristalización
El agua desechada de la fase de suavización y alrededor del 20% del agua que no se
convierte en vapor en las calderas OTSG, conforman los desechos líquidos. Para recuperar esta
agua, el proceso recomendado es el de evaporación y cristalización.
El evaporador de tubos verticales es utilizado para tratar el agua producida libre de crudo,
a ser utilizada por las calderas de generación de vapor. Su otra función es tratar la purga de agua
desechada en las calderas OTSG como parte del sistema de reciclaje. El agua de alimentación es
bombeada hacia un intercambiador de calor donde se aumenta la temperatura hasta alcanzar el
estado de vapor. Luego se remueve el oxígeno en el desaerador, y entra al evaporador donde se
combina con salmuera re circulante. A esta mezcla de vapor y salmuera se le remueve la fase
líquida y luego de ser comprimido pasa a la parte externa de los tubos del intercambiador. Al
ceder calor, el agua evaporada se condensa como agua destilada y es enviada a las calderas para
generar vapor. Los desechos líquidos del evaporador pueden ser inyectados en pozos de
disposición o mezclados con los desechos del cristalizador.
Figura 16. Evaporador por compresión de vapor Fuente: Paper 2005- 115 Canadian International Petroleum Conference, 2005
‐ 50 ‐
Los cristalizadores de sales eliminan las corrientes de desechos líquidos provenientes de
la purga de agua de las calderas OTSG mediante un sistema de deshidratación de sales y filtros.
Están dotados de un intercambiador de calor externo en el que la solución es calentada por el
vapor en la carcasa. El líquido se separa del vapor, y los cristales de sal que precipitan como
material sólido de desecho son removidos.
Figura 17. Cristalizador por compresión de vapor Fuente: Paper 2005- 115 Canadian International Petroleum Conference, 2005
• Agua de compensación
En caso de no ser suficiente el agua producida tratada para la generación de vapor, se
necesitará agua de compensación. La mejor opción es tomarla de acuíferos dado que los
contenidos de sílica y durezas son bajos. En consecuencia, el tratamiento del agua es sencillo y
se limita a filtración para remover los sólidos suspendidos. Se incorporaría al agua producida
aguas arriba de la etapa de suavización.
‐ 51 ‐
De acuerdo a lo explicado anteriormente, el sistema de tratamiento de agua debe
escogerse en función a las características del agua y de los equipos de generación de vapor. En la
mayoría de los proyectos de producción de crudo extra pesado con inyección de vapor que se
desarrollan actualmente, se ha optado por utilizar calderas OTSG con suavización mediante
hidróxido de calcio Ca(OH)2 (warm lime softening). Los costos asociados a las calderas
convencionales que vaporizan el 100% del agua de alimentación son más elevados que los de las
calderas OTSG dado que el tratamiento de agua requerido por estos equipos es más severo. Se
recomienda entonces la instalación de calderas OTSG y en consecuencia el diseño del
tratamiento de agua producida para la generación de vapor en función a las especificaciones
requeridas por estos equipos.
A continuación se muestra el esquema de tratamiento de agua propuesto para la
generación de vapor con calderas OTSG.
Figura 18. Esquema de tratamiento de agua producida para la generación de vapor Fuente: Adaptación de esquema en paper 97750 del Society of Petroleum Engineers
‐ 52 ‐
4.3 Equipos fijos y portátiles para la generación de vapor
La generación de vapor puede realizarse mediante unidades fijas para inyectar varios
pozos a través de múltiples de vapor, o mediante unidades portátiles aptas para moverse de pozo
en pozo. Dependerá de lo distantes que puedan estar los pozos respecto al sitio de generación de
vapor, así como de la distribución de éstos. Estos factores se verán reflejados en el requerimiento
de vapor a inyectar.
Los equipos fijos más utilizados para generar vapor en la industria petrolera son las
calderas OTSG, usualmente instaladas junto a la planta de tratamiento de agua para la generación
de vapor. Los equipos fijos son útiles para suplir la alta demanda de vapor requerida por varios
grupos de pozos ubicados en las cercanías de la planta, a distancias no mayores a 10 Km de
acuerdo a las recomendaciones de los grupos de trabajo.
Mediante el uso de generadores portátiles se producen altos volúmenes de vapor en
cualquier lugar y en el menor tiempo posible. Deben ser compactos, de fácil transportación,
capaces de operar con poca dependencia externa y con cortos intervalos de tiempo entre trabajos.
La mayor ventaja de utilizar equipos portátiles es que al colocarlos en las cercanías de los pozos,
se condensa menos vapor dado que la distancia a recorrer entre el punto de generación y de
inyección de vapor suele ser corta. Esto resulta en una mayor calidad del vapor inyectado. Como
desventaja se tiene el suministro de gas a múltiples sitios de ubicación de estos generadores.
En cuanto a los futuros proyectos de producción con estimulación térmica de la Faja
Petrolífera del Orinoco, se recomienda la implementación de ambos sistemas para tener la mayor
eficiencia posible. Los equipos fijos servirán un número de pozos a ser determinado de acuerdo a
las dimensiones de cada proyecto. Sin embargo, pudiera presentarse la necesidad de inyectar
pozos dispersos y alejados en poco tiempo, en cuyo caso resulta conveniente el uso de equipos
de inyección de vapor portátiles.
De acuerdo a los datos de campo tomados en Lagunillas, donde se tienen calderas marca
Mitchell, se inyectan entre 3.500 y 4.500 toneladas de vapor a cada pozo en fase de inyección, a
una temperatura promedio de 425o F (218oC). La presión estática del vapor inyectado en pozos
‐ 53 ‐
seleccionados varió en un rango de entre 500 psi y 900 psi, dependiendo de la distancia entre el
punto de generación de vapor y el punto de inyección.
La red de distribución de vapor en Lagunillas incluye líneas fijas y portátiles. Las fijas
transportan el vapor desde la planta de generación hasta diversos puntos de conexión, en los que
se acopla la línea portátil hasta los pozos en período de inyección. Una vez concluida la
inyección de vapor, se retira la línea portátil y se traslada a otro punto donde se requiera
inyección de vapor. Las líneas de distribución de vapor en Lagunillas son de alta presión, por lo
que las tuberías tienen schedule de 120 y 140.
Estos datos tomados en Lagunillas sirven de referencia para los proyectos de
estimulación térmica de la FPO, aunque se deben hacer los cálculos pertinentes en función de las
características de cada proyecto.
4.3.1 Calderas tipo serpentín “Once-Through Steam Generators”
Las calderas “Once- through Steam Generators” OTSG son generadores de vapor que
han sido diseñados específicamente para aplicaciones de recuperación térmica y presentan un
solo pase de agua a través del serpentín del generador, sin tambor de separación. El agua de
alimentación circula dentro del serpentín, calentado externamente por el fuego de los
quemadores. El gas combustible es quemado, produciéndose gas a alta temperatura para calentar
el agua circulante. Generalmente están diseñados para producir vapor con calidad de 80%, de
modo que la relación agua/vapor a la salida del generador es de aproximadamente 1:4. Esta
relación es considerablemente menor que en los diseños de las calderas convencionales.
Los OTSG presentan funciones no disponibles en las calderas convencionales, entre las
que se pueden destacar las siguientes:
• Capacidad para manejar agua de alimentación con un porcentaje relativamente alto de
sólidos suspendidos, asumiendo que éstos hayan sido transformados a forma soluble. Por
esta razón, el tratamiento de agua requerido es menos severo y por consiguiente más
económico que el de las calderas convencionales.
‐ 54 ‐
• El equipo consiste esencialmente en un serpentín confinado en un tanque de alta presión
y sin tambor de separación, a diferencia de las calderas convencionales.
• Capaces de producir vapor a presiones de entre 1000 psig y 1600 psig.
• No tiene controles de nivel como los requeridos en las instalaciones de calderas
convencionales y tampoco requieren purga continua ni atención constante por parte de un
operador.
La mayoría de los quemadores utilizados en los OTSG están provistos de pilotos para
facilitar la ignición de los quemadores principales. Estos pilotos pueden ser de tipo continuo o
intermitente y están diseñados para operar con gas natural como combustible. Los quemadores
disipan entre 40.000 y 60.000 Btu/hr de calor.
Es necesario instalar separadores vapor/líquido aguas abajo de los OTSG dado que los
procesos de estimulación térmica requieren que el vapor inyectado posea alta calidad (mayor a
85%). Como se ha dicho anteriormente, el vapor producido por los OTSG posee una calidad de
80% aproximadamente. Estos separadores tienen como función separar la fracción líquida
contenida en el vapor para que éste alcance las especificaciones de calidad requeridas para la
inyección en los pozos.
Dado que el proceso de tratamiento de agua para la generación de vapor propuesto en
este trabajo es el adecuado para los requerimientos de las calderas OTSG, son precisamente estos
equipos de generación de vapor los que se proponen para los proyectos de producción de crudo
con estimulación térmica en la FPO. Además, se ha verificado que en la mayoría de los
proyectos de estimulación térmica a nivel mundial se utilizan calderas OTSG. Los OTSG
constituyen una tecnología comercialmente probada que ha dado resultados satisfactorios.
De acuerdo a los datos manejados por PDVSA- CVP a través de las mesas de trabajo y
potenciales socios, se tienen las siguientes premisas pronóstico de inyección de vapor para los
proyectos de producción con estimulación térmica de la Faja Petrolífera del Orinoco:
• Para generar 500 toneladas de vapor por día se requieren 3140 barriles de agua por día.
‐ 55 ‐
• Para generar 500 toneladas de vapor por día de 90% de calidad se requieren ente 1 y 1,5
millones de pies cúbicos de gas por día (MMPCGD)
• Caldera de 10 ton/h (240 ton/día) tiene un consumo de gas de 0,9 MMPCD
• Caldera de 23 ton/h (552 ton/día) tiene un consumo de gas de 1,5 MMPCD
• Caldera de 30 ton/h (720 ton/día) tiene un consumo de gas de 1,92 MMPCD
A continuación se presentan datos de diseño y aplicación de los OTSG fabricados por la
empresa IST en Canadá.
OSTG
OSTG encendidos Módulo radiante Módulo convectivo
• Generación de vapor saturado de calidad 80% o mayor.
• Capacidad de los quemadores desde 5 MMBtu/hr hasta + 300 MMBtu/hr.
• Caldera diseñada de acuerdo a las especificaciones de ASME y del American Petroleum Institute.
• Tuberías diseñadas de acuerdo a la norma ASME B31.1
• Presiones de operación hasta + 2500 psi.
• Diámetros de los cilindros disponibles desde 8 ft hasta 30 ft.
• Largo de los cilindros aproximadamente el triple del diámetro.
• Módulos internamente aislados con capas de fibra de cerámica. La carcasa es de acero al carbono.
• Diseño de circuito sencillo o múltiple.
• El módulo consiste de un serpentín de tubos aleteados.
• Rejillas del fondo con cubierta refractaria.
• Rejillas intermedias necesarias para secciones convectivas grandes.
• Diseño de circuito simple o múltiple.
Tabla 5. Datos de diseño de OTSG Fuente: Elaboración propia con información tomada del sitio web de la empresa IST (www.otsg.com)
‐ 56 ‐
La capacidad de las calderas a instalar en los proyectos con producción térmica de la FPO
dependerá de los requerimientos de vapor de cada campo. Es importante notar que los datos
recolectados de las operaciones con vapor en el Estado Zulia suponen calderas relativamente
pequeñas dado que el método de inyección allá utilizado es el de estimulación cíclica. Este
método no requiere inyección continua de vapor, a diferencia del SAGD el cual sí la requiere.
Por ende, las operaciones de SAGD suponen alto consumo de vapor y en consecuencia los
generadores deben ser de gran capacidad. En la revisión de equipos de generación de vapor, se
verificó que existen OTSG de 250 MMBtu/hr instalados en algunos campos de Canadá.
En las siguientes figuras se muestra el esquema de funcionamiento de la caldera OTSG.
Se observa el serpentín, por donde circula el agua calentada desde la parte externa, y el vapor
generado inyectado en los pozos.
Figura 19. Esquema de caldera OTSG
Fuente: www.otsg.com
Figura 20. Serpentín y calderas
Fuente: Fotografía tomada en visita a planta W6 en Lagunillas, Estado Zulia
‐ 57 ‐
4.3.2 Calderas convencionales de tambor
Son calderas en las que el agua circula dentro de múltiples pases de tubos calentados
externamente por el fuego de los quemadores (acuatubulares). El agua caliente sube al tambor,
donde el vapor saturado es separado en el tope y enviado a las líneas de vapor. No se necesita
separadores aguas abajo de la caldera, ya que el tambor cumple esa función. Generalmente
utilizan gas natural como combustible.
Las calderas convencionales no suelen utilizarse en la producción de crudo con
estimulación térmica. El tratamiento del agua de alimentación requerido es más costoso que en
los OTSG dado que las calderas convencionales se evapora toda el agua de alimentación, además
de necesitar supervisión constante. Por esta razón, resulta poco atractivo implementarlas en la
estimulación térmica. Se utilizan en refinerías, plantas de generación de potencia e industria en
general.
En la siguiente figura se muestra una caldera convencional, mostrando el detalle de
múltiples pases de tubos de agua, siendo ésta una de las diferencias respecto a las calderas
OTSG, las cuales consisten básicamente de un único serpentín.
Figura 21. Caldera convencional
Fuente: www.spiraxsarco.com, 2008
‐ 58 ‐
4.4 Consideraciones para la producción y tratamiento de crudo
El crudo producido mediante estimulación térmica tendrá un contenido de agua superior
al de producción en frío. Por esta razón, el proceso de deshidratación de crudo de los nuevos
proyectos tendrá que ser más robusto al que se realiza actualmente en las Empresas Mixtas de la
FPO.
La fase de producción de crudo con estimulación térmica en los nuevos proyectos de la
FPO se tiene prevista a partir del año diez de las operaciones de producción. Esto significa que
durante los primeros diez años la producción se realizará en frío exclusivamente. Transcurridos
los primeros diez años, la producción será tanto térmica como en frío por un período de tiempo
que dependerá del desempeño de los pozos y de la estrategia de cada Empresa Mixta.
Dado que la fase inicial de producción será en frío, las instalaciones y facilidades de
superficie deberán estar diseñadas para estas condiciones de operación. A medida que avance el
tiempo y se aproxime la fase de estimulación térmica, se irán incorporando las facilidades para
producción térmica.
Inicialmente se tendrá el centro de procesamiento de fluidos para separar el crudo
producido en frío del agua y gas. Esta planta estará compuesta por un número de trenes que
dependerá de las dimensiones de cada proyecto. El proceso de tratamiento de crudo (ver
subcapítulo 3.6) tiene especificaciones de diseño limitadas además de otros factores como el
corte de agua. El corte de agua de producción con estimulación térmica es mayor al de
producción en frío ya que el vapor se condensará eventualmente, aumentando el corte de agua de
los fluidos producidos. En consecuencia, si el centro de procesamiento de fluidos es diseñado
para producción en frío sin considerar lo explicado anteriormente, no estará en capacidad de
manejar los elevados volúmenes de agua de producción con estimulación térmica.
El tratamiento de crudo producido con estimulación térmica requerirá entonces etapas de
deshidratación adicionales. Se recomienda una primera etapa de deshidratación que se realice en
las macollas de producción térmica. Seguidamente, el crudo parcialmente deshidratado se
bombeará a la subestación de tratamiento de producción térmica donde se realizarán dos etapas
de deshidratación adicionales. Al salir de estas etapas de deshidratación, el contenido de agua en
‐ 59 ‐
el crudo habrá disminuido considerablemente y su nivel será similar al de producción en frío. En
consecuencia, el centro de procesamiento de fluidos estará en capacidad de manejar el crudo
producido con estimulación térmica, incorporándose a las corrientes de producción en frío para
su tratamiento final.
A diferencia de la producción en frío, donde se inyecta el diluente en las propias
macollas, se prevé que para la producción térmica la inyección de diluente se haga a la entrada
de la subestación térmica, según estudios de Total para el proyecto térmico piloto de Sincor
hecho en el año 2005. La función del diluente es facilitar la movilidad del crudo, y al producir
con estimulación térmica, el vapor inyectado en los pozos cumple esta misma función. Sin
embargo, a medida que el crudo pierda calor y el vapor se condense, será necesaria la inyección
de diluente aguas abajo de las macollas para poder transportar el crudo.
A continuación se proponen las etapas de deshidratación de crudo producido mediante
estimulación térmica, adicionales al proceso de tratamiento de producción en frío.
4.4.1 Separación de fluidos líquidos y gas en macollas de producción térmica
Los fluidos provenientes de los pozos de producción térmica serán enviados a un
separador de grupo ubicado dentro de la misma macolla de producción para separar los gases de
los fluidos líquidos (dos fases). La fracción separada de fluidos líquidos está formada por una
emulsión de crudo y agua. A la salida del separador de grupo las corrientes de fluidos líquidos
producidos y los gases se envían hacia la subestación térmica para realizar sucesivas etapas de
separación. Las presiones se controlan por medio de válvulas controladoras de presión.
La presión a la salida del separador de grupo pudiera ser baja, en cuyo caso se
recomienda la instalación de bombas “booster” capaces de bombear fluidos de alta viscosidad
para mantener la presión del sistema y controlar el flujo en el trayecto hacia la subestación
térmica. Se ha considerado también la opción de prescindir de estas bombas con el fin de
disminuir costos, sin embargo la posibilidad de mantener la presión del sistema por medio de
éstas da mayor flexibilidad a las operaciones.
‐ 60 ‐
Con el fin de medir los volúmenes de producción de gas y líquidos, se recomienda
utilizar separadores de prueba entre otros equipos. Se desvía la corriente de producción de un
pozo determinado para medir la proporción de gases y líquidos producidos. La fracción de
fluidos líquidos separada se reincorporará al resto de la producción a la entrada del separador de
grupo, mientras que el gas irá a tratamiento.
Figura 22. Esquema de separación de líquidos y gas en macolla de producción térmica
Fuente: Elaboración propia con información de proyectos térmicos PDVSA- CVP
4.4.2 Proceso de tratamiento parcial de crudo en la subestación térmica
La subestación térmica consiste en las instalaciones de tratamiento de crudo conformadas
por dos etapas adicionales de separación de los fluidos provenientes de las macollas de
producción térmica. Estas etapas de separación serán previas al tratamiento final a realizarse en
el centro de procesamiento de fluidos, donde se incorporarán las corrientes de producción en frío
y térmica. Se han considerado opciones centralizadas y descentralizadas para el tratamiento de
crudo a nivel de subestación térmica. La primera opción implica que la subestación térmica esté
ubicada junto al centro de procesamiento de fluidos, formando una sola planta de tratamiento de
crudo, adecuada tanto para el tratamiento de crudo producido en frío como para el crudo
producido con estimulación térmica. La segunda opción implica varias subestaciones térmicas,
de menor capacidad que la planteada en la primera opción, a ser ubicadas junto a las facilidades
de generación de vapor. En este caso descentralizado el centro de procesamiento de fluidos
‐ 61 ‐
estaría alimentado con los efluentes separados desde las subestaciones térmicas. El número de
subestaciones térmicas dependerá de los requerimientos, dimensiones y evaluaciones económicas
de cada proyecto.
La emulsión de crudo y agua, previamente separada en las macollas de producción, llega
a la subestación térmica y es sometida a una etapa de separación en el “Free water knock out”.
Este separador de tres fases permite removerle al crudo tanto el gas como el agua restantes. De
esta etapa de separación saldrán tres corrientes de fluidos: gas, agua y crudo.
El gas separado se enviará al sistema de compresión y tratamiento de gas. El agua
separada se bombeará al sistema de tratamiento de agua aceitosa descrito en el subcapítulo 3.7
del Marco Teórico, y de ahí al sistema de tratamiento de agua para la generación de vapor
descrito en el subcapítulo 5.2.1.1 de los Resultados y Análisis.
La fracción de crudo separada en el “Free water knock out” será tratada en la siguiente
etapa de separación de tres fases. Consiste de un tratamiento de aplicación de química
demulsificante para facilitar la separación de la emulsión de crudo y agua. El objetivo de esta
etapa de separación es alcanzar las especificaciones de partes sólidas y agua contenidas en la
emulsión que se bombea al centro de procesamiento de fluidos. Tal como en la etapa de
separación anterior, saldrán de este separador las tres corrientes de gas, agua y crudo. El gas y el
agua separados irán hacia sus procesos de tratamientos respectivos, mientras que el crudo
separado se bombeará hacia el centro de procesamiento de fluidos para tratarlo de acuerdo al
proceso descrito en el subcapítulo 3.6 del Marco Teórico.
La emulsión que fluye de la subestación térmica debe cumplir con las especificaciones
de entrada al centro de procesamiento de fluidos, donde se realiza el tratamiento final de
separación de gas, agua y crudo. Las especificaciones son las siguientes: gravedad de 16oAPI
(con diluente), GOR (relación gas- petróleo) de 126 SCF/BBL y un contenido de agua que no
exceda el 20%. Corresponden al centro de procesamiento de fluidos de PetroCedeño para
producción en frío.
‐ 62 ‐
A continuación se muestra el esquema de tratamiento de crudo en la subestación térmica.
Separador “Free Water Knock Out”Emulsión crudo agua
desde macolla
Inyección de diluente
Separador Química
Demulsificante
Emulsión agua crudo
Agua aceitosa Agua aceitosa
Agua aceitosa Hacia tratamiento primario de agua
Gas
Gas desde macolla
Gas
Hacia tratamiento de gas combustible
Emulsión crudo agua hacia centro de
procesamiento de fluidos
Control de líquido Control de líquidoControl de líquido
Control de líquido
Control de líquido
Control de presiónControl de presión
Figura 23. Esquema de tratamiento parcial de crudo en subestación térmica Fuente: Elaboración propia con información de proyectos térmicos PDVSA- CVP
4.5 Configuración de esquemas de tratamiento de fluidos y generación de vapor
La producción de crudo con estimulación térmica que se desarrollará en la FPO incluye
procesos de tratamiento de agua, tratamiento de crudo y generación de vapor. Estos procesos,
descritos anteriormente, se pueden plantear de acuerdo a esquemas centralizados o
descentralizados. En cada caso habrá ventajas y desventajas de acuerdo a consideraciones
técnicas y económicas. Actualmente se trabaja en las evaluaciones económicas que determinarán
la configuración de esquemas de procesos más conveniente, y en base al resultado obtenido se
decidirá la opción a tomar. En lo que al presente proyecto de pasantía se refiere, se plantean
distintas opciones que han sido consideradas y se hacen las recomendaciones pertinentes de
acuerdo a las ventajas y desventajas observadas.
4.5.1 Esquema Centralizado
Implica que el tratamiento de agua producida (primario), el tratamiento de agua para la
generación de vapor (secundario), la generación de vapor requerido por todo el campo y el
‐ 63 ‐
tratamiento de crudo se realice en la Estación Principal. No habrá separación de la emulsión de
crudo y agua producida en las macollas. Por consiguiente se deberán utilizar bombas multifásicas
para bombear toda la producción hacia la subestación térmica, ubicada en la Estación Principal.
Al tratar todos los fluidos de forma centralizada, se requiere que la subestación térmica sea más
robusta que en la opción descentralizada para poder manejar toda la producción térmica. Los
efluentes se tratan en el centro de procesamiento de fluidos y juntos conforman una gran planta
de tratamiento de crudo centralizada y adecuada tanto para la producción en frío como para la
térmica.
El vapor generado en la Estación Principal tendrá que ser transportado por las líneas de
vapor debidamente aisladas hasta cada macolla. Esto implica que las macollas de producción
térmica deberán estar lo suficientemente cercanas a la Estación Principal y facilidades de
generación de vapor para garantizar la calidad del vapor inyectado y evitar que se condense en el
trayecto. La distancia máxima recomendada entre la generación y el punto de inyección de vapor
es de 10 km.
Figura 24. Esquema centralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor
Fuente: Elaboración propia
‐ 64 ‐
4.5.2 Esquema Descentralizado. Opción 1
Implica más de una subestación térmica independiente, capaz de manejar todos los
procesos inherentes a la producción con estimulación térmica. El tratamiento de agua producida
(primario), el tratamiento de agua para la generación de vapor (secundario), la generación de
vapor y el tratamiento completo de crudo se realizan en las subestaciones térmicas. El
tratamiento de crudo incluye los procesos descritos en los subcapítulos 3.6 y 5.4.2. Las
subestaciones térmicas se dimensionan de acuerdo al volumen de fluidos a manejar y a los
requerimientos de vapor que les corresponda producir.
Cada subestación térmica está asociada a un grupo de macollas cercanas, facilitando la
inyección de vapor de alta calidad. Las líneas de vapor que las interconectan, deben estar
debidamente aisladas. El esquema descentralizado prevé una primera etapa de separación de dos
fases en las macollas de producción térmica, descrita en el subcapítulo 5.4.1 de los resultados y
análisis. Los efluentes de las macollas, se tratan completamente en la subestación térmica
asociada. El tratamiento del gas separado se realiza en la Estación Principal.
A continuación se muestra la opción 1 de esquema descentralizado considerando el
proceso integrado de tratamiento de agua descrito en el subcapítulo 5.2.
Figura 25. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor. Opción 1
Fuente: Elaboración propia
‐ 65 ‐
4.5.3 Esquema Descentralizado. Opción 2
Esta opción de esquema descentralizado implica más de una subestación térmica
independiente, capaz de manejar parcialmente los procesos inherentes a la producción con
estimulación térmica. El tratamiento de agua para la generación de vapor (secundario), la
generación de vapor y el tratamiento parcial de crudo descrito en el subcapítulo 5.4.2 se realizan
en las subestaciones térmicas. Los efluentes de la subestación térmica son tratados en la Estación
Principal. Allí, se realiza el tratamiento de agua producida (primario), las etapas de tratamiento
final de crudo correspondientes al centro de procesamiento de fluidos y el tratamiento del gas
separado. Las subestaciones térmicas se dimensionan de acuerdo al volumen de fluidos a
manejar y a los requerimientos de vapor que les corresponda producir.
Cada subestación térmica está asociada a un grupo de macollas cercanas a ésta. El
esquema descentralizado prevé una primera etapa de separación de dos fases en las macollas de
producción térmica, descrita en el subcapítulo 5.4.1 de los resultados y análisis.
A continuación se muestra la opción 2 del esquema descentralizado considerando el
proceso integrado de tratamiento de agua descrito en el subcapítulo 5.2.
Figura 26. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor. Opción 2
Fuente: Elaboración propia
‐ 66 ‐
4.5.4 Ventajas y desventajas de los esquemas de tratamiento de fluidos y generación de
vapor
Esquema Centralizado
Ventajas Desventajas
• Se utiliza un solo sistema de tratamiento de crudo integrado, adecuado tanto para la producción térmica como para la producción en frío.
• Se utiliza un solo tratamiento de agua, compuesto por las fases primaria y secundaria.
• Se utiliza un solo sistema de generación de vapor.
• No se requiere enviar agua a las macollas para la generación de vapor.
• No se requiere movilizar al personal fuera de la Estación Principal para atender el sistema.
• Casi toda la energía se destina a la Estación Principal.
• Sistema de tratamiento de agua para la generación de vapor de grandes dimensiones, que ocupa un área muy grande de la Estación Principal.
• Sistema de generación de vapor de grandes dimensiones, que ocupa un área muy grande en la Estación Principal.
• Se requiere gran cantidad de líneas de vapor con aislante térmico.
• Se requiere elevar la temperatura del vapor considerablemente para garantizar la inyección de vapor en vez de agua en caso de condensarse.
• Mantenimiento constante del aislante térmico en las líneas de vapor.
Tabla 6. Ventajas y desventajas del esquema centralizado Fuente: Elaboración propia
‐ 67 ‐
Esquema Descentralizado. Opción 1
Ventajas Desventajas
• El proceso de tratamiento de crudo se puede probar desde el inicio hasta el final. Esto es importante para la producción térmica dado que los procesos de separación son más complicados que en la producción en frío.
• Se puede medir independientemente la producción térmica de la producción en frío.
• Mayor aprovechamiento de calor que en la opción descentralizada 2.
• Dado que el proceso de tratamiento de crudo es independiente de los procesos de la Estación Principal, no se presentan problemas de interacción derivados de las paradas de algunas de las plantas.
• Mayor flexibilidad por tratarse de procesos totalmente separados.
• No se requieren líneas largas de vapor para su transporte. Dadas las cortas distancias entre el punto de generación de vapor y las macollas, se facilita la inyección de vapor de alta calidad.
• No hace falta sobrecalentar el vapor, disminuyendo los costos de energía.
• Menor sinergia entre los procesos de tratamiento de producción térmica y producción en frío.
• Poca utilidad de las instalaciones de tratamiento de producción en frío cuando ésta sea poco representativa y sea la térmica la de mayor importancia.
• Se requiere un área adicional para la generación de vapor adyacente a las subestaciones térmicas.
• Se requiere agua para generación de vapor en cada planta descentralizada.
• Se incrementan los costos de mantenimiento en función de los múltiples sistemas de tratamiento de fluidos y generación de vapor.
• Se requiere potencia para el funcionamiento de cada sistema descentralizado.
Tabla 7. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opción 1 Fuente: Elaboración propia
‐ 68 ‐
Esquema Descentralizado. Opción 2
Ventajas Desventajas
• Sinergia entre las subestaciones térmicas y la Estación Principal.
• Una sola planta de tratamiento de agua producida (tratamiento primario).
• Subestaciones térmicas más sencillas que la opción 1, dado que el tratamiento final se realiza en el centro de procesamiento de fluidos de la Estación Principal.
• No se requieren líneas largas de vapor para su transporte.
• No hace falta sobrecalentar el vapor, disminuyendo los costos de energía.
• Dadas las cortas distancias entre el punto de generación de vapor y las macollas, se facilita la inyección de vapor de alta calidad.
• La repartición del tratamiento de crudo en dos plantas (subestación térmica y Estación Principal) incrementa las pérdidas de calor durante el transporte de los fluidos. Esto implica que el aprovechamiento del calor para los procesos de separación será menor que en la opción 1.
• Elevado consumo de energía por parte de las bombas, requerido para el bombeo de fluidos entre las subestaciones térmicas y la Estación Principal.
• Mayor cantidad de líneas de transporte de fluidos.
• Se requiere un área adicional para la generación de vapor adyacente a las subestaciones térmicas.
• Se requiere agua para generación de vapor en cada planta descentralizada.
• Se incrementan los costos de mantenimiento en función de los múltiples sistemas tratamiento de fluidos y generación de vapor.
• Se requiere potencia para el funcionamiento de cada sistema descentralizado.
Tabla 8. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opción 2 Fuente: Elaboración propia
‐ 69 ‐
Se puede observar que los distintos esquemas de tratamiento de fluidos y generación de
vapor planteados, presentan ventajas y desventajas desde el punto de vista técnico. Se decidirá de
acuerdo a los resultados de las evaluaciones técnicas y económicas, cuál alternativa resulta ser la
más conveniente.
4.6 Consideraciones respecto a la metalurgia
Como consecuencia de los esfuerzos hidro térmicos inducidos por la inyección de vapor
en el yacimiento, el crudo extra pesado experimenta una transformación química denominada
acuatermólisis. El alcance de esta transformación depende particularmente de la temperatura del
vapor, las propiedades del crudo y las propiedades físicas de la matriz de minerales. Dado que
frecuentemente los crudos pesados poseen elevados contenidos de azufre, su alteración hidro
térmica resulta en la formación de H2S, altamente corrosivo.
La presencia de H2S en el crudo producido implica la consideración de especificaciones
para los materiales a utilizar en las líneas de producción de crudo, la Estación Principal y las
subestaciones térmicas. Estas especificaciones han sido elaboradas por sociedades de corrosión
de aceptación internacional como “NACE” (National Association of Corrosion Engineers) ó
“EFC” (European Federation of Corrosion).
La norma ANSI/NACE MR0175/ISO 15156 proporciona los requerimientos y
recomendaciones para la selección y clasificación de aceros al carbono y de baja aleación,
aleaciones resistentes a la corrosión y otras aleaciones para equipos utilizados en la producción
de petróleo y gas natural, plantas de tratamiento de petróleo y gas y ambientes con presencia de
H2S. Cualquier falla pudiera suponer un riesgo para la salud y seguridad del personal y daños
ambientales. La norma es aplicable para prevenir daños costosos causados por corrosión en los
equipos. La norma consiste en tres partes: principios generales para la selección de materiales
resistentes a agrietamientos, aceros al carbono y de baja aleación resistentes a agrietamientos y
aleaciones resistentes a la corrosión y agrietamientos.
‐ 70 ‐
4.6.1 Manejo de petróleo crudo ácido
El petróleo crudo que contiene más de 1% de contenido de azufre se denomina ácido. El
crudo ácido puede ser altamente tóxico y corrosivo, especialmente cuando contiene altos niveles
de H2S. Se deben tomar en cuenta normas internacionales para abordar el problema de la
corrosión en las tuberías y facilidades en general. El servicio ácido al cuál estarán sometidos los
diferentes equipos y líneas de transporte de crudo causa problemas de agrietamiento en presencia
de H2S, debido a la disolución y difusión de átomos de hidrógeno en el acero.
La técnica empleada por la empresa Total de Francia para la selección de materiales
utilizados en la producción de petróleo y gas en presencia de H2S, se basada en la norma ISO
15156/ NACE MR 0175. Esta norma estándar, común para ISO y NACE International, es una
combinación de los documentos anteriores NACE MR 0175 y EFC 16, y EFC 17. Toman en
consideración la influencia de la química del agua, y especialmente el pH in situ. Se identifican
cuatro “dominios de severidad” en una gráfica de pH in situ y presión parcial de H2S. Cada
dominio caracteriza la conveniencia de materiales específicos, indicada bajo la decreciente
susceptibilidad a agrietarse en función de condiciones crecientes de severidad de la corrosión. En
el contexto de estos dominios, la severidad del “servicio ácido” se incrementa mediante la
reducción del pH y/o el aumento de la presión parcial del H2S.
El diagrama que a continuación se describe ha sido adoptado en la industria petrolera en
el contexto del manejo de la corrosión:
• Área 0 “Servicio Dulce”: el dominio para el cual no se necesitan precauciones
metalúrgicas específicas.
• Área 1 “Servicio Ácido Leve”: el dominio para el cual se requieren precauciones
menores y poco costosas (nada especial concerniente a las tuberías).
• Área 2 “Servicio Ácido Intermedio”: el dominio para el cual se necesita incrementar las
precauciones relacionadas a la resistencia mecánica y la dureza. La dureza Vickers 5
máxima (HV5) en los contornos de las soldaduras no debe exceder de 280 en la raíz
(weld root) ni de 300 en el acabado de la soldadura (weld cap). La resistencia a HIC
‐ 71 ‐
(hydrogen induced cracking) y a SOHIC (stress oriented hydrogen induced cracking) se
puede lograr mediante el uso de aceros moderadamente bajos en azufre, limpios y micro
estructuralmente homogéneos. El HIC y SOHIC se refieren al agrietamiento inducido por
hidrógeno y al agrietamiento orientado por esfuerzo inducido por hidrógeno
respectivamente.
• Área 3: “Servicio Ácido Severo”: el dominio para el cual las precauciones más rigurosas
son necesarias. La dureza Vickers 5 máxima (HV5) en los contornos de las soldaduras no
debe exceder de 250 en la raíz (weld root) ni de 280 en el acabado de la soldadura (weld
cap). La resistencia a SWC (step- wise cracking) requiere aceros con bajos contenidos de
azufre y otras impurezas, tratamiento de calcio y clasificación según las condiciones de
servicio esperadas mediante pruebas de laboratorio. El SWC se refiere al agrietamiento
por etapas.
En la siguiente figura se muestra el diagrama descrito anteriormente, en donde se
pueden apreciar las cuatro zonas de clasificación de servicio ácido.
Figura 27. Límites del servicio ácido Fuente: Paper 11385 del International Petroleum Technology Conference
La presencia de H2S debe ser tomada en consideración para el diseño de las facilidades
de superficie de los futuros proyectos de producción de crudo extra pesado con estimulación
térmica de la FPO. Los porcentajes de H2S contenidos en el crudo producido serán determinados
mediante las pruebas que se realicen a las condiciones de estimulación térmica. En base a los
‐ 72 ‐
resultados, se tomarán las previsiones necesarias en cuanto a la metalurgia de acuerdo al rango
de servicio ácido donde se ubique la producción. Adicional a las consideraciones respecto a la
metalurgia que se realizan para prevenir daños causados por la presencia de H2S, de debe
considerar un tratamiento de endulzamiento y remoción de azufre para reducir el contenido de
H2S y CO2 en el gas producido. Dicho tratamiento se debe incorporar al sistema de tratamiento
de gas dado que éste se utilizará como gas combustible para las calderas y hornos que conforman
los distintos procesos de tratamiento de fluidos y generación de vapor.
4.7 Bombeo de fluidos
Para el sistema de bombeo superficial se deben considerar distintos tipos de bombas de
acuerdo a la densidad, viscosidad y presión de vapor del fluido. Asimismo, el caudal y las
presiones de succión y descarga, constituyen parámetros según los cuales se seleccionarán los
tipos de bombas más apropiadas. El crudo producido con estimulación térmica requiere bombas
resistentes a altas temperaturas en la fase de levantamiento artificial según se consideró en el
subcapítulo 5.1 de los Resultados y Análisis. Sin embargo, se determinó en la visita de campo
realizada en Lagunillas, que las temperaturas de las líneas de producción de crudo disminuyen
rápidamente conforme aumenta la distancia desde el cabezal de producción. Esto implica que la
temperatura no representa un problema para los equipos de bombeo utilizados superficialmente.
De acuerdo a lo observado en varios cabezales de producción con estimulación térmica
en Lagunillas, se utiliza un “choke” al inicio de la línea de producción para restringir el flujo de
crudo y reducir la presión. Como consecuencia de la expansión del fluido, la temperatura
también disminuye. El “choke” se utiliza durante la fase de producción inmediata a la inyección
de vapor, mientras ésta se estabiliza. Cabe destacar que las mediciones de temperatura se
realizaron en la línea de producción, antes y después del “choke”, con el fin de apreciar la
disminución de temperatura.
En promedio, las temperaturas tomadas en los cabezales de producción antes del “choke”
fueron de 180oC. Después del “choke” rondaban los 140oC, y al inicio de la línea de producción
(aproximadamente a un metro de separación del punto de lectura anterior) las temperaturas
‐ 73 ‐
promediaban los 125oC. De acuerdo a la información de proveedores sobre sistemas de bombeo
superficial, las bombas comúnmente utilizadas en estas aplicaciones tienen un rango de
operación de hasta 400oC.
A continuación se plantean los distintos tipos de bombas que pudieran utilizarse a nivel
superficial para el bombeo de fluidos en las instalaciones de producción y tratamiento de crudo.
Los equipos de bombeo se deben seleccionar de acuerdo a las características del fluido. En estos
proyectos se manejarán fluidos como el agua tratada para la generación de vapor, crudo separado
para ser exportado a los complejos mejoradores y emulsiones con contenidos variables de crudo
y agua.
4.7.1 Bombas centrífugas
Son bombas roto dinámicas que añaden energía al fluido a medida que la energía cinética
impartida por el rotor se transforma en energía de presión estática debido al cambio de área de la
sección de la voluta. El rotor y la voluta crean el vacío parcial y la presión de descarga necesaria
para mover el fluido a través de la carcasa. El rotor y la voluta son las partes más importantes de
la bomba centrífuga. Su diseño determina las características del flujo, presión y manejo de
sólidos. A medida que gira el rotor y agita el fluido, se purga aire de la carcasa creando un área
de baja presión o vacío parcial en el ojo del rotor. La fuerza centrífuga generada por el rotor
propulsa el fluido fuera del ojo, donde la presión es la más baja, hacia la punta de los álabes
donde se tiene la mayor presión. La velocidad de los álabes en rotación presuriza el fluido,
desplazándolo a través de la voluta y descargándolo de la bomba. Entregan una cantidad de
fluido variable, pero a velocidad constante.
En la siguiente tabla se presentan las ventajas y desventajas de las bombas centrífugas
para su aplicación en las actividades petroleras.
‐ 74 ‐
Bombas Centrífugas
Ventajas Desventajas
• Capacidad de manejar altos caudales con bombas relativamente pequeñas dado que operan a velocidades altas.
• Requieren menos mantenimiento que las bombas de desplazamiento positivo.
• Bajos costos de instalación y mantenimiento.
• Capaces de bombear fluidos con sólidos abrasivos.
• Descarga del fluido constante.
• Ocupan poco espacio.
• Capaces de operar con presiones de succión bajas.
• Amplio uso en gran variedad de industrias.
• No producen incrementos de presión elevados.
• No tienen aplicación para bombeo de fluidos de alta viscosidad.
• Se debe tener especial cuidado con la posible cavitación de estas bombas.
• Eficiencias de entre 55% y 75%, inferiores a las de las bombas reciprocantes.
• La mayoría de estas bombas no son auto cebantes.
Tabla 9. Ventajas y desventajas de las bombas centrífugas Fuente: Estudio de opciones para el sistema de bombeo de crudo. PDVSA- CVP 2008
Figura 28. Bomba centrífuga Fuente: www.pumpsunlimited.co.za, 2008
‐ 75 ‐
4.7.2 Bombas reciprocantes
En una bomba reciprocante, el fluido es desplazado a través del cilindro por medio de un
pistón. Entra por la válvula de succión en el tiempo de admisión y sale con presión positiva a
través de las válvulas de descarga en el tiempo de escape. El desplazamiento de líquido está
definido por el movimiento lineal del pistón en el cilindro. La descarga de una bomba
reciprocante es mediante pulsaciones y cambia sólo cuando se varía la velocidad. Esto se debe a
que la admisión es siempre a volumen constante. Se utilizan comúnmente para bombeo de
fluidos viscosos.
Debido a las pulsaciones que se desarrollan en el fluido, estos equipos no son apropiados
para manejar sólidos que puedan estar contenidos en el fluido. Se utiliza una propulsión con
cigüeñal para disminuir el efecto de las pulsaciones en el fluido. El cigüeñal está formado por
dos o más émbolos. Las bombas de dos émbolos se denominan dúplex, las de tres émbolos se
denominan triplex, las de cuatro émbolos cuádruplex etc.
Se observó que en las estaciones de flujo de Lagunillas se utilizan bombas reciprocantes
para el bombeo de crudo pesado producido con estimulación térmica hacia los patios de tanques.
En la siguiente tabla se presentan las ventajas y desventajas de las bombas reciprocantes.
Bombas Reciprocantes
Ventajas Desventajas
• Eficiencias superiores al 95%.
• Producen presiones muy altas.
• Recomendadas para trabajar con fluidos muy viscosos, dado que éstos actúan sobre las paredes del cilindro como un empaque adicional.
• Presión diferencial generada es independiente de la densidad del fluido. Sólo depende de la fuerza ejercida sobre el pistón.
• El flujo no es constante, generándose pulsaciones en las tuberías.
• No pueden manejar sólidos contenidos en el fluido.
• Son de gran tamaño y los costos de inversión y mantenimiento son mayores que los de las bombas centrífugas.
• Requieren presiones de succión elevadas.
Tabla 10. Ventajas y desventajas de las bombas reciprocantes Fuente: Estudio de opciones para el sistema de bombeo de crudo. PDVSA- CVP 2008
‐ 76 ‐
Figura 29. Bomba reciprocante Fuente: Fotografía tomada en visita a Lagunillas, Estado Zulia
4.7.3 Bombas de engranaje
Son bombas rotativas que utilizan un mecanismo de dos engranajes para bombear fluidos
por desplazamiento. Uno de los engranajes es accionado por el eje de la bomba, y éste a su vez
hace girar al otro. A medida que los engranajes rotan y se separan a la entrada de la bomba, se
genera un espacio vacío donde se succiona el fluido. El fluido es movido entre los dientes de los
engranajes hacia la descarga de la bomba, donde el mecanismo desplaza el fluido. El diseño de
los engranajes y de la carcasa permite altas presiones y la posibilidad de bombear fluidos de alta
viscosidad. Generalmente estos equipos operan manteniendo un caudal fijo, pero descargando a
presiones altas.
‐ 77 ‐
En la siguiente tabla se presentan las ventajas y desventajas de las bombas de engranaje
para su aplicación en las actividades petroleras.
Bombas de Engranaje
Ventajas Desventajas
• Recomendadas para trabajar con fluidos de alta viscosidad.
• Descarga del fluido con mínimas pulsaciones.
• Mayor potencia que las bombas centrífugas.
• Vida útil corta.
• No aptas para manejar ni gas ni sólidos contenidos en el fluido.
• Requieren que el fluido esté libre de abrasivos y que tenga propiedades lubricantes.
Tabla 11. Ventajas y desventajas de las bombas de engranaje Fuente: Estudio de opciones para el sistema de bombeo de crudo. PDVSA- CVP 2008
Figura 30. Bomba de engranaje Fuente: www.free-marine.com, 2008
4.7.4 Bombas de tornillo
Son bombas rotativas de desplazamiento positivo en las que el flujo a través de los
elementos de bombeo es axial. El fluido es desplazado entre los hilos del tornillo en uno o más
rotores. A medida que los tornillos rotan y se engranan, se desplaza el fluido axialmente. Se
pueden utilizar fluidos en un amplio rango de viscosidades y las velocidades desarrolladas por
estos equipos son elevadas. Se utilizan en las Empresas Mixtas de la FPO, y se ha tenido buena
experiencia con los equipos Sulzer y Bornemann.
‐ 78 ‐
En la siguiente tabla se presentan las ventajas y desventajas de las bombas de tornillo
para su aplicación en las actividades petroleras.
Bombas de Tornillo
Ventajas Desventajas
• Amplio rango de caudal y presión de descarga.
• Recomendadas para manejo de líquidos con alta viscosidad.
• Capaces de alcanzar velocidades elevadas.
• Operación continua y libre de pulsaciones.
• Fácil instalación por su diseño compacto.
• Costos elevados en comparación con otras bombas de desplazamiento positivo.
• Comportamiento variable, depende de la viscosidad del fluido.
• Requieren elementos de bombeo de gran longitud cuando se requieren altas presiones.
• Presentan problemas si el fluido contiene cantidades considerables de sólidos duros o abrasivos.
Tabla 12. Ventajas y desventajas de las bombas de tornillo Fuente: Estudio de opciones para el sistema de bombeo de crudo. PDVSA- CVP 2008
Figura 31. Bomba de tornillo Fuente: Estudio de opciones para el sistema de bombeo de crudo. PDVSA- CVP 2008
‐ 79 ‐
4.8 Medidores multifásicos de alta temperatura para la producción de crudos pesados
con estimulación térmica
Los medidores multifásicos permiten la medición simultánea de gases y líquidos, además
del corte de agua presente en el crudo. Se han utilizado ampliamente para medir la producción en
frío de crudo extra pesado en empresas como PetroAnzoátegui y PetroCedeño. La tecnología de
estos equipos aún se encuentra en desarrollo, y los resultados de las mediciones realizadas con
éstos no son 100% precisas. Se presenta un reto aún mayor para la medición multifásica cuando
se trata de producción de crudo extra pesado con estimulación térmica.
Se plantea esta tecnología para ser considerada en los nuevos proyectos térmicos de la
FPO. Se ha determinado en base a distintas pruebas que se llevan a cabo en Canadá, que estos
medidores multifásicos proporcionan lecturas similares a las que se obtienen con los separadores
de prueba en condiciones prácticas de campo. La medición precisa de crudo, agua y gas/vapor en
la producción térmica de crudos pesados es una tarea complicada, y la precisión de estas
mediciones es crítica para el manejo del yacimiento y de la producción.
Las temperaturas de la producción con estimulación térmica pueden alcanzar valores
extremos de 230oC en aplicaciones de SAGD. Los medidores multifásicos de alta temperatura
han sido diseñados para soportar temperaturas tan elevadas como éstas.
En la siguiente tabla se presentan las condiciones de los fluidos producidos con
estimulación térmica utilizados en pruebas realizadas en Canadá a los medidores multifásicos.
Locación Lugar A Lugar B
Proporción Líquido/Emulsión
53- 350 m3/día 200- 550 m3/día
% Corte de Agua 22- 85 70- 90
Temperatura (oC) 87- 166 130- 180
Presión (kpa) 770- 1800 400- 1100
% Fracción Volumen de Gas 14- 67 10- 98
Tabla 13. Condiciones de los fluidos en los sitios de pruebas Fuente: Información tomada del paper 98009 del Society of Petroleum Engineers
‐ 80 ‐
En la siguiente figura se muestra el medidor multifásico fabricado por Agar Corporation
instalado en el lugar de prueba “A”. Ha sido diseñado para manejar un caudal de hasta 600 m3/D
(3750 BPD) y temperaturas de operación de hasta 232oC.
Figura 32. Medidor multifásico Agar. Lugar A.
Fuente: Paper 98009 del Society of Petroleum Engineers
En la siguiente figura se muestra el medidor multifásico fabricado por Agar Corporation
instalado en el lugar de prueba “B”. Ha sido diseñado para manejar un caudal de hasta 600 m3/D
(3750 BPD) y temperaturas de operación de hasta 232oC.
Figura 33. Medidor multifásico Agar. Lugar B.
Fuente: Paper 98009 del Society of Petroleum Engineers
‐ 81 ‐
Los resultados de las pruebas de campo presentadas indican que los medidores
multifásicos tienen un buen desempeño bajo las condiciones de operación mostradas en la tabla
13. El fluido es complicado, dado que consiste de una emulsión de crudo y agua con densidades
similares. Las altas temperaturas suponen también condiciones de operación difíciles. El nivel de
precisión de las mediciones coincide con el que se obtiene mediante el uso de tanques
separadores.
La medición tradicional con tanques separadores requiere de esfuerzo considerable por
parte de los operadores al tener que realizar modificaciones continuas en los equipos. Los
medidores multifásicos han resultado ser apropiados para las pruebas de pozos bajo las
condiciones arriba señaladas. Por ende, pueden ser considerados como una alternativa viable en
las operaciones de medición de fluidos producidos con estimulación térmica.
‐ 82 ‐
CONCLUSIONES
• El levantamiento artificial en las operaciones de producción de crudo extra pesado con
estimulación térmica implica el uso de bombas resistentes a las altas temperaturas. El
levantamiento artificial de la actual producción en frío de la Faja, se realiza
principalmente mediante bombas de cavidad progresiva convencionales. Dichas bombas
no son apropiadas para la producción térmica dado que el elastómero no resiste altas
temperaturas. Se recomiendan bombas de cavidad progresiva con estator metálico. Las
mismas han sido desarrolladas y probadas en Canadá para la producción térmica, dando
buenos resultados. Su principal ventaja es el flujo continuo del crudo producido. El
bombeo mecánico por medio de balancín es la otra alternativa planteada. Se utilizan
ampliamente en la producción térmica del Zulia así como en otros lugares del mundo
incluyendo Canadá desde hace mucho tiempo, pero con la desventaja que se produce un
flujo de crudo discontinuo.
• El sistema de tratamiento de agua se divide en dos partes. El agua separada del crudo y
del gas se somete a un tratamiento primario para remover las partículas aceitosas. En el
tratamiento secundario, se lleva el agua a las especificaciones requeridas por los equipos
de generación de vapor. Para este caso se propone el tratamiento “Warm Lime Softening”
(suavización con hidróxido de calcio), mediante el cual se remueven las partículas
aceitosas, sólidos suspendidos, sílica y durezas. Se plantean sistemas integrados e
independientes de tratamiento de agua. El sistema integrado implica que el agua obtenida
del tratamiento primario sirva de alimentación para el secundario. El sistema
independiente implica que el agua tratada en el sistema primario se inyecte en pozos de
disposición, como se hace en las actuales operaciones de producción en frío. En ambos
casos se requiere agua de compensación de ríos y/o acuíferos a ser tratada para la
generación de vapor.
‐ 83 ‐
• Los equipos de generación de vapor más utilizados en la industria petrolera son las
calderas tipo “Once Through Steam Generators” (OTSG). Su diseño es simple y
presentan un solo pase de agua a través del serpentín, por donde circula el agua a medida
que se calienta para generar vapor. Requieren etapas de separación aguas abajo para
separar la fracción líquida y alcanzar una calidad de alrededor de 85% para el vapor a
inyectar. El tratamiento de agua requerido por estos equipos es más económico que el de
las calderas convencionales, utilizadas en la industria en general y en los ciclos de
generación de potencia.
• El sistema de tratamiento de crudo producido con estimulación térmica requiere más
etapas de separación que el producido en frío. Se propone una primera etapa de
separación bifásica en las macollas de producción térmica. Los efluentes serán tratados
en las subestaciones térmicas en donde se someterán a dos etapas sucesivas de separación
trifásicas adicionales. Luego de estos procesos, se habrá separado el crudo del agua y del
gas en proporciones tales que cumplan con las especificaciones de entrada al centro de
procesamiento de fluidos donde se realiza el tratamiento de crudo final. Las
especificaciones son: gravedad de 16oAPI (con diluente), GOR (relación gas- petróleo) de
126 SCF/BBL y un contenido de agua que no exceda el 20%.
• Se plantean tres opciones de configuración de esquemas de tratamiento de fluidos y
generación de vapor. La opción centralizada implica que los efluentes de las macollas de
producción en frío y de las macollas de producción térmica, se traten en la Estación
Principal. No se considera separación bifásica a nivel de macollas térmicas. Los
tratamientos de fluidos, así como la generación de vapor, se realizan en todas sus etapas
en la Estación Principal. La opción descentralizada 1 implica que la producción en frío y
la térmica se traten por separado. La producción en frío se trata en la Estación Principal.
La producción térmica se trata en las subestaciones térmicas, donde también se genera el
vapor. La opción descentralizada 2 implica que la producción térmica se trate
parcialmente en las subestaciones térmicas y su tratamiento se complete en la Estación
Principal, junto con la producción en frío. Esta opción aumenta la sinergia entre la
Estación Principal y las subestaciones térmicas. Ambas opciones descentralizadas
‐ 84 ‐
contemplan una primera etapa de separación bifásica en las macollas térmicas, y el
tratamiento de gas en la Estación Principal. Todas las opciones deben considerar los
elevados volúmenes de fluidos que se producirán térmicamente, así como la
implementación de la infraestructura en forma modular.
• La presencia de H2S en el crudo producido con estimulación térmica implica la
consideración de especificaciones para los materiales a utilizar en las líneas de
producción de crudo, la Estación Principal y las subestaciones térmicas. Se consideran
normas ANSI, NACE e ISO que contemplan las previsiones respecto al uso de materiales
en presencia de sustancias corrosivas. Se plantea el uso del diagrama de clasificación de
límites del servicio ácido utilizado por la empresa Total. De acuerdo a las características
del crudo y los niveles de azufre y H2S contenidos, se ubica el área correspondiente del
diagrama para tomar las previsiones de metalurgia que apliquen.
• Las operaciones de producción y tratamiento de crudo implican el uso de distintos tipos
de bombas a nivel de superficie. Por esa razón, se plantean diversas clases de bombas
cuya aplicación y desempeño varían de acuerdo a las características del fluido de trabajo.
• Los medidores multifásicos de alta temperatura han resultado ser apropiados para las
pruebas de pozos bajo las condiciones de trabajo de la producción térmica. Por ende,
pueden ser considerados como una alternativa viable en las operaciones de medición de
fluidos producidos con estimulación térmica.
‐ 85 ‐
RECOMENDACIONES
• Realizar pruebas piloto para PDVSA con bombas de cavidad progresiva metálicas para
evaluar su desempeño en la producción de crudo con estimulación térmica.
• Estas pruebas se pudieran realizar en pozos seleccionados en el Zulia, donde ya existe la
infraestructura de producción térmica. Sin embargo, hay que tener especial cuidado ya
que los crudos del Zulia son distintos a los de la Faja.
• Se recomienda implementar el sistema de tratamiento de agua integrado, para sacar el
máximo provecho a la menor cantidad de agua posible y causar menor impacto
ambiental.
• Para la generación de vapor, se recomiendan las calderas tipo OTSG de serpentín por
tratarse de los equipos más utilizados para tal fin.
• Considerar la opción descentralizada 2 para el tratamiento de fluidos y generación de
vapor dada la sinergia entre la Estación Principal y las subestaciones térmicas.
• Instalar medidores multifásicos de alta temperatura y separadores de prueba en las
macollas de producción térmica para resolver las discrepancias que pudieran presentarse
en las mediciones.
• Realizar evaluaciones económicas sobre las facilidades y esquemas planteados para
verificar su viabilidad desde el punto de vista económico.
• Para el tratamiento de gas producido se debe tomar en cuenta el proceso de
endulzamiento para reducir los niveles de H2S y CO2. Los procesos que se pueden
considerar para tal fin son los de adsorción, tratamiento con aminas, tratamiento con
carbonato de potasio o lavado cáustico.
• La presencia de H2S debe ser tomada en cuenta en el diseño de las facilidades de
superficie. Los cálculos se deben realizar de acuerdo al contenido de H2S en el gas
‐ 86 ‐
producido. De acuerdo a la estequiometria de oxidación, cuando se quema el gas, el
humo tiene contenidos de SO2 (dióxido de azufre). Por esta razón se recomienda instalar
una unidad de remoción de azufre dentro del sistema de tratamiento de gas y así reducir
el contenido de H2S en el gas combustible destinado a alimentar los generadores de
vapor.
‐ 87 ‐
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ANEXOS
Anexo1: Esquema de reciclaje de agua producida por SAGD para la generación de vapor
con calderas tipo OTSG
Figura 34. Esquema de tratamiento de agua para generación de vapor con calderas tipo OTSG.
Fuente: Presentación “Industrial Wastewater Recovery and Reuse Technology and Experience in the Hydrocarbon Processing Industry. Veolia Water 2008
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Anexo2: Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas
10/09/2
GESTION VAPORTIERRA ESTE PESADO
Exploración y ProducciónPDVSA
10/09/2008 2
ESQUEMA REAL PLANTAS DE VAPOR
Lago de Mcbo
Bombas del Muelle
Bombas de Agua Cruda
DesaereadorBombas
ReforzadorasBombas de
AlimentaciónCALDERA
Sep. Caldera
Hacia los Pozos
TK Agua Cruda
Hacia las Turbinas
AL Venteo
CBPAl
DESAEREADOR
Desde Turbinas
Piscina
CMPTK.
Expansión
Vapor Baja Presión
ENTRADA VAPOR
ENTRADA
PURGA
Líneas A/I
Figura 35. Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas
Fuente: PDVSA 2008
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Anexo 3: Flujograma de generación de vapor en Lagunillas
10/09/2
GESTION VAPORTIERRA ESTE PESADO
Exploración y ProducciónPDVSA
10/09/2008 3
AIRE GASCOMBUSTIBLE
EVAPORADOR
TANQUES DEEXPANSION
DEPOSITO DESALMUERA
TANQUES DESALMUERA
HCL
TANQUE DE ACIDOCLORHIDRICO
BOMBAS DESALMUERA
BOMBASREFORZADORAS
E
ELECTRO-BOMBAS TURBOBOMBAS
CALDERASSEPARADOR DELA CALDERA
SUMINISTRO DEGAS
SEPARADOR DE GAS
ESCAPE DE VAPORDE BAJA PRESION
VAPOR A LOSPOZOS
ESCAPE DE VAPORDE ALTA PRESION
(1500 PSIG)
DESAIREADOR
TANQUEDEALIMEN-TACION
SISTEMA DEINYECCION DESULFITO DE
SODIO
INTERCAMBIADORESIONICOS
FILTROS DE GRAVA
TANQUES DE ALMACENAMIENTO
AGUA DELLAGOO POZO
FLUJOGRAMA GENERACION DE
VAPOR
Figura 36. Generación de vapor en Lagunillas
Fuente: PDVSA 2008