mejoramiento de crudos pesados
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MEJORAMIENTO DE CRUDOS PESADOS. JOSE RODRIGUEZ FIGUEROA UNEFA CARACAS
En el contexto de la industria petrolera a nivel mundial, el incremento en
la producción de Crudos Pesados y Extrapesados, así como el potencial de
producción de las reservas petrolíferas de este tipo de crudos descubiertas
recientemente en el planeta, requiere la aplicación de estrategias factibles
que permitan su mejoramiento; con la finalidad de mantener una plataforma
de producción eficaz durante el mayor tiempo posible. Por tanto, es del total
interés de dicha industria, el lograr poner en marcha una serie de procesos
de mejoramiento de crudos que sean idóneos a las características del
petróleo pesado y extrapesado que se explota en cada una de las regiones
productoras.
La ejecución de estos proyectos, al igual que en el pasado, cuando se
inició la producción de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), con los
desarrollos de las áreas de los Campos Ayacucho, Boyacá, Carabobo y
Junín, en las otrora asociaciones estratégicas y hoy empresas mixtas,
requirió de un volumen de recursos muy importante, pero a la vez sembró al
país con los recursos necesarios para enfrentar el crecimiento y expansión
de estas áreas de cara a los nuevos desarrollos. En el futuro próximo, el país
tiene uno de los retos más importantes de su historia para poder incrementar
la producción de crudo, apuntalándose en áreas de la Faja, para ello se ha
visualizado descentralizar las áreas convencionales de producción y
mejoramiento, con miras a generar nuevos polos de desarrollo. Baumeister y
otros (2010)
En este sentido, Benítez, J. (2011) señala que a nivel internacional los
principales países productores de crudos no convencionales, entre los que se
encuentran los Crudos Pesados y Extrapesados, se hallan en Canadá y
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Venezuela; mientras que también se encuentran algunas reservas
importantes en Colombia, el Medio Oriente, en Asia Central y en pequeños
depósitos, con limitadas posibilidades de extracción, en muchos otros lugares
del mundo” (p.15).
Por otra parte, dentro del territorio venezolano se ha iniciado en la
actualidad el agotamiento progresivo de las reservas de crudos livianos y
medianos, razón por la cual existe la necesidad de incrementar la producción
de las grandes reservas de Crudos Pesados y Extrapesados que posee el
país, especialmente en la Faja Petrolífera del Orinoco, las cuales se
incrementaron de un total de 80 MMM Barriles a 296, 5 MMM Barriles en el
periodo 2005-2010, (Figura Nº 1)
Figura Nº 1 Evolución Reservas probadas de petróleo en Venezuela 1998-2010. Fuente: Revista Pdvsa Orinoco Magna Reserva Año 1 Nº 1
Enero-Marzo-2011
Estos volúmenes ya han sido ratificados por la Organización de los
Países Exportadores de Petróleo (OPEP) (figura Nº 2). Esta organización
indica en el informe OPEP (2010), que para el año 2030 se prevé una
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demanda de 113,3 MMBD1, lo cual representa aproximadamente 31,1 MMBD
incrementales. De este requerimiento, la OPEP suministraría, según cálculos
de sus estudios investigativos en el contexto internacional, unos 49,3 MMBD
(44%), de los cuales Venezuela, a través de las reservas de la Faja
Petrolífera del Orinoco, debería constituirse en uno de los mayores
contribuyentes para satisfacer esta demanda a través del Plan Siembra
Petrolera2.
Figura Nº 2 Cifras certificadas por la OPEP en Millones de Barriles Fuente: Revista Orinoco Magna Reserva Año 1 Nº 1 Enero-Marzo-2011
Ante el diagnóstico de la realidad encontrada, estas grandes reservas
representadas en los Crudos Pesados y Extrapesados poseen
principalmente tres características muy limitantes para su aprovechamiento
1 Revisión año 2011 informe OPEP ubica el nivel de producción en 109,7 MBD para el año 2035 en
109,7 MBD
2 El Plan Siembra Petrolera 2006-2012 tiene siete ejes: 1)Magna Reserva: Cuantificación y
certificación de las reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO); 2)Proyecto Orinoco: Desarrollo
del Norte del Orinoco; 3)Delta Caribe: Desarrollo del gas costa afuera en la Plataforma Deltana;
4)Crecimiento áreas tradicionales: Impulsar la exploración y producción para incrementar la
producción de crudo a 5,8 MMBD para el 2012; 5)Infraestructura: habilitación de llenaderos y
poliductos para garantizar suministro de combustibles al mercado interno; 6)Comercialización de
crudos y productos e integración: garantizar y fortalecer la integración latinoamericana diversificando
mercados y manteniendo la cobertura a mercados tradicionales; 7)Proyectos Mayores de Refinación:
creación de las refinerías: Cabruta, Batalla de Santa Inés, Caripito y Zulia, y migración a conversión
profunda de las refinerías existentes.
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comercial, siendo éstas: (1) la carencia de fracciones livianas o de baja
gravedad específica; (2) valores de viscosidad altamente elevados; y (3) el
alto contenido de azufre y su impacto.
La primera característica les condena a un bajo valor de mercado,
mientras que las dos últimas dificultan y hacen más costoso su transporte a
los centros refinadores. No obstante, se incluyen otras características que no
hacen a estos crudos muy confortables para su refinación, como lo son su
importante contenido de azufre y metales; a la vez que poseen bien sea un
exceso de carbono o bien un defecto de hidrógeno.
Se debe abordar entonces en un marco básico la decisión de cuál
tecnología utilizar, considerando como punto fundamental el negocio que se
quiere hacer, el cual tiene varios componentes:
Una base de recursos, que está en el subsuelo que se quiere valorar,
representado en procesos demasiado demandantes en capital, en este
sentido pasa a ser una parte importante dentro de esta base de recursos, la
parte financiera, y el tercer elemento bien importante es el mercado. El
mercado hacia dónde va esa base de recursos, porque el mercado es el que
te va a dar si realmente el negocio tiene sentido. Páez, R (2010)
Este mercado en los últimos años se ha comportado con una tendencia
en el consumo de productos que refleja una disminución en la Demanda de
Fuel Oil en un 1 % y un incremento de un 2 a 3 % en el consumo de
combustible para el Transporte, tendencia que no favorece a los
rendimientos de los Crudos Pesados y requiere por lo tanto acciones que
sincronicen la producción de las refinerías con la demanda de los productos
derivados requeridos y ello solo se obtendría a través del mejoramiento de
estos crudos con las tecnologías adecuadas.
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Combustible para
Transporte
creciendo 2-3% por año
Demanda de Fuel Oil
disminuye 1% por año
Figura Nº 3 Tendencia demanda de los productos. Fuente: OPEC World Oil Outlook 2011
Figura Nº 4. Proyección de la Demanda de productos. Fuente: OPEC World Oil Outlook 2011
En consecuencia, se han producido a nivel mundial dos vías
tecnológicas para el mejoramiento de los Crudos Pesados y Extrapesados:
las de rechazo de carbón, tales como la coquificación retardada y el
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Flexicoque, de uso en el circuito refinador venezolano, que producen
cantidades importantes de coque como subproductos, lo cual podría limitar
su aplicación extensiva. En el otro extremo, se encuentran las tecnologías sin
rechazo de carbón, que se subdividen en térmicas y de hidrogenación e
hidrocraqueo. Estas últimas están aún ausentes del circuito refinador
venezolano, pero son quizás de futuro empleo, puesto que tienen la ventaja
de generar productos más limpios que los de tecnologías de rechazo de
carbón y potencialmente una cantidad reducida de subproductos.
Del mismo modo, debido a que la tecnología utilizada en las unidades
de procesamiento de los mejoradores es de fabricación foránea, y el hecho
que a los fines de mejorar la economía del proyecto se requiere que el
mejorador sea construido en el menor tiempo posible, para poder disponer en
su momentos del incremento de la producción esperada, esto ha generado la
necesidad que los proyectos deban desarrollarse bajo el esquema “Fast
Track” (rápido), obligando a que la mayoría de los equipos a utilizar sean
construidos en el exterior y ensamblados en Venezuela, siguiendo un
esquema modular. Baumeister, A, Silva, Y, Giardinella, S (2010)
En preparación al incremento en la producción de los crudos pesados,
en el país se han construido a la fecha cuatro mejoradores para manejar la
producción de crudos provenientes de la Faja Petrolífera del Orinoco, los
cuales son operados por las siguientes empresas:
- Petrocedeño (antes SINCOR): Empresa Mixta conformada por
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), la empresa Total (Francia) y la
empresa Statoil-Hydro (Noruega), la cual produce un crudo sintético de 31°
API y 0,1% de Azufre.
- Petromonagas (antes OCN Organización Cerro Negro): Empresa
conformada por PDVSA y British Petroleum (B.P.), la cual produce un crudo
sintético de 16° API y 3,5% de Azufre.
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- Petropiar (antes AMERIVEN): Conformada por PDVSA y Chevron
Texaco, la cual produce un crudo sintético de 26° API y 1% de Azufre.
- Petroanzoátegui (antes PETROZUATA): PDVSA es accionista de la
totalidad de las acciones de esta empresa, la cual produce un crudo sintético
de 20° API y 3,5% de Azufre.
La Tecnología seleccionada para estos mejoradores corresponde a la
de Coquización Retardada, perteneciente a la Standard Oil, hoy Exxon-Mobil,
que desde 1930 inició la construcción de los primeros equipos. Estas
tecnologías fueron seleccionadas por ser las probadas comercialmente a la
fecha lo cual aligeraba el proceso de financiamiento de los proyectos.
Igualmente, en la industria petrolera local se reconoce, en opinión de
Domínguez (2011), que:
Los equipos de mejoramiento y refinación de hidrocarburos han sufrido un incremento sostenido tanto en los costos de sus materias primas, como también de manufactura durante los últimos cinco años; debido principalmente al incremento en los precios del acero y fomentado por la mayor demanda de equipos para la industria petrolera (p.26).
De esta misma forma, las labores de Ingeniería de Proyectos y puesta
en marcha también han sufrido un fuerte incremento en sus costos, motivado
al aumento sostenido en los precios del crudo desde el año1999. Esto origina
además del impacto en los costos de mejoramiento, otro problema conexo
representado en la disponibilidad de equipos de mejoramiento para la
industria petrolera local, lo cual se traduce en un retraso en la construcción
de cualquier nuevo mejorador en el país, razón por la cual el desarrollo de
una industria nacional de partes y piezas para los mejoradores se ha
convertido en una solución de carácter estratégico.
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Tal situación se presenta de forma negativa para el desarrollo local, al
efecto que no ha sido considerada la incorporación de los mejoradores
existentes en el país para cumplir con los lineamientos de la nueva política
del Estado Venezolano para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco,
debido a que su tecnología es considerada en un altísimo porcentaje como
de producción extranjera dependiente; y la tecnología local aun no ha sido
probada operacionalmente retrasando la toma de decisiones de su
incorporación. Se debe modificar esta situación tomando en cuenta los
nuevos criterios socio-políticos del país, pues una repetición de su diseño no
permitiría el fortalecimiento tecnológico endógeno de la Nación.
Asimismo, el desarrollo de mejoradores con la tecnología utilizada en el
pasado en Venezuela, origina una alta producción de coque (Petcoque)
como subproducto, el cual es de difícil colocación a futuro en los mercados
energéticos de Estados Unidos y Europa, debido a la novedosa tendencia de
mayores restricciones ambientales en los países industrializados, que en
definitiva son el destino actual de tales cargamentos.
Atendiendo a ello, mientras que en la mayoría de las regiones, el
petróleo pesado es mezclado con crudos livianos para lograr obtener una
calidad comercial aceptable; en el caso de Canadá y Venezuela, ha surgido
un novedoso campo de negocios en torno al concepto del Mejoramiento de
Crudos (Upgrading).
El Mejoramiento de los Crudos Pesados se hace un proceso
indispensable para poder disponer de los mismos en el mercado,
representando la definición y construcción de Los Mejoradores, el costo
mayor (45 %) de la inversión total, tomando como referencia el desarrollo de
un Bloque de 400.000 B/D (Cuadro Nº 1)
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Cuadro Nº 1 Estimado de Inversión Desarrollo de un Bloque de producción 400.000 B/D. Faja Petrolífera del Orinoco. Fuente:
Baumeister, A, Silva, Y, Giardinella, S (2010)
Vista desde tal perspectiva, la principal problemática que se presenta
en relación con la implementación de las tecnologías de mejoramiento de
crudos pesados en Venezuela, obedece a que el parque refinador a nivel
mundial no fue diseñado ni está preparado actualmente para procesar crudos
de la naturaleza de los obtenidos en la Faja Petrolífera del Orinoco, por lo
cual se hace necesario mejorarlo in situ, (Aguas Arriba), o bien durante el
desarrollo de los procesos actuales de refinado para facilitar así su
transporte, comercialización y refinación hacia y en las diferentes plantas
procesadoras de petróleo y sus derivados a nivel internacional.
Por tal motivo, debido al enorme potencial del mercado en estas
naciones y la presencia de gigantescas reservas de petróleo pesado y
extrapesado en sus territorios, es que el segmento del mejoramiento de
crudos (Upgrading) se ha transformado en un importante elemento para la
introducción de nuevas tecnologías, las cuales están basadas en modernos
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principios que, en opinión de Gómez, P. (2010), incluyen una serie
significativa de:
Métodos para producir craqueos en frío, con bajas temperaturas que hacen posible el rompimiento de las largas cadenas de hidrocarburos. Además, se incluyen otros procedimientos basados en la cavitación, que utilizan ultra sonido u otras frecuencias de gran energía; así como otros métodos recientemente descubiertos, como por ejemplo el Electro-Beaming (p.43).
En Venezuela también se han venido generado modernas tecnologías
en este campo, desarrolladas progresivamente por la empresa estatal
PDVSA-INTEVEP, tales como las Tecnologías HDH® y HDH Plus®, que
según el Consejo Nacional de Promoción de Inversiones – CONAPRI (2008)
consisten en:
Un grupo de procesos de alta conversión (90-95%) de crudos pesados y residuos de refinería vía hidroconversión, con lo cual se produce un elevado rendimiento en líquidos de 115% hacia productos de alta calidad, siendo lo bastante flexible para procesar diferentes cargas con alto contenido de azufre y metales (p.2).
De acuerdo con lo anterior, se reconoce que esta tecnología
venezolana minimiza notablemente el manejo de sólidos y subproductos en
las instalaciones de las refinerías, siendo totalmente amigables con el medio
ambiente; a la vez que compiten directamente con otras tecnologías
mundiales de altísima calidad desarrolladas por empresas de Rusia, Estados
Unidos, Ucrania, Austria y otros países que hoy en día están a la vanguardia
en el manejo de metodologías para optimizar la explotación de Crudos
Pesados y Extrapesados.
Haciendo una referencia histórica recopilada de las publicaciones de
PDVSA (2011), sobre la administración de los Crudos Pesados y
Extrapesados en el país, se conoce que desde el año 1983, la estatal
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petrolera diseñó el Modelo Geológico de la Faja Petrolífera del Orinoco, a la
vez que seleccionó el proceso propio de mejoramiento de crudos pesados
que puso en marcha ese mismo año; mientras que al año siguiente, el
INTEVEP mostró un notable avance en el desarrollo de la tecnología,
conocida como HDH® mencionada anteriormente, siendo ésta una actividad
que situó a la industria petrolera venezolana en una posición de liderazgo en
cuanto a este tipo de investigaciones en el ámbito mundial.
De acuerdo a Ramírez, R (2011) entrevistado en la Revista Orinoco
Magna Reserva, este Modelo Geológico contemplaba un Factor de Recobro3
en los proyectos de la apertura petrolera entre 7 y 9%, y con oportunidad de
crecimiento en nuevas áreas. Es decir, si se producía con un factor de
recobro de 9% se agotaba el área muy pronto y cuando esto sucediera, se
solicitaba otra, considera Ramírez (2011) que esto representa una manera
depredadora de producir, siendo el deber ser mejorar y aplicar tecnología
para que aumente el factor de recobro. Al tener estos proyectos suficiente
área para tener una vida de 40 años, el factor de recobro debería
incrementarse a 20%. , requiriendo que las empresas aumenten su factor de
recobro en esta cantidad, considera que ésta sería una cifra que pudiera
quedarse corta, considerando que el Servicio de Geología de los Estados
Unidos establece un factor de recobro de 46%.
Plantea Ramírez (2011), “A nosotros, como administradores de
recursos naturales, nos parece insólito que se recupere sólo 9% y se deje
91% en el subsuelo. Claro, sabemos que no pueden recuperar 100%, pero si
20%, 25% o 30%. Hemos acordado con nuestros socios hacer proyectos
piloto para ir a un factor de recobro de 20%”. Este proceso debe hacerse
desde el principio de la producción, ajustando las instalaciones, la
3 El factor de recobro se entiende como el porcentaje recuperable del petróleo en sitio, considerando la
experiencia operacional y la tecnología disponible para hacerlo
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infraestructura y mejorando la Tecnología, para tener un factor de recobro de
al menos 20%. Pdvsa le ha solicitado a cada empresa un modelo de
desarrollo, para lograr este objetivo.
En este sentido, la evaluación realizada por el United Status Geology
Survey (USGS), en el 2009, y comentada por Ramírez (2011), arrojó que el
reservorio de la FPO contiene alrededor de 513 millardos de barriles (8,16 x
1010 m3) en profundidades someras, de los cuales menos de 27% son
producibles con las tecnologías disponibles para producción en frío, pero que
podría incrementarse hasta 45% empleando métodos de recuperación
térmica y llegar inclusive a un factor de recobro de hasta 70%, si se utilizan
métodos como el de recuperación asistida por vapor (por ejemplo, utilizando
SAGD o HASD)4, en combinación con perforación horizontal a gran escala en
la Faja.
En el Cuadro Nº 2 se muestran los resultados de la evaluación del
USGS sobre las reservas técnicamente recuperables de la Faja del Orinoco.
F95 se refiere a las reservas técnicamente recuperables que existen con
95% de probabilidad, F50 a las reservas con 50% de probabilidad, F5 a las
reservas con 5% de probabilidad.
4 SAGD: Steam assisted gravity drainage. Es un método de recuperación mejorada de los más
eficientes en la actualidad. Su característica principal es la inyección de vapor al yacimiento para
producir petróleo calentado usando dos pozos horizontales, en los cuales, al inyectar vapor en el
yacimiento se forma una zona saturada de vapor donde la temperatura es esencialmente la del vapor
inyectado. El vapor fluye a través del perímetro de la cámara de vapor y se condensa. El calor del
vapor se transfiere por conducción térmica al yacimiento circundante. El vapor condensado y el
petróleo fluyen hacia el pozo productor inferior por gravedad. A medida que el petróleo fluye y es
producido, la cámara de vapor se expande hacia arriba y hacia los lados. Dos tipos de flujo existen
durante este proceso. Uno en el techo de la cámara de vapor (drenaje de techo) y otro a lo largo de las
pendientes de la cámara de vapor (drenaje de pendiente) / HASD: Horizontal alternating steam drive.
Es un proceso de recuperación térmica que integra tecnología de pozos horizontales, con inyección
cíclica e inyección continua de vapor y es una opción interesante para mejorar la explotación de
yacimientos de crudos Pesados y Extrapesados, en arenas delgadas y muy delgadas, donde la eficiencia
térmica y la construcción de pozos para la aplicación de otros métodos de recuperación térmica como
SAGD e ICV, se ven comprometidos.
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Cuadro Nº 2 Evaluación del USGS sobre las reservas Técnicamente Recuperables de la Faja Petrolífera del Orinoco. Fuente: Baumeister, A,
Silva, Y, Giardinella, S (2010)
De darse estos escenarios, surge la interrogante ¿Qué se hace con
mayor volumen de crudo si la capacidad de los mejoradores está diseñada
para procesar un volumen con un factor de recobro menor? Tiene que surgir
la necesidad de Nuevos Mejoradores de Crudos para manejar el volumen de
crudo adicional, los mejoradores son producto de un proceso sistémico que
se inicia precisamente con la dimensión de las reservas y su factor de
recobro, existe una limitante consistente que considera si con la tecnología
se logra mejorar el factor de cobro, se tendrá que revisar dentro de la
estructura de transporte, la filosofía de operación del oleoducto, porque se
tendría un mayor volumen de crudo y menos tiempo de disponibilidad lo cual
también influye en el Nº de tanques, y capacidades de los mejoradores.
Para Suniaga, A (2010) experto en el diseño de Mejoradores de Crudo
Pesado, el mejorador no se puede cambiar para recibir mayor producción
incremental, esto solo podría realizarse a través de un proyecto de
expansión. El diseño de los primeros Mejoradores de la Faja contempló:
120.000 Bls de crudo extrapesado Petrozuata, 117.000 Cerro Negro, 190.000
Ameriven y 204.000 de diseño básico Sincor; teniéndose previsto, en los
libros de los documentos de diseño de cada uno de estos mejoradores una
expansión a otro mejorador, para ir a un segundo mejorador, de hecho en
40
1.903,0
2.792,1
3.612,3
2.245,3
3.461,6
4.260,2
4.277,1
4.230,9
4.247,6
4.254,3
4.231,3
4.196,1
4.212,4
4.169,34.112,8
4.249,7
4.209,4
4.213,7
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Producción Faja
Diciembre del 2002 se iniciaron estudios para una expansión Ameriven fase
II con 190.000 barriles adicionales. Suniaga, A (2010)
Justificación e Importancia
La Faja Petrolífera del Orinoco representa para Venezuela y el mundo
un volumen significativo de reservas de hidrocarburos, las cuales se
consideran como una de las fuentes más importantes de suministro para
satisfacer la demanda energética mundial a largo plazo.
Figura No 05 Plan de Producción de Crudo MBD Período 2013-2030. Fuente: PDVSA
Gerencia de Planes y Estrategias de la FPO. (2012).
Los volúmenes mostrados en la Figura Nº 5, señalan que el incremento
en los niveles de producción planificado por Petróleos de Venezuela S.A.
(PDVSA), en la continuación de su plan de negocios 2013-2030, requerirá del
mejoramiento de los volúmenes incrementales de los Crudos Pesados y
Extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco; razón por la cual en la
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presente investigación es relevante considerar el tipo de tecnología más
conveniente para desarrollar dicho proceso; no solamente desde el punto de
vista de rentabilidad de los proyectos asociados, sino también del impacto
socio-económico, geopolítico, ambiental y de mejora de los niveles de calidad
de vida para el país y sus ciudadanos, especialmente en el caso de aquellos
residenciados en las zonas de influencia de las áreas de producción y
mejoramiento de los crudos de la Faja.
Antecedentes
PDVSA ha venido trabajando de acuerdo a su Plan Tecnológico 2012-
2016 para la Faja Petrolífera del Orinoco en el desarrollo de tecnologías
Aguas Arriba, tales como AQUACONVERSION® , (tecnología usada también
a nivel de Aguas Abajo) , en un modulo planificado para el Distrito Morichal
de 50 MBD para el periodo 2015-2016, en la puesta en Marcha del primer
Modulo de la tecnología INT-MECS® en Petromonagas para el año 2016.y en
la tecnología MIS®, la cual consiste en la extracción selectiva de
componentes, que resulta en una separación física, dentro del yacimiento,
mejorando el crudo pesado y el extra pesado debido a la acción de un
disolvente de bajo peso molecular
De acuerdo a la pericia de Conversión de Residuales de Intevep, en su
presentación realizada en marzo 2012, la AQUACONVERSION® es un
vapocraqueo termocatalítico que produce una conversión moderada de
residuos en presencia de catalizador soluble y vapor de agua, que opera a
condiciones semejantes a las empleadas en el proceso Viscorreducción
(presión menor a 250 psi), que entre sus beneficios se encuentran que
siendo una tecnología de bajo costo y complejidad operacional para la
obtención de crudo mejorado con propiedades de transportabilidad, permite
“minimizar” el uso de crudos livianos como diluente. (Ahorro de crudo
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diluente 40-50%v), así mismo produce una ganancia en API entre 3°- 4°, y
reducción de la viscosidad en más de 99%. Dependiendo del crudo
procesado dispone de un portafolio de catalizadores y condiciones de
operación adaptadas a los crudos para maximizar sus rendimientos, no
requiere Hidrógeno, sólo agua y es despreciable la producción de sólidos. A
la fecha INTEVEP ha realizado múltiples pruebas a nivel de Planta piloto con
unidades de 0,5 y 10 BD y una prueba de demostración en Refinería Isla en
su Unidad de Viscorreducción comercial de 18 MBD
La tecnología INT-MECS® por su parte, esta a orientada al
mejoramiento de CP/XP, mediante un proceso de Desasfaltación en frió a
condiciones de operación poco severas. Con esta tecnología INT-MECS®,
se logra mejorar el crudo pesado (CP) de 16 a 21 °API, mientras que los
extra pesados (XP) de 8 a 16 °API. . Otras ventajas a obtener seria la
reducción en el crudo mejorado, sus contenidos de metal, azufre y
asfalténos, la mejora la fluidez así como las características físico-químicas
del crudo lo que facilita su transporte y refinamiento. Adicionalmente se
reduce el uso de diluente para transporte de estos crudos y se crea valor
por transformación de desechos en materias primas industrializables. El
residuo puede ser utilizado para generación de electricidad, vapor y yeso, lo
que se traduce en bajo impacto ambiental. PETROMONAGAS, una sociedad
entre PDVSA y BP, está diseñando un modulo de INT-MECS para procesar
62.5 BD de CP en su mejorador de crudo en Jose y a nivel de campo se ha
concluido la visualización para un tren de módulos que procesaría 200,000
BD de crudos XP y combustión del residuo para generación de vapor y
electricidad. Se han realizado múltiples pruebas de laboratorio en INTEVEP
y prueba de demostración en planta piloto en la División Carabobo ubicado
en el parque tecnológico Yavire. (Pericia de Conversión Profunda NTEVEP
2012)
43
Morales, I. (2010), por su parte menciona que Petróleos de Venezuela
S.A. y el INTEVEP, luego de desarrollar las tecnologías HDH® y HDH Plus®
en los años ochenta, ha venido probando paulatinamente desde el año 2005
el desarrollo de la tecnología INT-MECS para el mejoramiento de Crudos
Pesados y Extrapesados a nivel de superficie, (Aguas Arriba), la cual mejora
la gravedad API ( American Petroleum Institute) y otras características
fisicoquímicas del crudo que se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco.
En relación con dicha tecnología, el mejoramiento de las características
fisicoquímicas de los crudos pesados y extra pesados, como por ejemplo el
aumento de la gravedad API o disminución de la viscosidad, entre otras,
permite el transporte y posterior procesamiento de estos crudos en las
refinerías venezolanas. Con INT-MECS, el rango de mejoramiento de crudos
extrapesados va de 8 a 16 °API y de crudos pesados de 16 a 21 °API,
aunado a la disminución del contenido de metales presentes en el crudo
original.
Vista de este modo, la aplicación del mejorador asociado a la
Tecnología INT-MECS está orientada al mejoramiento de crudos pesados y
extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco; siendo probada en el Parque
Tecnológico instalado en Morichal, Estado Monagas, el cual atiende los
bloques Ayacucho y Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco. De esta
manera, PDVSA trabaja por la independencia tecnológica de la principal
industria de los venezolanos y venezolanas, en el marco de la política de
Plena Soberanía Petrolera.
Por otra parte, en el campo del mejoramiento de crudos a nivel mundial,
PRISTEC AG (2011) señala que se encuentra la labor de la empresa rusa
“Halfried Chemical Concern”, la cual ha desarrollado la llamada Tecnología
Halfried como un procedimiento de reflujo (chargen verfahren) utilizando
frecuencias electromagnéticas para activar combustibles y de esta forma
44
producir una especie de aditivo, el cual mejora el gasto de combustible de los
motores de combustión. Al mismo tiempo, funcionaliza el fenómeno de
activación de resonancia cuántica múltiple para cambiar la entropía del
combustible tratado. De este modo, se puede mejorar la eficiencia de los
motores de combustión de tal forma, que los motores bencineros pueden
llegar a economizar hasta un 15 % de combustible y hasta un 20% los
motores diesel. Además se puede constatar y hasta medir un aumento
significativo en la fuerza y en el momento de rotación de los motores.
El combustible así activado es agregado al tanque del vehículo en
pequeñas proporciones (mililitros) para obtener los resultados antes
señalados. Este producto aditivo, demuestra el llamado “efecto de difusión”
característico de aquellos líquidos activados con las frecuencias de
resonancia cuántica múltiple. La información cuántica archivada infecta
estructuras moleculares con similares estructuras iniciales y tiene la
capacidad de activar así la totalidad del combustible contenido en el tanque;
donde ofertas similares ofrece la empresa ucraniana ADIOZ (anamegators) y
la empresa norteamericana H2OIL Corporation (F2.21 Nanotech Fuel
Additive).
A su vez, la empresa rusa NT2000, produce bombas centrífugas
especiales que generan frecuencias de resonancia. La esencia del
descubrimiento se basa en que es una tecnología y una máquina para
estimular líquidos por intermedio de resonancia, mientras que también
comprende una tecnología y una planta para el mejoramiento de
hidrocarburos, que constituyen un método para la transferencia mecánica de
energía cinética directamente en la unión energética de las moléculas que
componen este fluido, aprovechando la rotación del hidrocarburo líquido. La
fuente de esta interacción energética es el activador, que funciona a partir de
una bomba centrífuga accionada por un motor de inducción.
45
Igualmente, la empresa norteamericana PETROBEAM utiliza en su
tecnología altas frecuencias energéticas, que son generadas por un
acelerador de electrones. La tecnología PETROBEAM está basada en los
principios del trabajo con electrones (electro beam), donde el material es
sometido a la influencia de una lluvia de electrones, producidas por un
acelerador, similar a aquellos utilizados para los tratamientos contra el
cáncer; aplicando así por primera vez este conocido proceso industrial al
trabajo con hidrocarburos.
Finalmente, la empresa austriaca PRISTEC AG trabaja todos estos
ámbitos con un equipo internacional de científicos, los que han aportado a la
empresa más de cuarenta años de experiencias específicas en este
novedoso campo de investigación. A partir de una serie de descubrimientos
de dominio público, y que son los adecuados para producir el fenómeno de
Emisión de Resonancia Cuántica Múltiple, es que esta empresa ha
desarrollado una serie de novedades tecnológicas llamadas a mejorar
significativamente la efectividad y competitividad de este joven segmento
tecnológico a nivel mundial.
En este orden de ideas, esta empresa europea ha desarrollado un
equipo mecánico emisor de ondas acústicas y de presión que actúan con un
sistema de flujo constante que automáticamente y en directa interacción con
el fluido, logra generar las ondas de resonancia específicas óptimas para
mejorar crudos pesados. La flexibilidad y completa capacidad de acomodarse
de los módulos emisores (PQPR) están compuestos por seis unidades
emisoras y por un sistema de vibración especial de tuberías que en conjunto
determinan la frecuencia óptima del líquido. El tratamiento influye en la forma
de reacción de los elementos como hidrógeno, carbono, oxígeno y azufre
contenidos en los líquidos ferro-magnéticos y los hidrocarburos. A partir de la
46
estructura molecular del petróleo o de líquidos que contengan hidrocarburos
y de acuerdo a sus propiedades y composición químicas, se pueden mejorar
todas aquellas propiedades determinantes de su valor en el mercado.
Según las tareas propuestas y partiendo del Módulo PQPR, puede que
a veces sea necesario utilizar otras tecnologías periféricas para alcanzar los
resultados esperados. Sin embargo, el Proceso PQPR mejora la densidad, la
viscosidad y la composición fraccional del petróleo pesado y puede actuar de
tal manera sobre el crudo, que el azufre contenido pueda ser separado de
forma elemental en tanques de reacción especiales; donde otras propiedades
problemáticas, como el alto contenido de asfáltenos o parafínicos pueden ser
reducidas considerablemente.
La Tecnología MIS® mejora la gravedad API del crudo pesado/extra
pesado y la fluidez del pozo así como las características físico-químicas del
crudo lo que facilita su transporte y refinación. A la fecha se ha culminado
dos ciclos de inyección en prueba de campo (Parque Yavire), en el que se ha
mejorado el crudo de 8° API hasta 13° API en promedio
Otro estudio Aguas Abajo se encuentra en el trabajo de Karam, M
(2011), titulado “Alternativas de procesos para la producción de electricidad
empleando coque de petróleo. Caso: Complejo Industrial José Antonio
Anzoátegui”. En el mismo se considera que en vista del desarrollo de
proyectos de producción y mejoramiento de crudo extrapesado, donde se
generan una cantidad significativa de coque de petróleo, surge la necesidad
de buscar alternativas para el uso de este co-producto del mejoramiento de
Crudos Pesados, encontrando entre ellas la de producción de electricidad
considerando, que para la Comunidad y el Estado es muy importante
desarrollar proyectos en donde se produzca electricidad que incidan en un
ahorro importante de gas natural, y que la cuota de electricidad suministrada
47
por EDELCA pueda ser colocada en comunidades o en otros proyectos y se
disminuya las emisiones contaminantes al ambiente.
En el complejo de Jose se operan los mejoradores de crudos Pesados y
Extrapesados, con dos niveles de severidad referidas a la gravedad del crudo
mejorado: baja gravedad API (mejoradores de Petromonagas y
Petroanzoátegui) y de mediana - alta gravedad Api (mejoradores de
Petrocedeño y Petropiar), (Karam, M (2011):
En el Mejoramiento de baja severidad se obtiene crudo mejorado de
baja calidad, se caracteriza porque sólo parte del residual de petróleo es
convertido en naftas, destilados y gasóleos, ya que un volumen de residuo,
de las unidades de destilación, es desviado a la mezcla para que el crudo
mejorado resultante tenga un porcentaje deseado de residuo. De las
corrientes intermedias, solo se hidrotrata la nafta de conversión. Producen un
crudo mejorado con alto contenido de azufre (3 %). En este tipo de
Mejoramiento se encuentran el mejorador de Petroanzoátegui y de
Petromonagas. Karam, M (2011), Figura Nº 6.
Figura No 06 Diagrama del mejoramiento de baja severidad. Crudo mejorado de baja calidad Karam, M (2011)
48
En el Crudo Mejorado de Alta Calidad: por su parte, la mayor parte del
residuo es convertido y se desvía un pequeño volumen de residuo. Todas las
corrientes intermedias son hidrotratadas, por lo que el crudo mejorado resulta
de alta calidad con cierto contenido de residuos (máx. 20 - 23 %). Este
esquema se ve representado en el mejorador de Petropiar. Karam, M (2011),
Figura Nº 7.
Figura No 07 Diagrama del mejoramiento de media - alta severidad. Crudo mejorado de
alta calidad Karam, M (2011)
El Mejoramiento Total corresponde a un esquema donde todo el residuo
de petróleo es convertido en naftas, destilados y gasóleos, y todas las
corrientes intermedias son hidrotratadas para producir un crudo mejorado de
alta calidad y/o productos de alto valor comercial, en este esquema se
suscribe el Mejorador de Petrocedeño y los desarrollos futuros de acuerdo a
los planes actuales de la Faja Petrolífera del Orinoco, en este esquema se
suscribe el mejorador de Petrocedeño. Karam, M (2011), Figura Nº 8.
Figura No 08 Diagrama del mejoramiento de alta severidad. Crudo mejorado de Alta
calidad Karam, M (2011)
49
Los cuatro complejos mejoradores de crudos antes mencionados se
encuentran en el estado Anzoátegui, en el Complejo Industrial José Antonio
Anzoátegui, y para futuro se deberán tomar decisiones sobre las tecnologías
a utilizar para mejoramiento, en función del incremento planificado de
producción de crudos pesados, lo cual es objetivo de este trabajo de grado
en lo concerniente a la toma de decisión.
Infraestructura Involucrada en el Mejoramiento de los Crudos Pesados
Los sistemas mencionados anteriormente muestran como elementos
comunes una infraestructura típica de los Procesos de Refinación, tales
como:
-Unidades de Destilación Atmosférica (UDA): Planta que recibe el crudo
para obtener las distintas corrientes de Refinación como Naftas, Diesel y
Residuo (Fondo). En el caso de los procesos de mejoramiento reciben el
crudo diluido desde los campos de producción y son responsables de
recuperar entre el 95-97% de este diluente (nafta) el cual es reciclado para
ser devuelto nuevamente a los campos de producción.
-Unidades de Destilación al Vacio (UDV): Planta que recibe el Residuo
(Fondo) de las Unidades de Destilación para producir más líquidos
intermedios (corrientes de Naftas, Diesel) y un residual adicional. En el caso
de los procesos de mejoramiento el nuevo fondo generado se envía a las
Unidades de Conversión Profunda (UCP), que para los esquemas mostrados
corresponden a la Unidad de Coquificación Retardada, pero pudieran
utilizarse otro tipo de tecnologías, lo cual es el objetivo de este estudio,
analizarlas y recomendar las mejores opciones para las inversiones futuras
en la Faja Petrolífera del Orinoco. En este caso, la unidad de coquificación
retardada representa, como en todos los procesos de este tipo, el corazón de
los complejos de mejoramiento, generando a su vez gases, líquidos (nafta,
gasóleos, entre otros), y coque.
50
Las corrientes livianas obtenidas de las unidades de procesos descritas
anteriormente, requieren de ser mejoradas extrayéndoles la mayor cantidad
de Azufre y removiendo metales a través de la adición de Hidrógeno, para
ello se requieren las siguientes instalaciones:
-Hidrotratamiento de Nafta y Diesel (HND): se hace reaccionar H2 con
hidrocarburos insaturados (olefinas y aromáticos) transformándolos en
saturados (parafínicos y nafténicos). También el H2 reacciona con
compuestos de S, N2 y oxigenados transformándolos en H2S, NH3 y H2O, y
removiendo metales.
-Unidad de Hidrocraqueo (UHC): Responsable de la reducción de
densidad de los líquidos pesados, a través de un proceso de hidrocraqueo en
un medio catalítico, para obtener un producto más liviano y con bajo
contenido de azufre. Karam, M (2011)
Otras instalaciones necesarias en el proceso estarían representados
en:
-Desalación: A través de un equipo Desalador, se limpia el crudo
diluido proveniente de las estaciones de producción, removiendo sales y
sólidos suspendidos con el fin de evitar la corrosión en las unidades de
proceso aguas abajo.
-Recuperación de Gas: A través de un proceso llamado de
endulzamiento, se trata el gas producido con aminas, a fin de remover el
sulfuro de hidrógeno (H2S) presente en los vapores de hidrocarburo
producidos en los procesos de destilación atmosférica y coquificación, con el
propósito de obtener gas combustible, Gas Licuado de Petróleo (GLP) y nafta
estabilizada.
-Regeneración de Aminas: la amina utilizada en el proceso de
endulzamiento del gas combustible, a través de un proceso de desorción
51
química (despojamiento) se le retira H2S, que es enviado a la unidad de
recuperación de azufre.
-Despojamiento de Aguas Agrias: despoja el NH3 y H2S de la corriente
de agua agria. Estos componentes están disueltos en el agua y son
removidos por una operación de despojamiento con vapor.
-Recuperación de Azufre: se encarga de convertir el H2S, que proviene
generalmente de aguas agrias, en dióxido de azufre; que a través de una
reacción catalítica es llevado a azufre líquido (proceso Claus).
-Solidificación de Azufre: se basa en el proceso SuperClaus para la
producción de azufre elemental.
-Producción de H2: transformación del gas natural y vapor de agua
(reformación con vapor) en H2 de alta pureza, el cual es requerido para
realizar los procesos de hidrogenación. Otra vía de producir hidrógeno es
mediante la absorción presurizada (PSA) de gas de síntesis, concentrando el
hidrogeno a la calidad requerida. La pureza de un 99,9% es lograda a través
de una etapa de purificación del producto del reformador con un sistema de
absorción mediante ciclos de presión (PSA).
-Servicios Industriales: el funcionamiento de un mejorador se logra a
través del uso de diversos servicios, los cuales son comprados a
proveedores locales y/o proporcionados por el mejorador mismo. Estos
servicios, básicamente son: suministro de agua tratada, sistema de agua
para calderas/generación de vapor, sistema de agua de enfriamiento,
tratamiento de efluentes, sistema contra incendios, sistema de aire de
instrumentos y aire industrial, suministro de electricidad, tanques de
proceso/almacenamiento y sistema de alivio. Karam, M (2011)
Todo lo anterior representado en diferentes instalaciones conforma el
Complejo o un Sistema de Mejoramiento de Crudos, y son elementos
importantes para el diseño del mismo, y la toma de decisión para la
escogencia de las Unidades de Conversión, para ello es muy común aplicar
52
la Ingeniería económica con sus fundamentos de Administración Financiera
que determine cuáles de las opciones existentes en el mercado representa la
mejor alternativa económica.
Bases Teóricas
Las bases teóricas comprenden un conjunto de conceptos y
proposiciones que, según lo reseñado por Pacheco, J. (2010), constituyen
“un punto de vista o enfoque determinado, dirigido a explicar el fenómeno o
problema planteado; cuya sección puede dividirse en función de los tópicos
que integran la temática tratada o de las variables que serán analizadas”
(p.13). Partiendo de tal definición, se identifica que las bases teóricas deben
considerar la ubicación del problema en un enfoque determinado, donde
prevalezca la presencia de una relación directa entre los lineamientos
reseñados por los principales autores y el objeto de estudio analizado.
El Petróleo
El petróleo, en opinión de Perdomo, W. (2010), constituye “una mezcla
de hidrocarburos con pequeñas cantidades de compuestos oxigenados,
nitrogenados y sulfurados y restos de sales metálicas emulsionadas” (p.5).
De acuerdo con ello, el petróleo se origina de una materia prima formada
principalmente por detritos de organismos vivos acuáticos, vegetales y
animales, que vivían en los mares, las lagunas, las desembocaduras de los
ríos o en las cercanías del mar.
Atendiendo a su origen, dicha materia prima se encuentra únicamente
en los medios de origen sedimentario, donde la materia orgánica se deposita
y se va cubriendo por sedimentos; que al quedar cada vez a mayor
53
profundidad, se transforman en hidrocarburos, proceso que según las
recientes teorías, es una degradación producida por bacterias aeróbicas
primero y anaeróbicas después. Estas reacciones desprenden oxígeno,
nitrógeno y azufre, que forman parte de los compuestos volátiles de los
hidrocarburos.
A medida que los sedimentos se hacen compactos por efectos de la
presión, se forma la "roca madre". Posteriormente, por fenómenos de
"migración", el petróleo pasa a impregnar arenas o rocas más porosas y más
permeables (areniscas, calizas fisuradas, dolomías), llamadas "rocas
almacén", y en las cuales se concentra y permanece en ellas si encuentra
alguna trampa que impida la migración hasta la superficie donde se oxida y
volatiliza, perdiendo todo interés como fuente de energía.
El Petróleo Pesado
El petróleo pesado se define, según lo señala Hanzlik, E. (2009), como
“un aceite que tiene una viscosidad de petróleo muerto (dead oil viscosity), a
la temperatura original del yacimiento, mayor a 100 centipoise (cP), o (a falta
de datos de viscosidad) una gravedad API menor a 22,3°” (p.12). Por tanto,
de acuerdo con las características principales anteriormente descritas, este
tipo de petróleo cotiza a un menor precio que los crudos livianos y medianos,
especialmente cuando presenta un alto contenido de azufre y metales
pesados. Asimismo, la productividad de los pozos de petróleo pesado es
menor y puede dificultar el transporte para su comercialización; requiriéndose
para su explotación exitosa de una planeación y ejecución cuidadosas.
En este orden de ideas, entre los elementos clave para una operación
exitosa con crudo pesado, se debe considerar la cadena de valor completa
desde el campo productor hasta el transporte, la comercialización, el
54
mejoramiento y la refinación de esta clase de petróleo. Para lograr una
recuperación óptima y éxito económico, el operador debe tener la experiencia
organizacional, así como la capacidad para implementar y dirigir la operación
eficientemente, además de mejorar y optimizar las operaciones de manera
constante. Todas estas tareas, deben ser dirigidas en una forma tal que
cumplan con los estándares y expectativas ambientales. Suniaga A (2010)
Por tal motivo, una caracterización fidedigna de los recursos de crudo
pesado se hace necesariamente vital, sin importar la opción de desarrollo
que se escoja; pues, tratándose de petróleo de este tipo se deben estimar
cuidadosamente los parámetros importantes de roca y roca/fluido que
afectan la productividad, especialmente en cuanto a la viscosidad del
petróleo y su permeabilidad relativa.
La Faja Petrolífera del Orinoco
La Faja Petrolífera del Orinoco, según lo reseña la empresa Petróleos
de Venezuela S.A. – PDVSA (2011), constituye la fuente de reservas de
hidrocarburos líquidos más grande del mundo, que comprende una extensión
de 55.314 km² y un área de explotación actual de 11.593 km², ubicada al sur
de los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas. Este gran reservorio
petrolero fue dividido en cuatro grandes áreas, como se observa en la figura
9 siendo éstas de oeste a este: Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo, las
que a su vez se encuentran segmentadas en veintinueve (29) bloques de 500
km² cada uno aproximadamente.
55
Figura Nº 9 Reservas probadas de petróleo en Venezuela. Áreas de la Faja Petrolífera del Orinoco. Fuente: Revista Orinoco Magna Reserva
Año 1 Nº 1 Enero-Marzo-2011
De acuerdo a la Revista Orinoco Magna Reserva Año 1 Nº 1 Enero-
Marzo-2011 , históricamente, se conoce que la delineación de la parte norte
de la Faja Petrolífera del Orinoco se fue llevando a cabo desde mediados de
los años 30 con el pozo Canoa 1, a medida que se exploraba la cuenca de
Maturín y se avanzaba en dirección este-oeste. Entre los años 1978 y 1983
se aceleró la campaña exploratoria, dividiendo toda el área de la Faja en
cuatro sectores, llamados Machete, Zuata, Hamaca y Cerro Negro,
entregando así la responsabilidad de explorar y explotar cada sector a las
empresas filiales de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), siendo en aquel
entonces Meneven, Maraven, Corpoven y Lagoven.
El área de Machete, debido a sus características geológicas, no fue
explorada inicialmente con tanta profundidad. En cambio, los otros tres
sectores fueron sometidos a una intensa evaluación mediante los proyectos
piloto de Zuata, Hamaca y Jobo. Posteriormente, se amplió la explotación
principalmente el área de Bare, en Hamaca, y se formaron las asociaciones
estratégicas que dieron origen a los proyectos de Petrozuata, Operadora
Cerro Negro, Sincor, Ameriven y Sinovensa. Luego de dichas evaluaciones,
56
los cuatro sectores en que fue dividida la Faja inicialmente han sido
renombrados en el año 2006 como Boyacá, Junín, Ayacucho y Carabobo,
respectivamente. Igualmente, las cuatro asociaciones estratégicas iniciales
para el desarrollo de la Faja vía mejoramiento anteriormente indicadas, han
sido renombradas como Petroanzoátegui, Petropiar, Petrocedeño y
Petromonagas, respectivamente.
Ahora bien, debido a que los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco
presentan un API entre 7 y 10°, una alta viscosidad entre 10.000 y 50.000 cp,
un alto contenido de Azufre entre 3% y 4% en peso y presentan una acidez
TAN (Total Acid Number) de 3 mg Koh; éstos no se pueden transportar
fácilmente a temperatura ambiente, por lo cual deben ser diluidos para
facilitar su manejo. El uso de diluente, en este caso, representa la
degradación económica de productos de mayor valor comercial, tales como
crudos livianos o naftas y gasóleos en crudo de poco valor comercial.
Sin embargo, el alto peso molecular de estos crudos indica un alto
porcentaje de residuo en la unidad de destilación, lo cual sugiere que los
rendimientos de los productos no cumplen los requerimientos volumétricos
de productos finales que demanda el mercado local e internacional. A fin de
solventar estos problemas, según lo expresa González, D. (2007), se deben
mejorar los crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco cumpliendo las
siguientes metas:
- Producir crudo con una gravedad de 20 a 38 °API.
- Residuo de vacío de 0 a 25% volumen.
- Rendimiento de los cortes y calidad del crudo sintético acordes con el
mercado objetivo.
- Crudo sintético producido debe poder mezclarse con otros crudos.
- Estable térmicamente, para evitar su coquificación en los hornos de
refinería.
- Presión de vapor adecuada para poder transportarlo y almacenarlo.
57
Por otra parte, los yacimientos de crudo pesado de la Faja Petrolífera
del Orinoco han tenido muchos períodos de producción restringida, debido a
razones de precio en el mercado y a una sobreoferta de crudos livianos. Este
hecho retrasó el desarrollo de los campos de esta zona, aunque también
incidieron otros factores como la falta de tecnologías para explotar,
transportar y mejorar estos crudos, además de decisiones políticas, como la
instauración de cuotas por parte de la Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEP), que también han influido en los altibajos que muestra la
explotación de petróleo pesado y extra pesado en el país.
Mejoramiento de Crudos Pesados
En la industria petrolera, los crudos pesados que se obtienen de los
campos de producción de petróleo generalmente se encuentran mezclados
con agua en una relación de tres barriles de agua por cada barril de crudo,
por lo que deben ser tratados para deshidratarlos y asegurar su fluidez
durante su transporte desde las facilidades de producción hasta los
mejoradores de crudo. Suniaga, A (2010)
De acuerdo con ello, el proceso de mejoramiento de crudo es definido
por Pristec AG (2011), como:
“Un nuevo mercado con un alto potencial, y que permanentemente está
a la búsqueda de innovaciones tecnológicas que permitan que crudos
pesados con un alto contenido de bitumen puedan ser ennoblecidos a
sintéticos de calidad liviana, creando un sobre valor que se genera de las
diferencias de los precios de mercado de cada uno de esos crudos” (p.3).
58
De esta manera, en el mejorador el petróleo pesado es tratado para
aumentar su gravedad API en los niveles que estos crudos son requeridos en
los centros de refinación. Este proceso se desarrolla mediante la reducción
de su contenido de hidrocarburos pesados, que son mayormente convertidos
en azufre elemental y coque de petróleo. Una vez el crudo es deshidratado,
se mezcla con diluente para reducir su viscosidad a niveles que permitan que
el mismo pueda ser almacenable y bombeable.
En este sentido, las tecnologías que normalmente se aplican en los
mejoradores de crudo son procesos licenciados por empresas altamente
especializadas, y entre éstas se encuentran las relacionadas con los
procesos de fraccionamiento, hidroprocesos y conversión, tales como la
destilación, el hidrocraqueo, el hidrotratamiento, la coquificación retardada y
la desasfaltización.
A pesar de tales procesos licenciados, la primera generación de plantas
mejoradoras de crudo se basaban en algunas tecnologías de craqueo que
desde mucho tiempo han sido utilizadas en las refinerías; pero, estas
instalaciones necesitan de una gran inversión de capital inicial y producen
altos costos operativos. Igualmente, su balance ambiental es totalmente
negativo debido a la baja eficiencia energética y a la alta polución que estos
procesos provocan en su desarrollo.
Administración Financiera para Selección de Tecnología de Unidades
de Conversión Profunda
Confirmada la viabilidad ambiental del proyecto, una de las siguientes
consideraciones para la toma de decisiones de los proyectos de inversión en
la Faja Petrolífera del Orinoco, es la económica. De ella depende la decisión
59
del Estado de cuánto poder invertir de acuerdo a sus capacidades,
necesidades de endeudamiento y negociaciones con potenciales socios en
los proyectos. Lo anterior requiere de Inversión de Capital (Capital
Expensives-CAPEX), y de un presupuesto que detalle los flujos proyectados
de entrada y de salida de efectivo durante algún período futuro. De acuerdo a
Weston y Brigham, (1998), el presupuesto de capital designa los gastos
planeados de la empresa en activos fijos, y la presupuestación del capital
denota el proceso de analizar al proyecto y su rendimiento esperado en una
extensión mayor de un año. Normalmente estos presupuestos compiten
tomando en consideración las necesidades de las empresas y en este caso
particular del Estado
Weston y Brigham, (1998) consideran que el punto central del
presupuesto de capital y/o de los Análisis Financieros consiste en tomar
aquellas decisiones que maximicen el valor de la empresa, respondiendo las
preguntas ¿Entre varias inversiones mutuamente excluyentes, cuál debe ser
seleccionada?, ¿Cuántos proyectos en total deben ser aceptados?; en este
sentido plantean los autores que existen métodos diferentes para evaluar los
proyectos y para decidir si deben ser aceptados o no dentro del presupuesto
de capital. Plantean los autores que los principales métodos son:
-Método del Período de Reembolso: Considera el número de años que
se requieren para recuperar el monto de la inversión original.
-Método del Valor Presente Neto (VPN): Que representa el valor
presente de los rendimientos futuros descontados al costo de capital
apropiado, menos el costo de la inversión. Es también llamada Flujo de
Efectivo Descontado.
60
-Método de la Tasa Interna de Rendimiento (TIR): Es la tasa de
descuento que iguala al valor presente de los flujos futuros de efectivos
esperados con el costo inicial del proyecto. Al igual que el VPN, es un
método de Flujo de Efectivo Descontado.
Otros elementos que son considerados en este análisis, según Suniaga,
A (2006), citando a Foster Wheeler Technical Papers, concretamente para la
selección de Tecnologías de Unidades de Mejoramiento son:
Vida del proyecto
Costos de inversión Producción
Costos de Operación Producción
Costos de inversión Mejorador “CAPEX” (Capital Expensives )
Costos de operación Mejorador “OPEX” (Operations Expensives)
Factores de Servicios Operacionales
Precios del mercado del crudo utilizando como referencia (West Texas
Intermediate “WTI”)
Precio crudo Mejorado
Precio crudo Diluido (producción temprana)
Producción temprana de tres (3) años para el apacalancamiento del
proyecto
Precio del crudo diluente para la producción temprana
Depreciación
Capital de trabajo: Inventario + cuentas por cobrar - cuentas por pagar
La Tecnología de Mejoramiento a seleccionar estará también en función
de las políticas económicas del país, a través del cobro de impuestos de
acuerdo a la ley vigente de Hidrocarburos y como sensibilidad, también de
acuerdo a la antigua ley de hidrocarburos. El caso venezolano comprende:
61
Regalías
Impuesto sobre la renta
Impuestos municipales
Bases Legales
El desarrollo de la presente investigación se encuentra enmarcado
desde el punto de vista legal, en los lineamientos que señala la Constitución
de la República Bolivariana de Venezuela (1999), la cual en su Artículo 302
expresa que el Estado se reserva, mediante la ley orgánica respectiva, y por
razones de conveniencia nacional, la actividad petrolera y otras industrias,
explotaciones, servicios y bienes de interés público y de carácter estratégico.
Igualmente, en el Artículo 303 se considera que por razones de
soberanía económica, política y de estrategia nacional, el Estado conservará
la totalidad de las acciones de Petróleos de Venezuela, S.A., o del ente
creado para el manejo de la industria petrolera, exceptuando las de las
filiales, asociaciones estratégicas, empresas y cualquier otra que se haya
constituido o se constituya como consecuencia del desarrollo de negocios de
esta empresa de carácter estatal.
Por otra parte, la Ley Orgánica de Hidrocarburos (2006), en su Artículo
10 señala que las actividades relativas a la destilación, purificación y
transformación de los hidrocarburos naturales, realizadas con el propósito de
añadir valor a dichas sustancias y la comercialización de los productos
obtenidos, configuran actividades de refinación y comercialización, pudiendo
ser realizadas por el Estado y los particulares, conjunta o separadamente.
62
A su vez, en el Artículo 49 se manifiesta que la industrialización de los
hidrocarburos refinados comprende las actividades de separación,
destilación, purificación; conversión, mezcla y transformación de los mismos,
realizadas con el propósito de añadir valor a dichas sustancias mediante la
obtención de especialidades de petróleo u otros derivados de hidrocarburos.
Definición de Términos Básicos
Ácidos orgánicos del petróleo: Los ácidos orgánicos del petróleo son
aquellos ácidos capaces de generar surfactante en sitio, los cuales son los
denominados ácidos carboxílicos, asfáltenos, entre otros, siendo éstos
productos de la biodegradación del petróleo original. Tienen la característica
de ser polares y emulsificantes.
Ácidos carboxílicos: Los denominados ácidos carboxílicos son
hidrocarburos oxigenados que se caracterizan por tener el grupo "carboxilo" -
COOH en el extremo de la cadena, producido por la unión de un grupo
hidroxilo (-OH) y carbonilo (C=O).
API: Siglas en inglés del Instituto Americano del Petróleo. Una
institución compuesta por las empresas petroleras privadas estadounidenses.
Asfalténos: Los asfalténos del petróleo son hidrocarburos que
presentan una estructura molecular extremadamente compleja, los cuales
están conformados por diferentes proporciones de nitrógeno, azufre y
oxígeno. Son anillos aromáticos y nafténicos.
Bitumen: Sustancia compuesta por hidrocarburos que es sólida o
semisólida a temperatura ambiente y es más pesada que el agua dulce. Se le
encuentra en la superficie y el interior de la tierra.
63
Bitumen Natural: Hidrocarburo sólido o semi-sólido, inmóvil en las
condiciones de presión y temperatura del yacimiento debido a su alta
viscosidad. Además tiene una gravedad menor de 8,3 ºAPI y un punto de
fluidez superior a 60 ºC.
Crudos pesados: Los crudos pesados se definen como una mezcla
compleja de hidrocarburos de alta densidad (< 0,93 g/cc) o baja gravedad
API (<19,9) que están formados mayoritariamente por hidrocarburos de alto
peso molecular, como resinas, asfalténos y ceras parafínicos.
Demanda de Energía: Se refiere al requerimiento en el uso de energía
como un insumo para proveer productos y servicios.
Densidad: Es una medida de la fluidez del petróleo. En la industria se
utiliza una escala especial denominada escala API. Un petróleo de 10 grados
API tiene la misma densidad o gravedad específica del agua. La clasificación
oficial en Venezuela es la siguiente: Pesados / extrapesados: 0.0. - 21.9°
API, Medianos: 22.0 -29.9° API, Livianos: 30.0 - y más.
Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que se ha formado y
acumulado en el interior de la tierra. Es el producto de la descomposición de
la materia orgánica de animales y vegetales sepultados durante millones de
años. Se utiliza como combustible y materia prima de la industria
petroquímica.
Gravedad: Escala de medición creada por el Instituto Americano del
Petróleo y utilizada para hidrocarburos basándose en su peso específico, es
decir con relación al agua. El petróleo de 10 ºAPI tiene la misma gravedad
que el agua; el petróleo de menor grado API es más pesado que el agua y se
califica como extrapesado, y el de mayor grado API es menos pesado. En
64
principio, los precios varían con el grado API, siendo más valioso un barril de
petróleo crudo más liviano.
Hidrocarburos: Compuestos formados por la combinación de los
elementos carbono e hidrógeno. Es un grupo grande de químicos orgánicos
que ocurren en la naturaleza como gases, líquidos y sólidos. Son los
componentes principales del gas natural, petróleo y bitumen.
Orimulsión: Combustible en forma de emulsión que resulta de la mezcla
de agua (30%), crudo extrapesado (70%) y un surfactante o agente
estabilizador de la emulsión. Este combustible es utilizado en la industria de
generación eléctrica donde se quema en hornos, de forma similar al Fuel Oil,
pero requiriendo equipos adicionales para la remoción de azufre y metales.
El nombre deriva de la palabra Orinoco, que es el mayor río de Venezuela.
Permeabilidad: Capacidad de las rocas de permitir el flujo de líquidos o
gases a través de sus espacios vacíos.
Petróleo: Sustancia natural constituida por hidrocarburos. Su refinación
da origen a un gran número de productos como combustibles, lubricantes y
asfaltos. Es también materia prima muy importante para la industria
petroquímica.
Petroquímica: Industria que transforma derivados del petróleo y
componentes del gas natural en un amplio espectro de productos químicos
con los cuales elaboran plásticos, resinas, fibras, cauchos, alcoholes,
fertilizantes y muchos otros que tienen aplicación en la agricultura, medicina
e industria.
65
Recobro: % de recuperación de crudo en el yacimiento con la
tecnología existente
Separador: Instalación petrolera que se encarga de separar el agua y el
gas asociado al petróleo extraído del yacimiento.
Yacimiento: Acumulación de hidrocarburos en el interior de la tierra que
se forma cuando las rocas en el subsuelo presentan condiciones adecuadas
para que estos compuestos químicos queden atrapados. Existen yacimientos
de petróleo, gas y bitumen o combinación de ellos.
Mejoradores de Crudo: Infraestructura y Tecnología asociada al
mejoramiento de un crudo, proporciona a través de procesos de separación,
procesos de remoción de carbono y/o procesos de adición de hidrógeno
(H2), cambios sustanciales en sus propiedades, tales como: aumento de su
gravedad API, disminución de su viscosidad, y reducción del contenido de
azufre (S), nitrógeno (N2) y metales para obtener como resultado un crudo
de mejor calidad y por supuesto de mayor valor comercial.