el petróleo.completo
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UNIVERSIDAD DE ORIENTE
NÚCLEO DE ANZOÁTEGUI
ESCUELA DE INGENIERÍA Y CIENCIAS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA
CRUDOS PESADOS
Transporte de Crudos Pesados y Extra Pesados
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INTEGRANTES:
Lee Lucía C.I. 19.495.513
Salazar Francys C.I. 19.537.955
Hernández Adriana C.I. 16.995008
Pérez Israel. C.I. 13.689.206
Sección: 01
Profesor:
Luis Moreno.
Barcelona, Julio 2012
ÍNDICE
Pág.
El petróleo 4
Yacimiento 4
Pozos 5
Formas de extracción del petróleo 5
Líneas de flujo sistema de recolección 6
Tipos de sistema de recolección 6
Múltiple de producción 7
Estaciones de flujo 7
Flujo de fluidos en tuberías 8
Flujos dispersos 8
Métodos de transporte 10
Alternativas de transporte de crudos pesados y extra pesados 10
Faja Petrolífera del Orinoco 15
Viscosidad de crudos de la faja 16
Complejo de mejoradores 16
Conclusión 20
Bibliografía 21
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INTRODUCCIÓN
En la actualidad existe la necesidad de incorporar a la producción de petróleo las cuantiosas reservas de los denominados crudos pesados, tal es el caso de la faja petrolífera del Orinoco la cual es una de las más grandes reservas. Los crudos pesados presentan características tales como alta viscosidad, alta densidad (baja gravedad API) además presenta un significativo contenido de nitrógeno, oxígeno y azufre. Es por ello que el proceso de explotación de crudos pesados es tan complejo y es necesario el uso de técnicas y diluentes para lograr tanto su extracción como su transporte desde el cabezal de pozo hasta los complejos petroquímicos.La producción, tratamiento, almacenaje y transferencia a través de oleoductos de crudos de alta viscosidad esta asociados a altos problemas técnicos. La mayoría de los crudos pesados producidos y tratados a nivel de campo de producción no reúnen las condiciones mínimas de venta para la transportación internacional y requieren tratamientos costosos. En estos momentos existen métodos para producir, tratar, almacenar y transportar crudos pesados eficientemente, uno de ellos en la inyección de diluentes al pozo junto que el fluido de perforación esto permite disminuir la gravedad API del crudo facilitando tanto su extracción como su transporte. Existen otros métodos utilizados como la inyección de ASP que básicamente consiste en inyectar al pozo una mezcla de químicos, también los métodos de recuperación térmica han demostrado una gran eficiencia en la recuperación de petróleos pesados.
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Transporte de Crudos Pesados y Extra Pesados
1. El petróleo. Definición:
La etimología de la palabra petróleo,petro=roca y óleum=aceite, gramaticalmente significa aceite de roca. Genéricamente hablando, la palabra petróleo se emplea para designar cada uno delos compuestos químicos líquidos resultantes de la combinación del carbono (C) con el hidrógeno (H).También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria o lutitas.
Clasificación de Petróleos CrudosHIDROCARBURO API
Condensado mayor a 42
Crudo liviano 30,0 a 41,9
Crudo mediano 22,0 a 29,9
Crudo pesado (P) 10,0 a 21,9
Crudo extra pesado (XP) Menor a 9,9 – µ. mayor a 10000 cP
Bitumen crudo, asfalto, arena
Figuras. (A) petróleo muy liviano que muestra la facilidad con que fluye y la calidad de su transparencia. (B) petróleo muy pesado cuya fluidez es casi imperceptible y de
transparencia nula.
2. Los yacimientos. Definición:
Acumulación de petróleo y/o gas en rocas porosas. Un yacimiento normalmente contiene tres fluidos (aceite, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus densidades. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el petróleo
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la parte media y el agua la parte inferior. Existen yacimientos de petróleo, gas y bitumen o combinaciones de ellos.
Figura 1. Mediante las actividades de exploración y perforación la industria petrolera estudia la corteza terrestre y el subsuelo para buscar, ubicar, cuantificar y producir
yacimientos de gas y/o petróleo con fines comerciales.
3. Los pozos. Definición:
Es un orifico o túnel vertical perforado en la tierra, hasta una profundidad suficiente para alcanzar lo que se busca, normalmente una reserva de agua subterránea o materias como el petróleo. El primer pozo que se perfora en un yacimiento para encontrar gas o petróleo se denomina pozo exploratorio. Si este es exitoso se perforan pozos de avanzada denominados pozos de desarrollo, cuyo número depende del tamaño del yacimiento.
Figura 2. Pozo vertical (A) y Pozo horizontal (B).
4. Formas de extracción de petróleo.
1. Flujo Natural: el yacimiento tiene la suficiente energía que permite que los fluidos contenidos en él fluyan hacia el pozo y lleguen a la superficie.
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A B
2. Levantamiento Artificial: se aplica cuando el yacimiento no posee la suficiente energía haciendo necesario la aplicación de métodos para levantar la columna del fluido hasta la superficie. Entre estos métodos se encuentra:
Levantamiento artificial por gas. Bombeo mecánico. Bombeo Electro sumergible. Bombeo por cavidad progresiva.
5. Líneas de Flujo Sistema de recolección.
Son tuberías que transportan el crudo o fluido desde el cabezal del pozo hasta el múltiple de producción. Su diámetro depende de la capacidad de producción del pozo y varían desde 2” hasta 10” de diámetro.
Figura 3. Sistema de recolección.
6. Tipos de Sistemas de Recolección
Líneas independientes que llevan la producción de cada pozo a la estación de tratamiento.
Tipo Clúster Líneas Independientes
Figuras 4. Tipos de sistemas recolección.
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Estación
7. Múltiples de producción
Son instalación que recibe o recolectan la producción de varios pozos con características similares transportado por varias líneas de flujo provenientes de los pozos, uniéndolas en una misma línea de transferencia que va desde el múltiple hasta la estación. Están diseñados de tal manera que facilitan el manejo de la producción, la distribución, el manejo y el control del flujo de un pozo en particular. Pueden ser operados manualmente o automáticamente con válvulas, por medio de las interconexiones del sistema y la disposición apropiada de válvulas.
Figura 5. Multiple de produccion.
8. Estaciones de flujo. Definicion:
Instalación compuesta por tanques, bombas y tuberías donde se recolecta los fluidos generalmente de tipo bifásico, provenientes de las líneas de producción o múltiples para enviarla posteriormente a otras operaciones o procesos (separación, medición, tratamiento o almacenamiento).
Figura 6. Estaciones de flujo.
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9. Flujo de fluidos en tubería
A lo largo de las líneas de producción hasta la estación de recolección y tratamiento se transporta un fluido compuesto de crudo, gas, y agua. Y se pueden presentar los siguientes regímenes de flujo.
9.1 Flujos Segregados. Definición:
Es aquel flujo que es gobernado por equilibrio vertical (fuerzas gravitacionales). En este sentido, ya no hay zona de transición capilar, las fuerzas de gravedad son las únicas responsables para la distribución instantánea de los fluidos en la dirección normal al buzamiento. Existen dos patrones para este flujo:
9.1.1Flujo estratificado. Definición: Donde una capa de líquido de mayor densidad se sitúa bajo otra de menor densidad.El gas se mueve en la parte superior de la tubería, y el líquidoen la parte inferior, con una interface continua y lisa sin mezcla.
Figura 7. Flujo estratificado.
9.1.2 Flujo Estratificado con mezcla en la interface.Existe separación de las dos fases, con formación de una mezcla en la interface, esta capa no es mayor que el grosor de algunas de las fases continuas bien definidas que le rodean.
Figura 8. Flujo Estratificado con mezcla en la interface.
9.2Flujos Dispersos. Definición.
Es aquel flujo que esta formado por dos o más fases: una continua, normalmente fluida, y otra dispersa o discontinua. La fase discontinua está formada por gotas de una misma fase de distintos tamaños mientras máspequeña esta mayor es la dispersión; un tamaño grande de la gota indicaría una tendencia de la fase a coalescer. Haciéndose la fase continúa nuevamente. Se presentan cuatro patrones.
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9.2.1. Dispersión de aceite en agua y agua.El flujo dominante es el agua. Existe una dispersión de aceite en agua en el tope de la tubería y en el fondo fluye una capa estratificada de agua
Figura 9. Dispersión de aceite en agua y agua.
9.2.2. Emulsión de aceite en agua.
Se observan a grandes flujos, y el agua es la fase dominante. Se produce una fase discontinua de gotas muy finas que están totalmente dispersas a lo largo de toda la sección transversal.
Figura 10. Emulsión de aceite en agua.
9.2.3 Dispersión de agua en aceite y aceite en agua.
El líquido dominante es el aceite. Por el tope de la tubería fluyen gotas de agua dispersas en aceite y por el fondo fluye una capa de agua con gotas de aceite dispersas en ellas.
Figura 11. Dispersión de agua en aceite y aceite en agua.
9.2.4 Emulsión de agua en aceite.
Ocurre a grandes caudales de aceite (fase dominante) y se observa como el agua se distribuye en gotas en toda área transversal de la tubería.
Figura 12. Emulsión de agua en aceite y aceite en agua.
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10. Métodos de transporte.
10.1. Oleoducto. Definición:
Se denomina oleoducto a la tubería e instalaciones conexas utilizadas para el transporte de petróleo y sus derivados, a grandes distancias. La excepción es el gas natural, el cual, a pesar de ser derivado del petróleo, se le denominan gasoductos a sus tuberías por estar en estado gaseoso a temperatura ambiente.Los oleoductos tienen distintas capacidades de transporte, dependiendo del tamaño de la tubería. En líneas generales, el diámetro de los oleoductos varía entre 150 mm y 915 mm. Además pueden ser tanto de superficie como subterráneos, donde alcanzan los 2 m de profundidad. La velocidad estimada del crudo dentro de los oleoductos es de 5 km/hora.
Figura 12. Oleoductos.
11. Alternativas de transporte de crudo pesado y extra pesado.
El Petróleo convencional fluye en las condiciones naturales del yacimiento, en la superficie, a la temperatura ambiental y a la presión atmosférica. En cambio los crudos no convencionales se vuelven pastosos como un bitumen generando problemas para ser transportado.
11.1. Técnicas para el transporte de crudos P y XP
11.1.1. Dilución. Definición:
El método dilución consiste en mezclar crudo pesado con hidrocarburos medianos, livianos o con cortes de petróleo como querosén o nafta, en una proporción tal que permita su movimiento a través de tuberías en condiciones económicamente aceptables, esto es: diluirlo hasta conseguir una mezcla operacionalmente manejable desde el punto de vista de su fluidez. Para que esto suceda habrá que determinar la calidad y cantidad de diluente necesario para conseguir la mezcla buscada.
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Figura 13. Crudo pesado y crudo liviano.
11.1.2. Inyección de Diluente.
La inyección de diluente puede realizarse en fondo o en superficie. A su vez, la inyección en fondo puede hacerse a la succión o a la descarga de la bomba. La ventaja de hacerlo a la succión es que la viscosidad de los fluidos a la entrada disminuye, lo cual propicia un mayor llenado de la cavidad, aumentando la eficiencia volumétrica. Por otro lado, en este caso la bomba maneja no solo los fluidos de yacimiento, sino también el caudal de diluente, lo cual disminuye la eficiencia global del sistema. En el caso de la inyección en fondo a la descarga de la bomba, parecería lógico pensar que la bomba está más protegida pues no maneja el diluente, sin embargo, en caso de fallas eléctricas, el diluente se desvía hacia abajo, inundando la bomba y produciendo su falla casi inmediata. Para evitar esto se coloca una válvula check de bola y asiento (válvula fija) a la entrada de la bomba. Esta práctica ha traído problemas, pues dificulta el espaciamiento, ya que el fluido atrapado entre el sello rotor-estator y la válvula fija, impide que el rotor llegue a tocar el pin de paro, dejando gran parte del rotor fuera del estator, lo cual puede producir la rotura del rotor por fatiga debido a vibraciones excesivas o el desgarramiento del estator, ya que el número de etapas efectivas y la capacidad de levantamiento o cabeza de la bomba, se ven reducidas.
11.1.3. Importancia de la Inyección de Diluente.
Reduce el consumo de energía eléctrica. Mejora el desplazamiento de fluidez en la línea de producción.
11.1.4. Principales razones para el uso de diluente en la producción, recolección y transporte de crudos extra pesados.
Una de las principales razones para usar diluente, es obtener una mezcla con una viscosidad que permita su bombeo desde la formación (yacimiento) hasta la superficie y que también pueda ser bombeado a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y oleoductos.
Para el uso de un diluente, lo constituye el proceso de deshidratación en equipos tales como tanques de lavado. Se puede señalar lo siguiente:
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Una disminución en la viscosidad de un crudo que se va a deshidratar permite incrementar el grado de efectividad de ese proceso.
La reducción de viscosidad también facilita el paso del fluido a través de: válvulas, equipos de medición y otros equipos.
11.1.5 Desventajas de Usar Diluente
Generalmente tanto los diluente como su transporte y almacenamiento son costosos.
Es necesario contar con fuentes seguras de abastecimiento del diluente y en las cantidades requeridas.
Es fundamental contar con un sistema de inyección de diluente que posea bombas, líneas múltiples, equipos de medición y control y otros. Esto resulta en un gasto inicial y de mantenimiento apreciable.
11.2. Emulsiones. Inyección ASP (Alcalino-Surfactante-Polímero)
La Inyección ASP es una técnica de recuperación mejorada de petróleo especialmente diseñada para ser utilizado después de un proceso de inyección de agua. Consiste en una mezcla de productos químicos, tales como el alcalino, el surfactante y el polímero, de allí que se denomine Inyección ASP, con los que se logra cambiar las propiedades del agua inyectada. El objetivo principal de estos agentes químicos es disminuir la tensión interfacial (TIF) entre el agua y el petróleo e incrementar la viscosidad del agua para mejorar el radio de movilidad entre las fases, logrando disminuir la saturación residual de petróleo (Sor) y por ende aumentar la producción. Esta inyección se aplica directamente al yacimiento (Figura 2.1). Se inicia con una inyección de agua para acondicionar el pozo (ajuste de salinidad), luego se inyecta la solución de álcali, surfactante y polímero, seguido de una solución de polímero para conducir el petróleo y controlar la movilidad de los químicos. Finaliza con la inyección de agua para conducir hacia los pozos productores los tapones previos y el petróleo.
Figura 14. Emulsión de aceite en agua (o/w) y agua en aceite (w/o).
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Emulsión Inversa Emulsión Directa
11.2.1 Ventajas de la Inyección ASP
Ayuda a disminuir la saturación de petróleo residual al mismo tiempo que mejora la eficiencia de barrido.
Se logra extender la vida útil del yacimiento e incrementar su valor económico.
Disminuye notablemente el corte de agua.
Se obtiene un notable incremento en el recobro de petróleo en yacimientos heterogéneo.
Se usa con preferencia en crudos con alto valor ácido.
Se puede aplicar a un campo en cualquier momento, sea durante una inyección de agua o al final de un programa terciario.
La recuperación total de petróleo es casi dos veces la de un programa tradicional de inyección de agua.
Figura 15. Proceso de Inyección ASP.
11.3. Flujo anular.
Cuando se inyecta agua libre en una tubería de crudo, se forman diferentes patrones de flujo dependiendo de las velocidades superficiales de cada fase. El flujo anular consiste en una película de agua que se forma según ciertos patrones de flujo entre el crudo y la tubería, actuando como lubricante. Mediante la utilización de silicato de sodio (bajo costo) el acero de la tubería se convierte en óleo fóbico, propinando la formación de una película.
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Figura 16. Flujo anular.
11.4 Orimulsión. Definición:
Es una marca registrada que se utilizó para designar a un combustible desarrollado conjuntamente por las empresas petroleras Corpoven, Lagoven e INTEVEP, la filial de investigación y desarrollo de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) para usos industriales. Este combustible estaba hecho a base del hidrocarburo encontrado extensamente en el yacimiento que conforma la reserva petrolífera más grande de Venezuela: la faja del Orinoco. Durante la década de 1980, cuando este combustible fue desarrollado, dicho hidrocarburo era clasificado como bitumen puesto que, en la superficie, a temperatura ambiente y presión atmosférica, su consistencia es semi-sólida, similar a la del bitumen, si bien dentro del yacimiento es un líquido. De allí nace el criterio para la reclasificación de este hidrocarburo como crudo extra pesado.
El nombre Orimulsión es una contracción gramatical que proviene de combinar el nombre de la región de Venezuela de donde se extrae el hidrocarburo (Orinoco) con la denominación técnica del producto (emulsión). La comercialización de este producto estuvo a cargo de la empresa Bitúmenes del Orinoco, S.A. (BITOR), también filial de PDVSA. Es una emulsión estable de 70% de crudo y 30% de agua y un surfactante (INTAM-100). Se diferencia de las emulsiones por tratarse de una mezcla de dos fases que se hace posible a través de micelas formadas por acción del surfactante. La mezcla puede ser transportada por tuberías convencionales.
Figura 17. Orimulsión.
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El concepto de Orimulsión fue desarrollado siguiendo un criterio que clasificaba al crudo extra-pesado utilizado en su producción como "bitumen natural". Un ulterior análisis económico llevado a cabo por el Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela concluyó que la Orimulsión no era conveniente para dar un uso apropiado a los crudos extra-pesados venezolanos; en diciembre de 2003 dicho Ministerio determinó que las reservas existentes en el área asignada a BITOR, filial de PDVSA, eran de crudos extra-pesados y en consecuencia, las reclasificó de esa manera. Por esta misma razón se eliminó toda referencia a los bitúmenes en la subsecuente reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos.
Una vez aclarado que la materia prima era la misma, también se estableció que el mejoramiento de los crudos extra-pesados e, incluso, las mezclas de los crudos extra-pesados con crudos más livianos, resultan en una mayor valorización del recurso natural que la transformación del mismo en Orimulsión.
Por esta razón, BITOR cerró su planta de Orimulsión en Morichal (estado Monagas) y ha terminado todos los convenios de suministro existentes. La Asociación Sinovensa -Asociación entre China y Venezuela a través de sus estatales petroleras, China National Petroleum Corporation (CNPC) y CVP, filial de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), respectivamente- a su vez, dejó de producir Orimulsión. Esta Asociación se reestructuró como empresa mixta dentro del marco establecido por la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos para producir mezclas de los crudos extra-pesados con crudos más livianos y, en cuanto estén disponibles las capacidades correspondientes, para mejorarlos.
11.5. Calentamiento
Son métodos que consiste en inyectar energía y agua en el yacimiento, con el fin de reducir notablemente la viscosidad del crudo.
Monitor de Potencia y Temperatura
Tubo de Calor
CajaTerminal
Termocuplas
Transformador
Caja Conexión
AislamientoAcoples
Conductor Electrico
Figura.18 Calentamiento
12. LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO
La faja petrolífera del Orinoco o faja del Orinoco es una extensa zona rica en petróleo pesado y extra pesado, ubicada a ambos márgenes (tanto en la frontera con Colombia como en suelo venezolano) del río Orinoco; frontera común entre Colombia y Venezuela, que tiene en la parte venezolana aproximadamente 650 km de este a oeste y unos 70 km de norte a sur, para un área total de 55.314 km² y un área de explotación actual de 11.593 km²,
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siendo la parte colombiana aún hoy día una zona sin explotar de manera comercial alguna (sólo se encuentra en prospección y se cooperará en una empresa conjunta para su explotación en las zonas comercialmente viables en Venezuela)1 . Estos territorios comprenden parte de los estados venezolanos de Guárico, Anzoátegui, Monagas y Delta Amacuro, y en Colombia a los departamentos de Vichada, Arauca y Guainía. Las acumulaciones de hidrocarburos son muy extensas, y las conocidas van desde el suroeste de la ciudad de Calabozo, en Guárico, hasta la desembocadura del río Orinoco en el océano Atlántico, sin poderse determinar de manera total su extensión final.
Es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extrapesado que existe en el mundo. Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según PDVSA, alcanzan hasta ahora 1,36 billones de barriles.
Zonas o campos
La porción de la faja petrolífera del Orinoco explorada en estos momentos está conformada por cuatro campos:
Campo Carabobo con reservas estimadas en 227.000 millones de barriles. Campo Boyacá con 489.000 millones de barriles.
Campo Junín con 557.000 millones de barriles.
Campo Ayacucho con 87.000 millones de barriles.
Para un total de 1,3689 billones de barriles, subdivididos en 29 bloques de 500 km² cada uno aproximadamente, teniendo un potencial aún mayor de producción si se explorase en su totalidad y confirmase todas las investigaciones recientes hechas sobre esta zona de relativa importancia en la producción petrolífera actual y futura.
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Figura 19. Faja petrolífera del Orinoco.
13. VISCOSIDAD DE CRUDOS DE LA FAJA
La viscosidad se mide en unidades llamadas centipoises (cp). A mayor viscosidad tenga un fluido, mayor será su resistencia a fluir, y más cp tendrá. Se considera un crudo extra pesado aquel con una gravedad entre 10º y 14º API, y una viscosidad hasta los 10000 cp. Después de ese valor se habla de bitumen.
14. COMPLEJO DE MEJORADORES JOSÉ ANTONIO ANZOÁTEGUI Inaugurado el 13 de febrero de 2001 por el presidente Hugo Chávez Frías. Actualmente mantiene una fuerza laboral de 678 trabajadores y trabajadoras
El Complejo Industrial General División José Antonio Anzoátegui.
El Complejo Industrial G/D. José Antonio Anzoátegui, uno de los más grandes en el mundo por sus dimensiones, variedad industrial y servicios prestados, se localiza en un área de seguridad de unas 47.000 hectáreas, ubicado en el estado Anzoátegui, específicamente en la costa norte entre las poblaciones Puerto Píritu y Barcelona, en la jurisdicción compartida entre los municipios Simón Bolívar y Fernando de Peñalver.
En este complejo, operan las empresas mixtas que desarrollan actividades en la Faja Petrolífera del Orinoco, y que sirve de asiento a las operaciones de los diferentes Mejoradores de crudo extra pesado en la franja norte costera del estado Anzoátegui.
a. Mejorador G/D José Antonio Anzoátegui.
El crudo que alimenta estas unidades de procesos procede de los campos localizados en la División Junín, en el entorno de la parroquia San Diego de Cabrutica, municipio José Gregorio Monagas al extremo sur del estado Anzoátegui. Yacimientos que registran una producción promedio de 108 / 110 MBD. Producto transportado por 232 Km. de tuberías desde la estación de bombeo de Zuata hasta la estación de Bombeo de José y almacenados en dos tanques con capacidad de 300MB cada uno. De acuerdo a su diseño tiene una capacidad de procesamiento de 30 MTD equivalentes a 180MBD de crudo. Operacionalmente opera con 26MTD equivalente a 120MBD de crudo extra pesado. El producto obtenido del proceso de mejoramiento es el Petrozuata pesado de 19° API. Igualmente produce 2800 toneladas diarias de coque de petróleo y 60 toneladas diarias de azufre.
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Figura 20. Mejorador José Antonio Anzoátegui.
b. Pdvsa Petrocedeño:
El componente accionario de esta empresa mixta está constituido por Pdvsa 60%, la empresa Francesa Total 30,3% y la empresa Noruega Statoil 9,7%.
Produce 200 mil barriles diarios de crudo extrapesado (8 °API) provenientes del División Junín en la Faja Petrolífera del Orinoco, y los mejora en 180 MBD de Zuata Sweet, un crudo liviano de 32° API, producto Premium mejorado, constituido de mayor valor comercial que se procesa en el Complejo Industrial G/D Jose Antonio Anzoátegui.
Figura 21. Petrocedeño
c. Pdvsa Petropiar:
La producción se ubica en un promedio 130.MBD diarios de crudo extra pesado, extraído en jurisdicción del municipio Independencia del estado Anzoátegui, territorio perteneciente a la División Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco.
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Figura22. Petropiar
d. Pdvsa Petromonagas:
La producción se ubica en un promedio 132.MBD diarios de crudo extra pesado, extraído en jurisdicción del municipio Independencia del estado Anzoátegui, territorio perteneciente a la División Junín de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Figura 23. Petromonagas.
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CONCLUSIÓN
La faja petrolífera del Orinoco o faja del Orinoco es una extensa zona rica en petróleo pesado y extra pesado, ubicada a ambos márgenes (tanto en la frontera con Colombia como en suelo venezolano) del río Orinoco. Esta es considerada la acumulación más grande de petróleo pesado y extra pesado que existe en el mundo. Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según PDVSA, alcanzan hasta ahora 1,36 billones de barriles. Existen distintos maneras de transporte entre los cuales están: Los oleoductos tienen distintas capacidades de transporte, dependiendo del tamaño de la tubería. En líneas generales, el diámetro de los oleoductos varía entre 150 mm y 915 mm. Además pueden ser tanto de superficie como subterráneos, donde alcanzan los 2 m de profundidad. Entre los métodos están: la dilución que consiste en mezclar crudo pesado con hidrocarburos medianos, livianos o con cortes de petróleo como querosén o nafta, en una proporción tal que permita su movimiento a través de tuberías en condiciones económicamente aceptables, esto es: diluirlo hasta conseguir una mezcla operacionalmente manejable desde el punto de vista de su fluidez. La Inyección ASP es una técnica de recuperación mejorada de petróleo especialmente diseñada para ser utilizado después de un proceso de inyección de agua. Consiste en una mezcla de productos químicos, tales como el alcalino, el surfactante y el polímero, de allí que se denomine Inyección ASP, con los que se logra cambiar las propiedades del agua inyectada El método de flujo anular consiste en una película de agua que se forma según ciertos patrones de flujo entre el crudo y la tubería, actuando como lubricante. La orimulsión es una marca registrada que se utilizó para designar a un combustible desarrollado conjuntamente por las empresas petroleras Corpoven, Lagoven e INTEVEP, la filial de investigación y desarrollo de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) para usos industriales. Este combustible estaba hecho a base del hidrocarburo encontrado extensamente en el yacimiento que conforma la reserva petrolífera más grande de Venezuela: la faja del Orinoco.
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BIBLIOGRAFÍA
http://www.linkedin.com/company/pdvsa-petrocede-o-s.a.
http://www.google.co.ve/
http://es.wikipedia.org/wiki/Faja_Petrol%C3%ADfera_del_Orinoco
http://: www.pdv.com/intevep
http://:www.granma.cubaweb.cu/2011/02/16/interna/artic11.htmlhttp://:www.pdvsa.com/index.php?tpl...sp/...http://:www.librered.net › Latinoamérica
MONTIEL, HELÍ. (2004). “Tratamiento de crudo (Químico y Térmico).” Instituto de Investigaciones Petroleras, Universidad del Zulia y Fundación Laboratorio de Servicios Técnicos Petroleros. Maracaibo – Zulia.
HERNÁNDEZ S., ROBERTO (1997). “Metodología de la Investigación. Caracas.
RONDÓN B., LEONQUE J. (2004). “Estudio Técnico Operacional de la Red de Recolección de los Campos Guara Este y GG – 401x Pertenecientes a la Unidad de Explotación de Yacimiento Liviano del Distrito San Tomé.” Trabajo Especial de Grado. Universidad de Oriente, Núcleo Anzoátegui.
PAGAZANI C Y COLABORADORES. (1997). “Optimización del Sistema de Inyección de diluente”. Documento Técnico. Intevep, S.A. Morich
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