Industrias extractivas hidrocarburos 2018

Ing. Fernando Daniel Fioretti fernandofioretti@hotmail.com
INDUSTRIAS DE BASE
EXTRACTIVA
EXTRACCIÓN, FRACCIONAMIENTO,
REFINACIÓN Y TRATAMIENTO DE SUS
EFLUENTES.
HIDROCARBUROS
2018

HIDROCARBUROS 2018
INDUSTRIAS DE BASE EXTRACTIVA Página 2 de 80
Facultad Regional Mendoza
Universidad Tecnológica Nacional
Asignatura: Industrias de Base Extractiva
Área: Orientadoras - Electivas
Carrera: Ingeniería Química
Ciclo lectivo: 2018 Dictado: Anual
CONTENIDO
1 DISTRIBUCIÓN TERRITORIAL ....................................................................................................5
1.1 DISTRIBUCIÓN DEL PETROLEO. ........................................................................................5
1.1.1 Extracción de Petróleo....................................................................................................5
1.1.2 Cuencas Productivas y su Riesgo de Exploración..........................................................5
1.1.3 Principales Operadores por Cuenca...............................................................................6
1.1.4 Producción de Petróleo en Mendoza..............................................................................6
1.2 DISTRIBUCIÓN DEL GAS. ....................................................................................................8
2 MARCO NORMATIVO...................................................................................................................8
3 MERCADO DE LOS HIDROCARBUROS......................................................................................9
3.1 La matriz energética nacional...............................................................................................11
3.2 Participación de Mercado en Naftas (8.165 Mm3) y Gas Oil (13.531 Mm3), al 2013. ..........11
3.3 Mercado en Naftas y Gas Oil................................................................................................11
3.4 Exportación e Importación de Combustibles Líquidos..........................................................12
3.5 Consumo de combustibles para la Generación Eléctrica .....................................................13
3.6 Extracción Diaria de Crudo a nivel Mundial..........................................................................13
3.7 Extracción Diaria de Crudo en Argentina, al 2017................................................................13
4 YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS......................................................................................14
4.1 El origen de los combustibles fósiles....................................................................................15
4.2 Exploración...........................................................................................................................16
4.3 Desarrollo de los yacimientos...............................................................................................17
5 MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE PETROLEO..........................................................................19
5.1 Introducción..........................................................................................................................19
5.2 Clasificación de Crudos........................................................................................................19
5.3 Factores de recuperación.....................................................................................................19
5.4 Diferentes tipos de Recuperación de Petróleo .....................................................................20
5.4.1 Recuperación Secundaria.............................................................................................20
5.4.1.1 Inyección de agua.................................................................................................21
5.4.1.2 Tipos de inyección de agua ..................................................................................22
5.4.1.3 Inyección de gas...................................................................................................22
5.4.1.4 Tipos de inyección de gas ....................................................................................23
5.4.1.5 Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas ..................23
5.4.2 Recuperación Terciaria o Mejorada (EOR)...................................................................23
5.4.2.1 Objetivos de la aplicación de los métodos EOR. ..................................................23
5.4.2.2 Clasificación de los métodos EOR........................................................................24
5.4.2.3 Métodos no térmicos.............................................................................................24
5.4.2.4 Métodos no convencionales térmicos...................................................................26
5.4.3 Otras fuentes de Hidrocarburos....................................................................................29
5.5 Pozos....................................................................................................................................29
5.5.1 Locación de Pozos .......................................................................................................29
5.5.2 Posibilidad de instalación de Pozos..............................................................................30
5.5.3 Perforación de Pozos ...................................................................................................30
6 DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES EN SUPERFICIE.......................................................31
6.1 FUNCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE......................................................31
6.2 INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA PETROLEO. ....................................................34
6.2.1 Separación de agua libre..............................................................................................35
6.2.1.1 Tanques deshidratadores (cortadores ó skimmer)................................................35

HIDROCARBUROS 2018
6.2.1.2 Free Water Knock Out Drum (FWKOD)................................................................35
6.2.1.3 Cuadro comparativo – Separación Agua Libre .....................................................36
6.2.2 Tratamiento de crudo....................................................................................................36
6.2.2.1 Tratador térmico vertical .......................................................................................36
6.2.2.2 Tratador horizontal de flujo vertical.......................................................................37
6.2.2.3 Tanques con Downcomer internos .......................................................................37
6.2.2.4 Deshidratadores y desaladores electroestáticos ..................................................37
6.2.2.5 Cuadro comparativo – Tratamiento de Crudo.......................................................38
6.2.3 Tratamiento de agua.....................................................................................................38
6.2.3.1 Pileta API..............................................................................................................39
6.2.3.2 Tanque skimmer ...................................................................................................39
6.2.3.3 Skimmer Horizontal...............................................................................................39
6.2.3.4 Separador de placas corrugadas (CPI).................................................................39
6.2.3.5 Celdas de flotación inducidas por gas mecánica ..................................................40
6.2.3.6 Celdas de flotación inducidas por gas por educción.............................................40
6.2.3.7 Hidrociclones ........................................................................................................41
6.2.3.8 Filtros multimedios................................................................................................41
6.2.3.9 Selección de Tecnología.......................................................................................41
6.2.3.10 Cuadro comparativo – Tratamiento de Agua .......................................................42
6.3 INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA GAS. ................................................................43
6.3.1 Separación primaria......................................................................................................43
6.3.2 Endulzado.....................................................................................................................43
6.3.2.1 Absorción Química (Aminas) ................................................................................43
6.3.2.2 Separación con membranas .................................................................................44
6.3.2.3 Adsorción con tamices moleculares no regenerativos..........................................45
6.3.2.4 Adsorción con tamices moleculares regenerativos...............................................46
6.3.2.5 Cuadro comparativo – Endulzado de Gas ............................................................46
6.3.3 Deshidratado ................................................................................................................47
6.3.3.1 Absorción química con GLICOLES.-.....................................................................47
6.3.3.2 Absorción o adsorción física .................................................................................48
6.3.3.3 Cuadro comparativo – Deshidratado de Gas........................................................48
6.3.4 Remoción de hidrocarburos líquidos livianos (NGL).....................................................49
6.3.4.1 Separación por refrigeración externa (LTS)..........................................................49
6.3.4.2 Expansión a través de válvula ..............................................................................49
6.3.4.3 Turbo expander.....................................................................................................50
6.3.4.4 Cuadro comparativo – Remosión de hidrocarburos livianos.................................50
6.4 INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA RESIDUOS. .....................................................51
6.4.1 Clasificación de Residuos.............................................................................................51
6.4.2 Repositorios de Sólidos. ...............................................................................................52
6.4.2.1 Biorremediación....................................................................................................52
6.4.2.2 Dewatering............................................................................................................52
6.4.2.3 Degradación de moléculas orgánicas con arcilla..................................................52
7 DESTILACIÓN Y REFINACIÓN ..................................................................................................53
7.1 QUE ES DOWNSTREAM.....................................................................................................53
7.2 RENDIMIENTOS SEGÚN TIPO DE CRUDO Y ESQUEMA.................................................53
7.3 PRINCIPALES ACTIVOS DOWNSTREAM..........................................................................53
7.4 COMFORMACIÓN DE UNA INSTALACIÓN ........................................................................55
7.4.1 Complejidad de Instalación...........................................................................................55
7.4.1.1 Esquema de Refinería Simple o Hydroskimming..................................................55
7.4.1.2 Esquema de Refinería Compleja - Esquema con Conversión ..............................56
7.4.2 Instalación por Tipo o Etapa de Desarrollo...................................................................56
7.4.3 Secuencia Operativa de la Instalación..........................................................................57
7.4.3.1 Unidad de destilación atmosférica (ADU) .............................................................57
7.4.3.2 Unidad de destilación al vacío (VDU) ...................................................................58
7.4.3.3 Unidad de Visbreaking (VBU) ...............................................................................59
7.4.3.4 Unidad de Desafaltado por Solvente (SDA)..........................................................59
7.4.3.5 Unidades de ISOREF ...........................................................................................60
7.4.3.6 Unidad de Hidrotratamiento de Gas Oil (DHDS)...................................................62
7.4.3.7 Unidad de Hidrocracking.......................................................................................63
7.4.3.8 Unidades de Blending...........................................................................................64

HIDROCARBUROS 2018
7.4.4 INSTALACIONES ALTERNATIVAS .............................................................................64
7.4.4.1 Unidad de Cracking Catalítico Fluido (FCC) .........................................................64
7.4.4.2 Unidad de Cracking Térmico Retardado (COKE) .................................................65
7.4.4.3 Unidad de Complemento en Tratamientos de Asfaltos.........................................65
7.5 TRATAMIENTO DE EFLUENTES........................................................................................66
7.5.1 TIPOS DE DRENAJES LÍQUIDOS...............................................................................66
7.5.1.1 Caudal de drenaje industrial .................................................................................66
7.5.1.2 Caudal de drenaje pluvial .....................................................................................66
7.5.1.3 Caudal de drenaje cloacal ....................................................................................66
7.5.2 PILETAS DE SEPARACIÓN DE FINOS DE COQUE...................................................67
7.5.3 SEPARDORES CPI......................................................................................................67
7.5.4 SEPARADORES API....................................................................................................68
7.5.5 ESTACION DEPURADORA DE AGUAS RESIDUALES POR TRATAMIENTO
BIOLÓGICO.................................................................................................................................69
7.5.6 EQUIPO DE SECADO DE LODOS ACEITOSOS ........................................................69
7.5.7 DESFLUORACION DE LOS EFLUENTES DE ALQUILACION....................................69
8 PETROQUÍMICA: PRODUCTOS DERIVADOS ..........................................................................71
8.1 ETAPAS DEL DESARROLLO PETROQUÍMICO .................................................................71
8.1.1 MATERIAS DE BASE...................................................................................................71
8.1.2 PRODUCTOS TERMINADOS......................................................................................72
8.1.2.1 Plásticos ...............................................................................................................72
8.1.2.2 Fibras Sintéticas ...................................................................................................72
8.1.2.3 Caucho sintético y elastómeros ............................................................................72
8.1.2.4 Detergentes ..........................................................................................................72
8.1.2.5 Abonos..................................................................................................................73
8.2 PROCESOS PETROQUÍMICOS..........................................................................................73
8.2.1 PROCESOS LICENCIADOS ........................................................................................73
8.2.2 COMPLEJOS PETROQUÍMICOS ................................................................................74
8.2.2.1 Complejo Aromáticos: ARO ..................................................................................74
8.2.2.2 Complejo Olefinas: PAO .......................................................................................74
8.2.2.3 Planta de Anhídrido Maleico: MAN .......................................................................74
8.2.2.4 Planta de Poliisobutileno: PIB...............................................................................75
8.2.2.5 Complejo Lineal Alquil Benceno: LAB...................................................................75
9 DISEÑO Y EJECUCIÓN DE PROYECTOS DE INSTALACIONES DE SUPERFICIE:
METODOLOGÍA VCDE........................................................................................................................76
10 CONSEJOS DE TRABAJO..........................................................................................................79
11 FUENTES Y BIBLIOGRAFIA.......................................................................................................80

HIDROCARBUROS 2018
1 DISTRIBUCIÓN TERRITORIAL
1.1 DISTRIBUCIÓN DEL PETROLEO.
1.1.1 Extracción de Petróleo.
1.1.2 Cuencas Productivas y su Riesgo de Exploración.
Total Cuencas Sedimentarias País: 1.845.000 Km2

HIDROCARBUROS 2018
1.1.3 Principales Operadores por Cuenca.
1.1.4 Producción de Petróleo en Mendoza.

HIDROCARBUROS 2018
Cuenca Cuyana
CUENCA NEUQUINA – ZONA EL PORTÓN

HIDROCARBUROS 2018
1.2 DISTRIBUCIÓN DEL GAS.
2 MARCO NORMATIVO

HIDROCARBUROS 2018
3 MERCADO DE LOS HIDROCARBUROS
La exploración y producción se realiza en cuencas hidrocarburíferas. Las materias primas
son transportadas por medio de ductos, por vía terrestre o marítima, hasta los lugares de
transformación. Las plantas separadoras del gas suelen estar próximas a la zona de
extracción, en tanto que las refinerías de petróleo se ubican cerca de los grandes centros de
consumo o en “nudos” logísticos junto a facilidades portuarias de magnitud.
Del procesamiento del gas en las plantas separadoras se origina el gas de red (para
consumo residencial o industrial), el gas licuado de petróleo y otros gases con empleo
petroquímico. Alrededor del 33% del gas natural se utiliza en la generación de energía
eléctrica; el 31% es demandado por la industria; el 23% es consumido en forma residencial;
y el resto se reparte entre gas natural comprimido (GNC), comercial y otros.
El 93,5% de los productos refinados del petróleo abastecen la demanda de combustibles
líquidos (gas oil; naftas común, súper y ultra; fuel oil, kerosene y naftas para aviación) y el
6,5% restante se utiliza como insumo en la industria petroquímica.
El transporte se lleva a cabo, principalmente, a través de oleoductos y gasoductos y, en
menor medida, con camiones tanque. Existe una importante estructura de almacenaje de
combustibles, controlada mayoritariamente por las propias empresas refinadoras.
En el mercado interno, las ventas de combustibles líquidos se realizan por medio dos
canales: el mayorista, compuesto fundamentalmente por las grandes petroleras que
abastecen a las flotas de transporte de mercaderías o pasajeros, al agro (gas oil) y a las
estaciones de servicio; y el minorista, integrado por las estaciones de servicios y algunos
pequeños distribuidores independientes.
En relación con el mercado externo, existen gasoductos por medio de los cuales se
transporta gas principalmente a Chile, aunque también a Brasil y Uruguay. Además, se
llevan a cabo exportaciones de petróleo y derivados por vía marítima. En los últimos años,
las ventas externas de productos refinados han rondado el 10% de la producción total.

HIDROCARBUROS 2018
En la etapa extractiva existe una importante concentración económica: cuatro empresas
explican cerca del 66% de la extracción de petróleo y el 75% de gas.
Un fenómeno similar al anterior ocurre en la fase de procesamiento, aunque el grado de
concentración es aún mayor: tres firmas representan casi el 80% de la capacidad de
refinación. Asimismo, existen dos operadores YPF y Petrobrás que están integrados
verticalmente, participando en las etapas de explotación y refinación.
El transporte de petróleo es realizado mayormente a través de la red de poliductos de YPF
mientras que el de gas por medio de la red de gasoductos troncales de dos concesionarias
(TGS y TGN). Por su parte, en la distribución de gas natural hacia los clientes finales
intervienen una decena de compañías, cada una de las cuales tiene el monopolio de la
actividad dentro de su respectiva región.
La comercialización de combustibles en el segmento minorista se realiza por medio de 3.600
estaciones de servicio que, en su gran mayoría, comercializan las marcas de las cuatro
firmas líderes del segmento de refinación. El resto vende marcas de operadores menores
que no cuentan con estructura propia de refinación en el país.
En el año 2012, YPF inicia el desarrollo del shale en la Argentina en la Formación Vaca
Muerta, en la Cuenca Neuquina. Se estima que el país se posiciona en segundo lugar a
nivel mundial entre los países con mayores recursos de gas no convencional técnicamente
recuperables, y en cuarto lugar en cuanto a petróleo no convencional.

HIDROCARBUROS 2018
3.1 La matriz energética nacional
La matriz energética es una representación cuantitativa que nos
indica cuánta energía consume la Argentina, y cuáles son sus
distintas fuentes. Es decir, nos permite saber cuánto de la energía
que consumimos procede de fuente nuclear, hidroeléctrica, solar,
eólica, biomasa, geotérmica o de combustibles fósiles como el
petróleo, el gas y el carbón.
En todo el mundo los hidrocarburos componen la mayor parte de
la matriz. En la Argentina, el petróleo y el gas alcanzan el 86,1%
del total de la oferta, y el carbón mineral representa el 1,2% de la
matriz. La fuente más utilizada en la matriz energética del país es
el gas (50,2%), que es la energía fósil más limpia porque genera
menores emisiones a la atmósfera. Más del 60% del gas que se
consume en todo el país es utilizado de manera directa para el
desarrollo, especialmente como insumo de la industria nacional y
de las principales centrales eléctricas. En el corto y mediano
plazo el gas natural se configura como la opción más segura y
efectiva para hacer una transición más limpia hacia el crecimiento
sostenible.
El carbón, que no se consume en cantidades significativas en
nuestro país, emite cuatro veces más dióxido de carbono que el
gas, y genera otros elementos contaminantes como, por ejemplo,
sulfuros.
La energía hidráulica (9,8%) y la nuclear (2,1%) han crecido en
los últimos cuarenta años debido a que fueron usadas para
generar electricidad. La energía eólica y la energía solar (dos de
las energías renovables más disponibles en nuestro país)
representan poco menos del 1% de la matriz.
3.2 Participación de Mercado en Naftas (8.165 Mm3) y Gas Oil
(13.531 Mm3), al 2013.
3.3 Mercado en Naftas y Gas Oil
Situación histórica de balance oferta demanda de productos al 2011.
 Mercado de combustibles orientado al consumo de gas oil, con mayores crecimientos
en el mercado de naftas durante los últimos años.
 En el período 2008-2009 si bien hubo una retracción en la demanda del mercado de
gas oil (del orden del 5%), la tasa de crecimiento se sostiene por encima del 4%
anual.

HIDROCARBUROS 2018
Proyección del mercado (YPF)
3.4 Exportación e Importación de Combustibles Líquidos.
Nafta:
 Argentina ha sido exportador estructural de naftas hasta el año 2009.
 A partir de 2010 se comenzó a importar naftas premium y mayor cantidad de
mejoradores octánicos.
Gas Oil:
 Argentina ha sido exportador de gas oil hasta el año 2004, con empresas importando
y otras exportando. YPF canceló exportaciones en el año 2005.
 Desde 2006 Argentina ha pasado a ser importadora estructural de gas oil, primero
como combustible alternativo al gas natural (para generación de energía eléctrica) y
finalmente para los mercados tradicionales (transporte, agro, industria, etc.)
Fuel Oil:
 La generación térmica de energía eléctrica ha incrementado la demanda de fuel oil,
pasando de exportador a importador desde el año 2009.
 El desarrollo de shale gas sustituiría, a futuro, combustibles líquidos, hoy destinados
a la generación de electricidad.

HIDROCARBUROS 2018
3.5 Consumo de combustibles para la Generación Eléctrica
3.6 Extracción Diaria de Crudo a nivel Mundial
3.7 Extracción Diaria de Crudo en Argentina, al 2017.
En Argentina se desplomó la producción de petróleo, cayendo un 13% en un año.
La menor perforación en los campos petrolíferos, una tendencia que lleva casi un año y
medio, empezó a impactar con fuerza en las estadísticas del sector.
Según datos del Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG), la extracción promedió en
abril de 2017 es 72.021 metros cúbicos diarios (m3/d) de hidrocarburo, un 13,4% menos que
en el mismo mes del año anterior, cuando se produjeron 82.817 m3/día de crudo. La
producción de gas se mantuvo prácticamente invariante (+0,26%).
La del petróleo es la baja interanual más pronunciada en los últimos 10 años. Y es el
correlato de la política de convergencia de los precios domésticos del crudo con la
cotización internacional del barril. En los hechos, eso implicó una reducción del precio
interno del barril, que al momento se pagaba cerca de US$ 55,70 en el caso del crudo
Medanito de la cuenca Neuquina y US$ 47,20 el Escalante del Golfo San Jorge. Son
números que reflejan una baja del 10% con relación a los precios vigentes durante el año
previo. Con todo, tanto el Medanito como el Escalante son todavía más caros que el Brent
(Europa), que hoy cotiza a US$ 47,23 y el WTI (EE.UU.), que se paga por debajo de los 45

HIDROCARBUROS 2018
dólares. Eso quiere decir que muy probablemente el precio interno del barril continúe
depreciándose en los próximos meses.
A dicha fecha existía un acuerdo firmado bajo el paraguas del Gobierno que establece un
tope para el barril criollo durante el semestre. El precio del Medanito está topeado en US$
55 para el segundo semestre y el del Escalante, en 47 dólares. Pero aun así, con un precio
internacional tan bajo en torno a los 45 dólares, el propio mercado presionó a la baja de los
precios locales”, y en el segundo semestre del 2017 terminó con la liberación del mercado..
Frente a ese escenario, las petroleras recortaron la cantidad de equipos de perforación
dirigidos a la producción de petróleo. A abril de 2017 estaban activos 63 equipos de
perforación en todo el país; un 30% menos que en el mismo mes de 2016 (83 unidades de
drilling). La baja se sintió con mayor fuerza
en los campos maduros de petróleo del
Golfo San Jorge. YPF, el mayor productor
de hidrocarburos del país, desafectó más
de 10 equipos torre en el norte de Santa
Cruz porque, con este precio del crudo, ya
no es rentable la extracción de petróleo en
campos históricos como Las Heras,
Cañadón Seco y Los Perales. La compañía
controlada por el Estado produjo en abril de
ese año 32.269 m3/d de petróleo, un 12,2%
menos que en 2016, según cifras
publicadas por el IAPG.
La baja es una constante en toda la
industria. Pan American Energy (PAE), el
segundo jugador del mercado, perdió un
4,91% de su producción de crudo. La oferta
de crudo de Pluspetrol, tercero en el
ranking, con base en la cuenca Neuquina,
también se desplomó: cayó un 15 por
ciento. Y la de la china Sinopec, cuarto en
la nómina, cayó un 10,2%.
En m3/día, por empresa, Abril ’16 vs Abril ’17 - Fuente: IAPG
4 YACIMIENTOS DE PETROLEO Y GAS.
No es cierta la idea generalizada que el
petróleo se encuentra bajo la tierra en
grandes “cavernas” o “bolsones”. En
realidad el petróleo se encuentra
“embebido” en cierto tipo de rocas, a las
que se denomina reservorios. Un
reservorio es una roca que tiene espacios
vacíos dentro de sí, denominados poros,
que son capaces de contener petróleo o
gas del mismo modo que una esponja
contiene agua. La capacidad de los poros
son los espacios que hay entre los
granos. La capacidad de los poros de contener distintos tipos de fluidos puede observarse
en cualquier playa, donde es fácil distinguir entre la arena “seca” y la arena “mojada”. Esta
última tiene sus poros llenos (saturados) de agua, mientras que en la arena “seca” están
llenos de aire. En un yacimiento, los poros del reservorio están saturados con petróleo o
gas.
Petrolera 2016 2017 Evolución
YPF 36.791 32269 -12,29%
PAE 15.855 15072 -4,94%
Pluspetrol 5368 4559 -15,07%
Sinopec 4347 3904 -10,19%
Tecpetrol 2447 1109 -54,68%
Chevron 2063 1495 -27,53%
Petrobras (Pampa
Energía)
1908 1184 -37,95%
Entre Lomas 1678 1455 -13,29%
Total 1552 1277 -17,72%
Enap Sipetrol 1353 1058 -21,80%
Petroquímica
Comodoro Rivadavia
1238 1029 -16,88%
CGC 896 713 -20,42%
Roch 462 296 -35,93%
Chañares Herados 392 308 -21,43%
Medanito 290 237 -18,28%

HIDROCARBUROS 2018
Para que se forme un yacimiento hace falta algo que permita que el petróleo se concentre
en un lugar, evitando el “derrame” hacia los costados. Este elemento se llama trampa. Las
trampas pueden estar dadas por rocas impermeables ubicadas a los lados del reservorio; un
ejemplo de esto es un cuerpo de arena (reservorio) totalmente rodeado de arcilla (sello y
trampa): es llamada trampa estratigráfica. La trampa también puede ser producto de una
deformación de las rocas: es posible que se forme un pliegue de modo tal que hacia todos
los costados tanto el reservorio como el sello vayan bajando (formando una taza invertida),
lo que evita que el petróleo migre hacia los lados. Esto es lo que se denomina trampa
estructural.
4.1 El origen de los combustibles fósiles
Los hidrocarburos son combustibles fósiles. Porque
provienen de restos de organismos que vivieron
hace millones de años. La formación del petróleo
suele asociarse a la presencia de fósiles de
dinosaurios. Sin embargo, el petróleo no se formó a
partir de restos de dinosaurios, sino más bien a
partir de plantas, microorganismos, bacterias y
algas. Es decir, materia orgánica que puede tener
origen continental o marino.
La acumulación de materia orgánica tuvo lugar, a lo
largo del tiempo, en ambientes marinos o
continentales. En condiciones de escasez de
oxígeno esta materia orgánica se preserva. Luego,
a partir de la presencia de altas temperaturas y
presión, la materia orgánica se transforma en
hidrocarburos.
Durante millones de años, la materia orgánica es
sometida a grandes presiones (¡por tener 1.000,
2.000, 3.000 o más metros de roca encima!) y a
grandes temperaturas que en ausencia de oxígeno
generan cambios químicos: se descompone la
materia orgánica y se forman los hidrocarburos. A
este proceso se lo conoce como “catagénesis”.
El petróleo y el gas se encuentran alojados dentro
de una roca, la misma en la que se produjo este
proceso de sedimentación y transformación. Ésta es
la llamada “roca generadora”, una roca con poros
que no se encuentran interconectados y que no
permiten que los compuestos fluyan por ella.

HIDROCARBUROS 2018
¿Cómo llega el petróleo a los reservorios, que es de
donde lo extraemos? Lo que sucede es que la
corteza terrestre se mueve constantemente, y esto
genera fisuras en la roca generadora, que se
convierten en caminos por los cuales una parte del
petróleo y el gas comienzan a liberarse y migrar.
Este movimiento lleva los hidrocarburos hacia rocas
más porosas y permeables (reservorio), a veces,
incluso, llegando hasta la superficie. La migración es
lenta, y llega a su fin generalmente cuando los
hidrocarburos se topan con una roca impermeable,
también conocida como “roca sello”, que no permite
que los hidrocarburos continúen su migración.
Los reservorios no son espacios vacíos en donde se
alojan los hidrocarburos, sino que conforman otro
tipo de roca, más permeable y porosa que la generadora. Se conoce como “roca reservorio”
y está llena de agujeros microscópicos o poros, que están interconectados. Una vez allí, el
petróleo y el gas se acomodan de acuerdo con su densidad (es decir, el gas en la parte
superior y el petróleo en la parte inferior).
Desde el comienzo de la industria petrolera, éste fue el tipo de rocas de interés, objetivo de
los exploradores.
Esto es lo que se conoce como reservorio
convencional.
Sin embargo, no todos los hidrocarburos logran
abandonar la roca generadora y migrar hasta llegar a
las trampas para alojarse en la roca reservorio. Hay
casos en que parte del gas y del petróleo queda en la
roca generadora, formando reservorios no
convencionales (también conocidos como " shale"). Si
bien estos reservorios no convencionales eran
conocidos como roca generadora, todavía no se
disponía de la tecnología necesaria para explotarlos de
forma económica y sustentable.
Para la extracción de los hidrocarburos desde la roca
generadora es necesario utilizar una técnica conocida
como estimulación hidráulica.
4.2 Exploración
Exploración es el término usado en la industria petrolera para designar la búsqueda de
petróleo o gas. Es la fase anterior al descubrimiento.
A pesar del avance tecnológico –que ha permitido disminuir algunos factores de riesgo- no
se ha logrado aún hallar un método que permita en forma indirecta definir la presencia de los
hidrocarburos con un 100% de certeza. Por ello, la única forma fehaciente de comprobarla
existencia de hidrocarburos es mediante la perforación de pozos exploratorios.
Los métodos de exploración que hoy se emplean son muy variados: desde el estudio
geológico de las formaciones rocosas que están aflorando en superficie hasta la
observación indirecta, a través de diversos instrumentos y técnicas de exploración. Hoy las
herramientas y los métodos utilizados en exploración han alcanzado niveles no imaginados
unos pocos años atrás, especialmente debido al avance y la ayuda de la informática que
permite almacenar y manejar millares de datos con rapidez y eficacia. Las imágenes
satelitales, la detección por radar de manaderos de hidrocarburos en el mar y la sísmica
tridimensional (3D) son algunos ejemplos de este avance en las técnicas de exploración.

HIDROCARBUROS 2018
Una de las herramientas más utilizadas
por los exploradores son los mapas.
Hay mapas de afloramientos (que
muestran las rocas en la superficie),
mapas topográficos (que indican las
elevaciones y los bajos del terreno con
curvas que unen puntos de igual
altitud) y los mapas de subsuelo. Estos
últimos son quizás los más importantes
porque muestran la geometría y la
posición de una capa de roca en el
subsuelo y se generan con la ayuda de
una técnica básica en la exploración de hidrocarburos: la sísmica de reflexión.
La sísmica de reflexión consiste en emitir ondas de
sonido en la superficie del terreno (con explosivos
enterrados en el suelo o con camiones vibradores en
el caso de exploración en tierra o con cañones de aire
en el mar, en el caso de exploración en cuencas
marinas), las que se transmiten a través de las capas
del subsuelo y son reflejadas nuevamente hacia la
superficie cada vez que haya un cambio importante en
el tipo de roca. Las ondas recibidas en superficie se
miden por el tiempo que tardan en llegar, de lo que
infiere la posición en profundidad y la geometría de las
distintas capas. El producto final es una “imagen” del
subsuelo. La adquisición de líneas sísmicas puede
realizarse con un grillado 2D, es decir en dos
dimensiones o con grillado 3D, en tres dimensiones. La ventaja de las sísmicas en 3D radica
en la enorme cantidad de información que proporciona con respecto a la 2D, con la cual se
reducen al máximo las incertidumbres con respecto a la geometría y la posición de las capas
en el subsuelo. La desventaja son los costos (el costo de 1 km2
de sísmica 3D es tres a
cuatro veces el costo de 1 km lineal de sísmica 2D).
La complejidad de los servicios de alta tecnología y la capacitación y especialización de un
verdadero equipo multidisciplinario de exploración, convierten a este primer escalón en la
búsqueda de hidrocarburos en un área industrial extremadamente cara. Sin embargo, todo
resulta menos oneroso que perforar en el lugar equivocado y aún así, la garantía total de
éxito no existe. De esto último se deduce que en el negocio de exploración se ponen en
juego decisiones de alto riesgo que requieren grandes recursos financieros.
Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial con un
pozo, se inician los trabajos de delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de
otros nuevos –en muchos casos con una registración de sísmica 3D o 2D previa –para
efectuar luego la evaluación de las reservas. Esto significa que desde el descubrimiento de
un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos
adicionales en los que deben invertirse grandes sumas de dinero. De aquÍ que sólo grandes
organizaciones empresarias puedan afrontar estos costos.
4.3 Desarrollo de los yacimientos
Luego de descubierto un yacimiento mediante las tareas de exploración se hace necesario
conocer la cantidad de petróleo o gas que es posible obtener de ese yacimiento, en
condiciones económicas y a través de los métodos conocidos. A ese volumen de gas y
petróleo se lo conoce como reservas y al proceso de obtención del mismo se lo denomina
desarrollo del yacimiento. Para determinar las reservas, primero se debe conocer cuánto
petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como “petróleo original in situ”.
Este cálculo obliga al conocimiento de:

HIDROCARBUROS 2018
 El volumen de la roca reservorio o productiva
 La porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible
 La saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por agua
 La profundidad, presión y temperatura de las capas productivas
Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el
yacimiento, lo que permite además tomar los registros (medición mediante herramientas que
se bajan al pozo, de las características físicas y químicas de las rocas y los fluidos
contenidos) y las muestras necesarias (de ciertas rocas y ciertos fluidos).
La “reserva” de un yacimiento es una fracción del “petróleo original in situ”, ya que nunca se
recupera el total del petróleo existente. Para establecerla (la reserva), hay que conocer cuál
será el factor de recuperación del yacimiento, factor que implica conocer el tipo de empuje
del yacimiento (empuje de agua o gas); su presión; permeabilidad de la roca; medida de la
transmisibilidad entre los poros de la roca y el método de explotación a utilizar. La obtención
de estos datos requiere el seguimiento del comportamiento del yacimiento por medio de
diversas pruebas y ensayos: implica tiempo e inversión de capital. El valor resultante de la
fracción del petróleo recuperable (reservas) varía entre un 15% y un 60% del total del
petróleo existente.
Una vez que se conocen los límites y características del yacimiento y las reservas que
contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea definir cuántos pozos de
producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua para mejorar la
recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta
para su operación y quizás lo más importante, cuál es el costo de esas inversiones y gastos,
para definir si es un buen negocio o no.
Básicamente, el desarrollo de un yacimiento consiste en la perforación de pozos que lleguen
al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Cuando un yacimiento está en
producción genera una cantidad de gastos (energía eléctrica para los motores de los pozos,
sueldos del personal, reparaciones de pozos e instalaciones y equipos, mantenimiento de
caminos, disposición del agua producida en pozos sumidero, etc). Cuando los gastos de
operación superan lo obtenido por las ventas, el yacimiento deja de ser económico y se
procede a su abandono. En ese momento, es muy posible que aún exista un cierto volumen
de petróleo en la roca reservorio, pero no se lo extrae porque es antieconómico. Ese
petróleo extra no constituye parte de las reservas.
De acuerdo al grado de certeza que se tenga sobre la existencia del yacimiento y su
volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en: Comprobadas
(Probadas), Probables y Posibles. El volumen total de petróleo y/o gas que se estima existe
en un yacimiento es el petróleo y/o gas in situ. Por su parte, el volumen que se recupera
económicamente de esos hidrocarburos constituye las reservas.
En la siguiente Figura se
indica los datos y
parámetros de perforación
para la caracterización de
un yacimiento.

HIDROCARBUROS 2018
5 MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE PETROLEO.
5.1 Introducción
Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales
son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo
natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos
que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si
el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el
crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo
general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases
miscibles para extraer el crudo.
Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del
yacimiento para saber cual es el método más adecuado de recobro. Por lo general se
examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las
rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la
producción e instalaciones de superficie. Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un
orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el
pozo, es decir, que podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera
más favorable para la producción del yacimiento.
En la actualidad un 85% de la producción mundial de crudo se extrae por métodos de
recuperación primaria y secundaria, con un aproximado del 35% de recobro del petróleo
existente en el yacimiento. Como la tasa de recobro se considera baja, se han
implementado otros métodos y sistemas de recobro mejorado de petróleo, EOR (Enhanced
Oil Recovery).
5.2 Clasificación de Crudos
5.3 Factores de recuperación
La proporción de petróleo del yacimiento que puede ser producida mediante distintos
procedimientos de recuperación, varía ampliamente. Esto se debe a un número de factores,
incluyendo la viscosidad del gas y densidad del petróleo; la presencia o ausencia de un

HIDROCARBUROS 2018
casquete de gas; la presencia y fuerza de una base acuosa; la profundidad, presión y grado
de complejidad del reservorio; la permeabilidad y porosidad de las rocas.
El siguiente cuadro indica el rango de factores de recuperación que se puede esperar para
varios tipos de petróleo.
TIPO DE CRUDO
Primaria (% de
crudo in-situ)
Secundaria (% extra de crudo
in-situ)
Extra Pesado 1 - 5 -
Pesado 1 - 10 5 - 10
Medio 5 - 30 5 - 15
Liviano 10 - 40 10 - 25
Los valores bajos, para cada tipo de petróleo, se asocian mayormente con petróleo de bajo
contenido de gas disuelto en reservorios desfavorables.
Los valores altos se refieren a petróleos con alto contenido de gas disuelto en reservorios
favorables. La recuperación primaria puede ser mayor que la indicada cuando se está en
presencia de un fuerte acuífero; en tales circunstancias una operación de recuperación
secundaria no es atractiva.
5.4 Diferentes tipos de Recuperación de Petróleo
Con frecuencia se utilizarán los términos "recuperación primaria, secundaria y terciaria", que
significan lo siguiente:
Primaria: Cuando el petróleo surge naturalmente, impulsado por la presión del gas
o el agua de la formación, o bien por la succión de una bomba.
Secundaria: Cuando se inyecta gas y/o agua para restablecer las condiciones
originales del reservorio o para aumentar la presión de un reservorio poco activo.
Terciaria: Cuando se utilizan otros métodos que no sean los antes descriptos,
como por ejemplo, inyección de vapor, combustión inicial, inyección de jabones, C02,
etc. En los procesos por miscibilidad se agregan detergentes que permiten un mejor
contacto agua/petróleo al bajar la tensión superficial.
5.4.1 Recuperación Secundaria
A través de los años, los ingenieros han aprendido que la aplicación de técnicas para el
mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae
por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como
recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del
reservorio, responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de
gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda
atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A
esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del
pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, el agua inyectada puede saltear ciertas
regiones portadoras de petróleo.
La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la
ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio
(permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos
desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación de movilidad es menor que uno (es
decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia
del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

HIDROCARBUROS 2018
5.4.1.1 Inyección de agua
Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la
presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de
Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarentas.
“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas
acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de
las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e
incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos”[1]. Para la inyección se utiliza
el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua
fresca la cual debe presentar ciertas características:
 No debe ser corrosivo
 Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3,
FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de
eliminar del agua este tipo de minerales.
 Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción
de los pozos de inyección.
 Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con
el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada
no debe reaccionar con estos.
 El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua
encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el
método.
Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de
recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a
nivel mundial.
Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo

HIDROCARBUROS 2018
5.4.1.2 Tipos de inyección de agua
1. Inyección periférica o externa: el agua se inyecta a través de pozos ubicados fuera del
lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como
inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al
contacto agua-petróleo.
Características:
 Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento.
 Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se
encuentra el petróleo.
2. Inyección en arreglos o dispersa: el agua se inyecta en el lugar donde se encuentra el
crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean
desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna. Es
usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.
Características:
 Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los límites del
yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número
y posición de los pozos existentes.
 Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa.
 Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden
arreglados como en la primera etapa de recuperación.
5.4.1.3 Inyección de gas
El gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la
tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta.
La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a
alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.
Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el
yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la
menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por
lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso
enriquecido de hidrocarburos varía según el proceso de inyección de gas a alta presión
principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra,
este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.
Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer
mediante la inyección de gas:
 Las propiedades de los fluidos del
yacimiento.
 El tipo de empuje.
 La geometría del yacimiento.
 La continuidad de la arena.
 El relieve estructural.
 Las propiedades de la roca.
 Temperatura y presión del yacimiento.
Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso

HIDROCARBUROS 2018
5.4.1.4 Tipos de inyección de gas
1. Inyección de gas interna o dispersa: ocurre en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha
inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a
desplegarse una capa de gas secundaria.
Características:
 Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor.
 Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de
tal manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El
ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.
 La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.
2. Inyección de gas externa: ocurre en donde está la capa de gas, de tal manera que el
crudo es desplazado hacia abajo.
Características:
 Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del
petróleo mediante el empuje por la capa de gas.
 Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical.
 Deben tener alto buzamiento.
 Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área
donde es inyectado el gas.
5.4.1.5 Factores que controlan la recuperación por inyección de agua y gas
Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección de agua y de
gas:
 Geometría del yacimiento
 Litología
 Profundidad del Yacimiento
 Porosidad
 Permeabilidad
 Continuidad en las propiedades de las rocas
 Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos.
 Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas
5.4.2 Recuperación Terciaria o Mejorada (EOR)
La etapa de producción de los yacimientos comienza con el flujo de crudo de manera natural
debido a la energía en los yacimientos, y luego se completa mediante la inyección de agua y
de gas como procesos secundarios de recobro. Los métodos de recuperación terciaria
después de estos, pero no son extensamente utilizados debido a los altos costos y
complejidad en el manejo de equipos.
Todos los procesos son empleados para maximizar el valor económico a largo plazo de la
reservas de hidrocarburos, a pesar de su escasa aplicación por los recursos que se
necesitan para su explotación comercial.
Se estima que para el año 2020, EOR representará el 50% de la producción mundial. De
estos métodos, los térmicos son utilizados para los crudos pesados, mientras los no
térmicos para crudos livianos.
5.4.2.1 Objetivos de la aplicación de los métodos EOR.
“Después de la producción primaria y, posiblemente, de la inyección de agua, una cierta
cantidad de petróleo denominada petróleo remanente, queda en la roca yacimiento y

HIDROCARBUROS 2018
permanece irrecuperable. Teóricamente en una roca humectada por agua, todo el petróleo
puede ser desplazado por la fase mojante (agua) si el gradiente de presión es
suficientemente alto. En la práctica, el petróleo desplazado dependerá de la cantidad de
agua que se haya inyectado, de la velocidad y, también de la razón de movilidad”.
5.4.2.2 Clasificación de los métodos EOR
Existen diferentes métodos de recobro no convencionales, que permiten mejorar los
recobros por inyección de agua. Algunos aplican calor y otros no, donde los grandes grupos
son térmicos y no térmicos. Los térmicos son utilizados con preferencia para los crudos
pesados, mientras los no térmicos son utilizados para crudos livianos, aunque algunos
pueden ser aplicables a crudos pesados, pero han tenido poco éxito en las aplicaciones de
campo.
Se han propuesto también métodos EOR los cuales son combinaciones de otros, como por
ejemplo la inyección alcalina con surfactantes y polímeros. De igual manera se han sugerido
y probado muchas combinaciones de vapor con químicos y solventes.
5.4.2.3 Métodos no térmicos
A. Invasiones químicas:
Involucran materiales como polímeros, surfactantes, alcalinos, micelares y espuma.
A.I. Invasión con polímeros.
La invasión con polímeros es una modificación de la inyección de agua y consiste en añadir
el agua de inyección un tapón de polímeros de alto peso molecular antes de que esta sea
inyectada en el yacimiento, ésta propiedad hace que mejore la razón de movilidad agua-
petróleo, lo cual da como resultado un mejor desplazamiento y un barrido mas completo que
en la invasión con agua convencional. Con polímeros, se forma un banco de petróleo que de
empuja como en la inyección de agua convencional.
A.II. Invasión con surfactantes.
El principal objetivo de este proceso es recuperar el petróleo residual, 20 a 40% del volumen
poroso, que permanece después de la recuperación primaria o de una inyección de agua.
Como beneficio secundario puede también mejorar la eficiencia de barrido volumétrico. En
algunas de las primeras investigaciones en las invasiones con surfactantes, se trata de que
ocurra como un desplazamiento miscible, sin las desventajas características de la movilidad
desfavorable y la segregación por la gravedad.
Habitualmente, para asegurarse de que la movilidad esté bien controlada, el tapón de
surfactante se empuja con un determinado volumen de solución de polímeros. Además, se
utilizan varios aditivos con el surfactante para protegerlo contra las sales minerales del agua
de formación por la precipitación o secuestro de los cationes divalentes. Los aditivos más
populares son amonio, carbonato de sodio y trifosfato de sodio.
A.III. Invasiones alcalinas o procesos de inversión de humectabilidad
La inyección de soluciones alcalinas emplean un proceso de emulsificación en el sitio, este
método de EOR requiere adicionar al agua de inyección de ciertas sustancias químicas
como hidróxido de sodio, silicato de sodio, soda cáustica o carbonato de sodio, las cuales
reaccionan con los ácidos orgánicos que contiene el petróleo del yacimiento.
A.IV. Invasiones micelares.
La invasión micelar o microemulsión es un proceso muy complejo, pero es un método
terciario de recuperación de petróleo muy promisorio para petróleos livianos. Ha sido
extensamente probado en el laboratorio y existen varias pruebas de campo con resultados
exitosos.
La técnica consiste en la inyección de un tapón micelar seguido por un volumen de solución
de polímero, el cual se empuja con agua; a menudo se inyecta un preflujo delante del tapón

HIDROCARBUROS 2018
micelar para condicionar la roca. La solución micelar que se utiliza es el elemento clave del
proceso y está formada por agua, un hidrocarburo, 10-15% de surfactante, junto con
pequeñas cantidades de sal y un alcohol adecuado, el cual este último se utiliza para
controlar la viscosidad y el comportamiento de fase.
A.V. Inyección de espuma.
Las espumas son acumulaciones de burbuja de gas separadas unas de otras por películas
gruesas de líquidos, con la propiedad de tener una viscosidad mayor que la del gas o líquido
que la componen. La inyección de espuma consiste en inyectar aire, agua y un agente
químico que la estabiliza, y se realiza a una razón de movilidad menor que la inyección de
gas o líquido solos. La calidad de la espuma se define como la razón entre el volumen de
gas contenido y el volumen total de la espuma. Es altamente eficiente ya que las espumas
se ubican primero en los poros más grandes, donde tienden a obstruir el flujo, los poros
pequeños son invadidos luego, mientras que las secciones más permeables se van llenando
de espuma y la eficiencia del barrido vertical se mejora.
B. Desplazamientos miscibles.
Este proceso consiste en inyectar un agente desplazante completamente miscible con el
petróleo existente. En condiciones ideales, el fluido desplazante y el petróleo se mezclan en
una banda estrecha que se expande a medida que se mueve en el medio poroso, y
desplaza todo el petróleo que se encuentra delante como un pistón.
El desplazamiento miscible puede ser del tipo de primer contacto, como el de un
hidrocarburo por otro y cuando los dos son miscibles en todas las proporciones, es decir, la
miscibilidad entre los dos se alcanza por varios contactos y el correspondiente equilibrio de
fases.
B.I. Proceso de tapones miscibles
Consiste en la inyección de algún solvente líquido miscible al petróleo del yacimiento al
entrar en contacto con este. La figura muestra un esquema del desplazamiento de petróleo
por un tapón de propano u otro LPG, seguido de agua. Para mejorar la movilidad de los
fluidos se inyecta al agua y el gas de manera alternada. Asimismo, debe alcanzarse una
presión considerable que permita la miscibilidad tanto entre el tapón y el petróleo, como
entre el tapón y el gas desplazante.
B.II. Proceso con gas enriquecido o empuje con gas condensante
En este caso el tapón inyectado es de metano enriquecido con etano, propano o butano y
este es seguido de gas pobre y agua. En la formación se encuentra una zona rica en C2 y
C4 miscible al petróleo, debido a que este absorbe los componentes enriquecidos del gas.
Para lograr la operación debe lograrse una presión en el rango de 1.450 a 2.800 lpc.
B.III. Empuje con gas vaporizante o de alta presión
Consiste en la inyección continua de gas pobre como el metano o el etano a una presión por
encima de 2.900 lpc para formar una zona de miscibilidad. Esta zona se alcanza en un

HIDROCARBUROS 2018
punto más alejado del punto de inyección, a unos 100 pies antes de que el gas haya
vaporizado suficiente C2 al C6 para ser miscible.
B.IV. Inyección alternada de agua y gas
Este proceso, conocido como proceso WAG, consiste en inyectar tapones de agua y gas de
manera alternada hasta que dichos fluidos lleguen al pozo productor, de tal forma que el
tapón de agua no llegue a conseguir fluido miscible en el banco.
B.V. Inyección usando solventes
Se les llama solventes a la mayoría de los fluidos que son miscibles con el petróleo de
manera parcial. El proceso de inyección de solventes es uno de los primeros métodos que
se empleó para extraer petróleo. Este consiste en inyectar gas licuado del petróleo (LPG) en
pequeños tapones y desplazarlo por medio de otro tapón de gas seco. Este mecanismo
cumple funciones importantes como son la extracción del crudo, disolución, disminución de
la viscosidad, incremento del petróleo y el empuje por gas en solución, siendo el principal la
extracción. Entre los fluidos más utilizados en la operación se encuentran: alcoholes
orgánicos, cetonas, hidrocarburos refinados, gas condensado del petróleo (LPG), gas
natural y gas licuado (LNG), dióxido de carbono, aire, nitrógeno, gases de combustión y
otros.
C. Empujes con gas
La inyección de gas disminuye la tensión interfacial y mejora la movilidad del petróleo.
Gracias a ello el desplazamiento de miscibles e inmiscibles pueden lograr altas eficiencias
en la recuperación el crudo que queda en las zonas barridas y no barridas. El objetivo de
utilizar dióxido de carbono u otro gas junto con el agua, es reducir la viscosidad del petróleo
y aumentar la presión del yacimiento. A continuación se explican algunas de estas técnicas:
C.I. Inyección cíclica de gas
En este proceso se introduce un tapón de gas, generalmente C02, en el pozo, luego cerrarlo
por un tiempo de remojo para lograr el equilibrio de las fases, y posteriormente reabrirlo.
C.II. Inyección de agua carbonatada
Como se representa en la figura, este proceso consiste en introducir dióxido de carbono al
agua que se inyecta, con la finalidad de reducir la viscosidad y facilitar la movilidad. Para
remover el agua carbonatada se inyecta agua al final.
5.4.2.4 Métodos no convencionales térmicos
Estos procesos son especialmente útiles para los crudos pesados (5-15 ° API), ya que la
función principal de estos es disminuir la viscosidad del petróleo y optimizar su movilidad.
Cabe mencionar, que estos métodos de recuperación han alcanzado el mayor éxito en los
últimos años y por ello gran porcentaje de la producción diaria de EOR en Canadá, Estados
Unidos y Venezuela proviene principalmente de ellos.
A continuación se describen brevemente los distintos métodos de recuperación térmica:

HIDROCARBUROS 2018
A. Inyección de agua caliente
Este método, sencillo y convincente, consiste en desplazar el petróleo inmisciblemente al
inyectar agua caliente y agua fría. La zona próxima al pozo inyector se calienta y al mismo
tiempo parte de ese calor se pierde hacia las formaciones adyacentes. El agua introducida
pierde calor rápidamente y alcanza la temperatura del yacimiento, por lo que en el borde de
este frente se desplaza es el petróleo no calentado. Este proceso permite disminuir la
viscosidad del crudo y mejorar su movilidad, reducir el petróleo residual y expandir el fluido
por temperatura.
B. Inyección continua de vapor
Del mismo modo que la inyección de agua, este mecanismo de empuje es un arreglo entre
pozos de inyección y producción. En este caso, las pérdidas de calor son mayores, por lo
que el tamaño del arreglo es un punto importante a considerar. Sin embargo, al recobro de
petróleo puede pasar del 50%. El proceso consiste en inyectar continuamente el vapor,
formándose una zona de vapor que avanza a una tasa siempre decreciente. Para disminuir
las pérdidas de calor, se debe reducir el volumen de inyección hasta un valor conveniente,
más tarde se interrumpe por completo y se introduce agua caliente o fría mientras que los
productores se mantienen abiertos.
C. Inyección alternada de vapor
Este mecanismo posee diferentes etapas. Primero se inyecta un volumen de vapor
preestablecido por una a tres semanas. Luego se cierra el pozo por unos días en fase de
remojo de manera que el vapor se disperse uniformemente y caliente la formación.
Finalmente se abre de nuevo de pozo en fase de producción hasta que este deje de ser
económicamente rentable. A este proceso también se le denomina Inyección cíclica de
Vapor o Remojo con Vapor, y fue descubierto en Venezuela accidentalmente en 1957 en
una prueba de inyección continua de vapor en el Campo Mene Grande.
El método se aplica en yacimientos de crudos pesados para aumentar el recobro durante el
período de producción primaria. Y generalmente, luego del proceso se inicia una inyección
continua de vapor. La recuperación de petróleo es baja frecuentemente porque sólo se ve
afectada una parte de del yacimiento.

HIDROCARBUROS 2018
D. Drenaje por gravedad asistido con vapor
Se inyecta vapor continuamente cerca del fondo del yacimiento, este vapor cuando se
condensa tiende a subir mientras que el petróleo calentado baja hasta el fondo, esto permite
que el petróleo drene por gravedad hasta el pozo productor. A continuación el la Figura se
muestra un esquema del proceso:
E. Combustión in situ
Consiste en quemar una cierta cantidad de petróleo en el yacimiento (aproximadamente
10%) para generar calor. “El proceso se inicia bajando un calentador o quemador que se
coloca en el pozo inyector. Luego se inyecta aire hacia fondo del pozo, se pone a funcionar
el calentador hasta lograr el encendido. Después se calienta los alrededores del fondo del
pozo, se saca el calentador, pero se continua con la inyección de aire para mantener el
avance del frente de combustión”, lo que permite que el fluido sea menos viscoso y se
pueda optimizar la producción de petróleo. Según Carol Marzuola, (VenEconomía Vol.20
No. 10, Julio 2003) este método posee ciertas desventajas ya que se necesita suficiente
cantidad de energía para generar vapor mediante la combustión del gas, otra de ellas es
que el vapor pasa por encima del yacimiento del crudo, trayendo como consecuencia que
solo se recupere en un 30% del crudo del yacimiento. Existen tres tipos de procesos de
combustión:
E.I. Combustión Convencional o “hacia adelante”
La zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos. El aire se inyecta
para oxidar el petróleo, produciendo grandes volúmenes de gas. Delante de la zona de
combustión, ocurre el craqueo del petróleo, originando el depósito de las fracciones mas
pesadas, en esa misma zona existe una segregación por gravedad lo que genera que la
temperatura del pozo aumente y que la tasa de producción sea más elevada.
E.II. Combustión en reverso
Según Berry y Parrish, la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la corriente
del aire, a donde exista más concentración de oxígeno. Los fluidos producidos deben fluir a
través de las zonas de altas temperaturas hacia los productores, haciendo que ocurra la
reducción de la viscosidad del petróleo por un factor de 10.000 o más. Esto lo hace fluir
fácilmente hacia los productores. Es utilizado en petróleos viscosos.

HIDROCARBUROS 2018
E.III. Combustión húmeda
Se inyecta agua alternada con aire. Al reducirse la viscosidad del petróleo frió se extiende la
zona del vapor o zona caliente, esto hace que el petróleo se mueva más fácilmente
dependiendo de la cantidad del crudo quemado y la tasa de inyección del aire.
5.4.3 Otras fuentes de Hidrocarburos
Permanentemente en el mundo se analizan nuevas fuentes y métodos de obtención de
hidrocarburos. Recientemente una compañía japonesa aseguró que ha extraído gas natural
de una fuente potencialmente rica en el fondo marino que podría ayudar a satisfacer muchas
de las necesidades energéticas de dicho país.
La firma estatal de exploración dijo que es la primera vez que extrae gas de los depósitos de
hidratos de metano en alta mar. Muchos de ellos se encuentran congelados en el fondo del
mar en el Pacífico. Japón ha gastado cientos de millones de dólares para intentar acceder a
estas reservas. Pretende ser capaz de comercializarlas en los próximos seis años.
Se estima que las reservas podrían equivaler a 11 años de consumo energético del país, un
importador de gas que sufre por la pérdida de la energía nuclear tras el desastre de
Fukushima.
5.5 Pozos
5.5.1 Locación de Pozos
En función de las necesidades de operaciones, se muestran a modo representativo las
consideraciones de espacio de locación requeridas para alternativas de montaje de las
diferentes partes que conforman el campamento de Equipos de WORKOVER. Estas
dimensiones deben tenerse en cuenta en las solicitudes de uso a los superficiarios y en las
presentaciones medioambientales que realizan las compañías.

HIDROCARBUROS 2018
5.5.2 Posibilidad de instalación de Pozos
En las Gráficas siguientes indicamos en forma referencial diferentes posibilidades de
instalación de pozos:
1. Bajo Ciudades.
2. Típica Plataformas Marinas.
3. Bajo grandes obstáculos superficiales.
4. Reutilizando viejos pozos.
5.5.3 Perforación de Pozos
En las Gráficas siguientes se indica un diagrama de análisis de columna geológica de un
pozo, cabezales de perforación, diseño básico de un pozo y registros típicos durante la
ejecución de un pozo.

HIDROCARBUROS 2018
6 DESCRIPCION DE LAS OPERACIONES EN SUPERFICIE.
6.1 FUNCIÓN DE LAS INSTALACIONES DE SUPERFICIE.
En la siguiente tabla se nombran algunas de las principales instalaciones de superficie y su
finalidad:

HIDROCARBUROS 2018
Descripción instalación
Código
Instalación
Observaciones
Generales ESS Estación de Servicio
Instalaciones asociadas con la
Producción, separación primaria,
tratamiento y venta de crudo.
BAT Batería
PTC Planta de Tratamiento de crudo
PTL Planta de Tratamiento de Lodos
EBB Estación de Bombeo
Instalaciones asociadas con el
proceso, tratamiento, utilización,
inyección de agua dulce y salada.
PTA
Tratamiento agua dulce, Tratamiento
agua salada, Inyección
Instalaciones asociadas con la
Producción, separación primaria,
tratamiento y venta de gas.
USP Unidad de Separación Primaria
PCG Planta compresora de gas
LTS Planta Deshidratadora de Gas
PTG
Deshidratadora, LTS, endulzadora,
turboexpansora, compresora, inyectora
En las siguientes gráficas se visualiza esquemáticamente la conformación de instalaciones
de superficie en yacimientos de petróleo y gas respectivamente:

HIDROCARBUROS 2018
Los fluidos producidos por el pozo son recibidos en la superficie en un “puente de
producción”, que constituye el primer punto elemental de control de la misma. Este puente
está equipado con los elementos necesarios para la producción del petróleo junto con el gas
y el agua asociados producidos a través de tuberías, así como para la captación del gas que
se produce por el espacio anular entre el tubing y el casing. Para el caso de los pozos
gasíferos, el puente de producción es conocido popularmente como “árbol de navidad”.
El petróleo, junto con el gas y el agua asociados, son conducidos desde cada uno de los
pozos por cañerías enterradas de acero o PVC reforzado con fibra de vidrio hasta baterías o
estaciones colectoras.
Estas estaciones colectoras o baterías de tanques, reciben la producción de un número
determinado de pozos del yacimiento, generalmente entre 10 y 30. Allí se cumplen
funciones de separación de los diferentes fluidos, la medición diaria del volumen producido
total y en los casos necesarios, de cada pozo en particular. También se puede, en el caso
de petróleos viscosos, efectuar su calentamiento para facilitar su bombeo a las plantas de
tratamiento.
Las plantas de tratamiento de petróleo son el paso previo antes que el petróleo sea enviado
a las refinerías. En estas plantas se acondiciona el petróleo para sacarle el agua,
sedimentos y sales, en cantidades tal que pueda ser aceptado por las refinerías. Se utilizan
en el tratamiento del petróleo medios físicos y químicos en equipamientos como
desaladores, separadores de gas / petróleo, calentadores, tanques de lavado, etc. Se
utilizan gran cantidad de bombas centrífugas y de pistón para mover los fluidos de un
equipamiento a otro.
El agua salada (proveniente de la formación productiva) es acondicionada (eliminación de
sólidos, petróleo, agregado de bactericida, etc.) para ser utilizada en recuperación
secundaria de petróleo o inyectada en pozos sumideros, para evitar la acumulación de la
misma en superficie.
Para el caso de la captación de gas de pozos exclusivamente gasíferos, gas libre pero no
necesariamente seco, es necesario contar con instalaciones que permitan la separación
primaria de líquidos (generalmente separación mecánica) y el manejo y control de la
producción de gas, normalmente a mayor presión que el petróleo. El movimiento del gas a
plantas y/o refinerías se realiza a través de gasoductos, bombeándolo mediante
compresores accionados por motores a explosión alimentados con el mismo gas a
transportar.

HIDROCARBUROS 2018
6.2 INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA PETROLEO.
Básicamente, las operaciones de superficie de petróleo consisten en la captación de la
producción de pozos mediante cañerías, el transporte del crudo mediante las mismas hasta
colectores (manifolds) denominados general y de control, la posterior separación del crudo,
gas y agua en sus respectivas fases, el acondicionamiento del crudo para la venta y el
tratamiento de los efluentes gaseosos y acuosos. En las corrientes de producción de pozos
de petróleo pueden coexistir 3 fases, el petróleo propiamente dicho, gas y agua libre.
Esto puede verse resumido en los esquemas presentados:

HIDROCARBUROS 2018
6.2.1 Separación de agua libre
Pueden mencionarse las siguientes tecnologías para separación de agua libre:
6.2.1.1 Tanques deshidratadores (cortadores ó skimmer)
Básicamente consisten en un tanque en el cual por tiempo de residencia se separaran el
agua del petróleo.
6.2.1.2 Free Water Knock Out Drum (FWKOD)
Consiste en un tanque horizontal con baffles que ayudan a la separación de la fase agua de
la fase petróleo.

HIDROCARBUROS 2018
6.2.1.3 Cuadro comparativo – Separación Agua Libre
En el siguiente cuadro se resumen las cualidades de cada sistema:
Aspecto Tanque deshidratador FWKOD
Ecológico Sistema abierto (API 421)
Sistema cerrado (API 6202)
Necesita sistema de contención.
Necesita sistema de limpieza de
barros.
Sistema cerrado
Económicos Costos de tratamiento y operativos Menores costos operativos
Eficiencia y
Optimización
Grandes volúmenes y espacios
No se puede paquetizar
Sistemas compactos, SKID’s.
Menor espacio físico.
Alta automatización.
6.2.2 Tratamiento de crudo
El tratamiento de crudo tiene como objetivo acondicionar el crudo para la venta, cumpliendo
los requisitos de contenido de agua y sales.
Para una efectiva deshidratación, es clave:
- Calor
- Productos químicos demulsificantes
- Esquema de flujo
- Tiempo de residencia
Pueden mencionarse las siguientes
tecnologías para tratamiento de crudo:
6.2.2.1 Tratador térmico vertical
Consiste en un tanque vertical, donde ingresa
la mezcla a una cierta temperatura.
Dicho tanque provee el tiempo de residencia
de modo que pueda separarse la emulsión y
extraerse por el fondo el agua y por la parte
media el crudo.

HIDROCARBUROS 2018
6.2.2.2 Tratador horizontal de flujo vertical
Consiste en un solo equipo horizontal donde se caliente el crudo y se permite que difunda a
través de unos orificios, separándose por velocidad terminal el crudo del agua.
6.2.2.3 Tanques con Downcomer internos
En este caso, el tanque es calefaccionado mediante un serpentín con vapor o bien un tubo
con un quemador. El tanque contiene elementos internos para facilitar la separación del
crudo del agua.
6.2.2.4 Deshidratadores y desaladores electroestáticos
Se basan en generar en un campo eléctrico en el seno de la emulsión crudo agua, haciendo
que las gotas de agua incrementen su tamaño y ayudando a que precipiten.

HIDROCARBUROS 2018
6.2.2.5 Cuadro comparativo – Tratamiento de Crudo
Aspecto Tratador
térmico vertical
Tratador térmico
horizontal
Tanque con
downcomer
Desalador
electroestático
Ecológico Sistema cerrado Sistema cerrado Sistema abierto
Requiere
contención
(recinto)
Mayores
Riesgos de
incendios
Sistema
cerrado
Económicos Pequeños
volúmenes y
espacios
Pequeños
volúmenes y
espacios
Grandes
volúmenes y
espacios
Muchos
componentes
importados
Eficiencia y
Optimización
Alta
automatización
Se pueden
paquetizar en
SKIDS
Alta
automatización
Se pueden
paquetizar en
SKIDS
Alta
automatización
Se pueden
paquetizar en
SKIDS
6.2.3 Tratamiento de agua
El tratamiento de agua tiene como objetivo recuperar el crudo emulsionado, eliminando a su
vez los contaminantes, de forma que dicha agua cumpla con los requisitos de vertido o de
reinyección.
Pueden mencionarse entre otras, las siguientes tecnologías para tratamiento de agua:

HIDROCARBUROS 2018
6.2.3.1 Pileta API
6.2.3.2 Tanque skimmer
6.2.3.3 Skimmer Horizontal
6.2.3.4 Separador de placas corrugadas (CPI)

HIDROCARBUROS 2018
6.2.3.5 Celdas de flotación inducidas por gas mecánica
6.2.3.6 Celdas de flotación inducidas por gas por educción

HIDROCARBUROS 2018
6.2.3.7 Hidrociclones
6.2.3.8 Filtros multimedios
6.2.3.9 Selección de Tecnología.
Las tecnologías mencionadas se complementan y solapan, según el siguiente esquema
aproximado, donde se muestra el tamaño de partícula que cada método es capaz de
separar.-

HIDROCARBUROS 2018
6.2.3.10 Cuadro comparativo – Tratamiento de Agua
Aspecto Pileta API Tanque
Skimmer
Skimmer
horizontal
Separador de
placas (CPI)
Ecológico Sistema abierto.
Puede cerrarse
Sistema abierto
(API 650)
Sistema cerrado
(API 620)
Requiere
contención
Sistema cerrado Sistema cerrado
Económicos Grandes
volúmenes
Grandes
volúmenes
Volúmenes
medios
Pequeños
volúmenes
Eficiencia y
Optimización
Se pueden
paquetizar en
SKIDS. Separa
tamaños de más
de 150 um.
No tienen buena
eficiencia de
separación,
deben
complementarse.
Sencillo de
operar. Separa
tamaños de más
de 150 um.
No tienen buena
eficiencia de
separación,
deben
complementarse.
Alta
automatización,
se puede
paquetizar en
SKID.
Separa tamaños
de más de 150
um.
No tienen buena
eficiencia de
separación,
deben
complementarse.
Alta
automatización,
se puede
paquetizar en
SKID. Separa
tamaños de gota
de más de 50
um.
Aspecto Unidades de
Flotación por gas
Filtros Hidrociclones
Ecológico Sistema cerrado Sistema cerrado Sistema cerrado
Económicos Pequeños
volúmenes
Pequeños
volúmenes
Muy pequeños
volúmenes
Eficiencia y
Optimización
Alta automatización,
se puede paquetizar
en SKID.
Remoción del 90%
Debe vencerse cierta
DP, buena remoción.
Se puede paquetizar
en SKID.
No tiene partes
móviles, mínima
instrumentación
requerida. Alta
eficiencia de
remoción. Se puede
paquetizar en un
sKID. No admite
grandes variaciones
de caudal.

HIDROCARBUROS 2018
6.3 INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA GAS.
Básicamente, las operaciones de superficie de gas consisten en captar el gas de pozo,
realizar una separación primaria del gas y los posibles condensados (compuesto por
hidrocarburos livianos), luego tomar la corriente gaseosa y remover los compuestos ácidos
(endulzado), posteriormente deshidratar la corriente gaseosa y en una etapa final remover
los hidrocarburos líquidos livianos que podría llegar a contener luego de estas etapas
previas para finalmente ser licuado (LNG) o comprimido para su venta. Las corrientes de
hidrocarburos líquidos (NGL) serán fraccionadas en LPG y gasolina.
Esto puede verse resumido en el esquema a continuación:
6.3.1 Separación primaria
La separación primaria se realiza generalmente por separación tipo flash en un recipiente de
tipo horizontal, dotado de un eliminador de nieblas. Dado la sencillez del mismo, grado de
instrumentación y simpleza de operación no se ahondara en más información.
6.3.2 Endulzado
El endulzado del gas consiste en remover los compuestos de H2S y CO2 de la corriente de
gas. Pueden mencionarse entre otras, las siguientes tecnologías.
6.3.2.1 Absorción Química (Aminas)
La absorción química consiste en poner en
contacto la corriente de gas acido con una
corriente liquida de aminas en la cual se
absorben los contaminantes mencionados.

HIDROCARBUROS 2018
6.3.2.2 Separación con membranas
Este proceso aprovecha la diferencia de velocidad de paso de determinados compuestos a
través de una membrana porosa.

HIDROCARBUROS 2018
6.3.2.3 Adsorción con tamices moleculares no regenerativos.
Este proceso aprovecha el principio
de unión física selectiva entre las
moléculas de un sólido con el gas. El
tamiz gradualmente se va agotando
hasta que finalmente debe ser
desechado y renovado.

HIDROCARBUROS 2018
6.3.2.4 Adsorción con tamices moleculares regenerativos.
Este proceso aprovecha el principio de unión física selectiva entre las moléculas de un
sólido con el gas. El tamiz gradualmente se va agotando hasta que finalmente debe ser
regenerado mientras un segundo tamiz comienza el ciclo nuevamente.
6.3.2.5 Cuadro comparativo – Endulzado de Gas
Aspecto Aminas Membranas Adsorción no
regenerativa
Adsorción
regenerativa
Ecológico Sistema cerrado.
Se requiere de un
lugar donde
disponer H2S(g)
Sistema cerrado
Se requiere de un
lugar donde
disponer H2S(g)
Sistema cerrado
Se requiere de un
lugar donde
disponer H2S(g) o
(l)
Sistema cerrado
Se requiere de un
lugar donde
disponer H2S(g)
Económicos Medianos
volúmenes
Pequeños
volúmenes y
espacios
Medianos
volúmenes. Se
requiere de
medios para
disposición final
de los efluentes.
Medianos
volúmenes. Se
requiere de
medios para
disposición final
de los efluentes.
Eficiencia y
Optimización
Alta
automatización.
Se pueden
paquetizar en
SKIDS.
Alta
automatización.
Se pueden
paquetizar en
SKIDS.
Alta
automatización.
Se pueden
paquetizar en
SKIDS.
Alta
automatización.
Se pueden
paquetizar en
SKIDS.

HIDROCARBUROS 2018
6.3.3 Deshidratado
La deshidratación del gas tiene como objetivo eliminar el agua en equilibrio (humedad), de
forma de evitar problemas de formación de hidratos, los cuales traen aparejados problemas
en el transporte del gas, disminución del poder calorífico y corrosión, entre otros.
Pueden mencionarse las siguientes tecnologías.
6.3.3.1 Absorción química con GLICOLES.-
La absorción química consiste en poner en
contacto la corriente de gas húmedo con una
corriente liquida de glicol en la cual se
absorben el agua.

HIDROCARBUROS 2018
6.3.3.2 Absorción o adsorción física
La adsorción consiste en poner en contacto la corriente de gas húmedo con un sólido
aprovechando el principio de selectividad física, mediante el cual se adsorbe el agua.
6.3.3.3 Cuadro comparativo – Deshidratado de Gas
Aspecto Absorción Química (TEG) Adsorción (tamiz molecular)
Ecológico Sistema cerrado. Sistema cerrado
Económicos Medianos volúmenes Medianos volúmenes
Eficiencia y
Optimización
Alta automatización
Se pueden paquetizar en
SKIDS.
Equipamiento relativamente
sencillo.
Es un proceso ampliamente
conocido.
Se pueden paquetizar en SKIDS

HIDROCARBUROS 2018
6.3.4 Remoción de hidrocarburos líquidos livianos (NGL)
La extracción NGL (Líquidos del Gas Natural), tiene por objetivo remover hidrocarburos
líquidos livianos que pueden ser todavía arrastrados por la corriente de gas, generando
problemas de transporte. Los NGL extraído tienen no obstante, un gran valor comercial, ya
que puede fraccionarse en gasolinas y LPG principalmente, y en menor medida en un corte
de C2.
Pueden mencionarse las siguientes tecnologías.
6.3.4.1 Separación por refrigeración externa (LTS)
Consiste en enfriar la corriente de gas, de forma que al disminuir la temperatura condensen
los hidrocarburos livianos de la corriente de gas, obteniéndose gas seco y NGL.
6.3.4.2 Expansión a través de válvula
Consiste en enfriar la corriente de gas, y a continuación expandirla en una válvula de forma
que al disminuir la temperatura condensen los hidrocarburos livianos de la corriente de gas
seco.

HIDROCARBUROS 2018
6.3.4.3 Turbo expander.
Consiste en enfriar la corriente de gas, y a continuación expandirla en una turbina de forma
que al disminuir la temperatura condensen los hidrocarburos livianos de la corriente de gas
seco final. Además se obtiene trabajo útil que puede emplearse para re-comprimir el gas.
6.3.4.4 Cuadro comparativo – Remosión de hidrocarburos livianos
Aspecto Enfriamiento Externo Válvula expansora Turbo expander
Ecológico Sistema cerrado. Sistema cerrado Sistema cerrado
Económicos Pequeños volúmenes,
instalación simple. Se
requieren presiones
relativamente bajas
(<70 bar).
Pequeños volúmenes.
Se requieren presiones
relativamente altas
(>70 bar).
Pequeños volúmenes
Se requieren presiones
relativamente altas
(>70 bar).
Eficiencia y
Optimización
Se pueden paquetizar
en SKIDS.
Equipamiento
relativamente sencillo.
Es un proceso
ampliamente conocido.
Debe disponerse de
una fuente de
enfriamiento externo
disponible.
en SKIDS
en SKIDS.
La maquinaria es
relativamente compleja.

HIDROCARBUROS 2018
6.4 INSTALACIONES DE SUPERFICIE PARA RESIDUOS.
6.4.1 Clasificación de Residuos.
Durante la operación de un yacimiento se generan distintos tipos de residuos que deben ser
tratados para su disposición. En el siguiente cuadro se indican la procedencia de los
mismos y los métodos para su tratamiento:
Tipo de residuo Origen del residuo Método de tratamiento
Lodos y cutting Perforaciones
1º Dewatering: Separa
líquidos de sólidos.
2º a. Sólidos: Se
mezclan con tierra del
repositorio
2º b. Líquidos: Es
reciclada y vuelve al
circuito del lodo
Fluidos de Work
Over y Pulling
Cementaciones-
Ensayos de pistoneo
Fijación y degradación
con arcillas
Tierras
empetroladas
Derrames y/o saneamiento
de situaciones ambientales
Biorremediación
Fondos de tanques Limpieza de tanques
Fijación y degradación con
arcillas
En el siguiente flujograma se muestra los pasos a seguir para el tratamiento de los distintos
residuos:

HIDROCARBUROS 2018
6.4.2 Repositorios de Sólidos.
El repositorio tiene el objeto de acopiar material contaminado con hidrocarburo que proviene
de las actividades desarrolladas. Estos materiales se tratarán con diversas metodologías,
según el residuo, para optimizar la eliminación del hidrocarburo.
Los camiones encargados de trasladar los residuos llegarán al repositorio y los residuos se
dispondrán en piletas según la siguiente clasificación:
 Sólidos provenientes de las perforaciones previamente tratadas por medio de la
Planta de tratamiento a través de una unidad de Dewatering, el cual separa sólidos
de líquidos.
 Tierras empetroladas provenientes de eventuales derrames y/o saneamiento de
situaciones ambientales (pasivos ambientales).
 Fondos de tanques, producto de la limpieza de los mismos, fluidos de Work Over y
Pulling.
Se aplicarán tres métodos distintos de remediación según el residuo que se este tratando:
Biorremediación, Fijación y Degradación de arcillas, y Dewatering-Mezcla de áridos.
El material remediado, obtenido en cada uno de los métodos, será utilizado para el relleno
de canteras, caminos y locaciones, entre otros.
6.4.2.1 Biorremediación
El método de Biorremediación, que sirve para el tratamiento de la tierra empetrolada,
consiste en la actividad de microorganismos degradadores para eliminar los contaminantes
orgánicos, con determinadas condiciones nutricionales y ambientales para su crecimiento y
actividad metabólica. Esta metodología de tratamiento está especialmente recomendada
para productos semivolátiles a pesados. En este proceso el contaminante es destruido o
alterado a una forma menos tóxica, mientras el suelo es recuperado, por lo que son
ambientalmente seguros. Para ello se debe acondicionar el suelo incorporando nutrientes,
humectando y regulando el pH. Luego se comienza el trabajo de laboreo para posibilitar el
proceso biológico de degradación de contaminantes.
6.4.2.2 Dewatering
El segundo método se basa en el sistema de Dewatering para el tratamiento de lodos de
perforación, básicamente para separar el sólido del líquido. Los lodos son procesados por
un decanter, a los cuales, luego de ser controlados y neutralizado el pH, se le dosifica a
través de una unidad de Dewatering, floculantes y coagulantes para separar los sólidos finos
y ultra finos. La salida de este proceso es descargada nuevamente en las piletas y
recirculado, hasta que se logre un agua clara a la salida. Finalmente, a los sólidos
obtenidos, se les agregan áridos para favorecer la deshidratación. Al finalizar el tratamiento
se realizaran análisis a los sólidos para determinar la densidad y luego con la utilización de
las retortas se establecerá el porcentaje de sólidos, oil y agua. A los líquidos se les
determinará el pH, cantidad de cloruros y potasio que contengan. La planta de tratamiento
Dewatering será instalada dentro del repositorio cuando las tareas lo requieran.
6.4.2.3 Degradación de moléculas orgánicas con arcilla
Este método es utilizado cuando las moléculas de los contaminantes son muy volátiles.
La aplicación de este método elimina toda posibilidad de riesgo toxicológico por cuanto los
productos contaminantes quedan firmemente adheridos desde el mismo momento en el que
es tratado el suelo contaminado. Por otro lado, la no incorporación de elementos químicos o
biológicos adicionales a los existentes actualmente, asegura la carencia de riesgos por
imposición de material extraño al ecosistema. Éste se fundamenta en que la fijación de los
contaminantes aumenta la posibilidad de desarrollo de la flora bacteriana autóctona y
garantiza la degradación de las moléculas orgánicas. Para poder realizar este método es
necesario adicionar una mezcla de arcillas naturales, cuya estructura isomórfica genera un
espacio de confinamiento protegido, para la flora bacteriana, con provisión de humedad y
oxígeno, por lo que no es necesario incorporar nutrientes adicionales ni fertilizantes.

HIDROCARBUROS 2018
7 DESTILACIÓN Y REFINACIÓN
7.1 QUE ES DOWNSTREAM
La industrialización comprende diversas operaciones industriales destinadas a obtener
productos a partir del crudo de petróleo, los cuales se transportan mediante distintos
medios.
7.2 RENDIMIENTOS SEGÚN TIPO DE CRUDO Y ESQUEMA.
Los rendimientos de los distintos productos dependen del tipo de crudo procesado y el
esquema de refinación.
7.3 PRINCIPALES ACTIVOS DOWNSTREAM
El Downstream Argentino está compuesto por ocho refinerías de importancia y varias
destiladoras pequeñas, siendo las principales:
- (3) tres de YPF,
- (1) una de OIL (ex Petrobrás San Lorenzo), esta refinería se encuentra parada en la
actualidad.
- (1) una de PETROBRAS,
- (1) una de SHELL,
- (1) una de AXION (ex ESSO),
- (1) una de REFINOR que está en Campo Duran (50% YPF).
y cinco terminales de crudo:
Estas ocho refinerías tienen una capacidad de refinación aprox. de 635.000 barriles
equivalentes por día o 100.000 m3
por día, que es la capacidad de refinación nacional.

HIDROCARBUROS 2018
El barril equivalente de petróleo (BEP) es una unidad de energía equivalente a la energía
liberada durante la quema de un barril aproximadamente (42 galones estadounidenses o
158,9873 litros) de petróleo crudo.
Con respecto a productos tenemos en Argentina un complejo de treinta terminales siendo 16
de YPF, casi más del 50% de esas terminales, 4 de SHELL, 2 de OIL (ex Petrobrás), 2 de
PETROBRAS, 3 de AXION (ex ESSO) y 3 de REFINOR, que compone un sistema logístico
muy complejo para atender toda la nación. Claro que la concentración está en la Provincia
de Buenos Aires y de Santa Fe.
Conformando finalmente las instalaciones de Downstream, una red de oleoductos y
poliductos indicados en la gráfica superior.
A modo de Ejemplo se presenta a continuación un esquema simplificado de alimentación de
Crudo a Refinerías de YPF.
Cruz del
Sur
(Caleta
s)

HIDROCARBUROS 2018
7.4 COMFORMACIÓN DE UNA INSTALACIÓN
7.4.1 Complejidad de Instalación.
En los siguientes esquemas se visualiza el grado de complejidad de una instalación de
Destilación y/o Refinado de Petróleo.
7.4.1.1 Esquema de Refinería Simple o Hydroskimming

HIDROCARBUROS 2018
7.4.1.2 Esquema de Refinería Compleja - Esquema con Conversión
7.4.2 Instalación por Tipo o Etapa de Desarrollo.
A continuación se realiza un rápido resumen del alcance de una instalación de Destilación
y/o Refinado de Petróleo.
Tipo de Instalación Alcance de Instalación
Destilería Primaria
UNIDAD DE TOPPING, PLAYA DE
TANQUES, CARGADEROS Y SERVICIOS
AUXILIARES
Destilería Primaria - Con Tratamiento
viscoreductor
UNIDAD DE TOPPING, UNIDAD DE
VISBREAKING, PLAYA DE TANQUES,
CARGADEROS Y SERVICIOS
AUXILIARES
Refinería - 1º Etapa: Destilería Primaria con
capacidad de procesamiento, almacenaje y
servicios para Refinería.
UNIDAD DE TOPPING, PLAYA DE
TANQUES, CARGADEROS Y SERVICIOS
AUXILIARES
Refinería - 2º Etapa: Unidades de Recuperación
de productos de mayor valor agregado
UNIDAD DE VACIO, UNIDAD DE
ASFALTOS/PARAFINAS
Refinería - 3º Etapa: Unidades de Conversión
Catalítica Naftas ***
HIDROTRATAMIENTO, REFORMING,
ISOMERIZACIÓN, TRATAMIENTO DE
GASES, BLENDING
Refinería - 4º Etapa: Unidades de Conversión
Catalítica Fondos ***
HIDROCRACKING, GENERACIÓN DE H2,
BLENDING
*** Se requiere compra de licencias

HIDROCARBUROS 2018
7.4.3 Secuencia Operativa de la Instalación.
REFERENCIAS:
- UNIDAD DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA (ADU)
- UNIDAD DE DESTILACIÓN AL VACÍO (VDU)
- UNIDAD DE VISBREAKING (VBU)
- UNIDAD DE DESAFALTADO POR SOLVENTE (SDA)
- UNIDAD DE SEPARACIÓN DE PARAFINAS (PAU)
- UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE NAFTAS (NHDS)
- UNIDAD DE REFORMING CATALÍTICOS DE NAFTAS (CRU)
- UNIDAD DE ISOMERIZACIÓN DE NAFTAS (ISU)
- UNIDAD DE TRATAMIENTO DE GASES (GAS CON)
- UNIDAD DE HIDROTRATAMIENTO DE GAS OIL (DHDS) – Inst. según calidad GO esperado
- UNIDAD DE HIDROCRACKING (HCU)
- UNIDAD DE GENERACIÓN DE HIDRÓGENO (SMR)
- UNIDAD DE BLENDING DE NAFTAS (N BLEND)
- UNIDAD DE BLENDING DE GAS OIL (D BLEND)
7.4.3.1 Unidad de destilación atmosférica (ADU)
Permite la separación de los distintos componentes livianos del petróleo crudo (rango de
destilación menor de 400 °C) en función de sus puntos de ebullición, a presiones cercanas
a la atmosférica. Se denomina también destilación conservativa dado que se realiza sin
alteración de la estructura molecular.
Las unidades de destilación atmosférica en refinación son conocidas como Topping, donde
el petróleo crudo se calienta en hornos a 370 °C y luego ingresa parcialmente vaporizado a
una columna de destilación.
Por la parte superior o cabeza sale una mezcla de vapor de hidrocarburos (gas, propano,
butano y nafta liviana).
En sucesivas extracciones laterales y en orden descendente, se separan: nafta pesada,
kerosene, gas oil liviano y gas oil pesado de Topping.
Por el fondo de la columna se extrae el residuo de la destilación llamado crudo reducido
formado por una mezcla de hidrocarburos pesados que constituyen la carga a la unidad de
destilación al vacío.

HIDROCARBUROS 2018
7.4.3.2 Unidad de destilación al vacío (VDU)
Permite la separación de los distintos componentes medios y pesados del crudo reducido
(rango de destilación mayor a 400 °C). La destilación del crudo reducido debe realizase al
vacío (presiones inferiores a la atmosférica) por el alto punto de ebullición de sus
componentes. En caso de tratar de destilar el crudo reducido a presión atmosférica, debería
incrementarse la temperatura por encima del umbral de cracking (426 °C) produciéndose la
ruptura molecular y la formación de carbón en forma inmediata, desvirtuando el proceso de
destilación.
El crudo reducido proveniente de las unidades de Topping, es calentado en hornos a 390 °C
y destilado en una torre de fraccionamiento que trabaja al vacío, obteniéndose:
 Gas Oil Liviano de Vacío (GOLV)
 Gas Oil Pesado de Vacío (GOPV)
 Asfalto
El vacío se consigue utilizando eyectores de vapor.
Columna de
Destilación
Gases
Propano
Butano
Nafta Liviana
(a Isomerización)
Petróleo Crudo
370 °C
Nafta Pesada
(a Hidrotratamiento
de Nafta)
0,6 Kg/cm2
Horno
Crudo Reducido
(a Vacío o Visbreaking)
Gas Oil
(a Producción)
Kerosene
(a Producción)
Gas Oil
Pesado
(a Vacío y/o Isomax)

Industrias extractivas hidrocarburos 2018

Industrias extractivas hidrocarburos 2018

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (19)

Similar a Industrias extractivas hidrocarburos 2018

Similar a Industrias extractivas hidrocarburos 2018 (20)

Último

Último (20)

Industrias extractivas hidrocarburos 2018