Una visión general de las propiedades de petróleo pesado y sus métodos de recuperación y transporte

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Recientemente, se estimó el volumen total de los aceites convencionales en Canadá para ser similar a las reservas convencionales de petróleo en el Medio Oriente. Athabasca depósito de arenas bituminosas es el mayor de los recursos de petróleo conocidas en el mundo, que contiene más de 1,3 billones de barriles en el suelo. Las arenas bituminosas de Cold Lake contienen 200 mil millones de barriles, y se estima que el depósito de Peace River a tener 155 mil millones de barriles (Communication Foundation Petróleo, 2000). En 2005, la producción canadiense de petróleo pesado y bitumen fue de aproximadamente 1 millón de barriles por día (barriles al día), y está previsto que sea de 4 millones de barriles al día en 2020 (Consejo Nacional del Petróleo, 2007).

A pesar de la amplia disponibilidad de aceites pesados, la producción anual registrada en 2000 correspondió a sólo el 12% de la producción total anual (Meyers y Attanasi, 2003). Por otra parte, los aceites pesados ​​con una mejor calidad en términos de composición y densidad se da prioridad a la producción - 66% de aceites pesados ​​producidos tienen la gravedad ºAPI superior a 15.

En Brasil, las reservas recuperables totalizan la cantidad de 2,9 millones de barriles. Además, otros cuatro millones de barriles se incorporarán de inmediato si los recursos descubiertos previamente se convirtieron técnica y económicamente viable. Viabilidad confirmado significaría que los aceites pesados podrían representar el 40% de las reservas probadas de Brasil en el mediano plazo (Trevisan et al ., 2006). Los estudios realizados por la empresa petrolera brasileña (Petrobras) informan que los aceites pesados correspondieron al 20% del volumen total producido en el país en 2010 (Petrobras, 2010). Además de las adversidades inherentes a la producción y transporte de aceites viscosos, las mayores reservas de aceites pesados en Brasil se encuentran en aguas más profundas de 1500 metros y por lo general en los embalses poco profundos con temperaturas entre 40 y 60 ° C. La roca existente en estos embalses brasileños es típicamente no consolidada con alta permeabilidad (Capeleiro Pinto et al ., 2003). De hecho, importantes volúmenes de petróleo pesado que se encuentran en los recientes descubrimientos tienen gravedad API entre 13 y 17 grados y viscosidad que varía de 20 a 400 cP bajo condiciones de yacimiento (Capeleiro Pinto et al ., 2003). Este nuevo escenario llevó a Petrobras para crear un programa de tecnología para centrarse en reservas costa afuera de petróleo pesado con el objetivo de desarrollar tecnologías para la producción de estos aceites.

Este trabajo está organizado en cuatro secciones principales: Introducción, propiedades de petróleo pesado, Métodos para la recuperación de crudos pesados ​​y métodos para mejorar las características de flujo de la tubería. La sección de Introducción discute la importancia del petróleo pesado en las reservas de petróleo en todo el mundo, así como los aspectos económicos y tecnológicos. La siguiente sección presenta las características significativas de aceites pesados ​​y su clasificación y definición, incluyendo la composición de aceite y propiedades de flujo. Las siguientes secciones introducen las tecnologías tradicionales y emergentes aplicadas a la recuperación de petróleo pesado y transporte, respectivamente. propiedades de petróleo pesado se discuten para resaltar sus efectos sobre la fluidez del aceite.

aceites pesados

Clasificación de Crudos Pesados

aceite pesado, aceite extra pesado, arenas bituminosas, arenas bituminosas, petróleo de esquisto bituminoso y bitumen son todos los recursos no convencionales de petróleo. denominaciones confusas heterogéneos surgen debido a las características clave similares presentadas por estos recursos. La clasificación de los aceites en general se relaciona con la facilidad de flujo del petróleo crudo y en consecuencia denota características técnicas específicas de su producción, transporte y refinación. Las compañías petroleras y las agencias gubernamentales suelen adoptar criterios de definición de aceite que tengan en cuenta los aspectos financieros y el grado de mejora tecnológica. Porque muestran variaciones especiales y temporales, estos criterios tienen aplicaciones limitadas. En las refinerías y yacimientos de petróleo, los criterios adoptados dependen generalmente de las propiedades de petróleo crudo, como la densidad y la viscosidad.

La definición más ampliamente utilizado para aceites pesados ​​se basa en la gravedad API1 propuesto por la American

Petroleum Institute, que utiliza el o escala API (índice que se basa en la densidad relativa de aceite) como criterio para la clasificación de aceite. El rango de grados API elegido para definir y clasificar los aceites no se ha estandarizado. Por ejemplo, la Conferencia Mundial del Petróleo clasificación del aceite pesado como los que tienen debajo de 22,3 grados API. Para el Instituto Americano del Petróleo, aceite pesado se define como los que tienen un índice API igual o menor de 20 grados. El sistema tributario de América del Norte tiene un criterio similar (Trevisan et al ., 2009). Basado en el índice de API, la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil (ANP) identifica cuatro tipos diferentes de petróleo, como se muestra en la Tabla 2 . Sin embargo, Petrobras define aceites pesados como los de la gama entre 10 a 19 ° API ( Figura 4 ).

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Aceite de clasificación con respecto a propiedades tales como viscosidad y contenido de azufre también se encuentra en la literatura (Speight, 1991; Meyer y Attanasi, 2003). Objetivamente, aceites pesados ​​se caracterizan por un alto peso específico, la viscosidad elevada, bajo H / relación de C, así como un alto contenido de asfaltenos, resinas, metales pesados, azufre y nitrógeno (Speight, 1991), a menudo con un color negro.

Generación de petróleo pesado

Las características particulares de los aceites pesados se atribuyen principalmente a un proceso de biodegradación en el que los microorganismos en una escala de tiempo geológico se degradan ligero y medio, hidrocarburos, por lo que las reservas ricas en compuestos poliaromáticos, resinas y asfaltenos (Oliveira y Carvalho, 1993; Head et al. , 2003). La degradación microbiana alcanza temperaturas óptimas inferiores a 80 oC, la oxidación del aceite, promoviendo la reducción de la relación gas / petróleo (GOR) y el aumento de la densidad, la acidez y la viscosidad,