132924240 Crudos Pesados en Latinoamerica y Sus Efectos en Los Materiales

8/11/2019 132924240 Crudos Pesados en Latinoamerica y Sus Efectos en Los Materiales

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Sergio Andrés Navarro

Jorge Leonardo Archila

Sergio Eduardo Cárdenas

M.Sc. Oscar Rey Castellanos | Estructura y Propiedades de los

Materiales



• Introducción• Petróleo• Crudos Pesados• Procesos de producción del crudo pesado• Distribución de las reservas de crudo pesado.• Crudos pesados en América latina.• Problemas asociados a los crudos pesados.• Tecnologías para tratamiento de crudos pesados.• Conclusiones• Bibliografía



A medida que las reservasmundiales de crudo se agotan, loscrudos pesados van tomandovalor y han motivado a la industriaa encontrar nuevas tecnologías

para su extracción.Producir este tipo de crudos es unreto, debido a su alta viscosidad,por eso se han utilizado métodosde recobro mejorado que enalgunos casos traen consecuencias

como aumentos grandes detemperatura y generación deagentes corrosivos.

Fuente: Boletín de Energía. En línea: www.aniq.org.mx



Compuesto químico complejoen el que coexisten partessólidas, líquidas y gaseosas.Cuyos componentes primarios

son compuestos hidrocarburos,formados por átomos decarbono e hidrógeno, ademásde trazas de nitrógeno, azufre,oxígeno y algunos metales. Se

presenta de forma natural endepósitos de rocasedimentaria.



TIPOS DE CRUDO

• Según la gravedad APITipo de aceite Densidad Gravedad API

Extrapesado >1.0 10

Pesado 1.0-0.92 10-22.3

Mediano 0.92-0.87 22.3-31.1

Liviano 0.87-0.83 31.1-39

Condensado <0.83 >39



TIPOS DE CRUDO• Según el contenido de azufre

Petróleo dulce: Es aquel que contiene menosde 0.5% de contenido en azufre.

Petróleo agrio: Es aquel que contiene al menos1% de azufre en su composición.



El Crudo pesado o crudoextra pesado es cualquiertipo de petróleo crudoque no fluye con

facilidad.De manera general sepuede decir que el crudopesado presenta uníndice API inferior a 20°,lo que significa que sudensidad relativa essuperior a 0,92.

Fuente: Crudo Pesado. Oilfield Review, Schlumberger.



• Recuperación Primaria

- Pozos horizontales y multilaterales.

Fuente: Crudo Pesado. Oilfield Review, Schlumberger.



- CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand)

Fuente: Screening modern technology for heavy oil reserves. Heavy Oil, 2012.



• Recobro mejorado en frio (COLD EOR) - Inyección de agua (Waterflooding)




- Tecnología VAPEX (Vapor Assited Petroleum

Extraction)




• Métodos Térmicos

- Tecnología SAGD (STEAM ASSITED GRAVITY DRAINAGE)




- Cyclic Steam Stimulation (CSS)




- Combustión In Situ






Fuente: Facing Up to End of Easy Oil. En línea: online.wsj.com

Reservas de Crudo Pesado a Nivel Mundial



País Millones de Bbls

Canada 2.550.000

Venezuela 2.200.000

Mexico 137.000

Estados Unidos 125.000

Brasil 16.000 Colombia 12.000

Reservas de Crudo Pesado en América

Fuente: Schlumberger



VENEZUELA

MÉXICO

BRASIL

COLOMBIA

Concentran el 16% del crudopesado en el mundo.

Sus yacimientos poseenaproximadamente 250.000Millones de Bbl de crudo pesadoy extra-pesado, algunos ya enexplotación y otros en vías dedesarrollo (como el caso deBrasil).




Principales Reservas de Crudo Pesado



VENEZUELA La faja petrolífera del Orinoco es una extensa zona ricaen petróleo pesado y extra-pesado ubicada al norte derío Orinoco, en Venezuela. Conformada por cuatro

campos:

• Campo Carabobo con 227.000 millones de barriles.

• Campo Boyacá con 489.000 millones de barriles.

• Campo Junín con 557.000 millones de barriles.

• Campo Ayacucho con 87.000 millones de barriles.



MÉXICODistribución de las Reservas en México según Tipo de Aceite

Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos de México. PEMEX Exploración y Producción



MÉXICO

Reservas en México 1998-2007

Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos de México. PEMEX Exploración y Producción



BRASIL

Cuenta con reservas probadas de 14.246 millones debarriles en 2010 y una meta de producción para este año de2,1 millones de b/d, extrae unos 460.000 b/d de crudospesados en campos costa afuera.



COLOMBIA

Fuente: Proyectos de Crudo Pesado en Colombia



Cuencas Productoras de Crudo Pesado enColombia.

CUENCA DE LOS LLANOSORIENTALES

CUENCA VALLE MEDIODEL MAGDALENA

• Castilla• Apiay• Suria• Reforma-Libertad• Chichimene• Rubiales

• Teca• Nare (Moriche y Chicalá)• Los Ángeles



Mecanismos de Corrosiónen Crudos Pesados

Contenido de ácidosnaftéticos, ácidos orgánicosy compuestos de azufre.Corrosión en equipos derefinería.

Componentes orgánicospolares, solubles en agua.

Corrosión en líneas de flujoy facilidades de superficie.



Corrosión por Ácido Nafténico (NAC).

Fuente: ‘A Biosensor for Naphtenic Acids’. En línea:

http://2011.igem.org/Team:Calgary/Project

Mezcla de ácidos carboxílicos encuya estructura molecular se

encentran ligados a una cadenade hidrocarburos (generalmenteciclo-pentanos y ciclo-hexanos),con pesos moleculares enpromedio entre 120 y más de700 g/mol. Son de color oscuroy de olor fuerte, insolubles en elagua e inflamable.



Tipos de Corrosión por Ácido Nafténico (NAC):

Solo existe corrosión por ácidosnafténicos, los compuestos deazufre tienen muy poco o ningún

efecto.

TIPO I

La corrosión por compuestos deazufre se incrementa debido a lapresencia de ácidos nafténicos.

TIPO II

La corrosión por ácidos nafténicosse ve inhibida por una capa de H2Sque recubre la superficie metálica.

TIPO III



Parámetros que Afectan la NAC:

La corrosividad del ácido nafténico se ve afectadapor el peso molecular, estructura de los ácidos y lascondiciones termodinámicas, presentando mayor

actividad a la temperatura de ebullición.

Contenido de N.A.

Problemas de corrosión en crudos con contenido deazufre mayor a 0,2% a temperaturas de 230 ° C (450

° F) a 455 ° C (850 ° F).

Compuestos de

Azufre



Parámetros que Afectan la NAC:

La velocidad de corrosión aumenta con el aumentoen la temperatura del crudo. La corrosión por ácidonafténico se produce en zonas de alta velocidad de

flujo, entre los 220 a 400 ºC (430 a 750 ºF).

Temperatura

El esfuerzo de cizalla entre el crudo y la tubería, esun parámetro principal que afecta la corrosión porácido nafténico. Un incremento en la velocidadconlleva a un incremento en la corrosión delmaterial.

Velocidad de Flujo



Problemas de Corrosión en Refinería:

A nivel de refinería el principal problema seencuentra en las torres de destilación, donde se

someten crudos, con alto contenido de ácidonafténico y compuestos de azufre, a altastemperaturas, presentándose el escenario

perfecto para el incremento en la tasa decorrosión.




Fuente: El Petróleo. En línea: www.kalipedia.com




Estas condiciones de altas temperaturas

aparentemente activan incluso las cantidades máspequeñas de ácido nafténico incrementandosignificativamente la corrosión.Condiciones del proceso tales como la carga, velocidaddel flujo y especialmente la turbulencia afectandirectamente la corrosión.

Tuberías en Hornos yLíneas de Transferencia




Condiciones de baja vaporización y velocidad de flujomedia.Posible inhibición de la corrosión por ácidos nafténicospor compuestos de azufre.Un aumento en la velocidad del flujo provocaría unaumento drástico en las tasas de corrosión.

Tuberías en Hornos y

Líneas de Transferencia

la vaporización y condensación de ácidos nafténicosincrementa el Número Total de Ácido (TAN).La corrosión es crítica en el punto de condensación, el

cual corresponde a la temperatura y TAN más altos.

Columna de Vacío



Efecto de las Condiciones Termodinámicas en la NAC:Ácidos orgánicos y nafténicos presentan un aumento de la tasa decorrosión con el incremento de la temperatura, siendo máxima paravalores cercanos a la temperatura de ebullición de los compuestos,pero declina rápidamente para temperaturas superiores.

Dicha declinación es probablemente debida a tres casos:• La descomposición de algunos ácidos a temperaturas superiores a

los 400 ºC (750 ºF).• Los ácidos en estado gaseoso tienen poco efecto corrosivo.

• A altas temperaturas el material de la tubería se ve recubierto poruna capa de coque que actúa como barrera protegiendo de lacorrosión.



Efecto de las Condiciones Termodinámicas en la NAC:

Temp. ºCComposición Elemental, %wt TAN,

g/molC H N S O

300 84,72 11,2 0,21 3,40 0,93 4,125325 84,53 11,42 0,22 3,51 0,94 3,893

350 84,75 11,40 0,21 3,56 0,92 3,58

400 84,91 11,36 0,24 3,32 0,83 1,462

Fuente: RODGERS, R. RAHIMI. ‘Advanced Evaluation of Crude Composition for

Optimum Corrosion Resistance and Procesing Capabilities’.



Efecto de las Condiciones Termodinámicas en la NAC:

Fuente: GROYSMAN, A. NAPHTALY, B. ‘Low Temperature Naphtenic Acid Corrosion Study’.



Efecto del Crudo en la Corrosión.

• Grado de corrosividad según composición:

El grado de biodegradación influye en el contenido de

ácidos corrosivos en el crudo.Los ácidos nafténicos y otros ácidos orgánicos sonconstituyentes menores presentes en el crudo; sin

embargo, son responsables de grandes problemas porcorrosión. La corrosión por ácido nafténico (NAC) estáasociada con el Número Total de Ácido (TAN).



Área 1: compuestos de bajarelación O/C (fenoles).

Área 2: ácidos grasos saturados

de alta relación H/C.

Área 3: ácidos aromáticos debaja relación H/C.

Área 4: ácidos de baja relación

H/C.

Fuente: RODGERS, R. RAHIMI. ‘Advanced Evaluation

of Crude Composition for Optimum CorrosionResistance and Procesing Capabilities’.



Resultados:

• El nivel de biodegradación induce variaciones en elcontenido de ácido nafténico, de manera que

incrementa a medida que el crudo ha sufrido fuertesprocesos de biodegradación.

• Con el aumento del grado de biodegradación, hay unaumento drástico en el Número Total de Ácido (TAN)y, por lo tanto, en la cantidad de ácido nafténico loque conlleva a importantes problemas de corrosión.



• Efecto del corte de agua en la corrosividad:

Componentes solubles en agua: metalesorgánicos y compuestos orgánicos quecontienen azufre, nitrógeno y oxígeno

Producen

Cambios en la composición fisicoquímica del agua

Alterando

Corrosividad del aguaTendencia del agua a

mojar la tubería



Corrosion Rate Break Water Content (CRB).

Medición de la tasa de corrosión y la mojabilidad delacero en mezclas aceite/agua en sistemas dinámicos.

Simulación de las condiciones en tuberías donde existeflujo multifásico y el agua viaja emulsionada en elcrudo.

Mediante pruebas de corrosión a diferentes cortes de

agua (comenzando con un 0%), permite obtener elcorte de agua crítico al cual la tasa de corrosiónincrementa significativamente.



Fuente: EFIRD, D. SMITH, J. BLEVINS. ‘THE CRUDE OIL EFFECT ON STEEL CORROSION.

Wettability Preference and Brine Chemistry’



Resultados:• Corte de agua (CBR) 30% para el Crudo A y 3%

para el Crudo B.• La probabilidad de que buena parte de la tubería

se encuentre mojada por agua para el Crudo Bcuyo corte de agua CBR es del 3% es muy poca,en comparación con el corte de agua del 30% enel Crudo A, lo que indica que el crudo pesado

contiene una mayor cantidad de componentesorgánicos solubles en el agua que alteran sucomposición e incrementan la corrosividad.



• Upgrading

Consiste en el uso de procesos en general de

craqueo térmico dentro del yacimiento y esparticularmente útil cuando la empresaproductora no tiene operaciones derefinamiento, venta y distribución y entrega su

crudo a una empresa transportadora.



• Dilución del crudo

Consiste en adicionar crudo más liviano de áreas

cercanas o derivados como el gas oil con el finde disminuir la viscosidad del crudo y facilitar sutransporte.



• Uso de temperatura

Al igual que la dilución de crudo, buscandisminuir la viscosidad para evitar problemas

por taponamiento en tuberías, un ejemplo deesto son los cables de calentamiento que vanpegados junto a la tubería para evitar el

enfriamiento del crudo o cuando pasan porzonas marinas.



• Lubricación de oleoductos

Con esta técnica, una delgada capa de agua se

inyecta en forma anular al crudo formándoseun régimen de flujo anular (CAF) .El agua lubricael petróleo pesado y el gradiente de presión

longitudinal es significativamente reducido.



• Procesos de recobro empleando vapor implica eluso de recursos hídricos y la generación de calorprovoca contaminación por hornos.

• El agua producida con el aceite puede contener

trazas de hidrocarburo, metales pesados,material radioactivo, sales, químicos y oxígenodisuelto. Estos materiales indeseados deben serdesechados en el subsuelo o reutilizarse.

• El ácido nafténico presente en el crudo, puedepenetrar el suelo y contaminar fuentes hídricas.



• La demanda del recurso, altos precios y los grandes avancestecnológicos, han ayudado a que estas reservas se exploten demanera significativa en los últimos años a nivel mundial.

• El principal problema de los crudos pesados es la corrosión debidoa sus altas concentraciones en contaminantes que causanproblemas operacionales y daños en puntos críticos de los sistemascomo son tuberías, válvulas, equipos para refinación, etc.

• Compañías operadoras y de servicios se encuentran en continuainvestigación y modificaciones de acuerdo a las necesidades querepresentan el trabajar con crudos pesados, adecuando de

facilidades de superficie mejoradas, equipos más resistentes ymodificaciones en refinerías que solo procesaban crudo liviano ymediano.



• GONZÁLEZ DURAN, R.A. PEÑA BALLESTEROS D. SERNA GIL, J. ‘Determinación de la corrosividad decrudos pesados a alta temperatura sobre un acero ferrítico bajo condiciones de agitación ’. Artículo,Universidad Tecnológica de Pereira. Septiembre, 2007.

• EFIRD, D. SMITH, J. BLEVINS, S. EFIRD, N. ‘THE CRUDE OIL EFFECT ON STEEL CORROSION. WettabilityPreference and Brine Chemistry ’. Paper 04366, NACE- Corrosion 2004.

• RODRIGUEZ, H. PEÑUELA, L. ‘EXPERIENCES WITH NAPHTENIC ACID CORROSION IN AN EXTRA HEAVYOIL UPGRADER FACILITY ’. Paper 06586, NACE- Corrosion 2006.

• RODGERS, R. RAHIMI, P. MESSER, B. PHILLIPS, T. MARSHALL, A. ‘ Advanced Evaluation of Crude

Composition for Optimum Corrosion Resistance and Procesing Capabilities’. Paper 06582, NACE-Corrosion 2006.

• SHARGAY, C. MOORE, K. COLWELL, R. ‘SURVEY OF MATERIALS IN HYDROTREATER UNITSPROCESSING HIGH TAN FEEDS’. Paper 07573, NACE- Corrosion 2007.

• GROYSMAN, A. NAPHTALY, B. ‘LOW TEMPERATURE NAPHTENIC ACID CORROSION STUDY ’. Paper07569, NACE- Corrosion 2007.

• TEBBAL, S. ‘CRITICAL REVIEW OF NAPHTENIC ACID CORROSION’. Paper 380, NACE- Corrosion 1999.• MEYER, R. ‘WORLD HEAVY CRUDE OIL RESOURCES’. UNITAR, Centre for Heavy Crude and Tar Sands.

Alberta, Canadá, 1997.• GONDOUIN, M. ‘The Challenge of West Sak Heavy Oil: Analysis of an Innovative Approach’. SPE

22077. Alaska, Mayo 1991.

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