Estudio =
del
Efecto de Reductores de Viscosidad en Crudo Pesado
Effect of
Viscosity Reducers on Heavy Crude Oil
|
Alex Aba=
rca Escuela Politécnica Nacional Quito, Ecuador alex.abarca@epn.edu.ec Orcid<=
span
style=3D'font-size:12.0pt;mso-bidi-font-size:10.0pt;line-height:102%;
mso-fareast-font-family:"Times New Roman";color:black;mso-ansi-language:
ES-EC;mso-fareast-language:EN-US'>: 0000-0003-3796-2652 |
Liliana
Guzmán-Beckmann Escuela Politécnica Nacional Quito, Ecuador Orcid<=
span
style=3D'font-size:12.0pt;mso-bidi-font-size:10.0pt;line-height:102%;
mso-fareast-font-family:"Times New Roman";color:black;mso-ansi-language:
ES-EC;mso-fareast-language:EN-US'>: 0000-0003-1623-4015 |
Jessica
Castillo Escuela Politécnica Nacional Quito, Ecuador jessica.castillo@epn.edu.ec Orcid: 0000-0002-7047-5613 |
Palabras Clave: Viscosidad,
reductores de viscosidad, crudo pesado, asfaltenos,
inhibidor de asfaltenos.
Enviado: 03/07/2019 Sumario: I Introducción, II Metodología, III Resultados y Discusión, IV
Conclusiones. Como
citar: Abarca, Alex., Guzmán-Beckmann,
Liliana., Castillo, Jessica., (2020). Estudio del Efecto de Reductores =
de
Viscosidad en Crudo Pesado. Revista Tecnológica - Espol, 32(1).
Recuperado a partir de
http://www.rte.espol.edu.ec/index.php/tecnologica/article/view/739 http://www.rte.espol.edu.ec/index.php/tecnologica/article/view/739 https://doi.org/10.37815/rte.v32n1.739
Keywords: Viscosity, viscosity
reduction, heavy crude oil, asphaltenes, asphaltenes inhibitor.
&nbs=
p; &=
nbsp; &nbs=
p; &=
nbsp; &nbs=
p; &=
nbsp; &nbs=
p; &=
nbsp; &nbs=
p; &=
nbsp; &nbs=
p; &=
nbsp;
I. INTRODUCCIÓN
Debido a
la disminución en la producción de crudo de yacimientos convencionales y al
aumento en la demanda de energía alrededor del mundo a partir del petróleo,=
se
han enfocado los esfuerzos en la producción de crudo pesado y extrapesado.
Estos recursos existen en abundancia y la tecnología actual permite su
explotación de una manera rentable.
El
crudo pesado se caracteriza porque su grado API es menor de 22,3°, el
extrapesado tiene API menor a 10° y el crudo convencional tiene un grado API
mayor a 25°. Del total de reservas de crudo en el mundo, el 30 % correspond=
e a
crudo convencional, 15% a crudo pesado, 25% a crudo extrapesado y 30% a are=
nas
petrolíferas y bitumen. La viscosidad de los petróleos varía de la siguiente
manera: en convencionales entre 1 y 10 cP, en p=
esados
y extrapesados entre menos de 20 cP y más de 1 =
000
000 cP; debido a la alta viscosidad que present=
an
estos últimos, se dificulta la producción, el transporte y la refinación [1].
La
fracción pesada del crudo es la más difícil de caracterizar debido a la
variedad de compuestos orgánicos de gran tamaño, cuyas estructuras químicas=
no
se pueden identificar con facilidad. Generalmente, la caracterización de un
crudo pesado se realiza a través del análisis SARA, que clasifica las
fracciones del crudo en: saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Los asfaltenos son la fracción más pesada y polar del pet=
róleo
e influyen de forma directa en la viscosidad del crudo, debido a sus
estructuras complejas con núcleos aromáticos fusionados y nafténicos
rodeados de cadenas alifáticas [2]. Se han llevado a cabo
muchos estudios sobre los asfaltenos diluidos en
solventes o en su medio natural y se observó que la viscosidad de las soluciones incrementa linealmente respecto a la
fracción volumétrica de asfaltenos [3].
En
las condiciones originales del reservorio, los compuestos ligeros y pesados=
del
crudo son solubles y forman una sola fase líquida. Variaciones de la
temperatura, presión, composición, factores
mecánicos y eléctricos pueden alterar este balance en algunas moléculas y
conducir a la separación en dos fases: líquida y sólida [2]. La fase sólida en el crudo está compuesta principalmente por asfaltenos precipitados, y esto tiene un impacto nega=
tivo
en las operaciones habituales de la industria petrolera, en la producción
dificulta la fluidez de la fase de interés y ocasiona taponamientos en el p=
ozo,
en los equipos y accesorios de superficie. En el transporte usualmente bloq=
uea
las líneas, en la refinación puede taponar las
columnas de separación y desactivar los catalizadores lo que disminuye los
rendimientos de refinación [4].
Yen
[3] describió hace más de 50 años el fenómeno de precipitación de alfaltenos a través de la formación de agregados. La
molécula elemental de asfalteno mide aproximada=
mente
un nanómetro y puede asociarse con otras moléculas hasta formar agregados q=
ue
miden hasta un micrón, es decir, 1 000 veces más grandes que una sola molécula de asfalteno. Dic=
has
asociaciones tienen lugar por formación de puentes de hidrógeno y las
interacciones de los grupos polares, cuando hay suficiente concentración de
partículas [5].
Investigaciones
recientes describen la aglomeración de los asfal=
tenos
en solventes o en su petróleo crudo nativo. Las moléculas de asfaltenos en concentraciones menores de 100 mg/L de
tolueno se encuentran dispersas en una solución verdadera. En concentracion=
es
mayores de 100 mg/L y hasta 5 000 mg/L, los asfaltenos=
se aglutinan para formar nanoagregados que se
dispersan en el fluido a manera de nanocoloides=
y se
suspenden en forma estable en una fase líquida. Cuando la concentración lle=
ga
10 000 mg/L, los agregados forman grupos más grandes que floculan y precipi=
tan.
Estos estudios son más difíciles de interpretar en el petróleo crudo debido=
a la presencia de una gran variedad de otros compuestos [6].
En
los últimos años se han desarrollado tecnologías con el fin de evitar la
formación de agregados y mantener a los asfaltenos
suspendidos en el crudo. La inyección de aditivos químicos cumple con estos
propósitos y además aporta con la reducción de viscosidad e impide la
deposición de sólidos.
La
dosis de los aditivos es proporcional a la tasa de reducción de viscosidad =
y,
generalmente, va desde 200 ppm a 5 000 ppm. Estos productos son solubles en
petróleo, lo que permite que no se pierdan con el agua de formación y favor=
ecen
la ruptura de las emulsiones, optimizando el consumo de demulsificante.
Estas múltiples acciones permiten disminuir las presiones de operación y
favorecen los proceso de producción, deshidratación y transporte AD=
DIN
CSL_CITATION
{"citationItems":[{"id":"ITEM-1","itemDa=
ta":{"DOI":"10.2118/171080-ms","abstract"=
;:"This
paper has the objective of presenting new technology, ensuring flow in the
extra heavy crude field. The idea of this paper is to outline a successful
pilot study carried out in the Colombian Eastern Llanos region where the ef=
fect
of chemical product (flow improver) is exposed during the production of flu=
ids
from the pilot study well and the reduction of naphtha injected into the
wellhead (diluent used for the movement of the surface crude). As the main
fundamental, the modification of the rheology properties of the crude throu=
gh
change in apparent viscosity due to the effect of loads and interfacial
molecular tension within the fluid, enabling improved mobility of fluids fr=
om
the reservoir to production facilities via surfactant resins that interact =
with
the colloidal particles in the crude thus reducing its viscosity. The pilot=
is
divided into two phases, the first phase consists of determining which of t=
he
two flow improvers produces the best performance, and the second phase cons=
ists
of the application of the selected flow improver to reduce the dilution of
naphtha, that is used during the processing of crude to reduce its viscosit=
y.
Within the study, a financial evaluation is presented for each of the pilot
phases, including a revision of the ESP pumps efficiency within different
scenarios. Finally one of the most telling conclusions is mentioned, as the
flow improver enables the possible reduction of naphtha injection by diluti=
on
in values close to -30%, increasing well production to close to
40%.","author":[{"dropping-particle":"",=
"family":"Chaustre
Ruiz","given":"Andres
Javier","non-dropping-particle":"","parse-nam=
es":false,"suffix":""},{"dropping-particle&qu=
ot;:"","family":"Ibagon
Plazas","given":"John
Jairo","non-dropping-particle":"","parse-name=
s":false,"suffix":""},{"dropping-particle&quo=
t;:"","family":"Leon
Ramirez","given":"Elkin
Alberto","non-dropping-particle":"","parse-na=
mes":false,"suffix":""}],"container-title&quo=
t;:"Society
of Petroleum Engineers - SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference - Latin
America","id":"ITEM-1","issued":{"d=
ate-parts":[["2014"]]},"page":"645-654",=
"title":"New
technology for flow assurance in an extra heavy oil field: Case study in the
Akacias
Field","type":"paper-conference"},"uris"=
:["http://www.mendeley.com/documents/?uuid=3Dfe9aa28b-adf7-431a-96b3-c=
0aba0a2c545"]}],"mendeley":{"formattedCitation":&q=
uot;[7]","plainTextFormattedCitation":"[7]","=
previouslyFormattedCitation":"[7]"},"properties":{=
"noteIndex":0},"schema":"https://github.com/citati=
on-style-language/schema/raw/master/csl-citation.json"}[7].
En
el mercado se oferta una variedad de aditivos para la reducción de viscosid=
ad,
pero su aplicación se ve limitada por la selectividad de estos aditivos en
función de las propiedades del crudo. Para la adecuada elección del aditivo=
se
deben realizar pruebas de laboratorio y de campo, además de evaluar los efe=
ctos
del producto [8].
El uso más frecuente de los reductores de
viscosidad es para facilitar el transporte y bombeo del crudo. La inyección=
del
químico en líneas de transporte de crudo requiere de una infraestructura
diseñada a la medida, lo que puede representar una problemática por los cos=
tos
de la inversión. A ello debe sumarse la adquisición del aditivo, contrataci=
ón
de operadores, entre otros. [9]. Esta investigación tiene como objetivo estudiar el efecto de cuatro
productos comerciales en la reducción de viscosidad mediante pruebas de
laboratorio para seleccionar el aditivo y la dosis con los mejores resultad=
os. Además,
la posterior aplicación del químico elegido en un pozo en la Provincia de
Orellana con producción de 12 000 BFPD que se transporta en una línea de 15=
km
de longitud.
=
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp;
II. METODOLOGÍA
Para el desarrollo de esta investigación se seleccionó un pozo de crudo
pesado con alta viscosidad, donde la capacidad de bombeo instalada para el
transporte del fluido se supera frecuentemente.
Se tomaron cinco galones de crudo
por día durante tres días, y se muestreó con base a lo establecido en la no=
rma INEN
930 Petróleo crudo y sus derivados. Muestreo.=
Con el fin de reducir la viscosidad del crudo, se
probaron cuatro aditivos, que fueron denominados como VRX-01, VRX-02, VRX-0=
3,
VRX-04.
La experimentación se desarrolló=
en
dos fases. La primera fase consistió en la realización de análisis de
laboratorio para la selección del reductor de viscosidad y la dosificación =
con
los mejores resultados; el crudo empleado para estos ensayos fue previamente
sometido a un proceso de decantación térmica para su deshidratación. La seg=
unda
fase correspondió al desarrollo de pruebas de campo, donde se registraron l=
os
principales parámetros de operación en la línea de transferencia de petróle=
o,
antes y después de la aplicación del aditivo seleccionado.
A.&n=
bsp;
Cara=
cterización
y selección del mejor reductor de viscosidad con pruebas de laboratorio
Por medio de ensayos de laboratorio se determinaron las principales
características fisicoquímicas del crudo y de los =
reductores
de viscosidad; y, se evaluó la eficiencia de los aditivos al aplicarse en el
crudo.
1)
Car=
acterización
del crudo
· =
Gravedad=
API, ASTM D1298 Standard Test Method for Density, Relative Densi=
ty,
or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydromet=
er
Method (2017)
2)
Car=
acterización
de los reductores de viscosidad: Se ejecutaron los siguientes ensayos:
3)
Eva=
luación
de la eficiencia de los reductores de viscosidad: Se efectuaron pruebas con el crudo sin la adición=
del
químico y con el uso de este; se realizó una línea base con crudo y 3% de
nafta. Cada reductor de viscosidad se empleó en el crudo con concentracione=
s de
400, 550, 700 y 1 000 ppm, y en todas las muestras también se añadió 3% de
nafta para facilitar la mezcla de los químicos con la matriz. Con las muest=
ras
preparadas se realizaron los siguientes análisis:
·
Viscosidad, ASTM D2196 Standard Test Methods for Rheological Properties of
Non-Newtonian Materials by Rotational Viscometer (2018). Esta propiedad fue evaluada en un perfil de
temperaturas de calentamiento: 40, 50, 60, 70 y 80°C; y en un perfil de
temperaturas de enfriamiento: 70, 60, 50 y 40°C. La medición de viscosidad se la realizó después de la agitación y ti=
empo
necesario hasta que la muestra alcanzó el equilibrio térmico.
Con el reductor de viscosidad que
presentó los mejores resultados en el ensayo anterior, se realizó:
B.&n=
bsp;
Vali=
dación
de la eficiencia de los reductores de viscosidad con pruebas de campo
Se evaluó la eficiencia del mejor
reductor de viscosidad encontrado en el laboratorio, en la línea de transferencia del crudo, desde el pozo hasta una estación de
procesamiento. La operadora de este bloque proporcionó las facilidades para=
que
se realice el proceso como una alternativa de solución para problemas de
transporte de crudo pesado. El proceso de validación incluyó:
1) Diseño de los sistemas de
inyección de reductores de viscosidad: Con base en la dosis del reducto=
r de
viscosidad con mayor eficiencia y el volumen de crudo a tratarse, se dimens=
ionó
un tanque de inyección, capilares, una bomba de inyección, un mezclador de
flujo y accesorios como válvulas, medidores de flujo y manómetros. Con el
sistema de bombeo existente dentro de las instalaciones, se propuso un diag=
rama
de tuberías e instrumentación (P&ID).
2) Evaluación de los reduct=
ores
de viscosidad en campo: Consistió en el monitoreo de las variables y
condiciones operacionales en la línea de flujo antes y después de la adición
del reductor de viscosidad. Las variables analizadas para la evaluación fue=
ron:
·
Temperaturas de succión=
y
descarga en las bombas Booster
·
Presión en la succión y
descarga de las bombas Booster
·
Viscosidad en el arribo=
de
la línea de transferencia
·
Contenido de agua y
sedimentos, BS&W, en el arribo de la línea de transferencia
·
Porcentaje de emulsión =
del
crudo en arribo de la línea de transferencia
La prueba de campo se realizó en 11 días,
distribuidos como se muestra en la Fig. 1. El reductor se inyectó en dos puntos:
Las concentraciones del químico se
establecieron en 750 y 1 000 ppm por recomendación del fabricante de produc=
to y
se eligió el punto óptimo de inyección de acuerdo con los días donde se
observaron mejores resultados. En los días 8 y 9, se inyectó en el punto óp=
timo
el aditivo en la dosis teórica determinada en la fase de laboratorio.
Durante la prueba se conservó la inyecció=
n de
otros productos químicos como demulsificante, <=
span
class=3DSpellE>antiparafínico y anticorrosivo.
Fig. =
1 Cronograma de
ensayo de prueba de campo
3)
=
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp; =
&nb=
sp;
III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
A continuación, se presen=
tan
los resultados y discusión desarrollados para la prueba de productos reduct=
ores
de viscosidad en el laboratorio y posterior prueba en campo.
A.&n=
bsp;
Cara=
cterización
y selección del mejor reductor de viscosidad con pruebas de laboratorio
1)
El contenido de agua y sedime=
ntos
en la prueba de laboratorio fue de 0,5%, sin embargo, esta muestra correspo=
ndió
al crudo luego del proceso de deshidratación. El BSW del fluido en la línea=
de
producción es del 38,0 %, por lo que se puede considerar al crudo como pesado y con una alta
concentración de agua.
2)
Caracterización de los reductores de vis=
cosidad: A continuación, se describe brevemente a los
reductores de viscosidad utilizados en este estudio. Por razones de
confidencialidad, las identidades reales de los productos comerciales
mencionados no se dan a conocer en este trabajo.
· =
VRX-01, prom=
otor
de flujo, contiene alquilfenol resina oxialquilada y aromáticos
· =
VRX-02, romp=
edor
de emulsión e inhibidor de asfaltenos, contiene
aminas etoxiladas y aromáticos
· = VRX-03, inhibidor de compuestos orgánicos pesados, contienen sal de ácido orgánico<= o:p>
· =
VRX-04, romp=
edor
de emulsión, contiene una fracción nafta disolvente, sales de potasio y áci=
do bencenosulfónico.
Las
propiedades de los químicos reductores de viscosidad se presentan en la Tabla I. Los produ=
ctos
más livianos fueron VRX-01 y VRX-02. Los productos presentaron carácter áci=
do y
se neutralizaron con amoniaco para evitar la corrosión en los sistemas de
inyección de químico.
TABLA I<=
!--[if supportFields]>
PROPIEDADES DE LOS REDUCTORES DE VISCOSIDAD
|
VRX-01= |
VRX-02= |
VRX-03= |
VRX-04= |
|
|
Den=
sidad a
20 °C (kg/m3) |
876,32= |
831,84= |
959,96= |
987,89= |
|
pH<= o:p> |
4,2 |
4,7 |
5,0 |
3,8 |
|
Est=
ado
físico |
Líquid= o |
Líquid= o |
Líquid= o |
Líquid= o |
|
Col=
or |
Claro = ámbar |
Ámbar<= /span> |
Ámbar<= /span> |
Ámbar<= /span> |
|
Olo=
r |
Aromát= ico |
Aromát= ico |
Amina<= /span> |
Hidroc= arburo |
3)
TABLA II=
VISCOSIDAD DE LAS MUESTRAS DE CRUDO A 40 °C CON LOS
PRODUCTOS REDUCTORES DE VISCOSIDAD
|
Dosis (ppm) |
Viscosidad Crudo (cP) |
|||||
|
Blanco |
Crudo + Nafta 3% |
Reductor de viscosidad |
||||
|
VRX-01 |
VRX-02 |
VRX-03 |
VRX-04 |
|||
|
400 |
819 |
489 |
445 |
465 |
462 |
451 |
|
5550 |
445 |
427 |
448 |
440 |
||
|
700 |
437 |
413 |
428 |
439 |
||
|
1 000 |
397 |
318 |
285 |
401 |
En la Fig. 2 y en la Fig. 3 se muestran l=
as
curvas de viscosidad a las temperaturas de calentamiento y enfriamiento, pa=
ra
las concentraciones de 400=
ppm
y 1 000 ppm de aditivo en crudo, respectivamente.
Fig.
2 Curvas<=
span
style=3D'color:windowtext;mso-ansi-language:ES-EC;font-style:normal'> de
viscosidad con dosificación de 40=
0 ppm
Fig.
3 Curvas<=
span
style=3D'font-size:8.0pt;line-height:102%;color:windowtext;mso-ansi-languag=
e:
ES-EC;font-style:normal'> de viscosidad con dosificación de 700 ppm
Entre las concentraciones de aditivo de 400 y 700 ppm, la segunda mo=
stró
mejores resultados. El químico VRX-02, en una dosis de 700 ppm, logró la me=
nor
viscosidad en el crudo (413 cP a 40 °C), y fue
seleccionado para su aplicación en campo.
Para
corroborar la elección de la dosis de aditivo, se evaluó la dispersión de l=
os asfaltenos en n-heptano en las muestras de crudo sin
aditivo y de crudo con reductor de viscosidad VRX-02 a las dosis antes
indicadas. En la Fig. 4 se mue=
stran
los resultados de este ensayo.
Fig.
4 Resultados del
ensayo de dispersión de asfaltenos
Al colocar n-heptano en el crudo,=
los
asfaltenos precipitan. Se observa que la fase <=
span
class=3DSpellE>asfalténica precipitada en el blanco y con el uso de =
400
ppm del químico es similar, mientras que, con una concentración de 550 ppm,=
la
cantidad de asfaltenos precipitados es menor. P=
ara 700
ppm y 1 000 ppm los
asfaltenos se muestran dispersos en el crudo. La dispersión y la suspensión=
de
los asfaltenos es un indicativo de la acción del químico para evitar la cer=
canía
de las partículas, lo que previene la aglomeración y posterior precipitació=
n de
los asfaltenos [4].
Se conside=
ra que
la mejor dosis del reductor de viscosidad en el crudo es de 700 ppm ya que
muestra efectos similares a 1 000 ppm y la cantidad de producto aplicado es
menor, lo que representa menores costos.
Para estudiar la eficiencia del
reductor de viscosidad VRX-02 a 700 ppm, se realizó la prueba de Oliensis o de la mancha en el crudo sin aditivos o bl=
anco y
en el crudo con el químico. Este análisis consistió en colocar gotas de mez=
clas
de crudo, xileno y n-heptano en diferentes proporciones sobre papel filtran=
te;
a cada mezcla se le asigna un valor en una escala del 0 al 9. Los resultado=
s se
muestran en la Fig. 5.
Fig.
5 Pruebas de Oliensis del crudo blanco y de crudo con 700 ppm de V=
RX-02
En la Fig. 5, se identificaron las manchas con
presencia de una aureola o anillo. La posición de dicha mancha aporta
información acerca de la estabilidad de los asfaltenos=
,
donde siete es un valor de umbral; ubicaciones por debajo del umbral
representan inestabilidad y los valores sobre este denotan asfaltenos
estables.
Un
comportamiento estable de los asfaltenos implic=
a que
estas partículas se mantendrán suspendidas y la probabilidad de que precipi=
ten
es reducida =
[11]. En la muestra del blanco, la
aureola apareció en la mancha de la posición cinco, esto indica inestabilid=
ad
en los asfaltenos y su tendencia a depositarse.
Después del tratamiento químico del crudo, la mancha con aureola se encontr=
ó en
la casilla nueve, por lo que se determinó que la fase =
asfalténica
logra la estabilidad, además de reducirse la viscosidad del crudo.
B. Validación de la eficiencia de los reduct=
ores
de viscosidad con pruebas de campo
1) Diseño de los sistemas de inyección de reductores de viscosidad: El sistema fue diseñado con capacidad de almacenar el químico VRX-=
02
durante 21 días para su inyección en crudo a 700 ppm, como se definió en las
pruebas de laboratorio. A continuación, se indican los parámetros más
importantes del diseño:
·
Tanque de almacenamiento
del reductor de viscosidad (TK-01), de 5 000 galones de capacidad, con las
siguientes dimensiones: diámetro: 2,5 m; altura: 5,0 m; espesor: 5,0 mm
·
Bomba de inyección (P-0=
1),
con potencia 0,14 HP
·
Un mezclador estático
colocado en el interior de la línea de transferencia de crudo para facilita=
r la
homogeneización con el químico
En la Fig. 6, se muestra el diagrama P&ID=
del
sistema de inyección.
2)
El fluido, al pasar a través de las bombas Boos=
ter,
recibe energía térmica como producto del trabajo del equipo, por lo tanto, =
la
temperatura en la descarga es mayor que en el ingreso. La temperatura de sa=
lida
del fluido de la línea de transferencia es menor que en la descarga de la
bomba, puesto que en el recorrido de aproximadamente 15 km se producen pérd=
idas
por transferencia de calor hacia el ambiente.
TABLA III
|
Día |
Clima |
Succión. Booster =
(°C) |
Descarga Booster =
(°C) |
Arribo de línea de transferencia (°C) |
|
1 |
Lluvia |
30 |
32 |
24 |
|
2 |
Soleado |
35 |
37 |
32 |
|
3 |
Nublado |
33 |
34 |
31 |
|
4 |
Lluvia |
31 |
32 |
27 |
|
5 |
Soleado |
35 |
37 |
32 |
|
6 |
Soleado |
36 |
37 |
31 |
|
7 |
Soleado |
33 |
35 |
31 |
|
8 |
Lluvia |
32 |
33 |
25 |
|
9 |
Lluvia |
31 |
32 |
26 |
|
10 |
Soleado |
35 |
36 |
32 |
|
11 |
Lluvia |
31 |
33 |
28 |
En cuanto a la presión, al ser monitoread=
a en
la succión de la bomba, se obtuvo un valor de 45 psig<=
/span>,
sin encontrarse mayores variaciones durante los días de prueba. Los resulta=
dos
de la presión en la descarga de la bomba Booster se
muestran en la Fig. 7.
Días de inyección de químico
Fig.
7 Perfil de presi=
ón
en la descarga de la bomba Booster
La
presión máxima en la descarga de la bomba Booster es
de 600 psig; sin embargo, esta presión es super=
ada en
la operación normal por lo que se
rentan bombas de otras empresas de servicios para conseguir una presión
adecuada para el transporte del crudo. Como se mostró en la Fig.
7, con la aplicación del producto
VRX-02 los valores de presión se redujeron por debajo de 600 psig, por lo que se podrían dejar de rentar servicios
externos y utilizar únicamente las bombas de propiedad de la empresa operad=
ora.
La reducción en el trabajo que la bomba d=
ebe
aportar para movilizar el fluido es resultado de los cambios en la viscosid=
ad
del crudo. En la Fig. 8 se
muestran los valores de viscosidad del crudo en el arribo de la línea de
transporte.
Se observó que la viscosidad varió en función de la dosis del aditivo
empleada. La mayor eficiencia en la reducción de viscosidad por aplicación =
del
químico se obtuvo con la dosificación de 1 000 ppm en los días 4 y 6, los
valores fueron 486 y 443 cP, respectivamente.
Se esper=
aba
que la viscosidad en los días de optimización, 8 y 9, sea semejante al día =
7 (dosis
de 750 ppm), sin embargo, esta propiedad incrementó su valor. Lo que pudo s=
er
resultado de las condiciones climáticas lluviosas, pues la viscosidad depen=
de
directamente de la temperatura. Y, en estos días en el fluido, se registrar=
on
los valores más bajos: 25 y 26 °C, como se indicó en la Tabla III. A pesar de ello, se observa que=
la
inyección del químico mantuvo viscosidades bajas del crudo respecto al flui=
do
sin tratamiento.
Días de inyección de químico
Fig. 8 Perfil de
viscosidad en el arribo de la línea de transferencia de crudo
Una mayor capacidad de bombeo significa un
incremento en el número de barriles de crudo transportado. Se monitoreó el
volumen de fluido total transportado (crudo + agua) y el volumen de crudo s=
in
el agua, los resultados se indican en la Fig. 9.
Con la aplicación del reductor de viscosi=
dad,
el número de barriles de fluido bombeados por día aumentó de 12 000 a 12 19=
8.
En el crudo sin agua, antes del uso del aditivo, se bombearon aproximadamen=
te 4
300 BBPD, y luego de su aplicación se obtuvo 4 569 BBPD. La razón de que el
incremento en el número de barriles por día de crudo supere al valor de flu=
ido
total es porque el químico además actúa como rompedor de la emulsión,
permitiendo que se separen con mayor eficiencia el crudo y el agua, es deci=
r,
se obtiene mayor volumen de crudo y menor volumen de agua luego de la
inyección.
Fig.
9 Barriles de crudo y barriles de fluido t=
otal
bombeado por día
Se monitorearon los valores de BSW y el porcentaje de emulsión en el=
crudo,
los resultados se muestran en la Fig. 10. Duran=
te la
inyección se logró una reducción en el contenido de agua y sedimentos de ha=
sta
3%. El porcentaje de emulsión también disminuyó, en este caso de 8% hasta 2=
% al
aplicarse el químico en el Manifold de entrada a estación.
Fig. 10=
BSW y porcentaj=
e de
emulsión en el crudo en los días de prueba
La separación de crudo y del agua se relaciona con la destrucción de=
los
agregados moleculares y la suspensión de las partículas en el fluido, ya qu=
e,
por lo general en las grandes estructuras que forman los asfaltenos
al unirse con otras fracciones, se encuentran atrapadas pequeñas gotas de a=
gua [12].
En los días en los que el químico se inyectó en el Manifold de entra=
da a
la estación se encontraron los mejores resultados, por lo que este punto fue
definido como el óptimo, con la dosis de 700 ppm de aditivo que se determin=
ó en
los ensayos de laboratorio.
3) Evalua=
ción
de la factibilidad económica de la inyección del reductor de viscosidad: El
análisis del flujo de fondos del proyecto, que se muestra en la Tabla IV, se realizó para un periodo de cinco años, con una
tasa de crecimiento del 5% en la producción de crudo y en los costos variab=
les.
La inversión inicial del proyecto fue estimada en 133 344,76 =
USD
para la implementación y puesta en marcha del sistema de inyección del redu=
ctor
de viscosidad detallado en la Fig. 6.
Los ingresos están representados por los 298 barriles diarios de cru=
do
que se incrementaron en la producción de la estación luego de la aplicación=
del
aditivo; el precio del crudo en el momento de elaboración de este estudio se
ubicó en 26,56 USD. En los costos fijos se incluyen los salarios del person=
al y
alquiler de equipos, mientras que en los costos variables consta la adquisi=
ción
de insumos adicionales a los empleados en la operación normal.
Los indicadores financieros del proyecto se presentan en la <=
!--[if supportFields]> REF _Ref42887682 \h \* MERGEFORMAT Tabla V. Los
cálculos fueron realizados al considerar la tasa de oportunidad como la sum=
a de
una tasa pasiva referencial de 5,98 % y una tasa de riesgo del 15,0 %, en t=
otal
20,98 %. El VAN mostró ser mayor que 0, el TIR mayor a la tasa de oportunid=
ad,
y la relación costo/beneficio (B/C) mayor a 1, lo que demuestra la viabilid=
ad
del proyecto en la obtención de beneficios económicos. El periodo de retorn=
o de
la inversión es de 0,11 años.
FLUJO DE FONDOS DEL PROYECTO=
In=
gresos
por ventas Co=
stos
variables Co=
stos
fijos In=
tereses Ut=
ilidad
bruta De=
preciación Ut=
ilidades
antes de impuestos Im=
puestos
(0%) Ut=
ilidad
neta De=
preciación In=
versiones Ca=
pital de
trabajo Va=
lor
residual Fl=
ujo neto Fl=
ujo neto
actualizado
TABLA V<=
!--[if supportFields]>
INDICADORES FINANCIEROS
|
Indicador financiero |
Valor |
|
Precio barril (USD) |
26,56 |
|
Precio barril crítico (USD) |
14,02 |
|
Valor Actual Neto (USD) |
3 617 4=
79,20 |
|
Tasa Interna de Retorno (%) |
883 |
|
Periodo de Retorno de la Inversión (años) |
0,11 |
|
Relación costo/beneficio |
1,89 |
TABLA VI=
ANÁLISIS DE SENSISBILIDAD
|
Precio del crudo (USD/barril) |
VAN (USD) |
TIR (%) |
B/C |
PR |
|
14,02 |
0 |
21 |
1 |
3,05 |
|
15,00 |
281 231,46 |
96 |
1,07 |
1,03 |
|
20,00 |
1 723 030,79 |
438 |
1,43 |
0,23 |
|
30,00 |
4 610 909,46 |
1117 |
2,14 |
0,09 |
|
40,00 |
7 498 788,13 |
1798 |
2,86 |
0,06 |
|
50,00 |
10 386 666,80 |
2480 |
3,58 |
0,04 |
|
60,00 |
13 274 545,48 |
3162 |
4,30 |
0,03 |
|
70,00 |
16 162 424,15 |
3846 |
5,02 |
0,03 |
|
80,00 |
19 050 302,82 |
4530 |
5,74 |
0,02 |
IV. CONCLUSIONES=
A través de ensayos de laboratorio se encontró que el aditivo denomina=
do
VRX.02 presentó los mejores resultados para la reducción de viscosidad del
crudo en estudio, a una concentración de 700 ppm.
La dosificación del reductor de
viscosidad en la línea de transferencia del crudo requirió del diseño un
sistema de inyección, con un tanque de 5 000 galones y una bomba de
transferencia de 0,14 HP.
En la prueba de campo se determi=
nó
que el Manifold de entrada a la estación es el punto óptimo para la inyecci=
ón
del químico VRX.02 para la reducción de viscosidad.
La inyección del químico en la l=
ínea
de transferencia logró una reducción del 28% en la viscosidad del crudo, e
incrementó el volumen de fluido total bombeado en 198 BFPD y el volumen de
crudo seco en 249 BOPD.
El aditivo VRX-02 a 700 ppm most=
ró
efectos en la ruptura de la emulsión crudo-agua, por lo que se logró reduci=
r el
BSW del fluido en 3 %.
La evaluación económica del proy=
ecto
entregó un VAN de 3 617 479,20 USD, TIR de 883%, relación beneficio-costo de
1,89 y periodo de recuperación de la inversión de 0,11 años; lo que demuest=
ra
que la instalación del sistema de inyección es económicamente rentable.
RECONOCIMIENTOS
Este trabajo ha sido
realizado con la colaboración del Laboratorio de Combustibles, Biocombustib=
les
y Aceites Lubricantes del Departamento de Ingeniería Química de la Escuela
Politécnica Nacional y la participación y soporte técnico del Ing. Orlín Montiel.
REFERENCIAS
[1] H.
Alboudwarej et al., “La importancia del petróleo pesado,” Oilf. <=
/i>Rev. Schlumberger, vol. 18, pp. 38–59, 2006.
[2] G=
. A.
Mansoori, D. Vazquez, and M. Shariaty-Niassar, “Polydispersity of heavy
organics in crude oils and their role in oil well fouling,” J. Pet. Sci. Eng.=
,
vol. 58, pp. 375–390, 2007.
[3] T=
. F.
Yen, “Asphaltenes,” in Structures and Dynamics of Asphaltenes, 1st e=
d.,
O. C. Mullins and E. Y. Sheu, Eds. San Francisco: Springer Science and Busi=
ness
Media, 1998, pp. 1–20.
[4] M.
Alayon, “Asfaltenos: Ocurrencia y floculación.” pp. 9–16, 2004.
[5] O=
. C.
Mullins, E. Y. Sheu, A. Hammami, and A. G. Marshall, Asphaltenes, Heavy =
Oils
and Petroleomics, no. 1. New York:
Springer Science and Business Media, 2007.
[6] K. Akba=
rzadeh
et al., “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,” =
Oilf.
Rev. Schlumberge=
r, pp. 24–47, 2007.
[7] A=
. J.
Chaustre Ruiz, J. J. Ibagon Plazas, and E. A. Leon Ramirez, “New technology=
for
flow assurance in an extra heavy oil field: Case study in the Akacias Field=
,”
in Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy and Extra Heavy Oil Confer=
ence
- Latin America, 2014, pp. 645–654.
[8] B=
. P.
Tissot and D. H. Welte, Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed.
Berlin: Springer-Verlag, 1978.
[9] R.
Martínez-Palou et al., “Transportation of heavy and extra-heavy crude
oil by pipeline : A review,” J. Pet. Sci. Eng., vol. 75, pp.
274–282, 2011.
[10] B.=
Wu
and J. Gao, “A viscosity reduction study on chinese extra heavy oil by the
addition of synthesized novel oil-soluble viscosity-reducing agents,” Pe=
t.
Sci. Technol., vol. 28, no. 18, pp. 1919–1935, 2010.
[11] S.
Ashoori, M. Sharifi, M. Masoumi, and M. Mohammad Salehi, “The relationship
between SARA fractions and crude oil stability,” Egypt. J. Pet., vol.
26, no. 1, pp. 209–213, 2017.
[12] I.=
C. V.
M. Santos, P. F. Oliveira, and C. R. E. Mansur, “Factors That Affect Crude =
Oil
Viscosity and Techniques To Reduce It: a Review,” Brazilian J. Pet. =
Gas, vol. 11,
no. 2, pp. 115–130, 2017.
Estudio del Efecto de Reductores de Viscosidad=
en
Crudo Pesado 9