UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR Decanato de Estudios Profesionales
Coordinacin de Ingeniera Mecnica
PROPOSICIN DE FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIN DE CRUDO EXTRA PESADO CON INYECCIN DE
VAPOR EN LA FAJA PETROLFERA DEL ORINOCO Por
Alexander Guzmn Quirs
Realizado con la asesora de:
Tutor Acadmico: Orlando Aguilln
Tutores Industriales: Ing. Nicolino Mode e Ing. Jos Martnez
INFORME DE PASANTA
Presentado ante la Ilustre Universidad Simn Bolvar
como requisito parcial para optar al ttulo de
Ingeniero Mecnico
Sartenejas, julio de 2008
II
UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR
Decanato de Estudios Profesionales Coordinacin de Ingeniera Mecnica
PROPOSICIN DE FACILIDADES DE SUPERFICIE PARA LA
PRODUCCIN DE CRUDO EXTRA PESADO CON INYECCIN DE VAPOR EN LA FAJA PETROLFERA DEL ORINOCO
INFORME DE PASANTA presentado por
Alexander Guzmn Quirs
Realizado con la asesora de: Ing. Nicolino Mode, Ing. Jos Martnez y Prof. Orlando Aguilln
RESUMEN
La produccin de crudo extra pesado en la Faja Petrolfera del Orinoco se realiza actualmente mediante recuperacin primaria y levantamiento artificial (produccin en fro). Esta modalidad genera un factor de recobro de entre 6% y 12%. De acuerdo a los nuevos planes de negocio, la meta es incrementarlo a 20%. Para lograrlo, es necesario implementar tecnologas de recuperacin secundaria. La estimulacin trmica, a travs de la inyeccin de vapor, se aplicar en los nuevos proyectos de la Faja. Surge la necesidad de visualizar y configurar facilidades de superficie adecuadas a las condiciones de produccin con estimulacin trmica. Se realizaron visitas de campo a las reas de produccin en la Faja y en la costa oriental del Lago de Maracaibo para conocer las instalaciones de produccin en fro y trmicas respectivamente. Como alternativas para el sistema de levantamiento artificial se proponen bombas de cavidad progresiva metlicas y bombeo mecnico con balancn. El esquema de tratamiento de agua propuesto para la generacin de vapor es el Warm Lime Softening (suavizacin con hidrxido de calcio). Los Once Through Steam Generators son los equipos de generacin de vapor ms utilizados en la industria petrolera. El tratamiento de crudo producido con estimulacin trmica requiere ms etapas de separacin de agua y gas en comparacin con la produccin en fro. Se propone una opcin de esquema de tratamiento de fluidos centralizada y dos opciones descentralizadas. Los esfuerzos hidro trmicos inducidos por la inyeccin de vapor en el yacimiento, resultan en la formacin de H2S. Por esa razn, se consideran especificaciones ANSI, NACE y EFC para la metalurgia. Para el bombeo superficial de fluidos; se proponen bombas centrfugas, reciprocantes, de engranaje y de tornillo. La ms apropiada depender entre otros factores de las caractersticas del fluido. Se proponen medidores multifsicos de alta temperatura para medir las proporciones de crudo, agua y gas/vapor en la produccin con estimulacin trmica. Palabras Claves: facilidades de superficie, estimulacin trmica, tratamiento de fluidos, vapor.
III
AGRADECIMIENTOS
A Dios, por acompaarme siempre.
A mi Pap y mi Mam, a quienes tanto quiero y admiro. Gracias por todo lo que me han dado y
por su apoyo constante.
A mis compaeros de la Gerencia de Evaluacin y Desarrollo de Nuevos Negocios de la
Corporacin Venezolana del Petrleo, especialmente mis tutores industriales Ing. Nicolino Mode
e Ing. Jos Martnez.
A la Universidad Simn Bolvar, por haberme dado una formacin acadmica de alta calidad en
mis estudios de Ingeniera Mecnica.
A mi tutor acadmico, Prof. Orlando Aguilln.
IV
NDICE GENERAL
INTRODUCCIN....................................................................................................................................1
CAPTULO 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.....................................................................4
1.1 Descripcin de la Empresa........................................................................................................4
1.2 Planteamiento del Problema......................................................................................................4
1.3 Objetivo General.......................................................................................................................6
1.4 Objetivos Especficos................................................................................................................6
1.5 Justificacin del Proyecto.........................................................................................................6
1.6 Alcance.....................................................................................................................................7
1.7 Antecedentes.............................................................................................................................7
1.8 Delimitaciones..........................................................................................................................8
CAPTULO 2. MARCO TERICO......................................................................................................9
2.1 Faja Petrolfera del Orinoco......................................................................................................9
2.2 Crudoextrapesado.................................................................................................................10
2.3 Factor de recobro....................................................................................................................11
2.4 Recuperacin primaria............................................................................................................11
2.5 Recuperacin primaria en las Empresas Mixtas de la Faja Petrolfera del Orinoco...............12
2.5.1 Facilidades y equipos ubicados en las macollas de las Empresas Mixtas de la Faja
Petrolfera del Orinoco....................................................................................................................13
2.5.1.1 Bomba de cavidad progresiva (BCP)..........................................................................13
V
2.5.1.2 Bomba multifsica......................................................................................................14
2.5.1.3 Separador de prueba....................................................................................................15
2.5.1.4 Medidor multifsico....................................................................................................15
2.5.1.5 Mltiple de produccin...............................................................................................15
2.6 Descripcin general del proceso de tratamiento de crudo para produccin en fro................16
2.6.1 Facilidades y equipos utilizados en las Estaciones Principales de las Empresas Mixtas de la
Faja Petrolfera del Orinoco............................................................................................................19
2.6.1.1 Slug- Catchers.........................................................................................................19
2.6.1.2 Intercambiadores de calor placa- placa.......................................................................19
2.6.1.3 Horno..........................................................................................................................19
2.6.1.4 Separadores de alta temperatura..................................................................................20
2.6.1.5 Deshidratadores Electrostticos..................................................................................20
2.7 Descripcin general del proceso de tratamiento de agua para produccin en fro..................20
2.7.1 Facilidades y equipos utilizados en las plantas de tratamiento de agua de las Empresas
Mixtas de la Faja Petrolfera del Orinoco.......................................................................................24
2.7.1.1 Tanque desnatador......................................................................................................24
2.7.1.2 Tanque de separacin por flotacin de sobrenadantes................................................24
2.7.1.3 Unidad de filtrado.......................................................................................................24
2.7.1.4 Tanque de agua tratada...............................................................................................25
2.8 Esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua producidos en fro..............................25
2.9 Recuperacin trmica..............................................................................................................26
VI
2.9.1 Mtodos de recuperacin trmica...................................................................................27
2.9.1.1 SAGD..........................................................................................................................28
2.9.1.2 Estimulacin cclica con vapor...................................................................................29
CAPTULO 3. METODOLOGA.......................................................................................................30
3.1 Bsqueda y compilacin de informacin sobre ingeniera de produccin de crudo extra
pesado.............................................................................................................................................31
3.2 Revisin de equipos y esquemas de procesos para la produccin en fro...............................32
3.3 Visitas a instalaciones de produccin en la Faja Petrolfera del Orinoco y en la Costa Oriental
del Lago de Maracaibo........................................................................................................................33
3.3.1 Visita a las instalaciones de produccin de PetroMonagas.............................................34
3.3.2 Visita al campo Lagunillas (Tierra Este)........................................................................34
3.4 Revisin y comparacin de equipos y esquemas de procesos involucrados en la produccin con
estimulacin trmica...........................................................................................................................35
3.5 Desarrollo del proyecto...........................................................................................................35
CAPTULO 4. RESULTADOS Y ANLISIS....................................................................................37
4.1 Sistema de levantamiento artificial.........................................................................................37
4.1.1 Bomba de cavidad progresiva metlica...........................................................................37
4.1.2 Bombeo mecnico...........................................................................................................40
4.2 Sistema de tratamiento de agua...............................................................................................41
4.2.1 Tratamiento secundario de agua......................................................................................44
4.2.1.1 Sistema de tratamiento de agua para la generacin de vapor......................................45
4.3 Equipos fijos y porttiles para la generacin de vapor............................................................52
VII
4.3.1 Calderas tipo serpentn Once-Through Steam Generators..........................................53
4.3.2 Calderas convencionales de tambor................................................................................57
4.4 Consideraciones para la produccin y tratamiento de crudo...................................................58
4.4.1 Separacin de fluidos lquidos y gas en macollas de produccin trmica......................59
4.4.2 Proceso de tratamiento parcial de crudo en la subestacin trmica................................60
4.5 Configuracin de esquemas de tratamiento de fluidos y generacin de vapor.......................62
4.5.1 Esquema Centralizado.....................................................................................................62
4.5.2 Esquema Descentralizado. Opcin 1...............................................................................64
4.5.3 Esquema Descentralizado. Opcin 2...............................................................................65
4.5.4 Ventajas y desventajas de los esquemas de tratamiento de fluidos y generacin de
vapor.......................................................................................................................................66
4.6 Consideraciones respecto a la metalurgia...............................................................................69
4.6.1 Manejo de petrleo crudo cido......................................................................................70
4.7 Bombeo de fluidos..................................................................................................................72
4.7.1 Bombas centrfugas.........................................................................................................73
4.7.2 Bombas reciprocantes.....................................................................................................75
4.7.3 Bombas de engranaje......................................................................................................76
4.7.4 Bombas de tornillo..........................................................................................................77
4.8 Medidores multifsicos de alta temperatura para la produccin de crudos pesados con
estimulacin trmica...........................................................................................................................79
CONCLUSIONES..................................................................................................................................82
VIII
RECOMENDACIONES.........................................................................................................................85
BIBLIOGRAFA....................................................................................................................................87
Textos y Presentaciones......................................................................................................................87
Sitios WEB..........................................................................................................................................89
ANEXOS................................................................................................................................................91
Anexo1: Esquema de reciclaje de agua producida por SAGD para la generacin de vapor con calderas
tipo OTSG...........................................................................................................................................91
Anexo2: Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas..................................................................92
Anexo 3: Flujograma de generacin de vapor en Lagunillas..............................................................93
IX
NDICE DE FIGURAS
Figura 1. Ubicacin de la Faja Petrolfera del Orinoco............................................................................9
Figura 2. Crudo extra pesado y arenas bituminosas...............................................................................10
Figura 3. Vista de una macolla de produccin en fro en la FPO..........................................................12
Figura 4. Sistema de bomba de cavidad progresiva................................................................................13
Figura 5. Bomba multifsica de doble tornillo......................................................................................14
Figura 6. Esquema de tratamiento de crudo en centro de procesamiento de fluidos.............................18
Figura 7. Esquema de tratamiento de agua en Estacin Principal.........................................................23
Figura 8. Esquema de procesos integrados de tratamiento de crudo y agua en la Estacin Principal...25
Figura 9. Esquema del SAGD................................................................................................................28
Figura 10. Fases del mtodo de estimulacin cclica con vapor............................................................29
Figura 11. Esquema metodolgico para el desarrollo del proyecto.......................................................30
Figura 12. Principio de la bomba de cavidad progresiva metlica.........................................................38
Figura 13. Bombeo mecnico con balancn...........................................................................................41
Figura 14. Esquema de procesos integrados de tratamiento de agua.....................................................42
Figura 15. Esquema de procesos independientes de tratamiento de agua..............................................43
Figura 16. Evaporador por compresin de vapor...................................................................................49
Figura 17. Cristalizador por compresin de vapor.................................................................................50
Figura 18. Esquema de tratamiento de agua producida para la generacin de vapor............................51
Figura 19. Esquema de caldera OTSG...................................................................................................56
X
Figura 20. Serpentn y calderas..............................................................................................................56
Figura21. Caldera convencional............................................................................................................57
Figura 22. Esquema de separacin de lquidos y gas en macolla de produccin trmica......................60
Figura 23. Esquema de tratamiento parcial de crudo en subestacin trmica........................................62
Figura 24. Esquema centralizado de tratamiento de fluidos y generacin de vapor..............................63
Figura 25. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generacin de vapor. Opcin 1........64
Figura 26. Esquema descentralizado de tratamiento de fluidos y generacin de vapor. Opcin 2........65
Figura 27. Lmites del servicio cido.....................................................................................................71
Figura 28. Bomba centrfuga.................................................................................................................74
Figura 29. Bomba reciprocante..............................................................................................................76
Figura 30. Bomba de engranaje.............................................................................................................77
Figura 31. Bomba de tornillo.................................................................................................................78
Figura 32. Medidor multifsico Agar. Lugar A.....................................................................................80
Figura 33. Medidor multifsico Agar. Lugar B.....................................................................................80
Figura 34. Esquema de tratamiento de agua para generacin de vapor con calderas tipo OTSG..........91
Figura 35. Esquema real de plantas de vapor en Lagunillas..................................................................92
Figura 36. Generacin de vapor en Lagunillas......................................................................................93
XI
NDICE DE TABLAS
Tabla 1. Modelos de bombas de cavidad progresiva metlicas..............................................................39
Tabla 2. Especificaciones del agua para las calderas OTSG..................................................................45
Tabla 3. Especificaciones del agua para las calderas convencionales....................................................45
Tabla 4. Parmetros de operacin del bioreactor de membrana.............................................................47
Tabla 5. Datos de diseo de OTSG.........................................................................................................55
Tabla 6. Ventajas y desventajas del esquema centralizado.....................................................................66
Tabla 7. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opcin 1...............................................67
Tabla 8. Ventajas y desventajas del esquema descentralizado. Opcin 2...............................................68
Tabla 9. Ventajas y desventajas de las bombas centrfugas....................................................................74
Tabla 10. Ventajas y desventajas de las bombas reciprocantes..............................................................75
Tabla 11. Ventajas y desventajas de las bombas de engranaje...............................................................77
Tabla 12. Ventajas y desventajas de las bombas de tornillo...................................................................78
Tabla 13. Condiciones de los fluidos en los sitios de pruebas................................................................79
XII
GLOSARIO Y LISTA DE SMBOLOS Y ABREVIATURAS
Abrasivo: Sustancia que tiene como finalidad actuar sobre otros materiales con diferentes clases de esfuerzos mecnicos.
Adsorcin: Accin y efecto de atraer y retener en la superficie de un cuerpo molculas o iones de otro cuerpo.
Aminas: Compuestos qumicos orgnicos que se consideran como derivados del amoniaco y resultan de la sustitucin de los hidrgenos de la molcula por los radicales
alquilo.
ANSI: American National Standards Institute.
API: American Petroleum Institute
Choke: Restriccin al flujo de un lquido o gas para disminuir la presin.
Cp: Centipoise, unidad de viscosidad.
CVP: Corporacin Venezolana del Petrleo.
Dureza: En el contexto del agua, se refiere a la que tiene alto contenido de minerales como calcio y magnesio.
Elastmero: Polmero que muestra un comportamiento elstico.
Empresas Mixtas: Empresas constituidas entre Petrleos de Venezuela (PDVSA) con mayora accionaria y empresas transnacionales como socios minoritarios. Los objetivos
de estas empresas son producir el crudo extra pesado de la Faja Petrolfera del Orinoco y
mejorarlo para exportar un crudo de alta calidad con bajos contenidos de azufre y
metales.
FPO: Faja Petrolfera del Orinoco.
XIII
GOR: Gas Oil Ratio. Relacin gas/crudo.
Gravedad API: Medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el crudo en comparacin con el agua.
HIC: Hydrogen Induced Cracking
HV: Hardness Vickers
H2S: cido sulfhdrico. Gas inflamable e incoloro. Se encuentra naturalmente en el petrleo crudo y en el gas natural.
INTEVEP: Instituto de Tecnologa Venezolana para el Petrleo.
ISO: International Organization for Standardization
Lavado Custico: Sistema de tratamiento de gas con NaOH para remover el CO2, CS2 y H2S.
Macolla: En las reas de produccin petrolera, es una agrupacin de pozos dotada de mltiples de produccin y facilidades de medicin y bombeo.
NACE: National Association of Corrosion Engineers.
POES: Petrleo originalmente en sitio.
Psig: Pound per square inch. Unidad de presin cuyo cero es la presin equivalente a una atmsfera.
Recuperacin primaria: Primera etapa de produccin de hidrocarburos, donde la energa natural del yacimiento desplaza a los hidrocarburos hacia el pozo y luego hacia la
superficie. La produccin con levantamiento artificial se considera recuperacin primaria.
Recuperacin secundaria: Segunda etapa de produccin de hidrocarburos durante la cual un fluido externo es inyectado en el yacimiento con el propsito de mantener la presin
y/o aumentar la produccin.
XIV
Resina carboxlica: Resina de cidos orgnicos, que son donantes de protones.
SAGD: Steam Assisted Gravity Drainage. Escurrimiento asistido por vapor y gravedad.
Slica: Compuesto qumico dixido de silicio. Se encuentra en la naturaleza en forma de arena o cuarzos.
SOHIC: Stress Oriented Hydrogen Induced Cracking
SOR: Steam Oil Ratio. Relacin crudo/ vapor. Cantidad de vapor que se requiere inyectar para producir un barril de petrleo.
SWC: Step- Wise Cracking
Tanque flash: Tanque utilizado en operaciones de separacin de fluidos para separar las fases gaseosas de las lquidas.
Viscosidad: Oposicin de un fluido a las deformaciones tangenciales.
1
INTRODUCCIN
El crudo extra pesado de la Faja Petrolfera del Orinoco (FPO) se produce principalmente
a travs de pozos horizontales agrupados en macollas. El mtodo de levantamiento artificial
utilizado en la mayora de los casos consiste en bombas de cavidad progresiva. El crudo
producido es mezclado a nivel de superficie con diluente proveniente de los complejos
mejoradores, reduciendo su viscosidad para facilitar su transporte. En el centro de procesamiento
de fluidos, el crudo es tratado y separado del agua y del gas. El agua separada es llevada a la
planta de tratamiento de agua, donde se eliminan las impurezas y las trazas de aceite. El agua
tratada se dispone en pozos de inyeccin. El gas se procesa en la planta de tratamiento de gas,
donde se comprime y lleva a condiciones de especificacin. Seguidamente, el crudo diluido es
bombeado hacia los complejos mejoradores de Jose, Estado Anzotegui.
A grandes rasgos, el proceso arriba descrito constituye la fase aguas arriba de produccin
en fro y tratamiento de crudo en el rea de la FPO. La segunda parte del negocio, engloba todo
lo concerniente al mejoramiento del crudo extra pesado producido en la FPO. Este proceso es
realizado en los complejos mejoradores de Jose, donde el crudo es tratado aumentando la
gravedad API, disminuyendo la viscosidad, removiendo los componentes pesados con metales y
el contenido de azufre para obtener un crudo de alta calidad, apto para ser procesado en una gran
cantidad de refineras nacionales e internacionales.
Actualmente, cuatro Empresas Mixtas realizan los procesos arriba descritos: PetroCedeo
(PDVSA, Total y StatoilHydro), PetroAnzotegui (100% PDVSA), PetroPiar (PDVSA y
ChevronTexaco) y PetroMonagas (PDVSA y BP); anteriormente conocidas como Sincor,
Petrozuata, Ameriven y Cerro Negro respectivamente.
De acuerdo a los procesos de licitacin y a los planes de negocio de las nuevas Empresas
Mixtas que operarn en la Faja, se ha establecido que para incrementar el factor de recobro,
todos los proyectos debern ser dotados de facilidades de produccin con estimulacin trmica.
La estimulacin trmica se realizar mediante inyeccin de vapor a alta temperatura. Esto
implica la necesidad de proponer facilidades de superficie para los nuevos proyectos, siendo ste
2
el motivo del trabajo, dado que las condiciones de operacin para la produccin en fro difieren
de las de la futura produccin trmica.
La produccin de crudo con inyeccin de vapor requiere un sistema de levantamiento
artificial resistente a las altas temperaturas, distinto a las bombas de cavidad progresiva
convencionales utilizadas para la produccin en fro. Se proponen dos alternativas de
levantamiento artificial para la produccin de crudo con estimulacin trmica: la nueva
tecnologa de bombas de cavidad progresiva metlicas y el sistema de bombeo mecnico con
balancn.
La inyeccin de vapor trae como consecuencia mayores volmenes de agua que en la
produccin en fro, y presencia de slica. El esquema de tratamiento de agua propuesto para la
generacin de vapor es el Warm Lime Softening (suavizacin con hidrxido de calcio),
mediante el cual se remueven las partculas aceitosas, slidos suspendidos, slica y durezas.
Dicho tratamiento es posterior al que se realiza en una primera fase para remover las partculas
aceitosas. En cuanto a la configuracin de ambos tratamientos, pueden ser integrados o
independientes. La primera opcin permite el reciclaje y mejor aprovechamiento del agua. La
opcin de tratamientos independientes implica tomar el agua para la generacin de vapor de
fuentes externas como ros o acuferos. El agua tratada debe cumplir con las especificaciones de
los equipos de generacin de vapor.
Para la generacin de vapor se proponen los Once Through Steam Generators (OTSG).
Estos equipos han sido diseados especficamente para aplicaciones de recuperacin trmica en
la industria petrolera. Presentan un solo pase de agua a travs del serpentn del generador. La
calidad del vapor producido por estos equipos es de 80% aproximadamente, pero el vapor a
inyectar en los pozos debe tener calidad superior a 85%. Por esta razn, se requieren etapas de
separacin a la salida de los OTSG.
Se plantean tres opciones de configuracin de esquemas de tratamiento de fluidos y
generacin de vapor: una opcin centralizada y dos opciones descentralizadas. El caso
centralizado implica que todas las etapas de separacin de crudo, agua y gas; as como la
generacin de vapor se realicen en la Estacin Principal. Las opciones descentralizadas
3
contemplan subestaciones trmicas en las cuales se realizan las primeras etapas de separacin del
crudo producido con estimulacin trmica, as como la generacin de vapor. La opcin 2 del
esquema descentralizado resulta en una mayor sinergia entre las subestaciones trmicas y la
Estacin Principal. Las tres opciones prevn las consideraciones para el tratamiento de crudo
producido con estimulacin trmica, segn se describe en los resultados y anlisis. Dicho
proceso requiere etapas de deshidratacin adicionales en comparacin con la produccin en fro.
Los esfuerzos hidro trmicos inducidos por la inyeccin de vapor en el yacimiento,
resultan frecuentemente en la formacin de H2S. Se consideran especificaciones ANSI, NACE y
EFC para los materiales a utilizar en las lneas de produccin de crudo, la Estacin Principal y
las subestaciones trmicas. Asimismo, se plantea el uso del diagrama de clasificacin de lmites
del servicio cido utilizado por la empresa Total, para tomar las previsiones de metalurgia que
apliquen de acuerdo a los niveles de azufre y H2S en el crudo producido.
Para el bombeo de fluidos a nivel de superficie; se presentan bombas centrfugas,
reciprocantes, de engranaje y de tornillo. El crudo, agua, emulsiones y diluente, presentan
viscosidades y caractersticas distintas entre s. En base a esto se podrn seleccionar las bombas
ms apropiadas de acuerdo al fluido de trabajo.
La medicin de las proporciones de crudo, agua y gas/vapor en la produccin trmica de
crudos pesados es una tarea complicada, y la precisin de estas mediciones es crtica para el
manejo del yacimiento y de la produccin. Se proponen medidores multifsicos de alta
temperatura, los cuales han dado resultados satisfactorios y cuya tecnologa contina avanzando.
Los equipos de marca AGAR, utilizados para las mediciones de produccin en fro en la Faja,
tambin incluyen medidores multifsicos de alta temperatura.
La Corporacin Venezolana del Petrleo (CVP), subsidiaria de Petrleos de Venezuela
S.A. (PDVSA) juega un papel importante en el planteamiento y elaboracin de estos nuevos
esquemas y configuraciones de facilidades de superficie para la produccin de crudo extra
pesado. En su papel como negociadora con petroleras transnacionales, se constituirn las
Empresas Mixtas para emprender los nuevos proyectos de produccin y mejoramiento de crudo
en la Faja Petrolfera del Orinoco.
4
CAPTULO 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 Descripcin de la Empresa
La Corporacin Venezolana del Petrleo es la filial de Petrleos de Venezuela que
controla y administra todos los aspectos relacionados a los negocios con terceros, incluyendo
empresas petroleras nacionales y extranjeras. De esta forma, PDVSA ha emprendido los
siguientes proyectos en asociacin con otras empresas por medio de la CVP:
Migracin de Convenios de Asociacin, Convenios de Exploracin a Riesgo y Ganancias Compartidas a Empresas Mixtas
Creacin de nuevas Empresas Mixtas
Desarrollo de los proyectos de gas Costa Afuera
Proyecto de Cuantificacin y Certificacin de reservas de hidrocarburos lquidos de la Faja Petrolfera del Orinoco Magna Reserva
La pasanta se realiz en la Gerencia de Evaluacin y Desarrollo de Nuevos Negocios de
la CVP, la cual participa en la definicin de los futuros modelos de negocios con terceros. Como
su nombre lo indica, es una gerencia de negocios. Sin embargo, cuenta con una divisin de
ingeniera que visualiza y evala las instalaciones y obras a ejecutar en distintos proyectos
petroleros. El proyecto de pasanta se desarroll en la divisin de nuevos negocios Faja.
1.2 Planteamiento del Problema
La actual produccin de crudo extra pesado que se llevan a cabo en la FPO por
PetroCedeo, PetroAnzotegui, PetroPiar y PetroMonagas se realiza mediante recuperacin
primaria y levantamiento artificial (produccin en fro). El crudo se produce mediante bombas
cavidad progresiva en la mayora de los casos. Con las tecnologas actuales, se estima que el
factor de recobro bajo esta modalidad de produccin se ubica entre el 6% y 12%, dependiendo de
5
las condiciones del yacimiento. Significa que por cada 100 barriles de petrleo en sitio, slo son
recuperables entre 6 y 12 barriles. La razn de esta proporcin tan baja se debe a las
caractersticas del crudo como su baja gravedad API y alta viscosidad, en otras condiciones.
De acuerdo a los nuevos planes de negocio, la meta es incrementar el factor de recobro a
por lo menos 20%. Para lograrlo, es necesario implementar tecnologas de recuperacin trmica
que alteren las propiedades del yacimiento. La estimulacin trmica, a travs de la inyeccin de
vapor, es el mtodo de recuperacin que se aplicar en los nuevos proyectos de la FPO ya que es
una tecnologa comercialmente probada.
Actualmente se cuenta con la experiencia en cuanto a diseo y operacin de proyectos de
las empresas existentes, las cuales estn dotadas de infraestructura para la produccin en fro.
Los pozos han sido cementados y completados para producir en fro, as como los equipos e
instalaciones en general. Esto implica que no es posible implementar la inyeccin de vapor como
mtodo de estimulacin utilizando los pozos y facilidades actuales dado que no fueron diseados
para operar bajo las condiciones de produccin trmica.
Surge as la necesidad de visualizar y configurar facilidades de superficie adecuadas a las
condiciones de produccin trmica, dado que los lineamientos del Ministerio de Energa y
Petrleo establecen que el factor de recobro para los nuevos proyectos debe ser de al menos
20%. Como consecuencia, stos debern ser dotados de instalaciones adecuadas para la
estimulacin trmica.
Cabe destacar que los actuales proyectos (PetroCedeo, PetroAnzotegui, PetroPiar y
PetroMonagas) sirven de antecedentes a los nuevos proyectos. Por ende se puede hablar de
adecuacin de facilidades de produccin dado que el producto final a obtener ser muy parecido:
crudo diluido y tratado; separado del gas y agua para ser transportado va oleoducto hacia los
complejos mejoradores. La diferencia radica entonces en el mtodo de estimulacin a emplear
para lograr extraer mayores volmenes de crudo con mayor eficiencia.
6
1.3 Objetivo General
Proponer facilidades de superficie adecuadas para los futuros proyectos de produccin de
crudo extra pesado con inyeccin de vapor en la Faja Petrolfera del Orinoco.
1.4 Objetivos Especficos
1. Visitar las facilidades de produccin y tratamiento de crudo extra pesado en la Faja
Petrolfera del Orinoco.
2. Visitar las facilidades de generacin de vapor para la produccin de crudo pesado en la
costa oriental del Lago de Maracaibo.
3. Describir y proponer facilidades de superficie involucradas en el manejo y tratamiento de
fluidos, as como en la generacin de vapor.
4. Proponer configuraciones de esquemas de procesos para el tratamiento de fluidos y
generacin de vapor.
5. Establecer consideraciones respecto a la metalurgia involucrada en la produccin con
estimulacin trmica.
1.5 Justificacin del Proyecto
Mediante las actuales tcnicas de produccin en fro de las distintas empresas que operan
en la Faja Petrolfera del Orinoco se obtiene un factor de recobro del 12% en el mejor de los
casos. El nuevo lineamiento establecido por el Ministerio de Energa y Petrleo establece que los
nuevos proyectos a desarrollarse en la FPO, el factor de recobro deber ser de al menos 20%.
Para cumplir con este objetivo, es necesario estimular el yacimiento con tecnologas
comercialmente probadas como la inyeccin de vapor. Esto implica el diseo e instalacin de
facilidades de superficie adecuadas a los esquemas de generacin de vapor y tratamiento de
fluidos que formarn parte de los futuros proyectos de la FPO.
7
La Gerencia de Evaluacin y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP realiza estudios
en conjunto con otras filiales de PDVSA y con los socios de las futuras Empresas Mixtas a fin de
seleccionar los esquemas de procesos ms convenientes a ser empleados en los nuevos proyectos
de la FPO y ha requerido, como parte del proyecto global, la proposicin y configuracin de
facilidades de superficie.
1.6 Alcance
El proyecto abarca la etapa de visualizacin de las facilidades de superficie necesarias
para los futuros proyectos de produccin de crudo extra pesado con estimulacin trmica en la
FPO. Las facilidades y esquemas de produccin de las actuales Empresas Mixtas sirven como
referencia base para los nuevos proyectos dado que el producto final ser muy parecido: crudo
diluido separado del agua y gas, para ser transportado va oleoducto hacia los complejos
mejoradores. Sin embargo, para el alcance de este trabajo de pasanta, no est previsto modificar
las instalaciones de las actuales Empresas Mixtas. Es por ello que en el presente trabajo, en vez
de plantear modificaciones a las facilidades existentes, se proponen las de los nuevos proyectos
de acuerdo a las condiciones de produccin con estimulacin trmica.
Los estudios que adelantan distintas consultoras de ingeniera junto a la Gerencia de
Evaluacin y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP an no han concluido. Al no tener las
cifras de volumetra de cada proyecto, no se contemplan clculos para el diseo de esquemas de
procesos. Llegado el momento de implementar las facilidades y esquemas de procesos aqu
propuestos, ser necesario hacer los estudios apropiados en funcin de los volmenes que se
manejarn en cada caso.
1.7 Antecedentes
Venezuela posee grandes reservas de hidrocarburos, predominantemente crudos pesados
y extra pesados. La estimulacin trmica se realiza desde hace ms de cuatro dcadas en el
occidente del pas, concentrndose principalmente en el Estado Zulia. La estimulacin trmica ha
8
jugado un papel importante en la produccin de crudo de occidente, dado que un porcentaje
importante de sus reservas las constituyen crudos pesados. Adems, varios campos petroleros de
esa zona estn en etapa de madurez y por ende necesitan estimulacin para mantener o
incrementar su produccin.
En la zona de la FPO an no se ha iniciado la produccin comercial con estimulacin
trmica, pero los nuevos proyectos que all se desarrollen debern contar con facilidades de este
tipo para aumentar el factor de recobro. Parte de la investigacin realizada en el marco de este
proyecto de pasanta se lleva a cabo en las instalaciones de produccin con estimulacin trmica
de occidente. En el mbito internacional, la mayor parte de la produccin de crudo extra pesado
y bitumen de Canad se realiza con estimulacin trmica. Sirve de antecedente a los proyectos de
la Faja dado que empresas transnacionales que operan en Canad, tambin son socias de PDVSA
en las Empresas Mixtas y aportan su experiencia en el desarrollo de los nuevos proyectos de
produccin con estimulacin trmica de la Faja.
1.8 Delimitaciones
La produccin de crudo extra pesado con estimulacin trmica en la Faja Petrolfera del
Orinoco, an no ha iniciado operaciones dado que se encuentra en fase de ingeniera de
proyectos y licitaciones de bloques. Esto implica que el presente trabajo no se enfoca en algn
proyecto a desarrollarse en una localizacin geogrfica especfica de la FPO. La Gerencia de
Evaluacin y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP requiri una visualizacin de
facilidades de superficie a nivel general, para realizar la implementacin a futuro de acuerdo a
las caractersticas, dimensiones y volmenes de cada proyecto de produccin con estimulacin
trmica.
Por razones de confidencialidad, no se pueden revelar cifras ni detalles especficos de
procesos dado que representan informacin crtica, teniendo en cuenta que las negociaciones que
se llevan a cabo en el marco de las licitaciones de bloques de la FPO estn relacionadas a esta
informacin.
9
CAPTULO 2. MARCO TERICO
Es conveniente definir los siguientes conceptos que se manejan a lo largo del trabajo para
comprender el proyecto efectivamente:
2.1 Faja Petrolfera del Orinoco
La Faja Petrolfera del Orinoco es una zona petrolera ubicada al norte del ro Orinoco en
Venezuela, especficamente en los estados Gurico, Anzotegui y Monagas. Est dividida de
Oeste a Este en cuatro grandes reas: Boyac, Junn, Ayacucho y Carabobo; las cuales estn
subdivididas en bloques. Tiene un rea aproximada de 55.000 Km2 y constituye la reserva de
crudo extra pesado ms grande del mundo.
De acuerdo al proyecto de cuantificacin de reservas de hidrocarburos lquidos
denominado Magna Reserva, la cantidad de petrleo originalmente en sitio (POES) es de 1,3
trillones de barriles, de los cuales 236 miles de millones de barriles son recuperables. El petrleo
crudo de la FPO se caracteriza por tener valores de gravedad API de entre 7,8o y 12o y viscosidad
en sitio en un rango de 3.000 y 10.000 cP. Estas propiedades hacen que la recuperacin del crudo
de la FPO sea ms compleja en comparacin a la de crudos convencionales, ms livianos.
Figura 1. Ubicacin de la Faja Petrolfera del Orinoco Fuente: PDVSA- CVP 2008
10
2.2 Crudoextrapesado
Se conoce como crudo extra pesado a cualquier tipo de crudo que no fluye fcilmente. Se
le llama extra pesado porque su densidad y gravedad especfica son ms altas que las de los
crudos ligeros y pesados. Cualquier petrleo lquido con una gravedad API menor a 10o entra en
la clasificacin de extra pesado.
La produccin y transporte de crudo extra pesado presenta grandes retos en comparacin
a otros crudos ms livianos. Las reservas ms grandes del mundo se encuentran en Venezuela en
la FPO, siendo comparables y potencialmente superiores a las de crudo convencional de Arabia
Saudita. El crudo extra pesado tiene propiedades similares a las arenas bituminosas, siendo la
principal diferencia que las arenas no fluyen en condiciones naturales. Las principales reservas
de arenas bituminosas se encuentran en la provincia de Alberta en Canad.
La recuperacin primaria de arenas bituminosas se realiza por medio de explotacin de
minas a cielo abierto, con alto impacto ambiental. Para el crudo extra pesado se utilizan bombas
de cavidad progresiva en macollas con bajo impacto ambiental, en lo que viene a ser la
produccin en fro. Los procesos de produccin de crudo extra pesado y de arenas bituminosas
son similares a nivel de recuperacin trmica dado que en ambos casos es posible reducir la
viscosidad mediante mtodos de inyeccin de vapor para permitir el flujo del petrleo.
Generalmente, los crudos extra pesados se llevan a un proceso de mejoramiento para
aumentar su gravedad API, reducir la viscosidad, componentes pesados y contenidos de azufre.
De esta forma, se aumenta su valor comercial al ser comparable al de los crudos ligeros
convencionales en los mercados internacionales.
Figura 2. Crudo extra pesado y arenas bituminosas Fuente: Canada West Foundation, 2005
11
2.3 Factor de recobro
Se conoce como factor de recobro al volumen de petrleo que se puede recuperar de un
yacimiento utilizando las tecnologas y regulaciones gubernamentales de exploracin y
produccin existentes para el momento de su clculo, con la informacin de geologa
disponibles. Todo esto sujeto a que sea econmicamente rentable, dado que los costos de
exploracin y produccin deben ser compensados con las ganancias generadas a partir de la
venta del crudo.
2.4 Recuperacin primaria
Es la primera etapa de la produccin de crudo, en la cual la energa natural del
yacimiento desplaza el petrleo hacia la superficie. Inicialmente, la presin del yacimiento es
considerablemente mayor a la del fondo del pozo. Este alto diferencial natural de presin es lo
que lleva el crudo hacia el pozo y a la superficie. Sin embargo, la presin del yacimiento tiende a
disminuir debido a la produccin, y por ende disminuye tambin el diferencial de presin. Para
reducir la presin de fondo del pozo o incrementar el diferencial de presin para aumentar la
produccin de petrleo; es necesario implementar sistemas de levantamiento artificial como
bombas de cavidad progresiva, bombas electro sumergibles o instalaciones de levantamiento
artificial por gas conocidas comnmente como gas- lift. La produccin de crudo utilizando
levantamiento artificial se considera recuperacin primaria.
La etapa de recuperacin primaria alcanza su lmite cuando la presin del yacimiento es
tan baja que los niveles de produccin dejan de ser econmicamente rentables, o cuando las
proporciones de gas o agua en la corriente de produccin son muy altas. Durante la produccin
primaria, slo un pequeo porcentaje del petrleo originalmente en sitio es producido,
tpicamente el 10%.
12
2.5 Recuperacin primaria en las Empresas Mixtas de la Faja Petrolfera del Orinoco
El mtodo de levantamiento artificial ms utilizado en las Empresas Mixtas que operan
en la Faja Petrolfera del Orinoco est conformado por bombas de cavidad progresiva dotadas de
motores elctricos. Dichas bombas se encuentran dentro de cada uno de los pozos productores de
crudo extra pesado. El factor de recobro obtenido con este mtodo alcanza el 12% en la FPO.
Los pozos productores se agrupan en macollas de produccin, las cuales comprenden
desde el cabezal de cada pozo hasta la conexin a la tubera del sistema de recoleccin
correspondiente y dems facilidades de superficie disponibles. La inyeccin de diluente es
necesaria para reducir la viscosidad del fluido y aprovechar la energa de las bombas para
transportar el crudo diluido desde las macollas hasta la planta de procesamiento de fluidos. El
diluente utilizado es nafta de entre 40o API y 50o API, proveniente de los complejos mejoradores
de Jose. La incorporacin del diluente se realiza a nivel de la superficie, en el cabezal del pozo o
en el mltiple, dependiendo de las caractersticas de diseo. Una vez mezclado el crudo extra
pesado con el diluente, se obtiene un crudo diluido de ms de 15o API.
Los fluidos se recolectan en el mltiple de produccin o vlvulas multipuerto de cada
macolla. Se bombean con bombas multifsicas o con la misma energa de las bombas de cavidad
progresiva hasta la planta de procesamiento de fluidos.
Figura 3. Vista de una macolla de produccin en fro en la FPO Fuente: PDVSA- CVP 2008
13
2.5.1 Facilidades y equipos ubicados en las macollas de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolfera del Orinoco
2.5.1.1 Bomba de cavidad progresiva (BCP)
Es una bomba de desplazamiento positivo que consta de un rotor y un estator. La rotacin
de la cabilla por medio de un motor elctrico en la superficie hace que el fluido contenido en la
cavidad fluya hacia arriba. Este tipo de bomba tiene aplicacin en el bombeo de fluidos con alta
viscosidad. En cuanto al diseo, el rotor est hecho de acero cubierto por una superficie lisa
mientras que el estator se fabrica a partir de un elastmero moldeado dentro de un tubo de metal.
Cabe destacar que este tipo de bombas presentan problemas cuando se emplean mtodos de
estimulacin trmica dado que el elastmero del estator no resiste las altas temperaturas
involucradas.
Figura 4. Sistema de bomba de cavidad progresiva Fuente: Seminario tcnico de BCP, Weatherford
14
2.5.1.2 Bomba multifsica
Es una bomba que puede manejar la produccin completa del pozo; incluyendo petrleo,
gas, agua y arena sin necesidad de separar o procesar las corrientes de produccin cercanas al
cabezal de pozo. Esto reduce los costos asociados a las facilidades de superficie como
separadores, intercambiadores de calor, deshidratadores y lneas troncales en general.
Las bombas multifsicas se ubican generalmente en las macollas, o en macollas
intermedias entre stas y la planta de tratamiento de fluidos. Hay casos en los que la presin de
las bombas de cavidad progresiva es suficientemente alta para bombear el crudo desde el pozo
hasta la planta. Esto ocurre generalmente cuando las distancias entre las macollas y la planta son
cortas. Cuando la presin de las bombas de cavidad progresiva no es suficiente para que el crudo
llegue hasta la planta de procesamiento de fluidos, se utilizan las bombas multifsicas para
incrementar la presin.
Las bombas multifsicas pueden manejar altos volmenes de gas y barro, as como
distintos regmenes de flujo asociados a la produccin multifsica (petrleo, agua y gas). Las
bombas multifsicas incluyen las de doble tornillo, pistn y hlico-axial.
Figura 5. Bomba multifsica de doble tornillo Fuente: Scandinavian Oil- Gas Magazine No 9/10 2004
15
2.5.1.3 Separador de prueba
Es un recipiente que se utiliza para separar y medir cantidades relativamente pequeas de
crudo y gas. Los separadores de prueba pueden ser bifsicos o trifsicos; horizontales, verticales
o esfricos. Pueden estar dotados de medidores para determinar las tasas de flujo de crudo, agua
y gas con los siguientes propsitos: diagnosticar problemas en los pozos, evaluar el desempeo
de la produccin de pozos individuales y manejar las reservas apropiadamente (Schlumberger,
2008).
2.5.1.4 Medidor multifsico
Es un dispositivo capaz de medir tasas de flujo individuales de petrleo y gas cuando ms
de un fluido fluye por una tubera. El medidor multifsico proporciona lecturas adecuadas
inclusive cuando estn presentes distintos regmenes de flujo en el flujo multifsico. Cuando se
utilizan medidores de una sola fase, la mezcla de fluidos (petrleo y gas) proveniente del pozo
debe pasar por un separador previo a la medicin. De lo contrario, la lectura del medidor
monofsico ser incorrecta. Los separadores no son necesarios al utilizar medidores multifsicos,
ya que stos son capaces de soportar distintas proporciones de crudo y gas. La ventaja de los
medidores multifsicos es que permiten el monitoreo continuo de los pozos o macollas, lo que no
es posible con los medidores monofsicos (Schlumberger, 2008).
2.5.1.5 Mltiple de produccin
Es un arreglo de tuberas, dotado de varias salidas y entradas de lneas de flujo
conectadas a los pozos de produccin de crudo. Este sistema de conexin dirige el flujo hacia los
calentadores, intercambiadores de calor, separadores y dems dispositivos de tratamiento de
crudo aguas abajo (Schlumberger, 2008). A nivel de las macollas, el mltiple desva la
produccin hacia los medidores.
16
2.6 Descripcin general del proceso de tratamiento de crudo para produccin en fro
El crudo diluido proveniente de las macollas se transporta por medio de las lneas
troncales hacia el centro de procesamiento de fluidos, ubicado en la Estacin Principal. El crudo
es dividido y tratado en trenes de produccin que operan en paralelo bajo las mismas condiciones
y volmenes. La cantidad de trenes vara de acuerdo al diseo de cada Empresa Mixta, siendo
dos el caso que mejor ha funcionado segn estudios realizados en esta Gerencia.
Los fluidos entran en los slug catchers donde se inicia la separacin del gas estimulada
por la inyeccin de un demulsificante. Esta etapa de slug catchers consiste en separadores de
dos fases explicados ms adelante. El gas liberado va a un depurador de gas combustible. Para
evitar daos a la tubera y a los equipos de manejo de gas, se inyectan inhibidores de corrosin
en las lneas de salida de gas.
El crudo proveniente de los slug catchers es bombeado por las bombas de alimentacin
a travs del tren de calentamiento hacia el horno y de all a los separadores de alta temperatura.
Las bombas de alimentacin al horno son de tipo tornillo segn los manuales de operacin.
En el tren de calentamiento, el crudo es calentado primero en los precalentadores y
seguidamente en los intercambiadores de calor crudo- crudo. A la salida de los intercambiadores,
la corriente de crudo precalentada se dirige al horno donde se calienta hasta alcanzar la mxima
temperatura del proceso, alrededor de 140oC. El crudo contina fluyendo hasta los separadores
de alta temperatura, los cuales operan a la temperatura de salida del horno. En estos separadores,
se separa nuevamente el gas disuelto en el crudo caliente y se enva (el gas) a los enfriadores de
vapor de los separadores de alta temperatura, para luego ser enviado al sistema de gas
combustible.
El crudo caliente, separado del gas, que sale de los separadores de alta temperatura se
bombea por las bombas de deshidratacin a los deshidratadores de crudo. En la lnea de succin
de las bombas se inyecta demulsificante para romper la emulsin.
En los deshidratadores de crudo se remueve el agua libre, permitiendo que el crudo llegue
al 2% de contenido de agua mximo requerido por las especificaciones de diseo. El agua
17
caliente producida que sale del fondo de los deshidratadores es enviada hacia la Planta de
Tratamiento de Agua Producida, donde se remueven las durezas e impurezas del agua segn las
especificaciones ambientales.
El crudo seco fluye fuera de los deshidratadores y es enfriado por la corriente de crudo
fro que entra a los intercambiadores de calor crudo- crudo sealados en el tren de calentamiento.
Finalmente este crudo fluye hacia la lnea de succin de las bombas de exportacin, donde se
puede aadir diluente en caso de ser necesario para ajustar la gravedad API a 16oAPI. Las
bombas de exportacin son de tipo centrfugas. El crudo en especificacin es bombeado por el
sistema de oleoductos hacia los complejos mejoradores.
El crudo seco diluido que se encuentra fuera de especificacin es automticamente
desviado hacia la bota desgasificadora y de all hacia el tanque de almacenamiento de crudo
fuera de especificacin. Una vez solventados los problemas en el centro de procesamiento de
fluidos, el crudo fuera de especificacin es bombeado nuevamente hacia los slug catchers para
ser procesado nuevamente hasta alcanzar las especificaciones de diseo requeridas para poder ser
bombeado hacia los complejos mejoradores. Cabe destacar que el control de las caractersticas
del crudo tratado en el centro de procesamiento de fluidos es de gran importancia. El envo de un
crudo no apto para ser procesado por el mejorador, de acuerdo a las condiciones de diseo,
afectara el proceso de mejoramiento como tal, producindose un producto final cuyas
caractersticas seran distintas a las deseadas. Adems, los mejoradores han sido diseados de
acuerdo a especificaciones tales que el crudo debe cumplir para no afectar el buen
funcionamiento de las instalaciones y equipos en general.
Las especificaciones del crudo diluido exportado se han establecido en un contenido
mximo de agua de 2%, gravedad especfica de 16o API y presin de vapor menor a 11 psia.
En la siguiente figura se muestra el esquema de tratamiento de crudo descrito
anteriormente, correspondiente a PetroCedeo. Se ha determinado en trabajos anteriores que el
esquema de tratamiento de crudo de PetroCedeo es el ms eficiente de todas las Empresas
Mixtas.
18
Figura 6. Esquema de tratamiento de crudo en centro de procesamiento de fluidos Fuente: Hernndez, 2008
19
2.6.1 Facilidades y equipos utilizados en las Estaciones Principales de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolfera del Orinoco
A continuacin se sealan los principales equipos utilizados en el proceso descrito
anteriormente, especficamente los de PetroCedeo.
2.6.1.1 Slug- Catchers
Son separadores de dos fases que operan a presin constante. En caso de operar a una
presin inferior a la de diseo, ms gas podr ser separado del crudo. Sin embargo, esto podra
afectar la operacin del horno dado que la presin del gas combustible pudiera ser muy baja.
Contrariamente, si operan a una presin superior a la de diseo, se separar menos gas del crudo,
originndose una mayor cantidad de gas disuelto en el crudo entrando a los separadores de alta
temperatura, afectando las especificaciones resultantes del crudo tratado.
2.6.1.2 Intercambiadores de calor placa- placa
Se utilizan para intercambiar calor entre el crudo fro y el crudo caliente deshidratado.
Tienden a ensuciarse durante su operacin, razn por la que deben ser limpiados frecuentemente.
Tienen facilidades para limpieza en sitio.
2.6.1.3 Horno
Aumenta la temperatura del crudo hasta lograr la remocin de los gases disueltos. Es de
llama en el fondo, con quemadores localizados en el piso. A medida que la temperatura del crudo
aumenta, ms gas es liberado del crudo. Los quemadores pueden ser encendidos utilizando gas
combustible, nafta (diluente del mejorador) o diesel.
20
2.6.1.4 Separadores de alta temperatura
El gas separado del crudo caliente se extrae en los separadores de alta temperatura, los
cuales trabajan a la temperatura mxima alcanzada en el horno. Normalmente el gas es enviado
al sistema de gas combustible y cualquier exceso de gas es enviado al cabezal del mechurrio. La
operacin a la presin y temperatura de diseo facilita el funcionamiento ptimo de las bombas
de diluente condensado. Si la presin de trabajo llegara a ser inferior, se necesitara ms diluente
de lo previsto para lograr los 16o API en el crudo requerido para la exportacin hacia los
complejos mejoradores.
2.6.1.5 Deshidratadores Electrostticos
Los sedimentos bsicos y el agua son removidos en los deshidratadores mediante la
aplicacin de una corriente electrosttica. Para que funcionen correctamente, deben operar a la
temperatura mxima de operacin alcanzada en el horno. En cuanto a la presin de operacin,
debe ser lo suficientemente alta para evitar la formacin de vapor. Como parte del proceso, se
inyecta un demulsificante aguas arriba del deshidratador para separar el agua del crudo y
minimizar la cantidad de crudo en el agua de salida a la planta de tratamiento de agua.
En cuanto al mantenimiento de estos equipos, la arena y otras partculas de slidos en el
crudo se depositan en el fondo del deshidratador y por ende deben ser removidas peridicamente
mediante una operacin de desarenado. Es recomendable que estos equipos cuenten con
dispositivos de retro lavado mediante agua a presin para remover la arena en el fondo de los
deshidratadores.
2.7 Descripcin general del proceso de tratamiento de agua para produccin en fro
El objetivo del proceso de tratamiento de agua producida es remover el crudo y las
partculas de slidos suspendidos del agua para luego ser inyectada en pozos de inyeccin. La
planta de tratamiento de agua producida se encuentra en la Estacin Principal y est conformada
21
por las etapas de separacin de crudo y agua, almacenamiento y sistema de bombeo del agua
hacia los pozos de disposicin.
La corriente de agua producida proveniente de los precalentadores crudo/ agua del
proceso de tratamiento de crudo descrito anteriormente, pasa a travs de las botas
desgasificadoras antes de entrar al tanque desnatador. El gas es separado del agua entrante a la
bota desgasificadora y posteriormente venteado por medio de una lnea de gas conectada al techo
del tanque desnatador asociado. Estos tanques pueden ser de techo fijo o flotante.
Los tanques desnatadores estn diseados como tanques separadores crudo/ agua, donde
el agua aceitosa fluye hacia arriba mientras que los slidos son recolectados en el fondo del
tanque. El crudo separado del agua se rebosa hacia un cubo de recoleccin. Cuando se llena el
cubo debido al aumento de nivel del crudo, las bombas de recobro comienzan automticamente a
bombear el crudo desde el cubo de recoleccin hacia los slug catchers de la planta de
tratamiento de crudo. Cuando el nivel de crudo dentro del cubo baja, las bombas dejan de
bombear.
El agua saliente del tanque desnatador es bombeada por las bombas de transferencia
hacia la unidad de flotacin, donde se requiere la inyeccin de qumicos para lograr un nivel
adecuado de contenido de crudo y slidos en el agua de disposicin. La unidad de flotacin est
provista de un depurador por donde fluye el agua aceitosa a travs de cada celda, pasando de un
compartimiento a otro va bafles. En el depurador se dispersa gas en el agua formando
burbujas las cuales, en contacto con las gotas de crudo y partculas de slidos, forman una
espuma en la superficie del agua. Dicha espuma es removida mecnicamente.
El agua tratada fluye por gravedad desde el depurador hasta las bombas de transferencia
de la unidad de flotacin, para luego ser bombeada hacia la unidad de filtrado. El crudo que sale
del depurador es enviado por gravedad al tanque de separacin por flotacin de sobrenadantes.
El agua aceitosa proveniente de la unidad de flotacin es distribuida en cada uno de los
filtros de arena de la unidad de filtrado. El agua limpia de salida de los filtros es enviada hacia el
tanque de agua tratada.
22
Los filtros estn provistos de un sistema de retro lavado para la limpieza automtica de
stos. El agua utilizada en el proceso de retro lavado es bombeada desde el tanque de agua
tratada a travs de las bombas de retro lavado de filtros. Estas bombas envan el flujo en
direccin contraria al flujo de operacin normal. El agua de salida de retro lavado se enva hacia
el tanque de separacin por flotacin de sobrenadantes. En este tanque se realiza otra etapa de
separacin crudo/ agua. El crudo separado es enviado hacia los slug catchers de la planta de
tratamiento de crudo por medio de las bombas de recuperacin de lodos. El agua limpia fluye
hacia arriba, al compartimiento de aguas residuales. El agua bombeada fuera del tanque por las
bombas de reciclo es enviada nuevamente a la entrada de la planta de tratamiento de agua.
El agua tratada, con las caractersticas requeridas para la disposicin, se almacena en el
tanque de agua tratada, y es bombeada por las bombas de disposicin hacia los pozos de
disposicin de agua producida. Las especificaciones del agua tratada se han establecido en 5
PPM mximo de slidos suspendidos y un mximo de 20 PPM de contenido de crudo.
En la siguiente figura se muestra el esquema de tratamiento de agua descrito
anteriormente, correspondiente a PetroCedeo. Se ha determinado en trabajos anteriores que el
esquema de tratamiento de agua de PetroCedeo es el ms eficiente de todas las Empresas
Mixtas.
23
Figura 7. Esquema de tratamiento de agua en Estacin Principal Fuente: Hernndez, 2008
24
2.7.1 Facilidades y equipos utilizados en las plantas de tratamiento de agua de las Empresas Mixtas de la Faja Petrolfera del Orinoco
A continuacin se sealan los principales equipos utilizados en el proceso descrito
anteriormente, especficamente los de PetroCedeo.
2.7.1.1 Tanque desnatador
En el tanque desnatador, se acumula el crudo separado de la corriente de agua
alimentada, en una capa en el tope de ste. Debajo de la capa de crudo, se forma una interfase
crudo/ agua. Para controlar el proceso, la cantidad de flujo de entrada al tanque es la misma que
la del flujo de salida.
La mayor parte de los slidos que entran al tanque se depositan en el fondo del mismo,
razn por la cual se realiza desarenado del tanque cuando as se requiere.
2.7.1.2 Tanque de separacin por flotacin de sobrenadantes
Es un tanque asociado a un depurador dentro del cual se dispersa gas dentro del agua,
formando burbujas. Estas burbujas se adhieren a las gotas de crudo y a las partculas de slidos
suspendidos y las elevan hasta la superficie para formar una capa espumosa. Esta espuma se
remueve mecnicamente mediante dos motores de desnatado que se encuentran en operacin
todo el tiempo.
2.7.1.3 Unidad de filtrado
Consiste en filtros de arena, bombas de retro lavado de filtros y sopladores. De acuerdo a
las especificaciones de diseo de la unidad, slo un filtro a la vez puede encontrarse en ciclo de
retro lavado mientras que los otros deben manejar la carga total de flujo. Se ha determinado que
la configuracin de cuatro filtros ha funcionado convenientemente de acuerdo a la informacin
levantada en las distintas Empresas Mixtas.
25
2.7.1.4 Tanque de agua tratada
La calidad del agua almacenada en este tanque se monitorea diariamente tomando
muestras diarias de agua a la salida del tanque. Estas muestras determinan si el agua se encuentra
en las condiciones requeridas para ser dispuesta en los pozos de disposicin. El agua utilizada
para el reto lavado de los equipos de la planta de tratamiento de agua proviene de este tanque.
2.8 Esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua producidos en fro
A continuacin se muestran los esquemas integrados de tratamiento de crudo y agua
descritos anteriormente. Estos procesos se llevan a cabo en el centro de procesamiento de fluidos
ubicado en la Estacin Principal. El crudo tratado que sale de estas facilidades se encuentra en
especificacin para ser procesado en los complejos mejoradores, y el agua tratada se inyecta en
pozos de disposicin. El color gris representa el recorrido del crudo, el azul el del agua y el
amarillo, parte del tratamiento de gas.
Figura 8. Esquema de procesos integrados de tratamiento de crudo y agua en la Estacin Principal Fuente: PDVSA- CVP, 2007
26
2.9 Recuperacin trmica
La recuperacin trmica se refiere al proceso mediante el cual se inyecta calor
intencionalmente en un yacimiento con el fin de producir hidrocarburos por medio de los pozos.
La recuperacin trmica es una alternativa comercialmente probada para producir crudos
pesados y extra pesados de alta viscosidad, con gravedades API menores a 20o. Los crudos con
estas caractersticas no podran fluir sin ser calentados, reduciendo su viscosidad lo suficiente
como para que puedan fluir hacia los pozos productores. Es as como mediante la inyeccin de
calor, se mejora la eficiencia del desplazamiento y de la extraccin, dado que el incremento de la
temperatura acompaa la reduccin de la viscosidad del crudo.
Durante la recuperacin trmica, el crudo experimenta una serie de cambios fsicos y
qumicos debido a los efectos del calor suministrado. Entre las propiedades fsicas que se alteran
con este proceso se incluyen la viscosidad y la gravedad especfica. Los cambios qumicos
involucran reacciones como el craqueo, en donde se rompen los enlaces de carbono- carbono
para generar compuestos de menor peso molecular. Tambin ocurre la des hidrogenacin, la cual
consiste en la ruptura de los enlaces de carbono- hidrgeno.
El contenido de slica disuelto y no disuelto en el agua es fundamental ya que afecta el
funcionamiento de los equipos de generacin de vapor. En las operaciones de estimulacin
trmica con vapor el contenido de slica es generalmente alto. La slica se disuelve en el
yacimiento por la inyeccin de vapor, a causa de la alteracin trmica del crudo bajo la
influencia del calor.
El motivo del uso de la estimulacin trmica para la produccin de crudos pesados y
extra pesados no est limitado a las caractersticas de viscosidad y gravedad especfica de estos.
Existe la produccin en fro de crudos pesados y extra pesados, pero su factor de recobro est
limitado a un mximo de 10% en la mayora de los casos. Es as como para incrementar el factor
de recobro es necesario estimular el yacimiento para poder recuperar mayores cantidades de
crudo.
En los proyectos donde se contempla la estimulacin trmica a futuro, la primera etapa de
produccin se realiza en fro, aprovechando el potencial y la presin natural del yacimiento.
27
Transcurrido un tiempo determinado que depende de las caractersticas de cada yacimiento, la
presin de ste va disminuyendo as como el potencial de produccin en fro. Es en esta fase de
produccin de crudo cuando, de acuerdo a la informacin de la curva de declinacin, se
comienza a producir mediante la estimulacin trmica.
En lo concerniente a los futuros proyectos de la FPO, se estima que durante los primeros
diez aos la produccin se realizar en fro. A partir del ao diez se estima comenzar la
produccin con estimulacin trmica, simultnea a la produccin en fro. Los equipos para la
produccin trmica se irn incorporando de forma modular en el transcurso del tiempo, para lo
cual se debe considerar el espacio fsico.
2.9.1 Mtodos de recuperacin trmica
A continuacin se describen los mtodos de recuperacin trmica que han sido
considerados para la produccin de crudo extra pesado con inyeccin de vapor en los futuros
proyectos de la FPO.
La eficiencia de estos mtodo se mide en funcin de la relacin vapor- petrleo SOR,
Steam to Oil Ratio por sus siglas en ingls. El SOR mide el volumen de vapor requerido para
extraer el crudo en barriles equivalentes.
Los mtodos de recuperacin trmica con inyeccin de vapor requieren grandes
cantidades de agua para producir el vapor. En algunos casos se utilizan fuentes naturales
superficiales y/o subterrneas como ros o lagos. En otros casos se toma el agua de alguna fuente
cercana, pero se recicla una y otra vez en plantas de tratamiento para no comprometer el uso del
agua en los procesos de generacin de vapor.
Se requieren grandes cantidades de gas combustible para el funcionamiento de las
calderas de generacin de vapor, razn por la cual los proyectos con estimulacin trmica deben
contemplar el suministro continuo y abundante de gas para poder operar sin interrupcin.
28
2.9.1.1 SAGD
SAGD o Steam Assisted Gravity Drainage por sus siglas en ingls, es un proceso de
recuperacin trmica in situ para crudos pesados y extra pesados. El proceso se aplica a mltiples pares de
pozos. Los pares de pozos son perforados horizontalmente, paralelos y verticalmente alineados entre si.
Su longitud y separacin vertical est en el orden de un kilmetro y cinco metros respectivamente, aunque
puede variar de acuerdo a las caractersticas del yacimiento. El pozo superior es el inyector y el pozo
inferior es el productor. El proceso comienza mediante la circulacin de vapor en ambos pozos de modo
que el crudo pesado localizado entre ambos pozos se caliente lo suficiente como para fluir hacia el pozo
inferior; el productor. El espacio poroso se llena continuamente de vapor, formando una cmara de vapor.
La cmara de vapor calienta y drena cada vez ms crudo hasta que se alcanza una comunicacin entre los
dos pozos a medida que el vapor abarca la zona intermedia entre ambos. Se detiene entonces la
circulacin de vapor en el pozo productor y se inyecta solamente en el pozo inyector.
La cmara de vapor, la cual tiene forma de cono, comienza a desarrollarse hacia arriba desde el
pozo inyector. A medida que se calientan superficies de crudo adicionales, disminuye la viscosidad del
petrleo y fluye hacia abajo, por el borde de la cmara de vapor, dentro del pozo productor por efecto de
la gravedad. El petrleo es entonces bombeado hacia la superficie a travs del pozo productor.
Los valores promedio de SOR para proyectos con SAGD varan entre 2 y 4. Significa que se
requieren entre 2 y 4 barriles equivalentes de vapor para producir 1 barril de crudo.
A continuacin se muestra el esquema del SAGD donde se sealan el pozo productor y el
inyector, las direcciones de flujo del vapor y del crudo, las ranuras de las tuberas de produccin e
inyeccin y la cmara de vapor. La calidad del vapor inyectado debe ser lo ms alta posible.
Figura 9. Esquema del SAGD Fuente: Wood Mackenzie 2006
29
2.9.1.2 Estimulacin cclica con vapor
En este mtodo de estimulacin trmica se inyecta vapor a alta presin y calidad en la
formacin por varias semanas. El calor reduce la viscosidad del crudo mientras que el vapor de
agua ayuda a diluir y separar el crudo de la arena. La presin provoca la formacin de canales y
grietas a travs de las cuales el petrleo puede fluir hacia el pozo. Cuando una porcin del
yacimiento est saturada, se interrumpe la inyeccin de vapor y se deja el pozo en remojo por
varios das o semanas, dependiendo del caso. Durante la etapa de remojo, el vapor y el agua
condensada calientan el crudo viscoso. Esto es seguido por la etapa de produccin, en la cual el
petrleo fluye naturalmente o es bombeado hacia la superficie a travs del mismo pozo.
Cuando las tasas de produccin comienzan a disminuir, comienza un nuevo ciclo de
inyeccin de vapor. Este proceso es conocido en el argot petrolero como huff-and-puff,
utilizando en pozos verticales.
Los valores promedio de SOR para proyectos con estimulacin cclica con vapor varan entre 3 y 8. Significa que se requieren entre 3 y 8 barriles equivalentes de vapor para producir 1 barril de crudo.
En la siguiente figura se muestran las tres fases del mtodo de estimulacin cclica con
vapor: inyeccin de vapor en el yacimiento, etapa de remojo y etapa de produccin.
Figura 10. Fases del mtodo de estimulacin cclica con vapor Fuente: www.oilsands.infomine.com
30
CAPTULO 3. METODOLOGA
Con el propsito de cumplir con los objetivos planteados se seguir el plan metodolgico
mostrado en la figura 11. Mediante este plan se logran conocer los procesos de produccin y
tratamiento de crudo de forma terica y prctica en las Empresas Mixtas que operan en la Faja
Petrolfera del Orinoco, en su fase actual de produccin en fro.
Asimismo, se contempla familiarizarse con proyectos de produccin de crudo con
estimulacin trmica, especficamente en la costa oriental del Lago de Maracaibo. El objetivo es
conocer el proceso y facilidades involucradas para la generacin de vapor a fin de hacer las
observaciones pertinentes aplicables a los futuros proyectos de la Faja.
Figura 11. Esquema metodolgico para el desarrollo del proyecto Fuente: Elaboracin propia
31
3.1 Bsqueda y compilacin de informacin sobre ingeniera de produccin de crudo extra pesado
Constituye la primera etapa de levantamiento de informacin y tiene como objetivo
familiarizar al autor de este libro con los proyectos de produccin de crudo extra pesado que se
desarrollan a nivel nacional e internacional.
Como miembro del grupo de trabajo de la Gerencia de Evaluacin y Desarrollo de
Nuevos Negocios de la Corporacin Venezolana del Petrleo, es necesario conocer tanto los
aspectos tcnicos como los del negocio, de las Empresas Mixtas que operan en la Faja Petrolfera
del Orinoco. Se revisaron los conceptos tcnicos relacionados al crudo extra pesado y a la Faja
en general, con el fin de ubicarse en el rea de influencia, as como para conocer el tipo de crudo
que all se produce y procesa.
En esta parte, los puntos estudiados de mayor relevancia fueron las fases del negocio de
las Empresas Mixtas:
1) Produccin: Configuracin de los pozos, extraccin del crudo, tratamiento del crudo
diluido y tratamiento del agua producida y del gas.
2) Transporte: Recoleccin y exportacin del crudo diluido desde las reas de produccin
hacia los complejos mejoradores de Jose.
3) Mejoramiento: Proceso aguas abajo en el que se modifican las propiedades del crudo al
remover los componentes pesados y el contenido de azufre para obtener un crudo de alta
calidad con baja viscosidad y aumento de su gravedad API.
Simultneamente se investig acerca de la produccin de crudo extra pesado en el
extranjero, especficamente los proyectos que se desarrollan en Canad. Cabe destacar que
Venezuela y Canad son dos polos de desarrollo a nivel mundial en cuanto a la produccin y
mejoramiento de crudos no convencionales se refiere. En el caso de Venezuela se trata de la
produccin de crudo extra pesado en la FPO, mientras que en Canad se producen arenas
bituminosas en la provincia de Alberta.
32
Esta parte de la investigacin es de suma importancia para el desarrollo del proyecto dado
que en Canad se han iniciado las actividades de estimulacin trmica, principalmente con
SAGD. Han desarrollado facilidades de superficie adecuadas para este tipo de produccin y se
han probado nuevas tecnologas de equipos, capaces de soportar las condiciones de trabajo de la
produccin con estimulacin trmica.
En el marco de la investigacin que se lleva a cabo actualmente en los distintos grupos de
trabajo de esta Gerencia, se ha obtenido informacin sobre los esquemas de procesos y
facilidades de superficie en general que se estn poniendo a prueba en Canad y que, dada la
similitud existente con los proyectos de la Faja, sirven de base para su diseo e implementacin
en Venezuela.
Asimismo, el contacto permanente con las empresas transnacionales que operan en
Canad, y que tambin son socias de PDVSA en las Empresas Mixtas, permite conocer las ideas
que se han probado all, que se pudieran aplicar aqu.
3.2 Revisin de equipos y esquemas de procesos para la produccin en fro
Esta etapa de la investigacin se enfoca en los esquemas de procesos y equipos utilizados
para el tratamiento de crudo y agua de las cuatro Empresas Mixtas que producen actualmente en
fro: PetroCedeo, PetroAnzotegui, PetroPiar y PetroMonagas.
La informacin procede de los manuales de operacin elaborados por las antiguas
Asociaciones Estratgicas que estaban constituidas entre PDVSA y distintas empresas
transnacionales tales como Total, Statoil, Chevron Texaco, Exxon Mobil y BP. Estas
asociaciones eran Sincor, Petrozuata, Ameriven y Cerro Negro.
Asimismo se consult el manual de lecciones aprendidas de los esquemas de produccin
de las Empresas Mixtas, elaborado en esta Gerencia como proyecto de pasanta. En dicho manual
se describen los esquemas de procesos de cada Empresa Mixta, y se evalan junto a los equipos
involucrados para determinar cul es el de mayor eficiencia.
33
Con estos recursos a disposicin se lograron conocer los procesos de produccin y
tratamiento de crudo de cada Empresas Mixta de forma terica. Estos procesos de produccin, si
bien son similares entre si, presentan ciertas diferencias en cuanto al nmero de trenes, diseo,
dimensiones y configuracin de equipos. Esto se debe a la necesidad de adaptar los procesos de
cada empresa a variables como el corte de agua y las caractersticas del crudo, dependientes de
cada yacimiento. Se ha determinado que los procesos de tratamiento de fluidos de PetroCedeo
son los ms eficientes. Por esta razn, es muy probable que el diseo de las etapas de produccin
en fro de los futuros proyectos se haga a semejanza del de PetroCedeo.
3.3 Visitas a instalaciones de produccin en la Faja Petrolfera del Orinoco y en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo
Constituye la logstica mediante la cual se lograron concretar las visitas planificadas para
el desarrollo del proyecto, y de ese modo cumplir con los objetivos planteados. Dentro del marco
de un proyecto de pasanta como ste, era necesario trasladarse hacia las zonas de produccin
petrolera para conocer y visualizar el funcionamiento de los esquemas de produccin as como
los equipos y procesos involucrados. Con estas visitas de campo se complementa de una manera
prctica lo aprendido tericamente a travs de publicaciones y manuales de operacin
estudiados, as como la interaccin diaria en los grupos de trabajo.
Se contactaron a las personas encargadas de las instalaciones a visitar por medio del
grupo de trabajo de la Gerencia de Evaluacin y Desarrollo de Nuevos Negocios de la CVP. Una
vez establecido el contacto, se prepar un plan de trabajo para cada visita con los puntos de
inters. Los trmites de viajes, traslados y alojamientos corrieron por cuenta de esta misma
Gerencia.
Se realizaron dos visitas de campo:
34
3.3.1 Visita a las instalaciones de produccin de PetroMonagas
Estas instalaciones estn ubicadas en el rea denominada Carabobo de la Faja Petrolfera
del Orinoco, en el extremo sur- este del Estado Anzotegui.Tuvo una duracin de tres das y su
objetivo consisti en visualizar y recorrer las instalaciones de produccin, as como la
recopilacin de informacin sobre facilidades de superficie. En PetroMonagas se tuvo el primer
contacto con los procesos de produccin de crudo en fro de la FPO, desde los pozos en las
macollas hasta la planta de procesamiento de fluidos.
3.3.2 Visita al campo Lagunillas (Tierra Este)
El campo Lagunillas forma parte de la Unidad de Explotacin Tierra Este Pesado y est
ubicado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, al sur de Ciudad Ojeda en el Estado Zulia.
Esta visita tuvo una duracin de una semana y se realiz con el propsito de recopilar
informacin para el estudio de los esquemas de generacin e inyeccin de vapor para la
produccin de crudos pesados. El mtodo de estimulacin trmica empleado en Lagunillas es el
de inyeccin cclica de vapor.
En esta visita de campo se visualizaron las instalaciones de produccin de crudo con
inyeccin de vapor. Se recorrieron los pozos en proceso de inyeccin, los pozos recin puestos a
producir luego de ser inyectados, la planta de generacin de vapor, las lneas fijas y porttiles de
inyeccin de vapor y las estaciones de flujo. De este modo, se aclararon conceptos sobre equipos
y esquemas de operacin, a ser implementados como parte de los proyectos integrados con
estimulacin trmica a desarrollarse en la Faja Petrolfera del Orinoco. Asimismo, se hicieron
mediciones de temperatura, presin y cantidad de vapor inyectado en pozos seleccionados a
modo de conocer los valores manejados en estas operaciones de produccin.
El material recopilado incluye el esquema de generacin de vapor de las plantas
recorridas en Lagunillas y conceptos de tratamiento de agua y generacin de vapor. Tambin se
obtuvo el reporte diario de actividades de vapor en donde se midieron temperaturas, presiones,
cantidad de vapor inyectado y mtodo de inyeccin entre otros.
35
3.4 Revisin y comparacin de equipos y esquemas de procesos involucrados en la produccin con estimulacin trmica
En esta fase del proyecto se estudian distintas opciones de equipos y esquemas de
procesos involucrados en la produccin con estimulacin trmica.
A nivel de pozos, existe el problema dado por las limitaciones que tienen las bombas de
cavidad progresiva convencionales para la produccin trmica. Dado que la mayora de las
bombas instaladas actualmente en la Faja son de este tipo, es necesario plantear otros tipos de
bombas capaces de resistir las altas temperaturas a las cuales sern sometidas una vez que se
estimule trmicamente.
En cuanto a la generacin de vapor, se necesita plantear un esquema de tratamiento de
agua de modo que cumpla con las especificaciones para ser utilizada en las calderas y producir el
vapor. Asimismo, seguir siendo necesario tratar el agua producida una vez separada del crudo.
Con esto se evidencia la importancia del tratamiento del agua, ya sea para producir vapor o para
disponerla en acuferos cumpliendo con las regulaciones ambientales.
Los esquemas de tratamiento de crudo y agua, as como el de generacin de vapor,
pueden ser centralizados o descentralizados. El caso centralizado implicara una gran planta de
procesamiento de fluidos, similar a las existentes actualmente y en donde se pudiera tambin
generar el vapor. Pudier