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

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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

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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

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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.

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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.

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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:

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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.

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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