PROPOSICIÓN DE FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA PRODUCCIÓN DE CRUDO EXTRA PESADO CON INYECCIÓN DE VAPOR EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO

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1 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

2 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 H 2 S. 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. II

3 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. III

4 ÍNDICE GENERAL INTRODUCCIÓN... 1 CAPÍTULO 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Descripción de la Empresa Planteamiento del Problema Objetivo General Objetivos Específicos Justificación del Proyecto Alcance Antecedentes Delimitaciones... 8 CAPÍTULO 2. MARCO TEÓRICO Faja Petrolífera del Orinoco Crudo extra pesado Factor de recobro Recuperación primaria Recuperación primaria en las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco Facilidades y equipos ubicados en las macollas de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco Bomba de cavidad progresiva (BCP) IV

5 Bomba multifásica Separador de prueba Medidor multifásico Múltiple de producción Descripción general del proceso de tratamiento de crudo para producción en frío Facilidades y equipos utilizados en las Estaciones Principales de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco Slug- Catchers Intercambiadores de calor placa- placa Horno Separadores de alta temperatura Deshidratadores Electrostáticos Descripción general del proceso de tratamiento de agua para producción en frío Facilidades y equipos utilizados en las plantas de tratamiento de agua de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco Tanque desnatador Tanque de separación por flotación de sobrenadantes Unidad de filtrado Tanque de agua tratada Esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua producidos en frío Recuperación térmica V

6 2.9.1 Métodos de recuperación térmica SAGD Estimulación cíclica con vapor CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA Búsqueda y compilación de información sobre ingeniería de producción de crudo extra pesado Revisión de equipos y esquemas de procesos para la producción en frío Visitas a instalaciones de producción en la Faja Petrolífera del Orinoco y en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo Visita a las instalaciones de producción de PetroMonagas Visita al campo Lagunillas (Tierra Este) Revisión y comparación de equipos y esquemas de procesos involucrados en la producción con estimulación térmica Desarrollo del proyecto CAPÍTULO 4. RESULTADOS Y ANÁLISIS Sistema de levantamiento artificial Bomba de cavidad progresiva metálica Bombeo mecánico Sistema de tratamiento de agua Tratamiento secundario de agua Sistema de tratamiento de agua para la generación de vapor Equipos fijos y portátiles para la generación de vapor VI

7 4.3.1 Calderas tipo serpentín Once-Through Steam Generators Calderas convencionales de tambor Consideraciones para la producción y tratamiento de crudo Separación de fluidos líquidos y gas en macollas de producción térmica Proceso de tratamiento parcial de crudo en la subestación térmica Configuración de esquemas de tratamiento de fluidos y generación de vapor Esquema Centralizado Esquema Descentralizado. Opción Esquema Descentralizado. Opción Ventajas y desventajas de los esquemas de tratamiento de fluidos y generación de vapor Consideraciones respecto a la metalurgia Manejo de petróleo crudo ácido Bombeo de fluidos Bombas centrífugas Bombas reciprocantes Bombas de engranaje Bombas de tornillo Medidores multifásicos de alta temperatura para la producción de crudos pesados con estimulación térmica CONCLUSIONES VII

8 RECOMENDACIONES BIBLIOGRAFÍA Textos y Presentaciones Sitios WEB ANEXOS Anexo1: Esquema de reciclaje de agua producida por SAGD para la generación de vapor con calderas tipo OTSG Anexo2: Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas Anexo 3: Flujograma de generación de vapor en Lagunillas VIII

9 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Ubicación de la Faja Petrolífera del Orinoco... 9 Figura 2. Crudo extra pesado y arenas bituminosas Figura 3. Vista de una macolla de producción en frío en la FPO Figura 4. Sistema de bomba de cavidad progresiva Figura 5. Bomba multifásica de doble tornillo Figura 6. Esquema de tratamiento de crudo en centro de procesamiento de fluidos Figura 7. Esquema de tratamiento de agua en Estación Principal Figura 8. Esquema de procesos integrados de tratamiento de crudo y agua en la Estación Principal Figura 9. Esquema del SAGD Figura 10. Fases del método de estimulación cíclica con vapor Figura 11. Esquema metodológico para el desarrollo del proyecto Figura 12. Principio de la bomba de cavidad progresiva metálica Figura 13. Bombeo mecánico con balancín Figura 14. Esquema de procesos integrados de tratamiento de agua Figura 15. Esquema de procesos independientes de tratamiento de agua Figura 16. Evaporador por compresión de vapor Figura 17. Cristalizador por compresión de vapor Figura 18. Esquema de tratamiento de agua producida para la generación de vapor Figura 19. Esquema de caldera OTSG IX

10 Figura 20. Serpentín y calderas Figura 21. Caldera convencional Figura 22. Esquema de separación de líquidos y gas en macolla de producción térmica Figura 23. Esquema de tratamiento parcial de crudo en subestación térmica Figura 24. Esquema centralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor Figura 25. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor. Opción Figura 26. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generación de vapor. Opción Figura 27. Límites del servicio ácido Figura 28. Bomba centrífuga Figura 29. Bomba reciprocante Figura 30. Bomba de engranaje Figura 31. Bomba de tornillo Figura 32. Medidor multifásico Agar. Lugar A Figura 33. Medidor multifásico Agar. Lugar B Figura 34. Esquema de tratamiento de agua para generación de vapor con calderas tipo OTSG Figura 35. Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas Figura 36. Generación de vapor en Lagunillas X

11 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Modelos de bombas de cavidad progresiva metálicas Tabla 2. Especificaciones del agua para las calderas OTSG Tabla 3. Especificaciones del agua para las calderas convencionales Tabla 4. Parámetros de operación del bioreactor de membrana Tabla 5. Datos de diseño de OTSG Tabla 6. Ventajas y desventajas del esquema centralizado Tabla 7. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opción Tabla 8. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opción Tabla 9. Ventajas y desventajas de las bombas centrífugas Tabla 10. Ventajas y desventajas de las bombas reciprocantes Tabla 11. Ventajas y desventajas de las bombas de engranaje Tabla 12. Ventajas y desventajas de las bombas de tornillo Tabla 13. Condiciones de los fluidos en los sitios de pruebas XI

12 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. XII

13 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 H 2 S: 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 CO 2, CS 2 y H 2 S. 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. XIII

14 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. XIV

15 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 1

16 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 2

17 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 H 2 S. 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 H 2 S 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. 3

18 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 4

19 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. 5

20 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. 6

21 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 7

22 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. 8

23 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 Km 2 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 7,8 o y 12 o y viscosidad en sitio en un rango de y 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

24 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 10 o 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,

25 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%. 11

26 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 40 o API y 50 o 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 15 o 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

27 2.5.1 Facilidades y equipos ubicados en las macollas de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco 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 13

28 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 N o 9/

29 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) 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) 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. 15

30 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 140 o C. 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 16

31 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 16 o API. 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 16 o 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. 17

32 Figura 6. Esquema de tratamiento de crudo en centro de procesamiento de fluidos Fuente: Hernández,

33 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 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 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 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. 19

34 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 16 o API en el crudo requerido para la exportación hacia los complejos mejoradores 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 20

35 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. 21