PETROLEO

PROCEDIMIENTO

El proceso de petróleo son una serie de procedimientos que se utilizan para transformar el petróleo crudo en los productos de consumo final, que van desde el combustible de aviación hasta los plásticos. Hay numerosas etapas implicadas en el procesamiento del petróleo, que pueden llevarse a cabo en lugares diferentes. Muchas compañías se especializan en el procesamiento del petróleo y la refinación del petróleo, y estas también pueden estar implicadas en la extracción de petróleo crudo y las ventas al consumidor de petróleo.
El petróleo contiene una mezcla de hidrocarburos sólidos, líquidos y gaseosos. En un estado crudo, los componentes para el empleo de los derivados del petróleo son esencialmente encerrados donde nadie pueda acceder a ellos. el proceso del petróleo se utiliza para extraer sus componentes más útiles.
En el proceso del petróleo, los componentes para el empleo de petróleo crudo se separan durante un proceso de destilación. El proceso de destilación del petróleo rompe las cadenas de hidrocarburos en el petróleo crudo para acceder a los productos derivados del petróleo como el queroseno y la gasolina. Los componentes extraídos pueden variar, dependiendo de como el crudo se inicia con el procesador y los procesos utilizados. Los procesadores de petróleo pueden ajustar su producción de productos derivados del petróleo para satisfacer las limitaciones de la oferta y la demanda.
Si, por ejemplo, el mercado está saturado de queroseno, la extracción de queroseno será de poco valor. Por lo tanto, el crudo puede ser procesado y refinado para reducir al mínimo la cantidad de queroseno producido. Por otro lado, si la oferta es baja y la demanda va en aumento, el aumento de la producción de queroseno es una decisión de negocios inteligente que permitirá a un procesador de petróleo aprovechar el mercado y conseguir un buen precio.
Las Instalaciones en las que se lleva a cabo el proceso de refino del petróleo son bastante grandes y se parecen más a un conjunto de instalaciones de interconexión de una línea de producción continua. Estas instalaciones son administradas por un personal que controla los equipos utilizados para procesar el petróleo, haciendo los ajustes necesarios para atender las necesidades y problemas específicos. El proceso del petróleo a menudo se lleva a cabo cerca de los ferrocarriles, camiónes, barcos y rutas para facilitar el acceso al transporte de petróleo, lo que reducir los costos.
Las personas que están interesadas en el proceso del petróleo pueden participar en las diferentes áreas del proceso. Los ingenieros pueden trabajar con los materiales en la línea de producción, y también pueden estar involucrados en el desarrollo de nuevos equipos para agilizar el proceso. Los administradores a tomar decisiones sobre qué producir y cuánto producir, así como la negociación de contratos con proveedores y compradores de productos derivados del petróleo. Los técnicos están involucrados en el día a día de una planta de elaboración, y hacen que se ejecuten equipos de limpieza de cámaras de destilación.

FUNDAMENTO TEORICO

Para el entendimiento del tema tratado se requiere del conocimiento de algunos aspectos teóricos fundamentales y su relación con los diversos procesos de recuperación mejorada. En primer lugar, se debe conocer que un reservorio es esencialmente un medio poroso que consiste en un apilamiento desordenado de partículas de roca (arenisca o caliza) que se encuentran cementadas entre si, donde en la mayoría de los casos se habla de un medio poroso consolidado (Salager, 2005).
En la mayoría de los casos el medio poroso contiene ambos fluidos agua y aceite, ya que los dos migran a la vez desde la roca madre hasta la roca almacén.
En ciertos casos el medio poroso contiene solamente aceite, pero durante los procesos de producción se inyecta agua (waterflooding) y por tanto se puede considerar que la situación de la mezcla de agua y aceite es general. Ahora bien, cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un medio poroso, se encuentran distribuidos según las leyes de la hidrostática y de la capilaridad. Dicha repartición depende de la dimensión de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y de las saturaciones relativas, entre otras variables.
La ley fundamental de la capilaridad o ecuación de Laplace relaciona la diferencia de presión entre los lados de una interfase (presión capilar Pc) con la curvatura por medio de la siguiente ecuación:
(1)
donde s es la tensión interfacial y H la curvatura promedio de la interfase. La tensión interfacial es la energía libre de Gibbs por unidad de área y depende de las sustancias adsorbidas en la interfase. En este sentido, por medio de la siguiente figura se puede notar que la presión es superior del lado de la concavidad, es decir, en el interior de las gotas de crudo:

Figura 1. Estructura de atrapamiento de los glóbulos de petróleo por efecto capilar.

Fuente: Salager, J. L., "Recuperación Mejorada del Petróleo".

Otro aspecto fundamental que guarda una estrecha relación con el tema, es la mojabilidad, la cual describe las interacciones entre los fluidos y la superficie rocosa. Este parámetro constituye una característica importante del equilibrio trifásico roca-aceite-agua y puede ser cuantificado mediante el ángulo de contacto. Se tiene que:

Figura 2. Equilibrio de las fuerzas de tensión y ángulo de contacto.

Fuente: Salager, J. L., "Recuperación Mejorada del Petróleo".

Se dice que el fluido que posee el ángulo de contacto inferior a 90º es el que moja la superficie sólida, sin embargo, en las condiciones de yacimiento el ángulo de contacto supera dicho valor.
Es evidente que cualquier cambio en la tensión interfacial de alguno de los componentes produce una alteración de la mojabilidad (Spinler y Baldwin, 1999).
En lo siguiente se hace una breve descripción de algunas definiciones importantes para la comprensión del tema:

1. La velocidad con la que el fluido atraviesa el material depende del tipo de material, de la naturaleza del fluido, de la presión del fluido y de la temperatura. Para ser permeable, un material debe ser poroso, esto es, debe contener espacios vacíos o poros que le permitan absorber fluido.
   No obstante, la porosidad en sí misma no es suficiente: los poros deben estar interconectados de algún modo para que el fluido disponga de caminos a través del material. Cuantas más rutas existan a través del material, mayor es la permeabilidad de éste. El parámetro que permite su medición es el coeficiente de permeabilidad del medio (κ), el cual se expresa en darcy (Wesson y Harwell, 1999).
2. Permeabilidad: consiste en la capacidad de un material para permitir que un fluido lo atraviese sin alterar su estructura interna. Se dice que un material es permeable si deja pasar a través de él una cantidad apreciable de fluido en un tiempo dado, e impermeable si la cantidad de fluido es despreciable. (2)
   donde κo y κw representan las permeabilidades efectivas del agua y el petróleo respectivamente, mientras que m w y m o, las viscosidades correspondientes al agua y al petróleo.
   Para petróleos de alta viscosidad, esto es de baja movilidad, y fluidos desplazantes de baja viscosidad (alta movilidad), se hace la razón de movilidad M mayor que 1, con un aumento progresivo de la viscosidad del fluido de inyección.
3. Razón de movilidad: se conoce como el cociente de las relaciones de permeabilidad/viscosidad (κ/µ) de un fluido desplazante con respecto a otro fluido desplazado. Durante las operaciones de invasión con agua en un yacimiento petrolífero, la razón de movilidad se expresa como:
4. Porosidad: es uno de los parámetros fundamentales para la evaluación de todo yacimiento y se define como la fracción de volumen vacío.
5. Número capilar: es la relación entra las fuerzas viscosas de drenaje y las fuerzas capilares, dada por la siguiente expresión:

(3)
donde s es la tensión interfacial entre los fluidos desplazantes y desplazados (agua/petróleo), κ es la permeabilidad efectiva del fluido desplazante, D P/L es el gradiente de presión por unidad de longitud y υ es la velocidad de desplazamiento del fluido.
De acuerdo con la definición del número capilar, se podría pensar en aumentar la velocidad de flujo o en aumentar la viscosidad. La primera posibilidad está limitada por cuestiones de costo y también porque se llega rápidamente a la presión de fractura de la roca del yacimiento,
Al aumentar la viscosidad, mediante disolución de polímeros hidrosolubles como poliacrilamida o xantano, se puede ganar un factor 10, pero no más, en virtud de que se debe considerar nuevamente la barrera de la presión de fractura. Por tanto la única posibilidad es disminuir la tensión interfacial, y en forma drástica, algo como tres órdenes de magnitud (Schramm y Marangoni, 1999).
Algunos datos reportados en la literatura muestran que el porcentaje de recuperación de crudo en un medio poroso, es esencialmente nulo cuando el número capilar es inferior a 10-6 y es esencialmente 100% cuando el número capilar es superior a 10-3. Es por ello que el principal propósito de los métodos de recuperación mejorada es aumentar el número capilar con la finalidad de aumentar el porcentaje de recobro (Salager, 2005).