Estudio del
Efecto de Reductores de Viscosidad en Crudo Pesado

Effect of
Viscosity Reducers on Heavy Crude Oil

Alex Abarca

Escuela Politécnica Nacional

Quito, Ecuador

[email-masked]

Orcid: 0000-0003-3796-2652

Liliana
Guzmán-Beckmann

Escuela Politécnica Nacional

Quito, Ecuador

[email-masked]

Orcid: 0000-0003-1623-4015

Jessica
Castillo

Escuela Politécnica Nacional

Quito, Ecuador

[email-masked] Orcid: 0000-0002-7047-5613

Resumen— El crudo pesado, por su alta
viscosidad, requiere de mayor energía para su transporte debido a que produce
disminución en la eficiencia de las bombas de transferencia. En esta
investigación, se evaluó el efecto de productos reductores de viscosidad a
nivel de laboratorio y en pruebas de campo. En los ensayos de laboratorio se
probaron cuatro tipos de reductores de viscosidad en un crudo del oriente
ecuatoriano y se elaboraron curvas de temperatura de calentamiento y
enfriamiento de 40 a 80°C con dosificaciones de 400, 550, 700 y 1 000 ppm. El
crudo utilizado en el estudio presentó 38% BS&W y 19,5°API. El producto que
entregó los mejores resultados fue el denominado VRX-02, con dosificación de 700
ppm. Las pruebas en campo se realizaron para evaluar la eficiencia del aditivo
VRX-02, se inyectó este producto en una línea de transferencia de 15 km. Se
obtuvo una reducción de viscosidad del crudo del 28% a la temperatura operación
de 30°C. Se registró un incremento en la transferencia de 198 barriles de
fluido total (agua y crudo) por día (BFPD) y un incremento de crudo seco de 249
barriles por día (BOPD), debido a que el químico actúa también como rompedor de
emulsión y permite una mejor separación del crudo y el agua. Con los resultados
obtenidos se realizó el diseño de un sistema de inyección del aditivo y se
evaluó económicamente el proyecto. A través de indicadores financieros se
determinó que la instalación del sistema de reducción de viscosidad sea
favorable.

Palabras Clave: Viscosidad,
reductores de viscosidad, crudo pesado, asfaltenos,
inhibidor de asfaltenos.

Enviado: 03/07/2019                                       Aceptado:
14/04/2020                                     Publicado:
30/06/2020

Sumario: I Introducción, II Metodología, III Resultados y Discusión, IV
Conclusiones.

Como
citar: Abarca, Alex., Guzmán-Beckmann,
Liliana., Castillo, Jessica., (2020). Estudio del Efecto de Reductores de
Viscosidad en Crudo Pesado. Revista Tecnológica - Espol, 32(1).
Recuperado a partir de
http://www.rte.espol.edu.ec/index.php/tecnologica/article/view/739

https://doi.org/10.37815/rte.v32n1.739

Abstract— Due to its
high viscosity, heavy crude oil requires more energy for transportation because
it causes a decrease in the efficiency of transfer pumps. In this
investigation, the effect of viscosity-reducing products was evaluated at
laboratory level and on field tests. In laboratory tests, four types of viscosity
reducers were tested on crude oil from the eastern region of Ecuador. Heating
and cooling temperature curves of 40 to 80 ° C were prepared with dosages of
400, 550, 700 and 1,000 ppm. The crude used in the study presented 38% BS&W
and 19.5°API. The best results were obtained with a dosage of 700 ppm of
VRX-02.  On-side tests were carried out
to evaluate the efficiency of the VRX-02 additive. This product was injected
into the 15 km transfer line. Oil viscosity decreased 28% at operating
temperature (30°C).  There was an
increase in oil transfer of 198 barrels of total fluid per day (BFPD), and an
increase in dry crude of 249 barrels of crude per day (BOPD) because the
chemical also acts as an emulsion breaker and allows a better separation of
crude oil and water. With the results obtained, the design of an additive
injection system was carried out and the project was economically evaluated.
Through financial indicators, it was determined that the installation of the
viscosity reduction system is favorable.

Keywords: Viscosity, viscosity
reduction, heavy crude oil, asphaltenes, asphaltenes inhibitor.

I. INTRODUCCIÓN

Debido a
la disminución en la producción de crudo de yacimientos convencionales y al
aumento en la demanda de energía alrededor del mundo a partir del petróleo, se
han enfocado los esfuerzos en la producción de crudo pesado y extrapesado.
Estos recursos existen en abundancia y la tecnología actual permite su
explotación de una manera rentable.

El
crudo pesado se caracteriza porque su grado API es menor de 22,3°, el
extrapesado tiene API menor a 10° y el crudo convencional tiene un grado API
mayor a 25°. Del total de reservas de crudo en el mundo, el 30 % corresponde a
crudo convencional, 15% a crudo pesado, 25% a crudo extrapesado y 30% a arenas
petrolíferas y bitumen. La viscosidad de los petróleos varía de la siguiente
manera: en convencionales entre 1 y 10 cP, en pesados
y extrapesados entre menos de 20 cP y más de 1 000
000 cP; debido a la alta viscosidad que presentan
estos últimos, se dificulta la producción, el transporte y la refinación [1].

La
fracción pesada del crudo es la más difícil de caracterizar debido a la
variedad de compuestos orgánicos de gran tamaño, cuyas estructuras químicas no
se pueden identificar con facilidad. Generalmente, la caracterización de un
crudo pesado se realiza a través del análisis SARA, que clasifica las
fracciones del crudo en: saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Los asfaltenos son la fracción más pesada y polar del petróleo
e influyen de forma directa en la viscosidad del crudo, debido a sus
estructuras complejas con núcleos aromáticos fusionados y nafténicos
rodeados de cadenas alifáticas [2]. Se han llevado a cabo
muchos estudios sobre los asfaltenos diluidos en
solventes o en su medio natural y se observó que la viscosidad de las soluciones incrementa linealmente respecto a la
fracción volumétrica de asfaltenos [3].

En
las condiciones originales del reservorio, los compuestos ligeros y pesados del
crudo son solubles y forman una sola fase líquida. Variaciones de la
temperatura, presión, composición, factores
mecánicos y eléctricos pueden alterar este balance en algunas moléculas y
conducir a la separación en dos fases: líquida y sólida [2]. La fase sólida en el crudo está compuesta principalmente por asfaltenos precipitados, y esto tiene un impacto negativo
en las operaciones habituales de la industria petrolera, en la producción
dificulta la fluidez de la fase de interés y ocasiona taponamientos en el pozo,
en los equipos y accesorios de superficie. En el transporte usualmente bloquea
las líneas, en la refinación puede taponar las
columnas de separación y desactivar los catalizadores lo que disminuye los
rendimientos de refinación [4].

Yen
[3] describió hace más de 50 años el fenómeno de precipitación de alfaltenos a través de la formación de agregados. La
molécula elemental de asfalteno mide aproximadamente
un nanómetro y puede asociarse con otras moléculas hasta formar agregados que
miden hasta un micrón, es decir, 1 000 veces más grandes que una sola molécula de asfalteno. Dichas
asociaciones tienen lugar por formación de puentes de hidrógeno y las
interacciones de los grupos polares, cuando hay suficiente concentración de
partículas [5].

Investigaciones
recientes describen la aglomeración de los asfaltenos
en solventes o en su petróleo crudo nativo. Las moléculas de asfaltenos en concentraciones menores de 100 mg/L de
tolueno se encuentran dispersas en una solución verdadera. En concentraciones
mayores de 100 mg/L y hasta 5 000 mg/L, los asfaltenos
se aglutinan para formar nanoagregados que se
dispersan en el fluido a manera de nanocoloides y se
suspenden en forma estable en una fase líquida. Cuando la concentración llega
10 000 mg/L, los agregados forman grupos más grandes que floculan y precipitan.
Estos estudios son más difíciles de interpretar en el petróleo crudo debido a la presencia de una gran variedad de otros compuestos [6].

En
los últimos años se han desarrollado tecnologías con el fin de evitar la
formación de agregados y mantener a los asfaltenos
suspendidos en el crudo. La inyección de aditivos químicos cumple con estos
propósitos y además aporta con la reducción de viscosidad e impide la
deposición de sólidos.

La
dosis de los aditivos es proporcional a la tasa de reducción de viscosidad y,
generalmente, va desde 200 ppm a 5 000 ppm. Estos productos son solubles en
petróleo, lo que permite que no se pierdan con el agua de formación y favorecen
la ruptura de las emulsiones, optimizando el consumo de demulsificante.
Estas múltiples acciones permiten disminuir las presiones de operación y
favorecen los proceso de producción, deshidratación y transporte [7].

En
el mercado se oferta una variedad de aditivos para la reducción de viscosidad,
pero su aplicación se ve limitada por la selectividad de estos aditivos en
función de las propiedades del crudo. Para la adecuada elección del aditivo se
deben realizar pruebas de laboratorio y de campo, además de evaluar los efectos
del producto [8].

El uso más frecuente de los reductores de
viscosidad es para facilitar el transporte y bombeo del crudo. La inyección del
químico en líneas de transporte de crudo requiere de una infraestructura
diseñada a la medida, lo que puede representar una problemática por los costos
de la inversión. A ello debe sumarse la adquisición del aditivo, contratación
de operadores, entre otros. [9]. Esta investigación tiene como objetivo estudiar el efecto de cuatro
productos comerciales en la reducción de viscosidad mediante pruebas de
laboratorio para seleccionar el aditivo y la dosis con los mejores resultados. Además,
la posterior aplicación del químico elegido en un pozo en la Provincia de
Orellana con producción de 12 000 BFPD que se transporta en una línea de 15 km
de longitud.

II. METODOLOGÍA

Para el desarrollo de esta investigación se seleccionó un pozo de crudo
pesado con alta viscosidad, donde la capacidad de bombeo instalada para el
transporte del fluido se supera frecuentemente.

Se tomaron cinco galones de crudo
por día durante tres días, y se muestreó con base a lo establecido en la norma INEN
930 Petróleo crudo y sus derivados. Muestreo. Con el fin de reducir la viscosidad del crudo, se
probaron cuatro aditivos, que fueron denominados como VRX-01, VRX-02, VRX-03,
VRX-04.

La experimentación se desarrolló en
dos fases. La primera fase consistió en la realización de análisis de
laboratorio para la selección del reductor de viscosidad y la dosificación con
los mejores resultados; el crudo empleado para estos ensayos fue previamente
sometido a un proceso de decantación térmica para su deshidratación. La segunda
fase correspondió al desarrollo de pruebas de campo, donde se registraron los
principales parámetros de operación en la línea de transferencia de petróleo,
antes y después de la aplicación del aditivo seleccionado.

A.
Caracterización
y selección del mejor reductor de viscosidad con pruebas de laboratorio

Por medio de ensayos de laboratorio se determinaron las principales
características fisicoquímicas del crudo y de los reductores
de viscosidad; y, se evaluó la eficiencia de los aditivos al aplicarse en el
crudo.

1)
Caracterización
del crudo: Se
realizaron los siguientes análisis:

·
Gravedad API, ASTM D1298 Standard Test Method for Density, Relative Density,
or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer
Method (2017)

·
Contenido de agua y sedimentos (BSW), ASTM D4007 Standard Test Method for
Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)
(2016)

·
Determinación de metales, ASTM D5863
Standard Test Methods for Determination of Nickel, Vanadium, Iron, and Sodium
in Crude Oils and Residual Fuels by Flame Atomic Absorption Spectrometry (2016)

·
Viscosidad a 40 °C, ASTM D2196 Standard Test Methods for
Rheological Properties of Non-Newtonian Materials by Rotational Viscometer (2018)

2)
Caracterización
de los reductores de viscosidad: Se ejecutaron los siguientes ensayos:

·
Gravedad API, ASTM D1298 Standard Test Method for Density,
Relative Density, or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum
Products by Hydrometer Method (2017)

·
pH, ASTM E70 Standard Test Method for pH of Aqueous
Solutions with the Glass Electrode (2015)

·
El estado físico, color y
olor se evaluaron como propiedades sensoriales

3)
Evaluación
de la eficiencia de los reductores de viscosidad: Se efectuaron pruebas con el crudo sin la adición del
químico y con el uso de este; se realizó una línea base con crudo y 3% de
nafta. Cada reductor de viscosidad se empleó en el crudo con concentraciones de
400, 550, 700 y 1 000 ppm, y en todas las muestras también se añadió 3% de
nafta para facilitar la mezcla de los químicos con la matriz. Con las muestras
preparadas se realizaron los siguientes análisis:

·
Viscosidad, ASTM D2196 Standard Test Methods for Rheological Properties of
Non-Newtonian Materials by Rotational Viscometer (2018). Esta propiedad fue evaluada en un perfil de
temperaturas de calentamiento: 40, 50, 60, 70 y 80°C; y en un perfil de
temperaturas de enfriamiento: 70, 60, 50 y 40°C. La medición de viscosidad se la realizó después de la agitación y tiempo
necesario hasta que la muestra alcanzó el equilibrio térmico.

Con el reductor de viscosidad que
presentó los mejores resultados en el ensayo anterior, se realizó:

·
Dispersión de asfaltenos, ASTM D3279 Standard
Test Method for n-Heptane Insolubles (2012). Las concentraciones para esta prueba fueron 400, 550, 700 y 1 000 ppm
del producto en crudo.

·
Prueba de Oliensis, ASTM D1370 Standard
Test Method for Contact Compatibility Between Asphaltic Materials (Oliensis Test) (2016)

B.
Validación
de la eficiencia de los reductores de viscosidad con pruebas de campo

Se evaluó la eficiencia del mejor
reductor de viscosidad encontrado en el laboratorio, en la línea de transferencia del crudo, desde el pozo hasta una estación de
procesamiento. La operadora de este bloque proporcionó las facilidades para que
se realice el proceso como una alternativa de solución para problemas de
transporte de crudo pesado. El proceso de validación incluyó:

1)  Diseño de los sistemas de
inyección de reductores de viscosidad: Con base en la dosis del reductor de
viscosidad con mayor eficiencia y el volumen de crudo a tratarse, se dimensionó
un tanque de inyección, capilares, una bomba de inyección, un mezclador de
flujo y accesorios como válvulas, medidores de flujo y manómetros. Con el
sistema de bombeo existente dentro de las instalaciones, se propuso un diagrama
de tuberías e instrumentación (P&ID).

2)  Evaluación de los reductores
de viscosidad en campo: Consistió en el monitoreo de las variables y
condiciones operacionales en la línea de flujo antes y después de la adición
del reductor de viscosidad. Las variables analizadas para la evaluación fueron:

·
Temperaturas de succión y
descarga en las bombas Booster

·
Presión en la succión y
descarga de las bombas Booster

·
Viscosidad en el arribo de
la línea de transferencia

·
Contenido de agua y
sedimentos, BS&W, en el arribo de la línea de transferencia

·
Porcentaje de emulsión del
crudo en arribo de la línea de transferencia

La prueba de campo se realizó en 11 días,
distribuidos como se muestra en la Fig. 1. El reductor se inyectó en dos puntos:

·
Entrada de las bombas Booster (días 4 y 5)

·
Manifold de entrada a la
estación (días 6 y 7)

Las concentraciones del químico se
establecieron en 750 y 1 000 ppm por recomendación del fabricante de producto y
se eligió el punto óptimo de inyección de acuerdo con los días donde se
observaron mejores resultados. En los días 8 y 9, se inyectó en el punto óptimo
el aditivo en la dosis teórica determinada en la fase de laboratorio.

Durante la prueba se conservó la inyección de
otros productos químicos como demulsificante, antiparafínico y anticorrosivo.

Línea Base

Inyección del reductor de
viscosidad

Línea Residual

Etapas

1

2

3

Inyección en Bombas Booster

Inyección en Manifold

Optimización del punto de
inyección y la dosis

Día

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Dosis

Sin inyección de químico

Sin inyección de químico

Sin inyección de químico

1000 ppm

750 ppm

1000 ppm

750 ppm

Dosis óptima

Dosis óptima

Sin inyección de químico

Sin inyección de químico

Fig. 1 Cronograma de
ensayo de prueba de campo

3)  Evaluación de
la factibilidad económica de la inyección del reductor de viscosidad: Para la evaluación económica del proyecto se
desarrolló el flujo de fondos a cinco años. Se calcularon los indicadores
financieros: valor actual neto (VAN), tasa interna de
retorno (TIR), tiempo de retorno de la inversión, punto de equilibrio y
relación Beneficio/Costo (B/C). Finalmente se elaboró un análisis de
sensibilidad para mostrar la variación de los indicadores financieros respecto
al precio del petróleo.

III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

A continuación, se presentan
los resultados y discusión desarrollados para la prueba de productos reductores
de viscosidad en el laboratorio y posterior prueba en campo.

A.
Caracterización
y selección del mejor reductor de viscosidad con pruebas de laboratorio

1)  Caracterización
del crudo: El crudo presentó un
grado API de 19,5, concentración de vanadio menor a            10 ppm, concentración de níquel de
30 ppm y viscosidad de 819 cP a 40°C.

El contenido de agua y sedimentos
en la prueba de laboratorio fue de 0,5%, sin embargo, esta muestra correspondió
al crudo luego del proceso de deshidratación. El BSW del fluido en la línea de
producción es del 38,0 %, por lo que se puede considerar al crudo como pesado y con una alta
concentración de agua.

2)
Caracterización de los reductores de viscosidad: A continuación, se describe brevemente a los
reductores de viscosidad utilizados en este estudio. Por razones de
confidencialidad, las identidades reales de los productos comerciales
mencionados no se dan a conocer en este trabajo.

·
VRX-01, promotor
de flujo, contiene alquilfenol resina oxialquilada y aromáticos

·
VRX-02, rompedor
de emulsión e inhibidor de asfaltenos, contiene
aminas etoxiladas y aromáticos

·
VRX-03,
inhibidor de compuestos orgánicos pesados, contienen sal de ácido orgánico

·
VRX-04, rompedor
de emulsión, contiene una fracción nafta disolvente, sales de potasio y ácido bencenosulfónico.

Las
propiedades de los químicos reductores de viscosidad se presentan en la Tabla I. Los productos
más livianos fueron VRX-01 y VRX-02. Los productos presentaron carácter ácido y
se neutralizaron con amoniaco para evitar la corrosión en los sistemas de
inyección de químico.

TABLA I

PROPIEDADES DE LOS REDUCTORES DE VISCOSIDAD

Propiedad

VRX-01

VRX-02

VRX-03

VRX-04

Densidad a
20 °C (kg/m3)

876,32

831,84

959,96

987,89

pH

4,2

4,7

5,0

3,8

Estado
físico

Líquido

Líquido

Líquido

Líquido

Color

Claro ámbar

Ámbar

Ámbar

Ámbar

Olor

Aromático

Aromático

Amina

Hidrocarburo

3)  Evaluación de
la eficiencia de los reductores de viscosidad: En la Tabla II se presenta datos experimentales de las pruebas de viscosidad sobre el
crudo (blanco), crudo con nafta, y crudo con nafta y los diferentes aditivos en
las dosis establecidas.

TABLA II

VISCOSIDAD DE LAS MUESTRAS DE CRUDO A 40 °C CON LOS
PRODUCTOS REDUCTORES DE VISCOSIDAD

Dosis

(ppm)

Viscosidad Crudo (cP)

Blanco

Crudo +

Nafta 3%

Reductor de viscosidad

VRX-01

VRX-02

VRX-03

VRX-04

400

819

489

445

465

462

451

5550

445

427

448

440

700

437

413

428

439

1 000

397

318

285

401

En la Fig. 2 y en la Fig. 3 se muestran las
curvas de viscosidad a las temperaturas de calentamiento y enfriamiento, para
las concentraciones de 400 ppm
y 1 000 ppm de aditivo en crudo, respectivamente.

Fig.
2 Curvas de
viscosidad con dosificación de 400 ppm

Fig.
3 Curvas de viscosidad con dosificación de 700 ppm

Entre las concentraciones de aditivo de 400 y 700 ppm, la segunda mostró
mejores resultados. El químico VRX-02, en una dosis de 700 ppm, logró la menor
viscosidad en el crudo (413 cP a 40 °C), y fue
seleccionado para su aplicación en campo.

Para
corroborar la elección de la dosis de aditivo, se evaluó la dispersión de los asfaltenos en n-heptano en las muestras de crudo sin
aditivo y de crudo con reductor de viscosidad VRX-02 a las dosis antes
indicadas. En la Fig. 4 se muestran
los resultados de este ensayo.

Fig.
4 Resultados del
ensayo de dispersión de asfaltenos

Al colocar n-heptano en el crudo, los
asfaltenos precipitan. Se observa que la fase asfalténica precipitada en el blanco y con el uso de 400
ppm del químico es similar, mientras que, con una concentración de 550 ppm, la
cantidad de asfaltenos precipitados es menor. Para 700
ppm y 1 000 ppm los
asfaltenos se muestran dispersos en el crudo. La dispersión y la suspensión de
los asfaltenos es un indicativo de la acción del químico para evitar la cercanía
de las partículas, lo que previene la aglomeración y posterior precipitación de
los asfaltenos [4].

Se  considera que
la mejor dosis del reductor de viscosidad en el crudo es de 700 ppm ya que
muestra efectos similares a 1 000 ppm y la cantidad de producto aplicado es
menor, lo que representa menores costos.

Para estudiar la eficiencia del
reductor de viscosidad VRX-02 a 700 ppm, se realizó la prueba de Oliensis o de la mancha en el crudo sin aditivos o blanco y
en el crudo con el químico. Este análisis consistió en colocar gotas de mezclas
de crudo, xileno y n-heptano en diferentes proporciones sobre papel filtrante;
a cada mezcla se le asigna un valor en una escala del 0 al 9. Los resultados se
muestran en la Fig. 5.

Fig.
5 Pruebas de Oliensis del crudo blanco y de crudo con 700 ppm de VRX-02

En la Fig. 5, se identificaron las manchas con
presencia de una aureola o anillo. La posición de dicha mancha aporta
información acerca de la estabilidad de los asfaltenos,
donde siete es un valor de umbral; ubicaciones por debajo del umbral
representan inestabilidad y los valores sobre este denotan asfaltenos
estables.

Un
comportamiento estable de los asfaltenos implica que
estas partículas se mantendrán suspendidas y la probabilidad de que precipiten
es reducida [11]. En la muestra del blanco, la
aureola apareció en la mancha de la posición cinco, esto indica inestabilidad
en los asfaltenos y su tendencia a depositarse.
Después del tratamiento químico del crudo, la mancha con aureola se encontró en
la casilla nueve, por lo que se determinó que la fase asfalténica
logra la estabilidad, además de reducirse la viscosidad del crudo.

B.    Validación de la eficiencia de los reductores
de viscosidad con pruebas de campo

1) Diseño de los sistemas de inyección de reductores de viscosidad: El sistema fue diseñado con capacidad de almacenar el químico VRX-02
durante 21 días para su inyección en crudo a 700 ppm, como se definió en las
pruebas de laboratorio. A continuación, se indican los parámetros más
importantes del diseño:

·
Tanque de almacenamiento
del reductor de viscosidad (TK-01), de 5 000 galones de capacidad, con las
siguientes dimensiones: diámetro: 2,5 m; altura: 5,0 m; espesor: 5,0 mm

·
Bomba de inyección (P-01),
con potencia 0,14 HP

·
Un mezclador estático
colocado en el interior de la línea de transferencia de crudo para facilitar la
homogeneización con el químico

En la Fig. 6, se muestra el diagrama P&ID del
sistema de inyección.

2)  Evaluación de los reductores de
viscosidad en campo: La evaluación del reductor
de viscosidad en campo se realizó como se indicó en la Fig. 1.
Los parámetros relacionados con la operación de la bomba Booster,
para la impulsión del crudo, son los más importantes a ser monitoreados. En la Tabla III se
muestran los valores de las temperaturas del sistema, medidas en la succión y
descarga de la bomba y al final de la línea de transferencia.

El fluido, al pasar a través de las bombas Booster,
recibe energía térmica como producto del trabajo del equipo, por lo tanto, la
temperatura en la descarga es mayor que en el ingreso. La temperatura de salida
del fluido de la línea de transferencia es menor que en la descarga de la
bomba, puesto que en el recorrido de aproximadamente 15 km se producen pérdidas
por transferencia de calor hacia el ambiente.

TABLA III

Fig. 6 Diagrama P&ID del
sistema de inyección del reductor de viscosidad VRX-02

REGISTRO
DE TEMPERATURAS DEL SISTEMA

Día

Clima

Succión. Booster (°C)

Descarga Booster (°C)

Arribo de línea de transferencia

(°C)

1

Lluvia

30

32

24

2

Soleado

35

37

32

3

Nublado

33

34

31

4

Lluvia

31

32

27

5

Soleado

35

37

32

6

Soleado

36

37

31

7

Soleado

33

35

31

8

Lluvia

32

33

25

9

Lluvia

31

32

26

10

Soleado

35

36

32

11

Lluvia

31

33

28

En cuanto a la presión, al ser monitoreada en
la succión de la bomba, se obtuvo un valor de 45 psig,
sin encontrarse mayores variaciones durante los días de prueba. Los resultados
de la presión en la descarga de la bomba Booster se
muestran en la Fig. 7.

Días de inyección de químico

Fig.
7 Perfil de presión
en la descarga de la bomba Booster

La
presión máxima en la descarga de la bomba Booster es
de 600 psig; sin embargo, esta presión es superada en
la operación normal por lo que se
rentan bombas de otras empresas de servicios para conseguir una presión
adecuada para el transporte del crudo. Como se mostró en la Fig.
7, con la aplicación del producto
VRX-02 los valores de presión se redujeron por debajo de 600 psig, por lo que se podrían dejar de rentar servicios
externos y utilizar únicamente las bombas de propiedad de la empresa operadora.

La reducción en el trabajo que la bomba debe
aportar para movilizar el fluido es resultado de los cambios en la viscosidad
del crudo. En la Fig. 8 se
muestran los valores de viscosidad del crudo en el arribo de la línea de
transporte.

Se observó que la viscosidad varió en función de la dosis del aditivo
empleada. La mayor eficiencia en la reducción de viscosidad por aplicación del
químico se obtuvo con la dosificación de 1 000 ppm en los días 4 y 6, los
valores fueron 486 y 443 cP, respectivamente.

Se esperaba
que la viscosidad en los días de optimización, 8 y 9, sea semejante al día 7 (dosis
de 750 ppm), sin embargo, esta propiedad incrementó su valor. Lo que pudo ser
resultado de las condiciones climáticas lluviosas, pues la viscosidad depende
directamente de la temperatura. Y, en estos días en el fluido, se registraron
los valores más bajos: 25 y 26 °C, como se indicó en la Tabla III. A pesar de ello, se observa que la
inyección del químico mantuvo viscosidades bajas del crudo respecto al fluido
sin tratamiento.

Días de inyección de químico

Fig. 8 Perfil de
viscosidad en el arribo de la línea de transferencia de crudo

Una mayor capacidad de bombeo significa un
incremento en el número de barriles de crudo transportado. Se monitoreó el
volumen de fluido total transportado (crudo + agua) y el volumen de crudo sin
el agua, los resultados se indican en la Fig. 9.

Con la aplicación del reductor de viscosidad,
el número de barriles de fluido bombeados por día aumentó de 12 000 a 12 198.
En el crudo sin agua, antes del uso del aditivo, se bombearon aproximadamente 4
300 BBPD, y luego de su aplicación se obtuvo 4 569 BBPD. La razón de que el
incremento en el número de barriles por día de crudo supere al valor de fluido
total es porque el químico además actúa como rompedor de la emulsión,
permitiendo que se separen con mayor eficiencia el crudo y el agua, es decir,
se obtiene mayor volumen de crudo y menor volumen de agua luego de la
inyección.

Fig.
9  Barriles de crudo y barriles de fluido total
bombeado por día

Se monitorearon los valores de BSW y el porcentaje de emulsión en el crudo,
los resultados se muestran en la Fig. 10. Durante la
inyección se logró una reducción en el contenido de agua y sedimentos de hasta
3%. El porcentaje de emulsión también disminuyó, en este caso de 8% hasta 2% al
aplicarse el químico en el Manifold de entrada a estación.

Fig. 10 BSW y porcentaje de
emulsión en el crudo en los días de prueba

La separación de crudo y del agua se relaciona con la destrucción de los
agregados moleculares y la suspensión de las partículas en el fluido, ya que,
por lo general en las grandes estructuras que forman los asfaltenos
al unirse con otras fracciones, se encuentran atrapadas pequeñas gotas de agua [12].

En los días en los que el químico se inyectó en el Manifold de entrada a
la estación se encontraron los mejores resultados, por lo que este punto fue
definido como el óptimo, con la dosis de 700 ppm de aditivo que se determinó en
los ensayos de laboratorio.

3)  Evaluación
de la factibilidad económica de la inyección del reductor de viscosidad: El
análisis del flujo de fondos del proyecto, que se muestra en la Tabla IV, se realizó para un periodo de cinco años, con una
tasa de crecimiento del 5% en la producción de crudo y en los costos variables.
La inversión inicial del proyecto fue estimada en 133 344,76 USD
para la implementación y puesta en marcha del sistema de inyección del reductor
de viscosidad detallado en la Fig. 6.

Los ingresos están representados por los 298 barriles diarios de crudo
que se incrementaron en la producción de la estación luego de la aplicación del
aditivo; el precio del crudo en el momento de elaboración de este estudio se
ubicó en 26,56 USD. En los costos fijos se incluyen los salarios del personal y
alquiler de equipos, mientras que en los costos variables consta la adquisición
de insumos adicionales a los empleados en la operación normal.

Los indicadores financieros del proyecto se presentan en la Tabla V. Los
cálculos fueron realizados al considerar la tasa de oportunidad como la suma de
una tasa pasiva referencial de 5,98 % y una tasa de riesgo del 15,0 %, en total
20,98 %. El VAN mostró ser mayor que 0, el TIR mayor a la tasa de oportunidad,
y la relación costo/beneficio (B/C) mayor a 1, lo que demuestra la viabilidad
del proyecto en la obtención de beneficios económicos. El periodo de retorno de
la inversión es de 0,11 años.

TABLA IV

FLUJO DE FONDOS DEL PROYECTO

Año 0

Año 1

Año 2

Año 3

Año 4

Año 5

Ingresos
por ventas

2 410 997,28

2 531 547,14

2 658 124,50

2 791 030,73

2 930 582,26

Costos
variables

-1 167 876,32

-1 226 270,14

-1 287 583,65

-1 351 962,83

-1 419 560,97

Costos
fijos

-67 773,76

-67 773,76

-67 773,76

-67 773,76

-67 773,76

Intereses

Utilidad
bruta

1 175 347,20

1 237 503,24

1 302 767,09

1 371 294,14

1 443 247,53

Depreciación

-788,05

-788,05

-788,05

-788,05

-788,05

Utilidades
antes de impuestos

1 174 559,14

1 236 715,19

1 301 979,04

1 370 506,08

1 442 459,48

Impuestos
(0%)

Utilidad
neta

1 174 559,14

1 236 715,19

1 301 979,04

1 370 506,08

1 442 459,48

Depreciación

788,05

788,05

788,05

788,05

788,05

Inversiones

-10 288,23

Capital de
trabajo

-123 565,01

Valor
residual

3 940,27

Flujo neto

-133 853,24

1 175 347,20

1 237 503,24

1 302 767,09

1 371 294,14

1 447 187,80

Flujo neto
actualizado

-133 853,24

971 521,90

845 510,85

735 742,83

640 141,96

558 414,89

El punto de equilibrio, en el cual dejarían de percibirse ganancias, se
encontró un precio del petróleo de 14,02 USD. El análisis de sensibilidad se
realizó para estimar los valores de los indicadores financieros respecto al
precio del petróleo. Los valores empleados para los cálculos fueron desde el
precio del crudo en el punto de equilibrio hasta 80 USD. Los resultados se
muestran en la Tabla VI.

TABLA V

INDICADORES FINANCIEROS

Indicador financiero

Valor

Precio barril (USD)

26,56

Precio barril crítico (USD)

14,02

Valor Actual Neto (USD)

3 617 479,20

Tasa Interna de Retorno (%)

883

Periodo de Retorno de la Inversión (años)

0,11

Relación costo/beneficio

1,89

TABLA VI

ANÁLISIS DE SENSISBILIDAD

Precio del crudo (USD/barril)

VAN         (USD)

TIR (%)

B/C

PR

14,02

0

21

1

3,05

15,00

281 231,46

96

1,07

1,03

20,00

1 723 030,79

438

1,43

0,23

30,00

4 610 909,46

1117

2,14

0,09

40,00

7 498 788,13

1798

2,86

0,06

50,00

10 386 666,80

2480

3,58

0,04

60,00

13 274 545,48

3162

4,30

0,03

70,00

16 162 424,15

3846

5,02

0,03

80,00

19 050 302,82

4530

5,74

0,02

IV. CONCLUSIONES

A través de ensayos de laboratorio se encontró que el aditivo denominado
VRX.02 presentó los mejores resultados para la reducción de viscosidad del
crudo en estudio, a una concentración de 700 ppm.

La dosificación del reductor de
viscosidad en la línea de transferencia del crudo requirió del diseño un
sistema de inyección, con un tanque de 5 000 galones y una bomba de
transferencia de 0,14 HP.

En la prueba de campo se determinó
que el Manifold de entrada a la estación es el punto óptimo para la inyección
del químico VRX.02 para la reducción de viscosidad.

La inyección del químico en la línea
de transferencia logró una reducción del 28% en la viscosidad del crudo, e
incrementó el volumen de fluido total bombeado en 198 BFPD y el volumen de
crudo seco en 249 BOPD.

El aditivo VRX-02 a 700 ppm mostró
efectos en la ruptura de la emulsión crudo-agua, por lo que se logró reducir el
BSW del fluido en 3 %.

La evaluación económica del proyecto
entregó un VAN de 3 617 479,20 USD, TIR de 883%, relación beneficio-costo de
1,89 y periodo de recuperación de la inversión de 0,11 años; lo que demuestra
que la instalación del sistema de inyección es económicamente rentable.

RECONOCIMIENTOS

Este trabajo ha sido
realizado con la colaboración del Laboratorio de Combustibles, Biocombustibles
y Aceites Lubricantes del Departamento de Ingeniería Química de la Escuela
Politécnica Nacional y la participación y soporte técnico del Ing. Orlín Montiel.

REFERENCIAS

[1]        H.
Alboudwarej et al., “La importancia del petróleo pesado,” Oilf. Rev. Schlumberger, vol. 18, pp. 38–59, 2006.

[2]        G. A.
Mansoori, D. Vazquez, and M. Shariaty-Niassar, “Polydispersity of heavy
organics in crude oils and their role in   oil well fouling,” J. Pet. Sci. Eng.,
vol. 58, pp. 375–390, 2007.

[3]        T. F.
Yen, “Asphaltenes,” in Structures and Dynamics of Asphaltenes, 1st ed.,
O. C. Mullins and E. Y. Sheu, Eds. San Francisco: Springer Science and Business
Media, 1998, pp. 1–20.

[4]        M.
Alayon, “Asfaltenos: Ocurrencia y floculación.” pp. 9–16, 2004.

[5]        O. C.
Mullins, E. Y. Sheu, A. Hammami, and A. G. Marshall, Asphaltenes, Heavy Oils
and Petroleomics, no. 1. New York:
Springer Science and Business Media, 2007.

[6]        K. Akbarzadeh
et al., “Los asfaltenos: Problemáticos pero ricos en potencial,” Oilf.
Rev. Schlumberger, pp. 24–47, 2007.

[7]        A. J.
Chaustre Ruiz, J. J. Ibagon Plazas, and E. A. Leon Ramirez, “New technology for
flow assurance in an extra heavy oil field: Case study in the Akacias Field,”
in Society of Petroleum Engineers - SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference
- Latin America, 2014, pp. 645–654.

[8]        B. P.
Tissot and D. H. Welte, Petroleum Formation and Occurrence, 2nd ed.
Berlin: Springer-Verlag, 1978.

[9]        R.
Martínez-Palou et al., “Transportation of heavy and extra-heavy crude
oil by pipeline : A review,” J. Pet. Sci. Eng., vol. 75, pp.
274–282, 2011.

[10]      B. Wu
and J. Gao, “A viscosity reduction study on chinese extra heavy oil by the
addition of synthesized novel oil-soluble viscosity-reducing agents,” Pet.
Sci. Technol., vol. 28, no. 18, pp. 1919–1935, 2010.

[11]      S.
Ashoori, M. Sharifi, M. Masoumi, and M. Mohammad Salehi, “The relationship
between SARA fractions and crude oil stability,” Egypt. J. Pet., vol.
26, no. 1, pp. 209–213, 2017.

[12]      I. C. V.
M. Santos, P. F. Oliveira, and C. R. E. Mansur, “Factors That Affect Crude Oil
Viscosity and Techniques To Reduce It: a Review,” Brazilian J. Pet. Gas, vol. 11,
no. 2, pp. 115–130, 2017.