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![C a p í t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 43
Antoine Baumé (†1804), usadas para comparar
la densidad de líquidos más livianos o más pe-sados
que el agua. Las dos fórmulas Baumé son:
140
Gravedad específica = _________
130 + n
145
Gravedad específica = _________
145 - n
En las que n representa la lectura en
grados indicada por el hidrómetro Baumé in-merso
en el líquido, cuya temperatura debe ser
15,5 °C. Por ejemplo, si se sustituye n=10 en
la primera ecuación se obtendrá que la grave-dad
específica =1 corresponde a la del agua;
en la segunda ecuación se obtiene gravedad
específica = 1,07 mayor que la del agua.
La ecuación general del API es
como sigue:
141,5
Gravedad específica = _____________
[a 60°F, (15,5°C)] 131,5 + °API
141,5
°API = __________________ _ 131,5
Gravedad específica
El hidrómetro API se basa en la den-sidad
o gravedad específica de los crudos con
respecto al agua. Un crudo de 10 °API tiene la
misma gravedad específica que el agua.
La clasificación de crudos por rango
de gravedad °API utilizada en la industria ve-nezolana
de los hidrocarburos, a 15,5 ° (60 °F)
es como sigue:
Extrapesados, menos de 16 °
Pesados, menos de 21,9 °
Medianos 22,0 - 29,9 °
Livianos 30 ° - y más
Los líquidos condensados son pro-ducto
de condensación de un vapor o del gas
natural. En el yacimiento la substancia puede
existir en estado gaseoso y su gravedad puede
ser bastante alta. Al respecto, la definición con-junta
de los ministerios de Hacienda y de Ener-gía
y Minas, sobre petróleos crudos conden-sados
naturales, indica lo siguiente: “Se con-sideran
petróleos crudos condensados natura-les
aquellos hidrocarburos líquidos bajo condi-ciones
atmosféricas, que se caracterizan por
estar en estado gaseoso bajo las condiciones
originales del yacimiento y no ser obtenidos
por procesos de absorción, adsorción, compre-sión,
refrigeración o combinación de tales pro-cesos
y que tienen una gravedad mayor de
40,9 °API a 15,56 °C (60 °F)”. (Fuente: Gaceta
Oficial de la República de Venezuela, Año
XCIX - Mes III. Caracas: martes 28 de diciem-bre
de 1971, Número 29.695, p. 222.117).
En las negociaciones de compra-venta,
intercambio, reconstitución y mezcla de
crudos, el precio del metro cúbico o del barril
de crudo está atado a la escala de gravedad
°API correspondiente. La décima de gravedad
(°API) se paga aplicando la fracción de precio
que corresponda, según la calidad del crudo.
Fig. 1-8. En el laboratorio, profesionales en diferentes especia-lidades
científicas y tecnológicas se dedican a la evaluación
cualitativa y cuantitativa de las diferentes características de los
crudos para determinar su rendimiento de productos mediante
procesos de comercialización en las diferentes plantas de pro-cesos
químicos, petroquímicos, refinación y manufactura.](https://image.slidesharecdn.com/elpozoilustradoingenieraenpetrleo-141120065951-conversion-gate01/75/El-pozo-ilustrado-ingenieria-en-petroleo-43-2048.jpg)
![C a p í t u l o 5 - G a s N a t u r a l 219
V1 = 30 m3
T1 = 15 °C + 273 = 288 °K
T2 = 36 °C + 273 = 309 °K
P1 = 1 + 0,5 = 1,5 atmósferas
P2 = 1 + 0,1 = 1,1 atmósferas
1,5 309
V2 = 30 x ______ x ______
1,1 288
V2 = 30 x 1,36 x 1,07 = 43,66 m3
Densidad
Cuando se habla de la densidad (re-lación
masa/volumen) de los líquidos o de los
sólidos, el punto de referencia es el agua, y se
dice que la densidad del agua es 1, o sea que
un gramo de agua ocupa un centímetro cúbi-co,
o 1.000 gramos de agua ocupan un litro, o
1.000 kilos de agua ocupan un metro cúbico.
Así que cualquier sólido o líquido
en su relación masa/agua, con referencia al
agua, pueden ser igual o más denso o menos
denso que el agua si su valor de relación es
igual, mayor o menor que uno.
Para los crudos se introdujo la fór-mula
°API o gravedad específica, para determi-nar
si los crudos son más, igual o menos pe-sados
que el agua.
Para los gases, debido a que son
afectados por la temperatura y por la presión,
se usa como referencia la relación de igual,
mayor o menor peso que un gas pueda tener
con respecto al peso molecular del aire, cuyo
valor se ha determinado en 28,96.
La relación molecular tiene la ventaja
de que el peso molecular de los elementos no
es afectado por la presión o por la temperatura.
Por ejemplo, si se desea conocer la
gravedad específica de un gas se divide su pe-so
molecular entre el peso molecular del aire.
En el caso del gas butano C4H10, su peso mo-lecular
(C=12,01; H=1,008) se obtiene así:
Peso molecular del gas butano =
(4 x 12,01) + (10 x 1.008) = 58,12
58,12
Gravedad específica = ______ = 2,007
28,96
Para determinar directamente la gra-vedad
específica en el laboratorio o en opera-ciones
de campo, se recurre al método rápido
utilizando uno de los varios aparatos o balan-zas,
como la botella de Schillling, la balanza de
Edward o la de AC-ME, o similares. Sin embar-go,
utilizando el porcentaje molecular de la
composición general de un gas (Tabla 5-3), ob-tenida
por análisis, se puede calcular la grave-dad
específica. Ejemplo:
27,259
Gravedad específica = _________ = 0,941
28,96
[a 60 °F (15,5 °C)]
El peso del aire se ha estimado en
1,308 gramos por litro, a presión de una at-mósfera,
o sea 1.308 gramos (1,308 kilos) por
metro cúbico. Su equivalente en el sistema
angloamericano es de 1,3 onzas o 0,0812 libras
Fig. 5-9. Gráfico representativo del cambio de volumen-tempe-ratura
de un gas por modificaciones de las condiciones inicia-les
P1V1T1.
T1 T2
V1 V2
temperatura, ° K
volumen, m3](https://image.slidesharecdn.com/elpozoilustradoingenieraenpetrleo-141120065951-conversion-gate01/75/El-pozo-ilustrado-ingenieria-en-petroleo-219-2048.jpg)
![Naftenos
C a p í t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 269
Los naftenos son derivados de
ciclopentano y ciclohexano, llamados también
cicloparafinas, cuyas fórmulas estructurales se
representan de las maneras siguientes:
C C
C C
H
H
Debe notarse la ausencia de dos
átomos de hidrógeno entre la fórmula general
CnH2n+2 (serie parafínica) y la fórmula CnH2n
correspondiente a los derivados.
Ejemplos de algunos naftenos o ci-cloparafínicos:
Nombre Fórmula Punto
Aromáticos CnH2n-6
de ebullición
°C
Los aromáticos se encuentran en
pequeñas cantidades en casi todos los crudos.
El benceno, el tolueno y el xileno (BTX) se
pueden extraer en las refinerías para utilizarlos
como insumos de procesos petroquímicos o
como solventes.
CICLOPENTANO C5H10
H
HH
H
C
H C
H
C
H
H
H
H
CICLOHEXANO C6H12
H
HH
H
C
H
C
H
C
H
H
C
H H
CHC2H 2
2 CH2
CH2 CH2
CH
Ciclopropano [CH2]3 -34
Ciclobutano [CH2]4 -15
Ciclopentano [CH2]5 -49
Ciclohexano [CH2]6 81
Cicloheptano [CH2]7 119
Nombre Fórmula Punto
de ebullición
°C
Benceno C6H6 80
Tolueno C7H8 111
Ortoxileno C8H10 144
Metaxileno C8H10 139
Paraxileno C8H10 138
BENCENO C6H6
H
C
H
CH
CH
HC
C
HC
H
C
H H
C C
C C
H H
C
H](https://image.slidesharecdn.com/elpozoilustradoingenieraenpetrleo-141120065951-conversion-gate01/75/El-pozo-ilustrado-ingenieria-en-petroleo-269-2048.jpg)
Subido porFernando García
El pozo ilustrado ingeniería en petróleo
Este documento presenta un índice general del libro "El Pozo Ilustrado" que contiene 7 capítulos sobre temas relacionados con la industria petrolera. El índice incluye una introducción y reconocimientos, y lista los títulos de cada capítulo y las páginas correspondientes que cubren orígenes del petróleo, exploración, perforación, producción, gas natural, refinación y petroquímica.
![Microsoft power point cap 1- introduccion facilidades [modo de compatibilidad]](https://cdn.slidesharecdn.com/ss_thumbnails/microsoftpowerpoint-cap1-introduccionfacilidadesmododecompatibilidad-140606133720-phpapp02-thumbnail.jpg?width=640&height=640&fit=bounds)
El pozo ilustrado ingeniería en petróleo
- 1. 1 I nd i c e G e n e r a l Indice General Página Prólogo I Introducción y Reconocimientos 19 Capítulo 1 - ¿Qué es el Petróleo? Introducción 35 I. Origen 36 • Teorías inorgánicas 36 La teoría del carburo 36 La teoría a base de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua caliente 36 • Teorías orgánicas 36 La teoría vegetal 37 La teoría del carbón 37 • Información de campo 38 Las huellas del pasado 38 Generación del petróleo en la naturaleza 38 II. Composición Química del Petróleo 40 • Maravillosas combinaciones de carbono e hidrógeno 41 • Características físicas y químicas del petróleo 42 Color 42 Olor 42 Densidad 42 Sabor 44 Indice de refracción 44 Coeficiente de expansión 44 Punto de ebullición 44 Punto de congelación 44 Punto de deflagración 44 Punto de quema 44 Poder calorífico 44 Calor específico 44 Calor latente de vaporización 44 Viscosidad 44 Viscosidad relativa 45
- 2. 2 E lP o z o I l u s t r a d o Viscosidad cinemática 45 Viscosidad Universal Saybolt 45 III. Rendimiento de los Crudos 45 • Los crudos venezolanos, Tabla 1-2 49 Referencias Bibliográficas 50 Capítulo 2 - Exploración I. Los Comienzos 57 • La teoría anticlinal 58 • Geología aplicada 58 II. Configuración de los Yacimientos Petrolíferos 60 • Características de las rocas petrolíferas 60 • Rocas ígneas, metamórficas y sedimentarias 61 • Propiedades físicas de las rocas 63 • Capacidad de almacenamiento de las rocas 63 • Medición de la porosidad 65 III. Metodos Geofísicos de Exploración 65 • El gravímetro 65 • El magnetómetro 66 • El sismógrafo 67 • La sismología de refracción 67 • La sismología de reflexión 67 • Adelantos en procedimientos y técnicas de exploración 68 IV. Métodos Eléctricos de Exploración 70 • Distintos caminos para encontrar petróleo 72 V. Métodos Petrofísicos Modernos 72 VI. Geoquímica 73 VII. Exploración Aérea y Espacial 74 VIII. Exploración Costafuera 75 IX. Aplicación de Métodos de Exploración en Venezuela 76
- 3. I n di c e G e n e r a l 3 Referencias Bibliográficas 81 Capítulo 3 - Perforación Introducción 89 I. El Metodo Original de Perforación 89 • El sistema a percusión 89 • Ventajas y desventajas de la perforación a percusión 90 II. Perforación Rotatoria 92 • Selección del área para perforar 92 • Componentes del taladro de perforación rotatoria 92 • La planta de fuerza motriz 94 • El sistema de izaje 94 El malacate 95 El cable de perforación 95 La cabria de perforación 96 El aparejo o polipasto 96 • El sistema rotatorio 98 La mesa rotatoria o colisa 98 La junta giratoria 99 La junta kelly 100 • La sarta de perforación 101 La barrena de perforación 101 Tipos de barrenas 102 La tubería lastrabarrena 104 La tubería de perforación 106 • El sistema de circulación del fluido de perforación 107 Las bombas de circulación 107 De la bomba a la junta giratoria 109 El fluido de perforación 110 Funciones del fluido de perforación 110 Tipos de fluidos de perforación 111 Fluido de perforación a base de agua 112 Fluido de perforación a base de petróleo 112 Otros tipos de fluidos de perforación 113 Control del fluido de perforación 113
- 4. 4 E lP o z o I l u s t r a d o III. Aplicaciones de la Perforación Rotatoria 114 • El hoyo o pozo vertical 114 • El pozo direccional 114 • Aplicaciones de la perforación direccional 115 • Conceptos económicos y aplicaciones técnicas avanzadas de pozos desviados 116 • Apreciaciones y cambios resultantes de la nueva tecnología en perforación 118 • Apreciaciones sobre los parámetros del hoyo horizontal 119 • El hoyo de diámetro reducido 120 IV. Sartas de Revestimiento y Cementación 120 • Funciones de las sartas 121 • Factores técnicos y económicos 121 • Clasificación de las sartas 122 La sarta primaria 122 Las sartas intermedias 122 La sarta final y de producción 123 • Características físicas de la tubería revestidora 123 Elongación 123 Aplastamiento 124 Estallido 124 • Cementación de sartas y otras aplicaciones de la cementación 125 Funciones de la cementación primaria 125 Cementación forzada 126 • Aditamentos para la cementación de sartas 127 La zapata de cementación 127 La unión o cuello flotador 127 Unión o cuello flotador (cementación por etapas) 128 Centralizadores 128 Raspadores 128 V. Operaciones de Perforación en Aguas Costafuera 129 • El ambiente 129 • La tecnología 130 VI. Operaciones de Pesca 132 VII. Arremetida, Reventón e Incendio 132 VIII. Problemas Latentes durante la Abertura del Hoyo 133
- 5. I n di c e G e n e r a l 5 IX. Informe Diario de Perforación 134 X. Terminación del Pozo 137 XI. Clasificación de Pozos Terminados 138 XII. Tabla de Conversión 139 Referencias Bibliográficas 140 Capítulo 4 - Producción I. Terminación del Pozo 149 • Evaluaciones previas 149 • Tipos de terminación 150 Terminación vertical sencilla 151 Terminación vertical doble 152 Terminación vertical triple 153 • Otras modalidades de terminación 153 Bombeo mecánico 154 Bombeo hidráulico 155 Levantamiento artificial por gas 156 • La sarta de educción 157 Aditamentos para la sarta de educción 158 • Terminación de pozos horizontales 158 • Tubería continua o devanada de educción 159 • Terminación de pozos costafuera 163 II. Características de los Yacimientos 165 • Presión del yacimiento 166 • Temperatura del yacimiento 167 • Viscosidad de los crudos 167 • Mecanismos naturales de producción del yacimiento 169 Casquete o empuje de gas 170 Empuje por gas disuelto 172 Empuje por agua o hidráulico 173 Empuje por gravedad 174 III. Manejo de la Producción 176 • Separación de fluidos 176 El múltiple de producción 176
- 6. 6 E lP o z o I l u s t r a d o Los separadores de producción 177 Disposición del crudo 178 Disposición del gas 178 Disposición del agua 179 IV. Comportamiento de la Producción 180 • Comportamiento de los pozos 180 • Comportamiento del yacimiento 180 • Clasificación de las reservas 182 • La producción vigorizada 183 • Ejemplos numéricos 183 V. Mantenimiento, Estimulación y Reacondicionamiento de Pozos 184 • Mantenimiento 184 • Estimulación de pozos 186 Succión 186 Inyección de fluidos 186 Fracturamiento de estratos 187 Acidificación 188 • Limpieza de pozos 189 Arenamiento 189 Acumulación de parafina 191 • Reacondicionamiento de pozos 192 Tareas para reacondicionamiento de pozos 193 VI. Crudos Pesados/Extrapesados 193 • Características 195 • De los yacimientos y los crudos pesados y extrapesados 195 • La Faja del Orinoco 197 Interés por la Faja 198 Referencias Bibliográficas 202 Capítulo 5 - Gas Natural Introducción 211 I. Uso del Gas y sus Líquidos 213 • Combustible eficiente 213 • Insumo para procesos 214
- 7. 7 I nd i c e G e n e r a l II. Características y Propiedades del Gas Natural 215 • Composición 215 • Relaciones P-V-T 217 Presión-volumen 217 Temperatura-volumen 218 Condiciones combinadas 218 • Densidad 219 La ecuación PV = nRT 220 La compresibilidad de los gases 221 Poder calorífico del gas natural 222 Viscosidad del gas natural 223 Gradiente de presión del gas 224 Presión de burbujeo y presión de rocío 225 Presión o tensión de vapor 226 III. Generación de Hidrocarburos 227 IV. Exploración para el Gas 228 • Adelantos técnicos en sismografía 228 • El color: adelanto significativo 230 V. Operaciones de Perforación para Gas 231 • Ubicación del yacimiento 231 • Espaciado de pozos 231 • Terminación de pozos 232 VI. Comportamiento y Manejo del Yacimiento y Pozos 233 • El gas en el yacimiento 233 • El flujo del gas: del fondo del pozo a la superficie 233 VII. Transporte y Entrega del Gas a los Mercados 234 • Transporte 235 • Distribución 236 • Exportaciones de derivados del gas 236 VIII. El Precio del Gas 237 Referencias Bibliográficas 240
- 8. 8 E lP o z o I l u s t r a d o Capítulo 6 - Refinación Introducción 249 I. Una Idea, un Informe: una Industria 252 • El trabajo de Silliman 253 • La destilación a altas temperaturas 254 • Utilización del vapor de agua 254 • El petróleo como fuente de iluminantes 255 II. Crudos para las Refinerías 256 • Tipificación de crudos 257 • Selección de hidrocarburos 258 • Evaluación de crudos 260 • Complejidad de la evaluación 261 • Terminología 262 • El laboratorio 263 • El aspecto económico 264 III. La Química del Petróleo 265 • Ejemplos de la estructura molecular 267 Serie parafínica CnH2n+2 267 Serie olefínica CnH2n 268 Naftenos (CnH2n) x 269 Aromáticos CnH2n-6 269 • La comercialización del petróleo 270 IV. Los Procesos de Refinación (A) 270 • La utilización de energía 271 • De los equipos de refinación 274 • Tecnología 274 • Metalurgia 275 V. Los Procesos de Refinación (B) 275 • Procesos de destilación 276 • Desasfaltación 277 • Refinación con disolvente 277 • Desceración o desparafinación con disolvente 278 • Exudación de parafina 278 • Proceso térmico continuo (“Thermofor”) con utilización de arcilla 278 • Tratamiento con ácido-arcilla 278
- 9. 9 I nd i c e G e n e r a l • Oxidación de asfalto 279 • Descomposición térmica 280 • Descomposición térmica catalítica fluida 281 • Reformación catalítica 282 • Extracción de azufre 283 VI. La Refinación y la Demanda de Productos 286 • El nuevo patrón de refinación de la Refinería de Amuay 287 • Disposición de las plantas 288 • Los procesos seleccionados 288 Proceso “Flexicoking” (Exxon) 288 Proceso “Flexicracking” (Exxon) (Desintegración Catalítica) 290 Proceso de Isomerización “Butamer” (Universal Oil Products) 290 Proceso de Alquilación “HF” (Acido Fluorhídrico, Universal Oil Products) 291 • Inversiones 291 VII. Factores Complementarios 292 • Suministro de crudos y otros hidrocarburos 292 • Almacenamiento 292 • Instrumentación 293 • Seguridad industrial 294 VIII. Evolución de la Refinación en Venezuela 294 • Cronología de la refinación en Venezuela 295 Referencias Bibliográficas 308 Capítulo 7 - Petroquímica Introducción 315 I. El Crecimiento de la Industria Petroquímica 315 • Insumos para producir gasolinas y caucho sintético (Buna) 318 II. Derivados del Gas Natural 318 • Construcción de plantas 320
- 10. 10 E lP o z o I l u s t r a d o III. Procesos Petroquímicos 322 • Producción de etileno 323 • Los derivados del etileno 323 • Plantas y procesos para el etileno 324 • Versatilidad del propileno 326 IV. El Desarrollo de la Petroquímica Venezolana 329 • El complejo petroquímico Morón 329 • El complejo petroquímico Zulia-El Tablazo 330 • El complejo petroquímico Anzoátegui-Jose 330 • Las empresas mixtas asociadas a Pequiven 331 • Cronología de la industria petroquímica en Venezuela 334 • Cobertura de los mercados 338 V. El Futuro de la Petroquímica 339 Referencias Bibliográficas 341 Capítulo 8 - Transporte Introducción 349 I. Oleoductos 352 • El tendido de oleoductos 353 • Características de las tuberías 354 • El flujo de fluidos por tuberías 354 • Tecnología fundamental de diseño 356 • Otros aspectos del diseño 358 • Inversiones y costos 359 • Mantenimiento 361 • Los oleoductos del país 362 II. Gasductos 363 • Apreciaciones básicas 363 • Recolección del gas 363 • Características de las tuberías 364 • El flujo de gas por gasductos 365 • La compresión del gas 366 • La medición del gas 368
- 11. I n di c e G e n e r a l 11 III. Tanqueros 372 • El tanquero petrolero original 372 • Identificación visual de los buques 373 • Evolución del tanquero 374 • Los supertanqueros 376 • El canal de Suez y los tanqueros 378 • Fletamento y fletes 381 • Puertos/terminales 382 • Abanderamiento de buques 383 IV. La Flota Petrolera Venezolana 384 • La flota del lago 384 • La flota remozada 385 • Creada PDV Marina 387 • Consolidación de la flota 387 • Alcance de las actividades 388 Referencias Bibliográficas 392 Capítulo 9 - Carbón Fósil Introducción 399 • Utilización mundial del carbón 399 • El carbón venezolano 400 I. Carbones del Zulia S.A. (Carbozulia) 400 • Asociaciones con otras empresas 401 • El futuro, 1997-2006 401 • El ferrocarril 402 • La terminal de aguas profundas 402 II. Características del Carbón del Guasare 403 III. Conservación del Ambiente e Impacto Regional 403 Referencias Bibliográficas 405
- 12. 12 Capítulo 10- Comercialización E l P o z o I l u s t r a d o Introducción 411 I. El Consumo Mundial de Petróleo y Desarrollo de la Comercialización 412 • 1901-1949 414 • 1950-1996 416 • La industria venezolana de los hidrocarburos 422 II. La Oferta y la Demanda de Hidrocarburos 423 • Compradores y vendedores 423 Productores e importadores netos 423 Productores e importadores 424 Productores y exportadores netos 424 • El precio de los hidrocarburos 424 Factores que influyen en el precio 426 III. Mercadeo Nacional 427 • Mercadeo de productos (Venezuela) 429 IV. Reorganización de la Función de Mercadeo Interno (Venezuela) 430 • Actividades de Deltaven 431 • Procesos y servicios de mercadeo 431 • Asistencia técnica para los clientes 431 • La distribución de productos 432 • La estación de servicio 432 • Manufactura y utilización de productos: especificaciones y normas 434 V. Mercadeo Internacional 434 Referencias Bibliográficas 441 Capítulo 11 - Ciencia y Tecnología Introducción 449 • Cambios y ajustes 449 • Nuevos rumbos y horizontes 450
- 13. I n di c e G e n e r a l 13 I. Intevep 451 • Antecedentes y comienzos 451 • Veintidós años prestando servicios 452 Transferencia de tecnologías 452 • Infraestructura 453 • El acervo tecnológico corporativo 453 • El negocio petrolero depende de otro negocio: ciencia y tecnología 456 Referencias Bibliográficas 458 Capítulo 12 - La Gente del Petróleo Introducción 463 I. Los Pinitos de la Industria 463 • Los pioneros y la incipiente tecnología 464 Exploración 464 Perforación 465 Producción 467 Transporte 468 Refinación/manufactura 470 Mercadeo 471 • Los pioneros venezolanos 472 II. Avances y Desarrollo de la Industria 474 • El siglo XX, comienzo del auge petrolero 475 • La ciencia y la tecnología petrolera 477 • Las asociaciones profesionales 478 Lista de asociaciones petroleras 478 Las escuelas de Ingeniería de Petróleos 480 • Petróleo alrededor del mundo 481 América Latina 481 Europa 483 Africa 484 El Lejano Oriente 485 El Medio Oriente 486 III. Venezuela y su Petróleo 487 • Los asfalteros 487 • Llegan las petroleras 489 • Experiencias y resultados 493 • Disposiciones gubernamentales 494
- 14. 14 E lP o z o I l u s t r a d o • Recursos humanos, tecnología y operaciones 506 • La creación del CIED 511 Actividades 512 • La industria de los hidrocarburos y el personal profesional para operaciones 513 • El empleo y las actividades 517 Referencias Bibliográficas 519 Capítulo 13 - Petróleos de Venezuela Introducción 529 I. Las Primeras Acciones 529 • El primer año de gestión, 1976 529 • Transición y consolidación 530 • Grandes retos 531 La petroquímica 531 El adiestramiento de personal 531 II. Organización y Capacidad Operativa 532 • Operaciones de avanzada tecnología 532 • Materiales 532 • Intevep 533 Estudios y proyectos más importantes de Intevep 533 III. Los Proyectos del Quinquenio 1980-1984 534 • La Faja del Orinoco 534 • Otros proyectos relevantes 536 Tecnología e investigación 536 • Materiales y servicios técnicos 537 • Estrategia de internacionalización 538 III. El Quinquenio 1985-1989 538 • Expansión de la internacionalización 538 • PDVSA, empresa mundial de energía 542 • Catorce años sirviendo al país, 1976-1989 543 V. Los Años 1990-1996 543 • Penetración de mercados 544 • Más asociaciones, más oportunidades 546 • Dinámica petrolera venezolana 547 • La industria petrolera y las comunidades 547
- 15. 15 I nd i c e G e n e r a l • Cada año más futuro 548 • Un trienio pujante, 1994-1995-1996 550 • Crecimiento de la corporación 553 Nuevos horizontes 553 VI. La Apertura Petrolera 555 • Resultados positivos 555 • Transformación de la corporación 556 Referencias Bibliográficas 560 Apéndices Indice de Tablas 567 Indice de Figuras 571 Indice Consolidado (Onomástico, Geográfico y Analítico) 587
- 16. P r ól o g o Prólogo Durante los últimos tres lustros, los adelantos científicos y tecnológicos asociados al petróleo, así como los avances estratégicos y productivos de la corporación petrolera venezolana han sido amplios, diversos y profundos. Esta referencia tan escueta adquiere un sentido especial cuando apreciamos que la tercera versión de “El Pozo Ilustrado” fue editada en diciembre de 1985. Desde esa fecha hasta nuestros días, se han descifrado importantes incógnitas sobre las propiedades y características de los hidrocarburos, especialmente de los crudos extrapesados, y se han desarrollado avances notables en las técnicas de exploración y producción. También durante este lapso, nuestra corporación ha logrado mayores índices de productividad, óptima calidad en sus productos y una significativa ampliación de sus mercados. Igualmente, se han concretado innovadoras condiciones para preservar el ambiente y se han dado pasos decisivos en materia de internacionalización y globali-zación de nuestra principal industria nacional. Estas circunstancias, unidas al interés estratégico de PDVSA por estrechar las relaciones entre la sociedad venezolana y el petróleo, permiten fundamentar y justificar la idea de una “cultura del pe-tróleo” que, necesariamente, debe afianzarse con un mejor conocimiento del negocio de los hidrocar-buros. Estas expectativas han proporcionado terreno fértil para sembrar esta edición corregida y amplia-da del “El Pozo Ilustrado”. Recordando una frase de Jorge Luis Borges, “todo reinicio es una especie de resurrección”. Con esta nueva edición, actualizamos “El Pozo Ilustrado”, a la luz de los avances tecno-lógicos. Varias consideraciones palpitan en el fondo de esta edición. La primera es que no puede amarse lo que no se conoce y ésta es, precisamente, la razón que explica la distancia que tradicional-mente se ha notado entre el petróleo y nuestra cultura. El camino a seguir transitando se inició con la necesidad de conocer todo lo relacionado con nuestros recursos petrolíferos a fin de lograr una trayec-toria que permita comprenderlos, apreciarlos, valorarlos y quererlos. El petróleo ha sido la esencia misma de nuestra realidad contemporánea; no puede, por tanto, pretenderse el desarrollo del país al margen del conocimiento del petróleo, ni puede pretenderse saber de petróleo sin la cabal comprensión de su significación para el país. Podría igualmente aseverarse que mientras mejor nos identifiquemos con el petróleo, mayores serán las posibilidades de percibir las opor-tunidades que nos ofrece. Nuestro objetivo es lograr que Venezuela y su petróleo se identifiquen plena-mente y formen parte de una misma vocación. Con “El Pozo Ilustrado” buscamos, en definitiva, conti-nuar un empeño de información masiva que ayude a conformar una sensibilidad y una apreciación ade-cuada de nuestro petróleo. “El Pozo Ilustrado” no es una iniciativa aislada; por el contrario, su reedición se enmarca en todo un conjunto de acciones que estamos concibiendo bajo la denominación de “Programa de Educación Petrolera”. Esta visión se constituirá en un esfuerzo sistemático e integrador, en favor de un mejor conocimiento del petróleo, así como en una opción para reducir la brecha entre el mundo petrolero y la sociedad venezolana. Dentro de ese programa, se contemplan actividades motivacionales y de reconocimiento a maestros y estudiantes emprendedores, programas de radio, prensa y televisión, informaciones petroleras en la página Web PDVSA y producción de recursos educativos de distinta natu-raleza y alcance.
- 17. E l Po z o I l u s t r a d o Piedra angular de este proceso es el recientemente creado Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED), brazo estratégico de la corporación dedicado a la educación, al adiestramiento y al desarrollo de los recursos humanos de PDVSA, sus filiales, el sector complementario y eventualmente terceros, para potenciar la ejecución del Plan de Negocios y la competitividad de la Industria. Pero, ade-más de las actividades intrínsecas de la corporación, se desarrollan programas de cooperación con insti-tuciones de educación superior, y se brinda apoyo específico a las escuelas de la industria y a las insti-tuciones educativas que se encuentran en las zonas adyacentes. Igualmente pueden destacarse algunas iniciativas inscritas en los proyectos de CENAMEC, y el fomento de otras entidades dedicadas al desarro-llo educativo. Asimismo, estamos adelantando iniciativas encaminadas a brindar orientación a las empre-sas acerca de las posibilidades de convertirse en socias de la educación. Entendemos la educación como un asunto estratégico que abarca a todas las instituciones que conforman el tejido social. En el marco de estas consideraciones, aspiramos que “El Pozo Ilustrado” continúe siendo un recurso de amplio alcance y de potente impacto para generar una expansiva divulgación que, progresi-vamente, fomente la vocación de una cultura petrolera en el venezolano. Mención especial en este contexto merece el profesor Efraín E. Barberii, autor de este extra-ordinario trabajo. Ilustre maestro de docenas de promociones de petroleros venezolanos, ejemplo de amor por Venezuela y modelo de vocación por el desarrollo de la tecnología y la educación dentro del quehacer petrolero en nuestro país, el profesor Barberii nos presenta una nueva versión de su útil obra. Hasta él llegue un mensaje de reiterado afecto y reconocimiento, para quien ocupa un especial lugar en nuestros pensamientos. Celebramos esta cuarta edición de “El Pozo Ilustrado” con grandes expectativas e intensos sen-timientos. Esperamos que alrededor de cada uno de los ejemplares de este libro se genere una onda expansiva que conmueva el espíritu y el pensamiento de quienes se dediquen a su lectura, divulgación y aprovechamiento. Luis E. Giusti Presidente PDVSA
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- 19. I n tr o d u c c i ó n y R e c o n o c i m i e n t o s 19 Introducción Esta cuarta edición de El Pozo Ilus-trado, revisada y corregida, encomendada al CIED, Centro Internacional de Educación y Desarrollo, nace del interés corporativo de Pe-tróleos de Venezuela S.A. para que este libro sea parte del Programa de Educación Petrolera (PEP) de la casa matriz. Una vez más, la obra está dirigida especialmente a docentes y estudiantes de educación media y, en general, a toda persona que desee conocer los principios fundamen-tales y la estructura operacional de la industria de los hidrocarburos. El contenido de la obra recoge también el papel tan importante que ha desempeñado y todavía desempeñará por muchos años la industria petrolera, petroquí-mica y carbonífera nacional (IPPCN) en el de-sarrollo del país. A lo largo de la explicación acerca de la tecnología de las operaciones, aflora tam-bién, en estos capítulos, lo que llamamos la cultura petrolera, producto de casi ciento cua-renta años de experiencias relacionadas con la búsqueda, ubicación, cuantificación, produc-ción, transporte, transformación, mercadeo, ventas y comercialización de los hidrocarburos alrededor del mundo. En Venezuela tenemos una experiencia petrolera que arranca en 1878 con la Petrolia del Táchira. Luego vinieron las contribuciones de las empresas asfalteras esta-dounidenses y británicas, 1885-1911, y las pe-troleras concesionarias que se establecieron y operaron a lo largo del período 1911-1975. A partir de 1976, Petróleos de Venezuela y sus fi-liales han sido responsables de la conducción de la industria nacional. Muchos años de experiencia han conformado una escuela de trabajo que se re-nueva y ajusta a las exigencias de los tiempos para garantizar el éxito de los negocios. Las primeras dos ediciones de El Po-zo Ilustrado (una en 1982-1983 y la otra en 1983) se hicieron en serie de 10 fascículos y la tercera, 1985, en forma de libro. Esta cuarta edi-ción incluye algunos de los más relevantes ade-lantos científicos y tecnológicos que hoy mar-can pautas en las actividades petroleras; tam-bién, cifras actuales de los volúmenes de hidro-carburos producidos/utilizados mundialmente. En estos últimos años, 1983-1996, la industria ha logrado mayor productividad, ha utilizado con mayor eficiencia los recursos físi-cos y financieros, ha reducido costos y aumen-tado los ingresos netos, produce mayor volu-men de productos de excelente calidad, ha ex-tendido su cobertura de protección del medio ambiente y ofrece a sus clientes más atención y mejores servicios. La industria petrolera ve-nezolana ha acentuado la globalización e inter-nacionalización de sus actividades. Veamos el contenido de los capítulos: En el Capítulo 1, ¿Qué es el Petró-leo?, el lector admirará el hecho de que sólo dos elementos, hidrógeno y carbono, son com-binados por la naturaleza en relaciones senci-llas para producir las extensas series de hidro-carburos, de características y propiedades defi-nidas en estado gaseoso, líquido, semisólido o sólido. El hombre, mediante sus esfuerzos por tener más conocimientos científicos y téc-nicos, posee la capacidad para extraer, refinar y manufacturar cientos de derivados del gas natural, del petróleo y del carbón mineral, me-diante el diseño de nuevos procesos y la cons-trucción y el funcionamiento de plantas muy eficientes. El Capítulo 2, Exploración describe la rapidez y constancia con que profesionales y científicos de varias disciplinas ayudaron a descifrar las incógnitas sobre las propiedades del petróleo, su origen, características e ilimi-tadas perspectivas de explotación. Las Ciencias
- 20. 20 E lP o z o I l u s t r a d o de la Tierra (la geología, la geofísica y la geo-química) sirvieron para clasificar las rocas, sus propiedades y características para generar hi-drocarburos, su capacidad volumétrica para al-macenar gas y/o petróleo, tipos de yacimien-tos y maneras de buscarlos, ubicarlos y cuan-tificar su contenido. Las técnicas modernas de exploración facilitan el estudio de prospectos petrolíferos de manera inimaginable, en tierra y costafuera, utilizando sísmica bidimensional y tridimensional, computadoras que resuelven la adquisición, el procesamiento y la interpre-tación de datos en cuestión de horas y pro-ducen gráficos o mapas en colores. El Capítulo 3, Perforación, ofrece nuevos conceptos y aplicaciones de tecnolo-gías para abrir un hoyo, en tierra o costafuera. Presenta esquemas de perforación direccional, inclinada, de largo alcance, de hoyo de diáme-tro reducido y el más reciente de todos, el ho-yo horizontal sencillo o múltiple. Los cambios abarcan todas las características y especifica-ciones de la sarta de perforación, control de los parámetros de guía, orientación, desplaza-miento, revoluciones de la sarta por minuto, peso, penetración y comportamiento de la ba-rrena. También presenta la selección del tipo de fluido de perforación, y sus características tixotrópicas y peso (presión) contra las forma-ciones horadadas. Otros adelantos conciernen a equi-pos, materiales y herramientas para la perfora-ción profunda y superprofunda, 5.000 a 6.500 metros, en aguas también muy profundas, más de 1.000 metros, y a distancias que sobrepasan 200 kilómetros de la costa. Las innovaciones en perforación han permitido reducir costos y tiempo, además de llegar a la profundidad pro-gramada. El Capítulo 4, Producción, recoge las nuevas técnicas que se emplean en la ter-minación del pozo, derivadas de los diferentes esquemas modernos de perforación, específi-camente el hoyo horizontal. Además, se cubre la utilización de la tubería continua o devana-da de educción. El lector encontrará explica-ciones sobre el mantenimiento, la estimulación y el reacondicionamiento de pozos, operacio-nes que son el diario quehacer de la gente pa-ra mantener el potencial requerido y el dispo-nible de los yacimientos. Este capítulo contiene aspectos de lo que significa para el país la Faja del Orinoco y lo que se ha logrado en las operaciones y co-mercialización de los crudos pesados y extrape-sados. Los adelantos más resaltantes son la ela-boración y utilización del combustible Orimul-sión ® y la conversión de este tipo de crudos en más livianos y de mejor rendimiento. El Capítulo 5, Gas Natural, es parte imprescindible del estudio de los hidrocarbu-ros; se encuentra asociado al petróleo o por sí solo en el yacimiento, y ambas condiciones requieren tratamientos y formas específicas de producción. El gas natural es una materia prima tan importante que también representa una in-dustria íntimamente ligada a la de los crudos y a la petroquímica. Las características, propieda-des y las relaciones físico-químicas (P-V-T, pre-sión/ volumen/temperatura) del gas natural fa-cilitan comprimirlo, expandirlo, extraer sus lí-quidos y tratarlo de diferentes formas como combustible, como elemento restaurador de la presión de yacimientos petrolíferos, o como complemento importante en las operaciones de las refinerías o la petroquímica. Las tablas y figuras hacen más pa-tentes el significado y la importancia del gas natural en el mercado mundial de los hidrocar-buros. Venezuela posee grandes volúmenes de gas natural asociado al petróleo o en estado li-bre. Su utilización y consumo en las industrias y los quehaceres domésticos representan su im-portancia en el desarrollo y progreso del país.
- 21. I n tr o d u c c i ó n y R e c o n o c i m i e n t o s 21 La refinación tiene el privilegio de haber motivado la creación de la industria de los hidrocarburos. Fue la idea de buscar reem-plazo a las fuentes de iluminantes de entonces, 1853, como el aceite de ballena y los aceites vegetales, lo que dirigió la atención hacia el petróleo. La primera fase de verificación del uso del petróleo fue la refinación de muestras recogidas en Pennsylvania. En el Capítulo 6, Refinación, se ex-plican los fundamentos que científica y tecno-lógicamente resultaron positivos para producir iluminantes y otros productos derivados del petróleo. En este capítulo, el estudiante se de-leitará apreciando la elegancia científica y téc-nica de la conjunción sencilla de la física, la química y las matemáticas aplicadas para pro-ducir transformaciones tan útiles de materia prima tan valiosa como los hidrocarburos. Las técnicas iniciales de la refinación progresaron rápidamente. Nuevos enfoques de tratamiento mediante las relaciones P-V-T de las substancias, aplicaciones de destilación al va-cío, el uso de catalizadores, nuevos diseños de plantas y procesos, el empleo de combinacio-nes y recombinaciones de productos para mo-dificar sus arreglos moleculares y cambiar ven-tajosamente sus propiedades y características, desembocaron, finalmente, en el aprovechamien-to de los últimos residuos o desechos. Tales son los adelantos logrados hasta hoy en la refina-ción de hidrocarburos, pero las perspectivas de logros más avanzados son promisorias. Al enterarse bien del contenido de este capítulo, el lector apreciará más la secuen-cia de las operaciones que sustentan el nego-cio de los hidrocarburos y la importancia de la capacidad de refinación de PDVSA y sus em-presas en Venezuela y en otros países. El Capítulo 7, Petroquímica, es muy interesante. Trata del nacimiento de una industria cuyos fundamentos proceden de la industria del carbón y la aplicación de proce-sos químicos para obtener combustibles de este mineral durante la Primera Guerra Mun-dial (1914-1918). Durante la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), la necesidad de combustibles de alto octanaje para los nuevos aviones estado-unidenses y británicos favoreció el desarrollo de avanzados procesos petroquímicos que tam-bién convergieron hacia la producción de cau-cho sintético. El diseño y la construcción de nue-vas plantas petroquímicas han transformado el tratamiento del gas natural y los petróleos cru-dos en un emporio de increíble diversificación de productos para todos los usos de las activi-dades modernas: olefinas y plásticos, fertilizan-tes y productos industriales. Las abundantes reservas de crudo y de gas natural del país sirvieron para que en 1953 se dieran los primeros pasos para crear la petroquímica venezolana. Desde entonces has-ta ahora, el desarrollo y el progreso de los complejos petroquímicos de Morón, estado Ca-rabobo; Zulia-El Tablazo, estado Zulia; Jose, estado Anzoátegui, y las empresas mixtas aso-ciadas a Pequiven (ver Tabla 7-5) conforman un extenso negocio nacional e internacional de grandes proporciones con halagadoras pers-pectivas de crecimiento. El Capítulo 8, Transporte, cubre una de las más dinámicas actividades de la industria de los hidrocarburos. Funciona veinticuatro ho-ras al día, todos los días. Representa el despa-cho y recibo diario de millones de barriles de crudos hacia las refinerías del mundo. Luego de las refinerías salen hacia los mercados de los cinco continentes, aproximadamente, igual vo-lumen de productos. Es una actividad gigantes-ca, que utiliza camiones cisterna, vagones cister-na de ferrocarriles, barcazas, gabarras, lancho-nes, tanqueros, oleoductos, gasductos y poli-ductos. El lector apreciará los detalles que con-ciernen y explican esta actividad.
- 22. 22 E lP o z o I l u s t r a d o El desarrollo y el progreso de los medios de transporte de crudos, gas natural y productos han marchado acordes con las nece-sidades de los tiempos. Las fábricas de aceros, los astilleros y las empresas afines a la trans-portación han respondido a los requerimientos de tecnologías y diseño a lo largo de todos es-tos años. En 1996, la flota petrolera mundial te-nía 3.241 buques, con un tonelaje total de peso muerto de 281,4 millones de toneladas. Du-rante ese mismo año, la producción mundial de crudos fue de 61,6 millones de barriles dia-rios y la producción diaria de productos refina-dos llegó a 67,3 millones de barriles. Compa-rando y relacionando cifras, el lector apreciará la extensión mundial del negocio de los hidro-carburos. En Venezuela, los medios de trans-porte han crecido y se han renovado al ritmo del aumento de la producción de hidrocarburos del país. En 1996 había 10 terminales petroleras; 24 tanqueros, que suman 1.499.900 TPM, trans-portaron 56,1 millones de barriles por cabotaje y 188,6 millones de barriles en cargamentos ex-portados/ importados; 3.410 kilómetros de oleo-ductos que transportaron 218.510.594 m3 de crudos, y 4.673 kilómetros de gasductos que transportaron 53.022.648 m3 diarios de gas na-tural. El desenvolvimiento de la tecnología y de la utilización del transporte para manejar crudos pesados y extrapesados ha derivado en la ma-nufactura del combustible venezolano Orimul-sión ® y el oleoducto que lo transporta, conoci-do como oriducto. El Capítulo 9, Carbón Fósil, descri-be la incursión de Petróleos de Venezuela en la minería, a través de su filial Carbones del Zulia S.A. (Carbozulia) en 1986. Las intenciones de aprovechar las minas de carbón del país se remontan al se-gundo gobierno del general José Antonio Páez, 1839-1843. Los esfuerzos de entonces no lo-graron todo lo deseado, excepto el incipiente desarrollo de las minas de Lobatera, estado Tá-chira, y las de Naricual, estado Anzoátegui. El carbón de Naricual fue muy utilizado como combustible por los vapores de cabotaje de la Compañía Venezolana de Navegación, el cual cargaron en Guanta durante las primeras cinco décadas de este siglo. Es muy interesante el desarrollo y la expansión que le ha imprimido Carbones del Zulia S.A. a la riqueza carbonífera de la cuen-ca del Guasare, cuya extensión minera de 50 ki-lómetros de largo por 3 kilómetros de ancho está ubicada a 110 kilómetros al noroeste de Maracaibo. En 1987, la producción de carbón sumó 117.000 toneladas métricas y, sobre la marcha, fue entregado a varios clientes en el Caribe, Norteamérica y Europa. También se es-tablecieron asociaciones con empresas carbo-níferas extranjeras para desarrollar el potencial de las minas mediante la construcción de todas las instalaciones de infraestructura requeridas para incrementar la producción como se pro-yecta en la Tabla 9-3. La idea de extraer iluminantes del petróleo (ver Capítulo 6, Refinación, tablas 6-2 y 6-3) resultó ser un negocio mucho más extenso y profundo que el anticipado. Las ca-racterísticas y propiedades físicas y químicas de la materia prima sobrepasaron las expecta-tivas científicas y técnicas de los primeros ex-perimentos. Al progresar las investigaciones, se comenzaron a catalogar varias series de com-binaciones de los elementos hidrógeno y car-bono de singulares relaciones y valores mole-culares. La utilidad industrial de todos los pro-ductos obtenibles promovió la extensa comer-cialización de los hidrocarburos. El Capítulo 10, Comercialización, trata precisamente del desarrollo del consumo mundial de petróleo y de los avances de su co-mercialización. Este capítulo recoge el signifi-cado de la oferta y la demanda de hidrocarbu-
- 23. I n tr o d u c c i ó n y R e c o n o c i m i e n t o s 23 ros en los mercados del mundo, desde el pun-to de vista interno de cada nación y las rela-ciones entre países productores/exportadores y los países productores/importadores y los importadores netos de energía y productos. Además, se explican los factores que influyen sobre los precios, como también los que afectan la manufactura y distribución de productos. Se mencionan las gestiones y ope-raciones que han guiado el desarrollo y el cre-cimiento del mercado nacional y del mercado internacional de los hidrocarburos venezola-nos. El capítulo destaca lo que significa el ne-gocio del petróleo para el país. El Capítulo 11, Ciencia y Tecno-logía, relata brevemente las primeras contribu-ciones que recibió la incipiente industria pe-trolera de los profesionales de la época (1859- 1914) en los Estados Unidos y otras partes del mundo. Aquí en Venezuela, Pedro Rafael Rin-cones, de la Petrolia del Táchira, 1879, se des-tacó como el primer venezolano que se ocupó de la transferencia de tecnología petrolera. El impacto científico y tecnológico en la industria petrolera mundial comenzó a dar frutos en 1930. Los profesionales ocupados en los talleres y laboratorios de las empresas petroleras, de las universidades, de las empre-sas de servicios y firmas consultoras afines a la industria, de las sociedades y gremios, de agencias o entes gubernamentales y el propio personal de campo de la industria, contribuye-ron en miles de maneras a que las actividades petroleras se hicieran aplicando las ciencias y tecnologías conocidas. Se afianzó, así, la inves-tigación. En Venezuela, como se verá, el año 1930 marcó pautas. El Ministerio de Fomento comenzó por establecer el Servicio Técnico de Hidrocarburos y la preparación de profesio-nales en universidades estadounidenses. Se inició la implantación de normas y procedi-mientos de fiscalización y control de las opera-ciones. Se empezó una sostenida y fructífera labor ministerial que profundizó más y más sobre la riqueza petrolera del país. Se creó el Ministerio de Minas e Hidrocarburos en 1950 y en 1997 cambió de nombre a Ministerio de Energía y Minas. Durante sesenta y siete años se han registrados hechos muy importantes en la vida petrolera del país. Año culminante: 1976, al asumir la Nación la dirección y admin-istración del negocio. Ciencia y Tecnología refleja un nombre: Intevep, cuyos empleados son autores de excelentes investigaciones y aplicaciones tecnológicas petroleras venezolanas. Cientos de patentes otorgadas por varios países atestiguan los reconocimientos cosechados. En cada país, la creación de la in-dustria petrolera representa la dedicación de un grupo de pioneros que con afán se dedi-caron a cumplir una misión empresarial. Mu-chos de esos hombres lo hicieron en más de un país. Fueron fundadores de emporios. El Capítulo 12, La Gente del Petróleo, rinde homenaje a los pioneros. El contenido de este capítulo resume la cadena de actividades que a lo largo de los años permitieron consolidar esfuerzos y hacer frente a los obstáculos que se interponían al desarrollo de la industria. La secuencia y la mo-dalidad de las operaciones no admitieron cam-bios, pero sí hubo, con los años, modifica-ciones significativas en el diseño y en la calidad de los equipos, herramientas y materiales. Las tecnologías de exploración, per-foración, producción, transporte, refinación/ manufactura, mercadeo, comercialización y ventas fueron cambiando y progresando apo-yadas en la investigación. Emergieron también nuevos conceptos de dirección, administra-ción, supervisión y control del negocio. Comen-zaron a tomar importancia las relaciones em-presa/ empleado/empresa y a calificar el recur-so humano como el factor fundamental en la
- 24. 24 E lP o z o I l u s t r a d o continuidad y el progreso del negocio alrede-dor del mundo. En Venezuela, José María Vargas felicitó al gobierno nacional, 1839, por la pro-mesa de que el asfalto, como riqueza natural, podría ofrecer al país. Manifestó que esa ri-queza era más que la del oro o la plata. El tiempo le ha dado la razón. Los pioneros de la Petrolia del Tá-chira, 1879-1934; los pioneros asfalteros en Guanoco, Capure, Pedernales e Inciarte 1889- 1913; los pioneros petroleros del Zulia, Falcón, Monagas, Delta Amacuro, Anzoátegui, Guárico y Barinas, 1912-1975, echaron los cimientos de la inmensa industria venezolana de los hidro-carburos. Precisamente, el Capítulo 13, Petró-leos de Venezuela, recoge lo que ha hecho, 1976-1996, la empresa nacional de hidrocarbu-ros durante veinte años. Al principio, 1973- 1975, cuando se discutía la proposición, de si la Nación debía o no asumir la administración directa del negocio petrolero hubo pros y con-tras. Existió en algunos sectores de la vida na-cional el temor de la falta de capacidad, expe-riencia y preparación del petrolero venezolano para asumir semejante responsabilidad. La pro-pia comunidad petrolera evaluó la situación, hizo un balance de haberes y necesidades, in-formó y colaboró con el gobierno y apareció en la televisión el petrolero venezolano en persona diciéndole al país: “Venezuela, cuen-ta conmigo”. Los resultados dan fe de la pro-mesa cumplida. No todo fue fácil. La larga lista de necesidades y acciones por emprender recibió atención inmediata. Muchas funciones y activi-dades requirieron prioridad, empezando por la estructura, organización y funcionamiento em-presarial de la casa matriz, creada el 30 de agosto de 1975 para iniciar su liderazgo el 1° de enero de 1976. PDVSA recibió una industria madura, de alcance y prestigio internacional logrados durante seis décadas de actividades, pero venida a menos en varios renglones muy importantes: exploración, refinación, transpor-te marítimo, mantenimiento, investigación y capacitación de personal en varios aspectos del negocio. El personal de la casa matriz y las filiales hicieron tareas con una agilidad sor-prendente. En tres años, 1976-1978, se ocupa-ron de la transición y consolidación de 14 fi-liales para reagrupar mejor las operaciones y obtener mayor provecho de todos los recursos. Comenzaron las gestiones para garantizar la colocación diaria de los volúmenes de crudos y productos en los mercados tradicionales y se promovió con éxito la contratación de volú-menes adicionales de exportación con nuevos clientes y la expansión del negocio en térmi-nos generales. Se empezaron a dar respuestas a los programas de exploración y a los futuros aumentos de producción. Se programaron los nuevos patrones o dietas de refinación de crudos y la manufactura de productos y tam-bién la construcción de nuevas instalaciones y/o modificaciones/ampliaciones de las exis-tentes. Todo lo cual requirió extensos planes de adiestramiento de personal. El traspaso del Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP) a PDVSA, en 1978, sig-nificó que sobre la marcha había que darle con urgencia asistencia técnica para comenzar a bo-rrar deudas acumuladas desde 1956. En 1978, las deudas sumaban Bs. 605 millones pero en 1983 Pequiven saldó sus compromisos y por primera vez acusó ganancias netas de Bs. 27,4 millones. Hoy, la industria petroquímica venezolana es un emporio de riquezas con enormes perspecti-vas. (Ver Capítulo 7, Petroquímica). Cuando se observan detenidamente las compras de materiales, Tabla 13-3, 1976- 1979; Tabla 13-5, 1980-1984, se intuye el des-pliegue de actividades realizado por PDVSA y sus filiales para fortalecer la capacidad com-
- 25. I n tr o d u c c i ó n y R e c o n o c i m i e n t o s 25 petititiva total de la corporación. En este as-pecto, los estudios y proyectos realizados por Intevep durante 1979-1980 fueron muy impor-tantes: sedimentología y geoquímica, genera-ción de vapor, tratamiento de crudos pesados/ extrapesados; evaluación de lubricantes, análi-sis físico-químico de muestras de petróleo (pro-medio: 4.000 mensuales), extracción de meta-les de los crudos, y otros para sustentar las ope-raciones básicas de refinación. El quinquenio 1980-1984 incluyó los planes y programas de exploración/explota-ción de la Faja del Orinoco, los cuales revela-ron el inmenso potencial de crudos pesados/ extrapesados de esta zona. En esta área en par-ticular, Materiales y Servicios Técnicos suplie-ron una extensa variedad de equipos, herra-mientas y materiales. También fue muy impor-tante para otros planes y programas la evalua-ción del sector manufacturero nacional; ver Tabla 13-6. Los logros de PDVSA y sus filiales en los primeros diez años de actuación fueron muy significativos para el país en todos los órdenes. La corporación preparó sus planes y programas para el tercer quinquenio, 1985- 1989, los cuales incluyeron la expansión de la internacionalización de las operaciones me-diante convenios/arrendamientos/adquisiciones en Alemania, Curazao, Estados Unidos y Sue-cia para afianzar la posición de la corporación como factor mundial importante en materia de energía. En los años 1990-1996 se consolida-ron mucho más las realizaciones operativas de años anteriores y se emprendieron nuevos pla-nes y proyectos en Venezuela y en el exterior para fortalecer más la posición de la corpora-ción. La capacidad de producción petroquími-ca mostró un fortalecimiento halagador. En 1990, Pequiven y las empresas mixtas asocia-das produjeron 2.270.000 toneladas métricas y 1.018.000 toneladas métricas, respectivamente. Propia o en participación, la producción fue de 3.530.000 toneladas métricas. En refinación, comenzó a producir la planta BTX (benceno-tolueno-xileno) en la Refinería de El Palito, estado Carabobo; con-cluyó la construcción de la planta de Propileno en el complejo petroquímico Zulia-El Tablazo, estado Zulia; inició operaciones la planta de MTBE en el complejo petroquímico Jose, esta-do Anzoátegui, y se rehabilitó la planta de Aci-do Fosfórico en el complejo petroquímico Mo-rón, estado Carabobo. Se definieron las bases y la aproba-ción del Ejecutivo Nacional y del Congreso de la República para la utilización y comercializa-ción del gas natural licuado (GNL) en el orien-te del país, costafuera de la península de Paria, estado Sucre. Se terminó el gasducto NURGAS, nueva red de gas, de 545 kilómetros de longi-tud y capacidad de transporte de 18 millones de metros cúbicos diarios de gas. PDVSA y sus filiales continuaron una penetración sostenida de mercados durante 1990-1996. En Europa, en Estados Unidos y en Curazao, en 1991, el total de la capacidad de refinación de crudos llegó a 1.175.220 b/d y en Venezuela a 1.182.000 b/d, lo cual demuestra la capacidad de mercadeo de la corporación. La dinámica petrolera venezolana ha sido extraordinaria, en el país y en el extranje-ro. Durante el trienio 1994-1995-1996, PDVSA y sus filiales participaron decididamente en el es-cenario petrolero mundial, no obstante los alti-bajos registrados en Venezuela y en el exterior. La apertura petrolera para la reactivación de vie-jos campos fue un éxito; en 1995 esta reactiva-ción aportó un potencial de 115.000 b/d de cru-dos al caudal de producción de PDVSA. Los acuerdos de asociación estratégica para el desa-rrollo y mejoramiento de crudos pesados/extra-pesados de la Faja del Orinoco, entre filiales de PDVSA y empresas extranjeras comenzaron a marchar satisfactoriamente. Los programas de
- 26. 26 E lP o z o I l u s t r a d o apertura en exploración a riesgo y producción de hidrocarburos, bajo la figura de ganancias compartidas, aprobados por el Congreso Na-cional, fueron un éxito, que motivó a las empre-sas extranjeras a elogiar el protocolo, la organi-zación, el desarrollo y la puntualidad durante todo el proceso de la licitación. De 88 empresas participantes, 75 satisficieron las condiciones téc-nicas y financieras establecidas por PDVSA. Ver tablas 13-12 y 13-13. Todas las gestiones de PDVSA y sus filiales durante 1976-1996 han sido fructíferas para Venezuela. En 1996, la producción de cru-dos y bitumen del país llegó a 2.975.000 b/d y las reservas probadas a 72.667 millones de ba-rriles, cifra que coloca a Venezuela en el sexto lugar entre los países del mundo con más re-servas de petróleo. Todo lo descrito en estas páginas demuestra que PDVSA y sus empresas están preparadas para actuar con buen pie en el siglo XXI. El léxico petrolero Por varias razones de uso y costum-bre, no se puede concluir esta introducción sin hacer algunas observaciones sobre el léxico petrolero, para beneficio del personal de la in-dustria y para el lector fuera de ella. Los comienzos y el auge petrolero que se produjeron en el país en los años 1910- 1925 intensificaron los contactos y relaciones entre los petroleros venidos mayoritariamente del Reino Unido, Estados Unidos y Canadá y el venezolano, en general, particularmente el crio-llo empleado por las petroleras y empresas de servicios. Los exploradores petroleros recién llegados generalmente no conocían el idioma del país pero aspiraban a que se les entendie-ra, aunque fuera por señas. Eran también muy pocos los venezolanos que conocían el inglés, específicamente el léxico petrolero, y también pretendían hacerse entender por señas. Uno y otro se entendían, mediante palabras mal ha-bladas en inglés o en español y a fuerza de señas. Surgió, entonces, como intérprete salvador el caribeño de habla inglesa, emplea-do de las petroleras. Por una parte, este per-sonaje no conocía el idioma técnico petrolero en inglés y, por la otra, tampoco dominaba el vocabulario técnico en español para traducir correctamente de una a otra lengua. Comenzó entonces a generarse y a difundirse el Span-glish petrolero venezolano: guaya por wire, cable; guaya fina por wireline, alambre; guachimán por watchman, vigilante; repor-te por report for work, empleo; tipear por typing, mecanografiar; reporte por report, informe o noticia; perrol por payroll, lista de pago o nómina; quesin por casing, revesti-dor; completar el pozo por completing the well, terminar el pozo; tulpusio por tool-pusher, sobrestante de perforación; barro por mud, fluido de perforación; mecha por bit, barrena de perforación; hueco por hole, hoyo; cochino por pig, limpiador/raspador/ calibrador; ofis boy por office boy, mensa-jero. Y muchísimos más. Todavía hoy padecemos del Splan-glish mal utilizado que sigue anarquizando la evolución del léxico petrolero venezolano. A propósito, la industria cuenta con buenos es-fuerzos de publicaciones de nomenclatura pe-trolera en castellano, editados por Intevep, el antiguo CEPET y ahora CIED1. En esta edición, como en las ante-riores, hemos usado lo que consideramos el lenguaje técnico correcto. Estimamos que con la debida voluntad y conocimientos apropia-dos no hay porqué incurrir en la tergiversación de voces en uno u otro idioma. El lector notará que consistentemen-te se ha escrito gasducto, Capítulo 8, Trans-porte, II Gasductos, en vez de gasoducto, co-mo aparece en la página 1027 del Diccionario de la Lengua Española, Real Academia Española,
- 27. 27 I nt r o d u c c i ó n y R e c o n o c i m i e n t o s Vigésima Primera Edición, 1994, y cuya defini-ción sigue: (De gas y el lat. ductus conducción.) m. Tubería de grueso calibre y gran longi-tud para conducir a distancia gas com-bustible, procedente por lo general de emanaciones naturales. La misma edición DRAE, página 36, define: acueducto (Del lat. aquaeduc-tus). Conducto artificial por donde va el agua a lugar determinado. Llámase es-pecialmente así el que tiene por objeto abastecer de aguas a una población. Por tanto, gasducto es aceptable y no ofende. De nuestras experiencias de cam-po, recordamos que el venezolano en tareas de producción y transporte siempre decía gas-ducto. Además, gaso-lina, gasó-leo, gaso-il, tienen antepuesta la partícula gaso y se puede intuir que en vez de gas natural la tubería transporta gasolina, gasóleo o gasoil. Cuando decimos oleoducto, nos referimos al trans-porte de petróleo (crudo) por tubería. Igual, cuando escribimos poliducto, nos referimos al transporte simultáneo de varios tipos de hidro-carburos, debidamente espaciados dentro de la tubería para evitar mezclas entre ellos. En el prólogo de la obra, página II, Gramática de la Lengua Castellana, de don Andrés Bello y don Rufino J. Cuervo, Ediciones Anaconda, marzo de 1943, Buenos Aires, se lee: “En España, como en otros países de Europa, una admiración excesiva a la lengua y literatura de los romanos dio un tipo latino a casi todas las produc-ciones del ingenio”. Finalmente, mis deseos son que cada lector diga que la obra le ha sido útil en una u otra forma para apreciar el alcance y la impor-tancia de la industria venezolana de los hidro-carburos y lo que ésta significa para nuestro país. Efraín E. Barberii Caracas, febrero de 1998 Reconocimientos Al finalizar la preparación del texto para esta cuarta edición de El Pozo Ilustrado, recuerdo las tres ediciones anteriores. La publi-cación fue muy bien recibida por el estudian-tado. Ha transcurrido más de una década des-de el último tiraje pero todavía el público ex-presa interés por la obra, lo cual me enorgu-llece como autor y como petrolero. El éxito de El Pozo Ilustrado se debe a la colaboración y al estímulo que recibí del personal de los diferentes departamentos de Lagoven S.A. para cumplir mi tarea. En Relaciones Públicas (hoy Asun-tos Públicos): Gabriel Paoli, Luis Moreno Gó-mez, Omar Vera López († 1985), Jesús Gómez Carpio († 1997), Gilberto Velarde, Fernando Delgado, Freddy Muziotti, José Gouveia, Bere-nice Gómez Tolosa, Marianne Marrero, Nohemí Rodríguez, Tiberio Nava, Federico J. Ledezma, Carmen de León, Blanca Aguilar y Anny Alves, quienes de una u otra manera, siempre estu-vieron dispuestos a brindarme sus aportes para producir los textos. En Diagramación: Raúl Mella, Os-waldo Gavidia, Manuel Fernández y Julio Cas-tillo, pacientemente, una y otra vez, pusieron a prueba su determinación por lograr una dia-gramación atractiva, tanto para los fascículos y el formato en libro. 1. Glosarios Intevep: Procesos Térmicos de Extracción de Petróleo (Inglés/Español/Inglés), Julieta Sánchez Chapellín, 1987; Procesos de Refinación y Petroquímica, I y II, 1990, María Eugenia Franceschi y Mercedes Robles. Léxico de la Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Efraín E. Barberii y Mercedes Robles, CEPET, 1994. En preparación (1997) en Intevep: Terminología de la Estratigrafía en la IPPCN y Biodegradación de Crudos, ambos por Tamara Montero.
- 28. 28 E lP o z o I l u s t r a d o En Geología: Orlando Méndez, Her-nán J. León, Carlos E. Key, Ludovico R. Ni-cklas, Marianto Castro Mora, Virgil Winkler y Claus Graf Hubner comentaron e hicieron mag-níficas sugerencias sobre las Ciencias de la Tie-rra aplicadas a las tareas de exploración, per-foración y producción e indicaron la utiliza-ción de ciertas ilustraciones. En Producción: César Camacho, Alcides Marcano, Buenaventura Chávez, Dou-glas Parra, León Mandel, Marden Vásquez, Mauricio Tedeschi y Joaquín Tredinick revisa-ron cifras de producción, comentaron sobre las diferentes maneras de terminar un pozo, prác-ticas y normas de producción y manejo del yacimiento. En Planificación: Oscar Mazzei y José M. Benzo contribuyeron con valiosísima información y explicaciones sobre la planifi-cación de las metas y actividades de la empre-sa vis-a-vis las expectativas de los negocios. En Coordinación y Suministro: Gonzalo Castillo, Rusell Nelson, William Glen-dening B. († 1983), Anita Vivanco y Eduardo Castro contribuyeron al resumen de las impor-tantísimas actividades requeridas diariamente para despachar y/o recibir ingentes volúmenes de crudos y/o productos. En Refinación: Humberto Vidal nos ilustró acerca de las disciplinas científicas y tecnológicas que se aplican en las actividades de refinación y procesamiento de crudos y la manufactura de productos; leyó el capítulo y formuló importantes observaciones. En Petroquímica: Raúl Labrador, Aldo Coruzzi y Marcia Rodríguez, todos de Pe-quiven, colaboraron en revisar y sugerir cam-bios/ adiciones al texto del capítulo, lo cual re-sultó en mayor cobertura de la empresa y su franca recuperación económica. En Mercadeo Nacional: Carlos J. Ramírez, Edgar Conde, José A. Fernández, Luis E. Alemán, Raúl Palumbo y Raúl Miquilarena mencionaron la nueva Ley de Hidrocarburos de 1943 y la terminación de la Segunda Gue-rra Mundial, 1939-1945, hechos que impulsa-ron la construcción de grandes refinerías en el país, lo cual promovió el consumo interno de productos. En Mercadeo Internacional: Juan Carlos Gómez y Vicente Llatas leyeron el texto y las cifras sobre las exportaciones de crudos/ productos venezolanos e hicieron magníficas sugerencias sobre las ilustraciones que debían incluirse. En Recursos Humanos: Gustavo Quintini y José Enrique Ramírez explicaron los lineamientos que se estaban desarrollando en las relaciones empresa/empleado/empresa y cómo se proyectaba la expansión de las activi-dades de la empresa y los recursos humanos necesarios para el futuro. En Infraestructura y Desarrollo: César Quintini explicó los factores que deter-minaban la infraestructura y el desarrollo de la empresa para desenvolverse en los años por venir. En la Biblioteca Técnica: María D. de Prats, Gisela Hidalgo, Silvia Irureta y Felicia Guevara fueron siempre muy atentas y dili-gentes en la búsqueda de referencias y/o ma-terial ilustrativo solicitados. Además, en aquella oportunidad, para escribir el Fascículo 10, “La Gente del Pe-tróleo”, conté con la ayuda y reminiscencias de Luis Serrano, sobre la creación de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad de Oriente. Sobre la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Central me ilustra-ron Santiago Vera Izquierdo, José Martorano y Humberto Peñaloza. Abel Monsalve Casado mencionó las experiencias del primer grupo formado por él y otros cinco ingenieros civiles venezolanos, que en 1930 fueron enviados a Estados Unidos por el Ministerio de Fomento a especializarse en técnicas petroleras. Monsalve
- 29. I n tr o d u c c i ó n y R e c o n o c i m i e n t o s 29 y Martorano me informaron sobre la organiza-ción e inicio, 1930, de la Oficina Técnica de Hidrocarburos y sus respectivas jurisdicciones y nombres de funcionarios. Las relaciones que tuve con todas las personas mencionadas me enseñaron mu-cho. La experiencia fue tan valiosa que me ha servido y animado durante la preparación de los textos para esta cuarta edición. El recuerdo que hoy hago de sus aportes es manifiesta expresión de mi reiterado agradecimiento para todos ellos. Para ahondar en los adelantos técni-cos y operacionales de la industria en estos úl-timos tres quinquenios, las siguientes publica-ciones son fuentes valiosísimas de información: Oil and Gas Journal, World Oil, Petroleum Engineer, Journal of Petroleum Technology, American Association of Petroleum Geologists Bulletin, American Institute of Mining, Metallur-gical and Petroleum Engineers (A.I.M.E. Trans-actions), y las publicaciones venezolanas Me-ne, Petroleum, Zumaque, Petróleo y otros Da-tos Estadísticos (PODE, Ministerio de Energía y Minas), Informe Anual de Petróleos de Vene-zuela S.A. y los de sus empresas filiales, y los servicios del Centro de Información y Docu-mentación Integral (CIDI) del CIED. En esta oportunidad deseo extender mi reconocimiento a la Junta Directiva del Centro Internacional de Educación y Desarro-llo (CIED), en las personas de su presidente Fernando Puig R. y sus directores Luis Cedeño, Valdis Millers, Nelson Ríos y Armando Izquier-do, como también a Lombardo Paredes, ex presidente, y Enrique Vásquez, ex director, por encargarme la grata responsabilidad de pre-parar esta nueva edición. A Luis E. Giusti, pre-sidente de Petróleos de Venezuela S.A., mi agra-decimiento por honrarme con prologar esta obra y expresarse tan afectuosamente acerca de mi persona y mi trayectoria profesional. Al CIDI, en las personas de Rosario Pérez, Zoraida Rodríguez y Julieta Sánchez Chapellín, por la búsqueda y obtención de material referencial solicitado. A Mercedes Ro-bles, por sus atinadas observaciones sobre re-dacción y estilo. A Asuntos Públicos de Petró-leos de Venezuela y sus filiales por los aportes de material ilustrativo. Al personal de Cali-graphy Editores C.A. y especialmente a Bere-nice Gómez Tolosa, conocedora del contenido original de los fascículos y coordinadora edito-rial de las primeras tres ediciones y ahora de esta cuarta a la que ha puesto singular esmero, muy especialmente en la preparación de los índices. A Varathorn Bookaman y Coromoto De Abreu, de la Gerencia de Diseño y Certifi-cación del CIED, mis expresiones de reconoci-miento por el magnífico montaje de la obra en CD-ROM. Finalmente, a mi secretaria Lucy Car-dona de Rivas, gracias por tanta paciencia y por su experiencia y eficaz colaboración du-rante la transcripción, revisión y copias, una y otra vez, de todo el texto. Efraín E. Barberii Caracas, febrero de 1998
- 30. Sin autores nohay libros, sin libros no hay ciencias, sin amor propio nadie escribe, aunque mucho se haya escrito siempre hay algo sobre qué escribir. Simón Rodríguez (tomado del prólogo de su obra Sociedades Americanas, 1a edición, 1834)
- 32. Capítulo 1 ¿Quées el Petróleo?
- 33. 33 C ap í t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? Indice Página Introducción I. Origen • Teorías inorgánicas La teoría del carburo La teoría a base de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua caliente • Teorías orgánicas La teoría vegetal La teoría del carbón • Información de campo Las huellas del pasado Generación del petróleo en la naturaleza II. Composición Química del Petróleo • Maravillosas combinaciones de carbono e hidrógeno • Características físicas y químicas del petróleo Color Olor Densidad Sabor Indice de refracción Coeficiente de expansión Punto de ebullición Punto de congelación Punto de deflagración Punto de quema Poder calorífico Calor específico Calor latente de vaporización Viscosidad Viscosidad relativa Viscosidad cinemática Viscosidad Universal Saybolt 35 36 36 36 36 36 37 37 38 38 38 40 41 42 42 42 42 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44 45 45 45
- 34. 34 E lP o z o I l u s t r a d o III. Rendimiento de los Crudos • Los crudos venezolanos, Tabla 1-2 Referencias Bibliográficas 45 49 50
- 35. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 35 Introducción La etimología de la palabra petróleo, petro=roca y oleum=aceite, gramaticalmente significa aceite de roca. Si este aceite se anali-za para verificar su constitución química-orgá-nica, por contener el elemento carbono (C) en sus moléculas, se encontrará una extensa va-riedad de compuestos formados con el hidró-geno (H) denominados hidrocarburos. Los hidrocarburos son gaseosos, líquidos, semisóli-dos y sólidos, como aparecen en sitios de la superficie terrestre, o gaseosos y líquidos en las formaciones geológicas en el subsuelo. Desde el principio, las emanaciones de hidrocarburos se designaron con nombres del idioma vernáculo donde aparecían. La Sagrada Biblia contiene referencias al petróleo en su forma más cruda y se le menciona como brea, asfalto o aceite de piedra. Ejemplos Gé-nesis: VI-14, XI-3, XIV-10; Job: XXIX-6; Deu-teronomio: XXXII-13:13; 2; Macabeo I (19-22). Muchas emanaciones fueron o son todavía ex-tensas. En las riberas del mar Muerto eran tan abundantes que los romanos lo designaron Lacus Asfaltitus. Bien conocidos son los de-pósitos de asfalto ubicados en la isla de Tri-nidad y el lago venezolano de asfalto de Gua-noco, en el estado Sucre. A las emanaciones petrolíferas las llamaron los egipcios mumiya (árabe), es decir, betún para embalsamar. Los persas le decían mum, lo que identificó a la palabra momia con el asfalto o betún. Los indios precolombinos mexica-nos las llamaban chapapoteras, y de allí cha-papote para nombrar el petróleo. Los colonos de los hoy Estados Unidos las denominaron seepages. Los incas copey. Aquí en Vene-zuela, mene, que dio origen posteriormente a nombres de campos petroleros como Mene Grande, en el estado Zulia, y Mene Mauroa, en el estado Falcón. Puede decirse que, en mayor o menor escala, en muy variados sitios de la Tierra existen emanaciones o rezumaderos que atrajeron la atención de los exploradores en busca de posibles acumulaciones petrolíferas comerciales. Los recientes adelantos científicos y tecnológicos empleados en exploraciones cos-tafuera han permitido detectar emanaciones petrolíferas en el fondo de los mares. Tal es el caso de hallazgos hechos frente a las costas de California en el océano Pacífico y en las de Louisiana y Texas en el golfo de México. Fig. 1-1A. La presencia de burbujas de gas y la iridiscencia y flui-dez del petróleo indican que el mene está activo. Desde las en-trañas de la Tierra, por fisuras, grietas y fallas de las formaciones, los hidrocarburos llegan a la superficie. agua gas petróleo agua Fig. 1-1B. Mediante las actividades de exploración y per-foración la industria petrolera estudia la corteza terrestre y el subsuelo para buscar, ubicar, cuantificar y producir yacimien-tos de gas y/o petróleo con fines comerciales.
- 36. 36 E lP o z o I l u s t r a d o I. Origen Desde los comienzos de la explota-ción del petróleo (1859) como negocio interna-cional integrado, los geólogos, químicos e inge-nieros han dedicado tiempo a estudiar e inves-tigar los elementos y procesos responsables del origen, constitución, características, peculiari-dades de desplazamiento, acumulación y en-trampamiento de los hidrocarburos en las cuen-cas sedimentarias. Durante casi catorce décadas de estudios científicos, técnicos y de campo se ha acumulado una valiosa y extensa informa-ción sobre las teorías y diferentes aspectos del origen del petróleo. Los esfuerzos continúan en pos de esta interminable tarea que cada día anima más el espíritu del investigador. Teorías inorgánicas Según estas teorías, el petróleo se forma por reacciones netamente químicas, es decir, sin la intervención de agentes vegetales y/o animales. Entre estas teorías se mencionan como principales: La teoría del carburo Se fundamentó en experimentos de laboratorio mediante los cuales carburos de calcio, hierro y varios otros elementos en la presencia del agua producían hidrocarburos. Se presumía que la existencia sub-terránea de grandes cantidades de calcio, hie-rro, aluminio y otros elementos producirían carburos a grandes profundidades al entrar en contacto con el agua caliente, y que a través de las grietas de la tierra los compuestos de hidro-carburos así formados llegaban a la superficie en forma de gas y/o líquido. Esta teoría tuvo, o tiene, sus más acendrados defensores entre los químicos pero no es aceptada por la gran mayoría de los geólogos. La teoría a base de carbonato de calcio, sulfato de calcio y agua caliente Algunos investigadores propusieron esta teoría apoyados en la idea de que los dos compuestos Ca CO3 y Ca SO4 . 2 (H2O), de gran abundancia y asociación en la naturaleza, eran capaces de producir los constituyentes del petróleo en la presencia de agua caliente. Por medio de esta teoría no se pudo explicar con-vincentemente el proceso químico propuesto. Teorías orgánicas Las teorías orgánicas se basan en la participación de residuos vegetales o de ani-males en el proceso químico bacteriano o de descomposición. Hay científicos que proponen que la formación del petróleo es de origen animal y otros que su origen es vegetal. Sin embargo, se ha concluido que puede ser uno u otro o quizás los dos combinados. Fig. 1-2. Es de presumirse que nuestros indios aprovecharon las emanaciones petrolíferas (menes) para utilizar el petróleo, la brea, betún o asfalto en diferentes actividades de su vida coti-diana. Probablemente, el gran almirante Cristóbal Colón se per-cató de la existencia de los rezumaderos de petróleo durante su recorrido, agosto de 1498, por las costas del golfo de Paria y el delta del Orinoco.
- 37. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 37 En síntesis, las teorías orgánicas con-tienen las siguientes argumentaciones: La teoría vegetal Bajo esta clasificación aparecen va-rias fuentes que se indican como contribuyen-tes a la formación del petróleo. La inmensa abundancia de algas y otras plantas marinas en la costas, mares y océanos representa suficien-te material para formar petróleo si se procesan adecuadamente. Además, partiendo de la formación del carbón, se ha concebido que las plantas terrestres son tan abundantes en las bahías cerradas, lagunas y pantanos, que tienen todos los ingredientes para transformarse en petró-leo, bajo condiciones adecuadas de deposición y enterramiento de sus restos, a presión y tem-peratura durante el tiempo geológico necesa-rio. Aunque la mayoría de los depósitos petro-líferos se encuentran en estratos marinos, tam-bién hay depósitos que se forman en sedimen-tos acumulados en aguas salobres. También han sido consideradas las plantas diatomeas como fuente del origen y formación del petróleo. Estas son algas unice-lulares que viven en el mar, en agua dulce o en tierra húmeda en cantidades asombrosas. Su abundante presencia en muchos estratos lu-títicos bituminosos de las edades geológicas sugiere que estos organismos microscópicos tienen parte en el origen del petróleo. La teoría del carbón Por experimentos de laboratorio se ha determinado que por destilación de tipos de carbón lignítico y bituminoso se obtienen hidrocarburos equivalentes a los componentes del petróleo. De estos experimentos se ha for-mulado la idea de que resultados similares se obtienen en la naturaleza cuando grandes vo-lúmenes de carbón son sometidos a presiones y temperaturas adecuadas. Esta teoría tiene un buen grado de validez si se considera que en muchos campos petrolíferos del mundo existen estratos de car- Fig. 1-3. De los estudios e investigaciones sobre el origen de los hidrocarburos se derivaron las teorías inorgánicas y orgánicas. La descomposición y la transformación de restos de vida animal y vegetal, depositados y enterrados durante los tiempos geológi-cos milenarios, bajo la acción de la sedimentación y compactación de los estratos, sometidos además a presión y temperatura en el subsuelo, a determinadas profundidades, son todos factores que contribuyeron a la generación del gas natural y/o petróleo (hidrocarburos).
- 38. 38 E lP o z o I l u s t r a d o bón. Sin embargo, nada tajante puede estable-cerse de estas observaciones. Información de campo En la búsqueda de los ingredientes y condiciones que contribuyen al origen y for-mación del petróleo, son muy reveladores los estudios e información que, a través de los años, los estudiosos de la materia han obte-nido de las muestras de ripio o núcleos de los estratos geológicos penetrados durante la per-foración, de las lutitas o arenas petrolíferas a cielo abierto, o de los afloramientos de estratos en muchas partes del mundo. En primer término, se ha concluido que la descomposición de la materia animal y/o vegetal, depositada y enterrada en los estratos geológicos, sufre alteraciones por la acción de bacterias, de la presión y de la temperatura. El material grasoso y ceroso (keró-geno) que se deriva de la descomposición de plantas y animales puede ser fuente de la ge-neración de acumulaciones petrolíferas en los estratos sedimentarios. Estratos de lutita, ricos en kerógeno, se encuentran en muchas partes del mundo. Este aspecto apunta que las lutitas ciertamente pueden ser fuente principal del origen de la formación del petróleo. Generalmente, todas las rocas de las formaciones de los campos petroleros con-tienen fósiles. Estudios de microscopía de es-tas rocas señalan una gran abundancia de plancton, es decir, animales y plantas que flo-tan o nadan en el mar. Las huellas del pasado Entre las ramas del saber con que cuentan los petroleros dedicados a las Ciencias de la Tierra, la Paleontología cubre el estudio de los restos fósiles de animales y plantas y enseña acerca de la vida pasada durante los períodos geológicos y, por ende, sobre la Fig. 1-4. La presencia de mantos de carbón en la columna geo-lógica sirve de referencia para las correlaciones entre pozos, entre áreas y posiblemente mayores extensiones. La muestra fue extraída de la formación Marcelina (Eoceno-Paleoceno), a la profundidad de 3.262 metros, distrito Perijá, estado Zulia, pozo Alturitas-10. evolución cronológica de la historia geológica de la Tierra. Por tanto, es una materia esencial para descifrar la evolución de la vida ani-mal/ vegetal en las cuencas sedimentarias e interpretar las circunstancias y episodios geológicos conducentes a la presencia o falta de acumulaciones petrolíferas. Generación del petróleo en la naturaleza El famoso geólogo e investigador estadounidense Parker Davies Trask ofrece un interesante ejercicio numérico acerca de la ge-neración del petróleo en las formaciones geo-lógicas, tomando como base datos de labora-torio acerca del contenido del material orgáni-co en lutitas (para este ejemplo se usan unida-des métricas). Si una lutita contiene 2 % de ma-teria orgánica y 5 % de esa materia, se trans-forma en petróleo; entonces el porcentaje con-vertido es igual a: 0,02 x 0,05 = 0,001 o una mi-lésima parte (1/1.000). Si se considera un bloque de sedi-mentos de una hectárea de extensión y un me-tro de espesor, el volumen es de 10.000 m3 de sedimentos. Si la densidad de estos sedimentos es de 2,1 entonces el peso del bloque será: 10.000 x 2,1 x 1.000 = 21.000.000 kilos
- 39. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 39 Pero como el peso del bloque está representado por 1/1.000 partes de petróleo, entonces el bloque tiene 21.000 kilos de pe-tróleo. Si ese petróleo (por ejemplo, tipo Boscán) pesa 0,86 kilos por litro, equivalente a un petróleo de 11,4 °API, entonces el bloque contiene: 21.000 _______ = 24.418,6 litros (24,4186 m3) 0,86 Extendiendo este ejemplo a mayo-res dimensiones, como si fuese una concesión por la que existe interés comercial, y sea el ca-so de un área de 10.000 hectáreas y 100 me-tros de espesor, entonces el volumen de pe-tróleo contenido in situ es muy apreciable. 10.000 x 100 x 24,4186 = 24.418.600 m3 (153.585.000 barriles) Es muy importante la expresión in situ (en sitio) porque no todo el volumen de hidrocarburos contenido en la formación o ya-cimiento puede ser producido. El volumen ex-traíble dependerá de otros factores, tales co-mo: la porosidad, que expresa porcentualmen-te el volumen del espacio disponible para al-macenar hidrocarburos; el porcentaje de satu-ración de petróleo (también de gas y agua) existente en el yacimiento; la presión original Fig. 1-6. La presencia o impresiones de fósiles en las muestras de las rocas sirven para tener idea del ambiente geológico co-rrespondiente y de la edad de las formaciones. (A) represen-ta una ammonoidea muy abundante en el Paleozoico Supe-rior, menos abundante en el Jurásico y se extinguió al final del Cretáceo. (B) los peces aparecieron en el período Devoniano que duró 350 millones de años durante la era del Paleozoico. Fig. 1-5. Los cortes en las carre-teras (A) son buenos sitios para observar la inclinación y el rum-bo de los estratos que forma la corteza terrestre, como también afloramientos y discontinuidad de las formaciones (B).
- 40. 40 E lP o z o I l u s t r a d o en el yacimiento y la presión de burbujeo del gas disuelto en el petróleo; los contactos gas natural-petróleo-agua en el yacimiento; la per-meabilidad de la roca, con respecto al gas, pe-tróleo y agua; las relaciones de producción gas/petróleo, petróleo/agua; las características y propiedades del gas natural y del petróleo producibles; la evolución del tipo de empuje natural de extracción o mecanismo inducido que impele a los hidrocarburos en el yacimien-to a fluir hacia el pozo y hacia la superficie (empuje por gas natural, por gas disuelto, por agua, o por gravedad o por combinación de éstos) o por bombeo mecánico o inyección de fluidos; proyección del comportamiento del yacimiento durante las etapas primaria, secun-daria y terciaria de producción respecto a las perspectivas económicas (ingresos netos) y comercialización de las reservas probadas de hidrocarburos en el yacimiento. II. Composición Química del Petróleo Genéricamente hablando, la palabra petróleo se emplea para designar cada uno de los compuestos químicos líquidos resultantes de la combinación del carbono (C) con el hi-drógeno (H), Tabla 1-1. En la industria petrolera, la palabra hidrocarburos abarca estos compuestos en sus cuatro estados: gaseoso, líquido, semisóli-do y sólido. En la naturaleza hay acumulaciones que son puro gas. El gas puede ser seco o hú-medo, según la impregnación de hidrocarbu-ros líquidos que contenga. En estado líquido se presentan los petróleos livianos, medianos y pesados. Sin embargo, algunos petróleos pesa-dos y extrapesados son líquidos o semilíquidos en el yacimiento, debido a la temperatura. Es-tos petróleos tienden a ser semisólidos, o sea de muy poca fluidez o alta viscosidad en la superficie. En las emanaciones o menes, de-bido al enfriamiento, al contacto con el aire, a la acción del sol y de las aguas, los hidrocar-buros más livianos se evaporan paulatinamen-te y el petróleo se torna semisólido o sólido, según la severidad de la acción de los elemen-tos del ambiente. Estas combinaciones de carbono e hidrógeno en su forma natural (petróleo, pe-tróleo crudo, o crudos) son sometidas a proce-sos de transformación (refinación) que rinden centenares de derivados (productos). Una extensa gama de estos produc-tos tiene un alto contenido de hidrógeno y son líquidos a temperaturas ambientales y también son susceptibles a la vaporización. Ciertos pro-ductos, mezclados con aire, forman carbu-rantes (ejemplo: las gasolinas para el parque automotor) cuyo poder calorífico promedio es de 10.555 kilocalorías/kilo (19.000 BTU/libra). El alto poder calorífico de los carbu-rantes se debe al hidrógeno, cuyo poder es de 28.886 kilocalorías/kilo (52.000 BTU/libra), por una parte, y por la otra al carbono cuyo poder calorífico de combustión es de 8.055 kilocalo-rías/ kilo (14.000 BTU/libra). Es muy interesante, física-química-mente hablando, cómo estos dos elementos, uno gas y el otro sólido, se combinan en la naturaleza para formar tan extensa variedad de Fig. 1-7. Los núcleos extraídos de las formaciones revelan ca-racterísticas de la composición de las rocas y del petróleo den-tro de sus poros.
- 41. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 41 hidrocarburos. Además, aparte de los elemen-tos radiactivos, estos dos tienen más poder calorífico individual de combustión directa que el resto de los elementos. Si se quisiera utilizar el hidrógeno solo como carburante para aprovechar su alto poder calorífico de combustión (por ejemplo, en un automóvil), la intención se frustraría por lo siguiente: el tanque o la bolsa requerida pa-ra depositar el hidrógeno equivalente a un litro de gasolina sería casi la tercera parte del tama-ño del carro. El hidrógeno puede ser compri-mido pero se necesita un cilindro (tanque) muy fuerte, cuya construcción requeriría, apro-ximadamente, 275 kilos de acero por cada kilo de hidrógeno. Si se quisiera utilizar el carbono solo como combustible en una máquina de com-bustión interna, también habría obstáculos: es sólido y no puede ser vaporizado apreciable-mente sino a temperaturas por encima de 3.482 °C (6.300 °F). Notará el lector el uso del Sistema Métrico y el Sistema Angloamericano. Esto se debe a que, por razones obvias, internacional-mente la industria petrolera maneja ambos sis-temas, según las exigencias. Además, la fuente preponderante de publicaciones petroleras la constituye los Estados Unidos de América. Maravillosas combinaciones de carbono e hidrógeno Antes de que se hicieran los primeros intentos (1859) por establecer formalmente la industria petrolera, promotores estadounidenses solicitaron al profesor Benjamin Silliman hijo, del Colegio Yale, que hiciese (1855) el primer análisis de destilación de petróleo crudo para apreciar las posibilidades comerciales y pers-pectivas de utilización de los derivados. Los resultados, observaciones y reco-mendaciones del profesor Silliman fueron tan halagadores que sus clientes desplegaron los mejores esfuerzos para convertirse en los ini-ciadores de lo que es hoy la industria petrolera. Aquí en Venezuela, como dato inte-resante, la Secretaría de Estado del Despacho de Hacienda y Relaciones Exteriores envió al doctor José María Vargas, el 17 de septiembre de 1839, una muestra de asfalto de Pedernales, Cantón del Bajo Orinoco, para que la exami-nase. El 3 de octubre de 1839, el doctor Vargas contestó a dicha solicitud explicando las apa-riencias y características físicas de la muestra y los usos de la materia en la conservación de maderas, preparación de barnices, como ce-mento impermeable en la construcción y otras aplicaciones. El doctor Vargas se manifestó muy halagado por lo que el asfalto como rique-za podría representar para el país y urgió al gobierno a cerciorarse de las modalidades de su aparición, estado, extensión y otros detalles. Consideró que se trataba de una riqueza que con creces sobrepasaba muchas otras del país. De esa fecha acá, en universidades, en laboratorios privados y en la industria se ha proseguido con la investigación y el análisis científico y tecnológico aplicado de las miles de combinaciones maravillosas que se produ-cen por estos dos elementos en la constitución de los hidrocarburos. Muchos investigadores y autores estiman que más de 3.000 compuestos del carbono y el hidrógeno pueden existir en el petróleo. Por tanto, la química petrolera to-davía representa un extenso campo de estudio e investigación. La Tabla 1-1 muestra los hidrocarbu-ros individuales de mayor ocurrencia en los di-ferentes tipos de petróleos, cubiertos por esas seis series. Sin embargo, en las otras doce se-ries no esquematizadas (CnH2n-8; CnH2n-10; CnH2n-12 hasta CnH2n-32) algunos hidrocarbu-ros individuales aparecen rarísimas veces y eso en muy pequeñas cantidades.
- 42. 42 E lP o z o I l u s t r a d o Características físicas y químicas del petróleo Todos los petróleos: livianos, media-nos, pesados y extrapesados, generalmente lla-mados crudos en la jerga diaria petrolera, tienen características y propiedades físicas y químicas que a la vista sirven para distinguir y apreciar unos de otros. Otras características tienen que ser determinadas por análisis de laboratorio. Color Generalmente se piensa que todos los crudos son de color negro, lo cual ha dado origen a cierta sinonimia y calificativos: “oro negro”, “más negro que petróleo crudo”. Sin embargo, por transmisión de la luz, los crudos pueden tener color amarillo pálido, tonos de rojo y marrón hasta llegar a negro. Por refle-xión de la luz pueden aparecer verdes, amari-llos con tonos de azul, rojo, marrón o negro. Los crudos pesados y extrapesados son negros casi en su totalidad. Crudos con altísimo con-tenido de cera son livianos y de color amarillo; por la noche al bajar bastante la temperatura tienden a solidificarse notablemente y durante el día, cuando arrecia el sol, muestran cierto hervor en el tanque. El crudo más liviano o condensado llega a tener un color blanque-cino, lechoso y a veces se usa en el campo co-mo gasolina cruda. Olor El olor de los crudos es aromático como el de la gasolina, del querosén u otros de-rivados. Si el crudo contiene azufre tiene un olor fuerte y hasta repugnante, como huevo po-drido. Si contiene sulfuro de hidrógeno, los va-pores son irritantes, tóxicos y hasta mortíferos. Para atestiguar la buena o rancia ca-lidad de los crudos es común en la industria designarlos como dulces o agrios. Esta clasifi-cación tiene un significado determinante entre petroleros vendedores y compradores de cru-dos porque inmediatamente enfoca ciertas ca-racterísticas fundamentales del tipo de petró-leo objeto de posible negociación. Densidad Los crudos pueden pesar menos que el agua (livianos y medianos) o tanto o más que el agua (pesados y extrapesados). De allí que la densidad pueda tener un valor de 0,75 a 1,1. Estos dos rangos equivalen a 57,2 y -3 °API. La densidad, la gravedad específica o los grados API (API es la abreviatura de American Petroleum Institute) denotan la relación correspondiente de peso específico y de fluidez de los crudos con respecto al agua. La industria petrolera internacional adoptó ha-ce ya más de setenta años la fórmula elabora-da por el API el 4 de mayo de 1922, la cual consiste en la modificación de las dos fórmu-las que llevan el nombre del químico francés El doctor José María Vargas, médico, nació en La Guaira el 10 de marzo de 1786. Científico, catedrático, escritor. Rector de la Universidad Central de Venezuela, 1827-1830. Presidente de la República, 1835-1836, pero renunció irrevocablemente. Luego se dedicó exclusivamente a la educación. Viajó a Estados Unidos en 1853, y murió en Nueva York el 13 de junio de 1854. Sus restos fueron traídos al Panteón Nacional en 1877.
- 43. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 43 Antoine Baumé (†1804), usadas para comparar la densidad de líquidos más livianos o más pe-sados que el agua. Las dos fórmulas Baumé son: 140 Gravedad específica = _________ 130 + n 145 Gravedad específica = _________ 145 - n En las que n representa la lectura en grados indicada por el hidrómetro Baumé in-merso en el líquido, cuya temperatura debe ser 15,5 °C. Por ejemplo, si se sustituye n=10 en la primera ecuación se obtendrá que la grave-dad específica =1 corresponde a la del agua; en la segunda ecuación se obtiene gravedad específica = 1,07 mayor que la del agua. La ecuación general del API es como sigue: 141,5 Gravedad específica = _____________ [a 60°F, (15,5°C)] 131,5 + °API 141,5 °API = __________________ _ 131,5 Gravedad específica El hidrómetro API se basa en la den-sidad o gravedad específica de los crudos con respecto al agua. Un crudo de 10 °API tiene la misma gravedad específica que el agua. La clasificación de crudos por rango de gravedad °API utilizada en la industria ve-nezolana de los hidrocarburos, a 15,5 ° (60 °F) es como sigue: Extrapesados, menos de 16 ° Pesados, menos de 21,9 ° Medianos 22,0 - 29,9 ° Livianos 30 ° - y más Los líquidos condensados son pro-ducto de condensación de un vapor o del gas natural. En el yacimiento la substancia puede existir en estado gaseoso y su gravedad puede ser bastante alta. Al respecto, la definición con-junta de los ministerios de Hacienda y de Ener-gía y Minas, sobre petróleos crudos conden-sados naturales, indica lo siguiente: “Se con-sideran petróleos crudos condensados natura-les aquellos hidrocarburos líquidos bajo condi-ciones atmosféricas, que se caracterizan por estar en estado gaseoso bajo las condiciones originales del yacimiento y no ser obtenidos por procesos de absorción, adsorción, compre-sión, refrigeración o combinación de tales pro-cesos y que tienen una gravedad mayor de 40,9 °API a 15,56 °C (60 °F)”. (Fuente: Gaceta Oficial de la República de Venezuela, Año XCIX - Mes III. Caracas: martes 28 de diciem-bre de 1971, Número 29.695, p. 222.117). En las negociaciones de compra-venta, intercambio, reconstitución y mezcla de crudos, el precio del metro cúbico o del barril de crudo está atado a la escala de gravedad °API correspondiente. La décima de gravedad (°API) se paga aplicando la fracción de precio que corresponda, según la calidad del crudo. Fig. 1-8. En el laboratorio, profesionales en diferentes especia-lidades científicas y tecnológicas se dedican a la evaluación cualitativa y cuantitativa de las diferentes características de los crudos para determinar su rendimiento de productos mediante procesos de comercialización en las diferentes plantas de pro-cesos químicos, petroquímicos, refinación y manufactura.
- 44. 44 E lP o z o I l u s t r a d o Sabor El sabor de un crudo es una propie-dad que se torna importante cuando el conte-nido de sal es bastante alto. Esta circunstancia requiere que el crudo sea tratado adecuada-mente en las instalaciones de producción del campo para ajustarle la sal al mínimo (gramos por metro cúbico) aceptable por compradores y las refinerías. Indice de refracción Medido con un refractómetro, los hi-drocarburos acusan valores de 1,39 a 1,49. Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de uno a otro cuerpo. Coeficiente de expansión Varía ente 0,00036 y 0,00096. (Tem-peratura, °C por volumen). Punto de ebullición No es constante. Debido a sus cons-tituyentes varía algo menos que la temperatu-ra atmosférica hasta la temperatura igual o por encima de 300 °C. Punto de congelación Varía desde 15,5 °C hasta la tempe-ratura de -45 °C. Depende de las propiedades y características de cada crudo o derivado. Este factor es de importancia al considerar el transporte de los hidrocarburos y las estacio-nes, principalmente el invierno y las tierras gélidas. Punto de deflagración Varía desde -12 °C hasta 110 °C. Re-acción vigorosa que produce calor acompaña-do de llamas y/o chispas. Punto de quema Varía desde 2 °C hasta 155 °C. Poder calorífico Puede ser entre 8.500 a 11.350 calorías/gramo. En BTU/libra puede ser de 15.350 a 22.000. (BTU es la Unidad Térmica Británica). Calor específico Varía entre 0,40 y 0,52. El promedio de la mayoría de los crudos es de 0,45. Es la relación de la cantidad de calor requerida para elevar su temperatura un grado respecto a la requerida para elevar un grado la temperatura de igual volumen o masa de agua. Calor latente de vaporización Para la mayoría de los hidrocarburos parafínicos y metilenos acusa entre 70 a 90 ki-localorías/ kilogramo o 130 a 160 BTU/libra. Viscosidad La viscosidad es una de las caracte-rísticas más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica. La visco-sidad, que indica la resistencia que opone el crudo al flujo interno, se obtiene por varios métodos y se le designa por varios valores de medición. El poise o centipoise (0,01 poise) se define como la fuerza requerida en dinas para mover un plano de un centímetro cuadra-do de área, sobre otro de igual área y separa-do un centímetro de distancia entre sí y con el espacio relleno del líquido investigado, para obtener un desplazamiento de un centímetro en un segundo. La viscosidad de los crudos en el yacimiento puede tener 0,2 hasta más de 1.000 centipoise. Es muy importante el efecto de la temperatura sobre la viscosidad de los crudos, en el yacimiento o en la superficie, especial-mente concerniente a crudos pesados y extra-pesados.
- 45. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 45 Viscosidad relativa es la relación de la viscosidad del fluido respecto a la del agua. A 20 °C la viscosidad del agua pura es 1,002 centipoise. Viscosidad cinemática es equiva-lente a la viscosidad expresada en centipoises dividida por la gravedad específica, a la misma temperatura. Se designa en Stokes o Centistokes. Viscosidad Universal Saybolt re-presenta el tiempo en segundos para que un flujo de 60 centímetros cúbicos salga de un re-cipiente tubular por medio de un orificio, de-bidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a tem-peratura constante. III. Rendimiento de los Crudos El valor definitivo de los crudos está representado por el rendimiento y clase de pro-ductos que se obtengan a través de los proce-sos de refinación y/o petroquímica (Fig. 1-10). Todo crudo es útil. Cada crudo puede ser pro-cesado, para obtener determinados derivados, pero habrá un derivado preponderante que constituirá la esencia de su calidad como mate-ria prima y su precio, según el mercado. Fig. 1-9. (A) petróleo muy liviano que muestra la facilidad con que fluye y la calidad de su trans-parencia. (B) petróleo muy pesado cuya fluidez es casi imperceptible y de transparencia nula. Los crudos venezolanos dan una ex-tensa serie de derivados: gasolinas, naftas, que-rosén, combustibles pesados, combustibles die-sel y gasóleo, lubricantes, asfaltos, turbo fuel, parafinas, gas de refinería, coque, azufre y cier-tos metales, como níquel y vanadio que se en-cuentran en los crudos pesados y extrapesados. La Tabla 1-2 presenta ejemplos de análisis de crudos venezolanos que muestran sus características y contenido. Estos ejemplos tienen el propósito de llamar la atención sobre ciertos factores y sus correlaciones con otros. Por ejemplo: la gravedad °API vs. % de azufre, vs. viscosidad. ¿Qué puede obtenerse de la comparación de otros factores entre sí? Sobre análisis de crudos es impor-tante tomar en cuenta la fecha cuando se hizo, debido a que si es de fecha muy remota quizá no representa la realidad actual de las carac-terísticas del crudo. Con el tiempo, a medida que los yacimientos se agotan, ciertas caracte-rísticas pueden cambiar debido a la extracción del petróleo y/o la aplicación de métodos se-cundarios o terciarios de explotación económi-ca. Por tanto, lo que se acostumbra es tener un análisis reciente. En las refinerías, los crudos son analizados periódicamente en el laborato-rio para mantener un registro de sus carac-
- 46. 46 E lP o z o I l u s t r a d o terísticas y rendimiento y también para cotejar el funcionamiento y eficiencia de los proce-sos/ plantas a escala comercial. El factor de caracterización, según Watson, Nelson y Murphy (Tabla 1-2) se define así: 3 TB K= __________ S en la que: TB representa el promedio del punto de ebullición (°F absolutos) molal y S la gravedad específica a 60 °F. Esta fórmula tiene la particularidad de aplicación múltiple ya que todos los factores que contiene (numerador y denominador), punto de ebullición y gravedad específica, son aplicables a todos los crudos y sus propios derivados. Por tanto, en los labo-ratorios y en las refinerías se utiliza para hacer evaluaciones, comparaciones y correlaciones. La Figura 1-10 es una presentación muy sencilla y esquemática de los procesos que, bajo presión y temperatura mediante di-ferentes etapas, producen determinados tipos de derivados que sirven para usos domésticos y/o industriales. En próximos capítulos se cu-bren ampliamente aspectos técnicos y opera-cionales básicos sobre la producción y trans-formación de los hidrocarburos en sustancias comerciales útiles.
- 47. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 47 horno petróleo condensador de gas residuos gas gasolina gas gas querosén aceites Diesel aceites lubricantes grasas combustibles asfaltos grasa aceite aceite Fig. 1-10. Torre de destilación.
- 48. 48 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 1-1. Composición química de los hidrocarburos Nombre y fórmula del grupo de series Nombre Fórmula Estado Notas Parafinas METANO CH4 Gas Estos hidrocarburos pueden subdividirse CnH2n+2 ETANO C2H6 Gas aún más en cierto número de la serie PROPANO C3H8 Gas isómera: parafinas primarias, secundarias BUTANO C4H10 Gas y terciarias, que aunque tienen igual PENTANO C5H12 Líquido porcentaje de composición, difieren en HEXANO C6H14 Líquido propiedades físicas debido a las diferencias HEPTANO C7H16 Líquido de arreglos atómicos internos en sus OCTANO C8H18 Líquido moléculas. Esta serie está presente a prácticamente en todos los petróleos HEXADECANO C16H34 Líquido pero es preponderante en los de “base HEXAOCTANO C18H38 Sólido parafínica”. Los componentes más EICOSANO C20H42 Sólido livianos de la serie -gases y líquidos-a están generalmente asociados con PENTATRICONTANO C35H72 Sólido petróleos de base asfáltica. Los gases arrastran vapores de la forma líquida todo el tiempo. El gas natural está compuesto exclusivamente de los hidrocarburos más livianos (gases) de esta serie. Los hidro-carburos de esta serie contienen el más alto porcentaje de hidrógeno y son los más estables. Olefinas ETILENO C2H4 Gas Estos hidrocarburos son relativamente CnH2n: PROPILENO C3H6 Gas de poca saturación y constituyen Polimetilenos BUTILENO C4H8 Gas la llamada cadena de “anillos abiertos”. (CnH2n)x AMILENO C5H10 Líquido Incluyen varias series independientes, (Originalmente HEXILENO C6H12 Líquido diferentes en características físicas y llamados naftenos) EICOSILENO C20H40 Líquido químicas, aunque son idénticas en su CEROLENO C27H54 Sólido porcentaje de composición. Una de ellas, MOLENO C30H60 Sólido la serie de las olefinas, es relativamente inestable. Acetilenos C12H22 Los de rango inferior de esta serie CnH2n-2 C14H26 no se han encontrado en el petróleo. C16H30 Pero los de rango superior son caracte- C19H36 rísticos de muchos crudos. C21H40 C22H42 C24H46 Tarpenos C23H42 Los compuestos superiores de esta CnH2n-4 C24H44 serie se encuentran generalmente C25H46 en pequeñas cantidades en todos los crudos de alta densidad. Bencenos BENCENO C6H6 Se encuentran en pequeñas cantidades CnH2n-6 TOLUENO C7H8 en todos los petróleos. (Hidrocarburos XILENO C8H10 aromáticos) CUMENO C9H12 CIMENO, etc. C10H14
- 49. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 49 Tabla 1-2. Los crudos venezolanos Los siguientes ejemplos de análisis de crudos venezolanos dan idea de sus características, contenido y rendimiento. Nombre Boscán Boscán Lagunillas Guara Ruiz Pirital Sta. Rosa Estado Zulia Zulia Zulia Anzoátegui Guárico Monagas Anzoátegui Origen del dato Richmond Richmond Mene G. Fomento Atlantic Fomento Fomento Gravedad °API 9,5 10,1 18,0 24,5 29,6 33,2 45,0 % azufre 5,25 5,48 2,06 1,5 0,90 0,80 0,10 Visc. SSU a 100 °F - 90.000 1.000 188 52 49,3 34,0 Fecha 3-3-48 1956 1942-45 30-11-42 1957 1945 1942 Factor de caracterización a 250 °F 12,20 11,75 11,27 11,70 11,59 11,85 11,65 a 450 °F 11,60 11,38 11,40 11,50 11,66 11,65 11,65 a 550 °F 11,40 11,30 - 11,50 11,69 11,65 11,75 a 750 °F 11,40 11,35 - 11,60 11,88 11,90 12,35 Promedio 11,65 11,40 - 11,57 11,70 11,76 11,83 Base I IN - I I I IP Pérdida % - - 0 - 0,5 0,9 1,0 Gasolina % a 300 °F 1,6 1,8 4,0 15,0 11,0 18,7 37,8 Claro N° de octanaje - - 71,0 66,0 62,0 64,0 68,0 N° oct. 3cc TEL - - 86,3 84,0 81,0 82,0 85,0 % a 400 °F 3,8 4,0 9,2 24,5 20,5 27,1 49,0 Claro N° de octanaje 42,0 57,7 65,5 61,0 53,0 55,0 62,0 N° oct. 3cc TEL 66,0 66,6 81,90 80,0 74,0 78,0 80,0 % a 450 °F 5,2 5,7 11,20 29,6 26,5 32,4 53,3 Calidad - - buena buena - buena excelente Resid. reform. O.N. 85,2 89,0 96,0 89,5 88,0 84,0 87,0 Boscán Boscán Lagunillas Guara Ruiz Pirital Sta. Rosa Material de propulsión % a 550 °F 10,0 10,7 19,0 38,0 40,0 44,0 64,3 Gravedad °API 44,5 35,6 - 42,5 40,0 47,7 55,7 Calidad - - - buena buena buena buena Querosén destilado % 375-500 °F Gravedad °API 39,2 34,5 36,2 37,7 38,7 39,9 39,9 Punto de humo 19,2 15,0 15,7 16,7 18,0 18,6 18,6 % de azufre 3,0 3,0 alto 0,27 0,12 0,14 bajo Calidad - - - - - regular buena Dest. o combustible Diesel % 400-700 °F 16,0 16,5 29,6 24,9 40,0 32,7 27,0 Indice Diesel 26,0 31,0 - 47,0 51,0 52,0 53,0 Punto de fluidez -35,0 -15,0 - -10 17,0 10,0 5,0 % de azufre 3,3 4,4 1,03 0,72 0,43 0,50 0,10 Calidad - - - buena - buena excelente Material desint. (Diesel) % 400-900 °F 28,8 30,3 47,0 47,0 60,0 53,0 42,0 N° de octanaje (Térmico) 73,0 73,0 - 71,4 69,4 69,2 66,2 Gravedad °API 21,0 23,7 - 27,7 29,1 28,0 31,8 Calidad (térmico) - - - buena buena buena - Calidad (catalítico) - - - - buena buena excelente Material desint. (residuo) % arriba 550 °F 90,0 89,0 81,0 62,0 59,0 55,1 34,7 Gravedad °API 6,5 7,5 - 15,3 22,6 22,3 30,0 °API com. desintegrado - - - 4,9 5,9 6,2 10,4 % de gasolina (en abastec.) - - - 36,5 49,5 48,5 58,5 % de gasolina (en crudo) - - - 22,6 29,4 26,8 20,3 Lubricantes destil. (descerados) % 700-900 °F 12,8 13,8 17,4 22,1 20,0 20,3 15,0 Punto de fluidez 55,0 60,0 - -10,0 105,0 95,0 12,0 Indice de viscosidad 25,0 50,0 - 43,0 85,0 80,0 135,0 % de azufre 4,3 4,7 1,95 1,65 0,98 1,0 0,20 Residuo % más 900 °F 67,4 65,7 43,8 28,0 18,0 19,0 8,0 Calidad de asfalto excelente excelente excelente buena - - -
- 50. 50 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. AALUND, Leo R.: “Guide to Export Crudes for the ´80s”, 13 artículos, en: Oil and Gas Journal, 11-4-1983 al 19-12- 1983. 2. BARBERII, Efraín E.: Petróleo Aquí y Allá, Monte Avila Editores, Caracas, 1976. 3. FAIRBRIDGE, RHODES W.; JABLONSKI, David: The Encyclopedia of Paleontology, Dowdew, Hutchinson & Ross, Inc., Stroudsburg, Pennsylvania, 1979. 4. FRICK, Thomas C.; TAYLOR, William R.: Reservoir Engineering, Vol. II, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1962. 5. FUNDACION POLAR, Diccionario de Historia de Venezue-la, Doctor José María Vargas, Caracas, 1988, pp. 838-841. 6. HAGER, Dorsey: Practical Oil Geology, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1951. 7. Ministerio de Energía y Minas: Petróleo y Otros Datos Estadísticos, Caracas, 1979. 8. MOORE, Carl A.: “The occurrence of oil in sedimentary basins”, Parts 1 and 2, en: World Oil, January 1969, p. 69; February 1969, p. 46. 9. NELSON, Wilbur L.: Petroleum Refinery Engineering, fourth edition, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1958. 10. NELSON, W.L.; THERY FOMBONA, G.; NORIEGA SALAZAR, D.: Petróleos Crudos de Venezuela y Otros Países, segunda edición, Ministerio de Minas e Hidro-carburos, Caracas, 1959. 11. Oil and Gas Journal: “Heavy Crudes Seen as Target for Resid Processes”, 7-1-1980.
- 51. C a pí t u l o 1 - ¿ Q u é e s e l P e t r ó l e o ? 51 12. PRATT WALLACE, E.; GOOD, Dorothy: World Geography of Petroleum, American Geographical Society, Special Publication N° 31, Princeton University Press, 1950. 13. TRASK, Parker Davies: Origin and Environment of Source Sediments of Petroleum, Gulf Publishing Co., Houston, 1932. 14. UREN, Lester C.: Petroleum Production Engineering Development, fourth edition, McGraw-Hill Book Compa-ny, Inc., New York, 1956. 15. WHEELER, Robert R.; WHITE, Maurine: Oil-From Prospect to Pipeline, Gulf Publishing Co., Houston, 1958. 16. WILSON, Robert E.; ROBERTS, J.K.: Petroleum and Natural Gas; Uses and Possible Replacements, Anniversary Volume, Seventy-Five Years of Progress in the Mineral Industry, AIME, New York, 1947.
- 54.
- 55. 55 C ap í t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n Indice Página I. Los Comienzos • La teoría anticlinal • Geología aplicada II. Configuración de los Yacimientos Petrolíferos • Características de las rocas petrolíferas • Rocas ígneas, metamórficas y sedimentarias • Propiedades físicas de las rocas • Capacidad de almacenamiento de las rocas • Medición de la porosidad III. Metodos Geofísicos de Exploración • El gravímetro • El magnetómetro • El sismógrafo • La sismología de refracción • La sismología de reflexión • Adelantos en procedimientos y técnicas de exploración IV. Métodos Eléctricos de Exploración • Distintos caminos para encontrar petróleo V. Métodos Petrofísicos Modernos VI. Geoquímica VII. Exploración Aérea y Espacial VIII. Exploración Costafuera IX. Aplicación de Métodos de Exploración en Venezuela Referencias Bibliográficas 57 58 58 60 60 61 63 63 65 65 65 66 67 67 67 68 70 72 72 73 74 75 76 81
- 57. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 57 I. Los Comienzos Desde tiempos inmemoriales las gentes utilizaron los rezumaderos de hidrocar-buros como fuentes de aprovisionamiento para varios menesteres. El gas incendiado en el mis-mo sitio de su aparición sirvió para alumbrar en muchos lugares de la Tierra. El primer gas-ducto, hecho de troncos huecos de madera, para llevar gas a Fredonia, estado de Nueva York, se construyó en 1825. El petróleo se uti-lizó para alumbrado por antorcheros; para ca-lafatear embarcaciones; como impermeabili-zante; como cemento o pega en las construc-ciones y hasta en aplicaciones medicinales. Siglos atrás, los chinos desarrollaron métodos y experticia para hacer pozos en bus-ca de sal y de agua. Sin embargo, se da como punto de partida del esfuerzo por establecer la industria petrolera comercial y formal, el pozo terminado como productor el 28 de agosto de 1859 por el coronel Edwin L. Drake. Este pozo, ubicado en las inmediaciones del pueblo de Titusville, condado de Crawford, estado de Fig. 2-2. Reproducción del primer pozo que dio inicio a la industria petrolera en Titusville, Pennsylvania, el 28 de agosto de 1859, perforado por Edwin L. Drake. Pennsylvania, llegó a la profundidad de 21,2 metros y por bombeo produjo 25 barriles dia-rios. Para esa fecha el precio del crudo era de $16 por barril. Fig. 2-1. Desde tiempos inmemoriales, los chinos abrieron pozos en busca de sal y agua, pero el hallazgo de estratos petrolífe-ros someros perturbaba sus intenciones.
- 58. 58 E lP o z o I l u s t r a d o El primer esfuerzo exploratorio for-mal compensó las gestiones de la Pennsylvania Rock Oil Company, empresa creada el 30 de diciembre de 1854 para perforar y buscar pe-tróleo en Pennsylvania, a cargo de su superin-tendente de operaciones Edwin L. Drake. En los comienzos de la industria, las técnicas de exploración para ubicar los pozos se basaban en la creencia general de que el petróleo seguía el curso de las aguas. Por tan-to, valles y lechos de riachuelos y ríos eran si-tios favoritos para perforar. La harta frecuencia con que se logró el descubrimiento de yacimientos petrolíferos, ubicando pozos por las señas de reflejos irisa-dos de petróleo que flotaban sobre el agua, influyó mucho en el ánimo de los primeros exploradores para no valerse desde un princi-pio de la aplicación de conocimientos y técni-cas geológicas disponibles. La teoría anticlinal El auge exploratorio con taladro que se perfilaba en Pennsylvania a principios de 1860 se vio fortalecido por la audacia de algu-nos exploradores que con éxito ubicaron sus pozos en sitios más altos y cimas de colinas. En 1860 el profesor canadiense Henry D. Rogers hizo observaciones sobre la posición estructural del pozo terminado por Drake. En 1861 otro canadiense, T. Sterry Hunt, presentó amplios y claros conceptos so-bre la teoría anticlinal. El anticlinal es un pliegue arqueado de rocas estratificadas cuyos estratos se incli-nan en direcciones opuestas desde la cresta o eje del pliegue para formar una estructura do-mal o bóveda. Durante la década de 1860, y a me-dida que los pozos se hacían más profundos y el ritmo de las actividades de exploración se intensificaba en la cuenca de las montañas de Apalache, se empezó a complicar la interpreta-ción 1 2 3 3 3 4 Fig. 2-3. Anticlinal: 1) Acuífero. 2) Contacto agua-petróleo. 3) Pozos terminados. 4) Pozo productor de agua. de muestras de los sedimentos extraídos de los pozos, la correlación entre pozos y la determinación de factores que permitiesen te-ner mayor control sobre el pozo mismo y sus objetivos. Como se trabajaba y aplicaban co-nocimientos prácticos sobre la marcha, los es-tudiosos y expertos empezaron a ofrecer sus conocimientos y servicios. La teoría anticlinal rindió sus frutos al revelar las razones de los éxitos de la perforación en tierras altas. Geología aplicada Como parte de las Ciencias de la Tierra, la Geología de Superficie fue la primera utilizada para ayudar a la naciente industria a interpretar las manifestaciones e indicaciones de la naturaleza sobre las posibilidades de en-contrar depósitos petrolíferos. Por observaciones y estudios de la topografía del área se asentaban los rasgos re-manentes de la erosión; el afloramiento de es-tratos y sus características; el curso y lecho de los ríos; la apariencia y tipos de rocas; descrip-ción de fósiles recogidos; aspecto y variedad de la vegetación; rezumaderos petrolíferos y todo un sinnúmero de detalles que finalmente aparecían en láminas y mapas del informe de evaluación, preparado para los interesados.
- 59. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 59 fosa anticlinal falla AC ƒ ÁÃ RT £¥ Fig. 2-4. Las fuerzas de la dinámica terrestre que perturban los estratos originan una variedad de accidentes geológicos (fosas, anticlinales, sinclinales, fallas, discordancias, etc.) y trampas que favorecen la retención de las acumulaciones petrolíferas. Toda esta información, aunada a la que se recogía de la perforación, servía enton-ces para correlacionar el suelo con el subsue-lo y aplicar así conocimientos para proyectar futuras operaciones. Al correr de los años se expandió la aplicación de las diferentes ramas de la Geolo-gía a la exploración para esclarecer las incóg-nitas del subsuelo. Entraron a formar parte de las herramientas del explorador las geologías Física, Histórica y Estructural; la Paleontología, la Palinología, la Petrografía, la Geomorfolo-gía, la Mineralogía, la Sedimentología y la Es-tratigrafía. Durante el resto del siglo XIX, las geologías de Superficie y de Subsuelo sirvieron extensamente al explorador para la proyección de estudios locales y regionales en búsqueda de nuevos depósitos. De toda la información recopilada y estudios realizados, se llegó a apreciar cuánto podía saberse entonces acerca del subsuelo. Faltaba todavía la aplicación de otros métodos y conocimientos científicos que antes de la perforación ofreciesen al explora-dor información anticipada acerca de las for-maciones, su distribución, posición, profundi-dad, espesor y otros detalles que ayudarían a programar con más certeza las campañas de exploración. Esta técnica complementaria -Geo-física, representada por la Gravimetría, la Mag-netometría y la Reflexión Sísmica- se desarro-llaría muchos años más tarde, como también otras que se aplicaron bastante después -Foto-geología Aérea, Geoquímica y más reciente-mente, a partir de la década de los sesenta, la Computación y la Sismografía Digitalizada. Todas estas técnicas son ahora más efectivas,
- 60. 60 E lP o z o I l u s t r a d o gracias a mejores procedimientos de adquisi-ción, procesamiento e interpretación de datos, los cuales son transmitidos con asombrosa velocidad y nitidez de un sitio a otro mediante modernos sistemas de comunicación: satélites, televisión, fax, celular, télex e impresoras con una increíble capacidad y selección de tipo-grafía a color. II. Configuración de los Yacimientos Petrolíferos De toda la información y experiencia obtenida de la perforación de pozos en los pri-meros años de la industria, se empezó a cata-logar la forma o configuración estructural de las formaciones y estratos geológicos que confor-man el depósito natural o yacimiento petrolífero. La estructura anticlinal empezó a en-tenderse en todos sus aspectos y detalles de si-metría o asimetría. La conformación domal de las estructuras que aparecieron sirvió para estudiar y apreciar las dimensiones, inclinación de los flancos y formas de este tipo de configu-ración. Apareció el sinclinal, cuyos flancos convergen hacia la parte inferior o fondo de la estructura, con forma de un anticlinal inverti-do. Se detectaron domos salinos, que muestran acumulaciones petrolíferas en las formaciones sobre su tope y/o en los flancos. Discontinui-dades en la secuencia de deposición de los es-tratos. Lentes de arenas petrolíferas enterrados en los estratos, por cuyas características for-man trampas estratigráficas. Muchas de estas trampas mostraron fallas, o sea cortes o deslizamientos en los es-tratos, debido a las fuerzas naturales actuantes que pliegan a los estratos. Estas fallas por su di-rección, desplazamientos y constitución de los estratos, ejercen influencia sobre el confina-miento o la fuga del petróleo. Su magnitud puede ser grande, ocasionando discontinuidad apreciable del yacimiento, lo cual hace que en la zona de falla aparezca un área improductiva. Características de las rocas petrolíferas A medida que ante la vista de los expertos académicos y de operaciones de cam-po se dibujaba la penetración de la corteza te-rrestre por la barrena, se empezaron a enten-der las respuestas a muchas preguntas y tam-bién surgieron muchas que tendrían que es-perar adelantos científicos y aplicaciones tec-nológicas novedosas. Se avanzó mucho en la apreciación sobre los agentes mecánicos y químicos res-ponsables por el origen, desintegración y transporte de las rocas, sus características físi-cas y composición. Fueron identificados aspec-tos y agentes influyentes sobre la deposición de los sedimentos, su estratificación y compac-tación. Se empezó a apreciar la transformación de la materia orgánica vegetal y animal en hi-drocarburos y las condiciones necesarias para Fig. 2-5. Durante los estudios geológicos de campo, la mensu-ra del terreno es parte importante de los levantamientos. En las exploraciones geológicas de superficie, cada pedazo de roca es para el geólogo fuente de información insustituible de la historia geológica de los sitios observados.
- 61. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 61 esa transformación: volumen de material orgá-nico, bajo las acciones de presión, temperatu-ra y tiempo, su origen, estabilidad, desplaza-miento y final atrampado del petróleo en su depósito o yacimiento natural definitivo. Se constató que el petróleo proviene de formaciones o estratos de diferentes edades geológicas. Algunas formaciones de ciertas edades son improductivas y formaciones de otras edades muy prolíficas. En la Tabla 2-1, El tiempo geológico y la columna de las forma-ciones, se anotan sucesivamente incidentes fundamentales que marcan la evolución de nuestro planeta. Particularmente importante en el proceso evolutivo de la vida vegetal y ani-mal durante todo el desarrollo del planeta Tierra. Respecto a los hidrocarburos, es intere-sante el hecho de que en varias partes del mundo, formaciones de la era Paleozoica han contribuido con significativas acumulaciones y volúmenes de producción de gas y petróleo, por ejemplo muchos yacimientos en los Esta-dos Unidos. Aquí en Venezuela, los yacimien-tos de edad geológica más antigua y muy pro-líficos son del Mesozoico, específicamente el período Cretácico. También son muy abundan-tes y extensos, tanto en el oriente como en el occidente de Venezuela, yacimientos de los períodos Eoceno, Oligoceno y Mioceno. Rocas ígneas, metamórficas y sedimentarias La Tierra está compuesta de estas tres clases de rocas. Todas son de interés geo-lógico y están comprendidas en todo estudio geológico general. El interés del explorador pe-trolero está centrado en las rocas sedimentarias. Las ígneas son rocas formadas por el enfriamiento y solidificación de la masa ígnea en fusión en las entrañas de la Tierra. Son del tipo intrusivas o plutónicas y extrusivas o vol-cánicas. Son del tipo intrusivas, entre otras, el granito, la granodiorita y la sienita. Estas rocas tienen una estructura de tipo granítico muy Fig. 2-6. La erosión, por el viento o las corrientes de agua, afec-ta la estabilidad de los estratos y cambia con el tiempo el aspec-to del panorama terrestre. Observador geólogo Orlando Méndez. bien definida. Entre las extrusivas o volcánicas, se cuentan las pómez, las bombas volcánicas, el lodo volcánico, la lava y la lapilli. Las rocas sedimentarias, por ejem-plo, están representadas por gravas, conglome-rados, arena, arenisca, arcilla, lutita, caliza, do-lomita, yeso, anhidrita y sal gema. Estas rocas se derivan de las rocas ígneas y de las meta-mórficas por medio de la acción desintegrado-ra de varios agentes como el viento, el agua, los cambios de temperatura, organismos, las corrientes de agua, las olas, y por acción de sustancias químicas disueltas en el agua. En general, las rocas sedimentarias son las de mayor importancia desde el punto de vista petrolero. Ellas constituyen las grandes cuencas donde se han descubierto los yaci-mientos y campos petrolíferos del mundo. Por su capacidad como almacenadoras y extensión geográfica y geológica como rocas productoras sobresalen las arenas, las areniscas, las calizas y dolomitas; aunque también constituyen fuen-
- 62. 62 E lP o z o I l u s t r a d o CENOZOICO MESOZOICO PALEOZOICO PRECAMBRICO Tabla 2-1. El tiempo geológico y la columna de las formaciones CUATERNARIO TERCIARIO CRETACICO JURASICO TRIASICO PERMICO CARBONIFERO (Pennsylvaniano Mississippiano) DEVONIANO SILURIANO ORDOVICIANO CAMBRICO PROTOZOICO ARQUEOZOICO RECIENTE PLEISTOCENO PLIOCENO MIOCENO OLIGOCENO EOCENO Y PALEOCENO 50.000 1.000.000 12.000.000 30.000.000 10.000.000 60.000.000 120.000.000 155.000.000 190.000.000 215.000.000 300.000.000 350.000.000 390.000.000 480.000.000 550.000.000 1.200.000.000 2.000.000.000 Desarrollo del hombre moderno. Capas de nieve cubren a Europa y a Norteamérica; aparición del hombre primitivo. Desarrollo de las plantas modernas y animales; formación de las montañas occidentales en Norte-américa. Optimo desarrollo de los mamíferos gigantes; for-mación de montaña, que incluye a los Alpes, los Andes y los Himalayas. Desarrollo de los mamíferos superiores. Desarrollo y preeminencia de los mamíferos; apa-rición del caballo ancestral y de los simios. Extinción de los dinosaurios; desarrollo de los ma-míferos primarios y de las plantas florales; apari-ción de estratos de creta (tiza). Aparición de los reptiles voladores y de los pája-ros; predominio de los dinosaurios; aparición de los mamíferos; abundancia de árboles y plantas coníferas. Aparición de los dinosaurios; predominio de los reptiles; aparición de las palmeras. Desarrollo de los reptiles; declinación de las gran-des plantas del Carbonífero. Edad del carbón; formación de estratos carbo-níferos a partir de plantas exuberantes de lagunas y pantanos cálidos; aparición de árboles tipo hele-cho; aparición de las coníferas; abundancia de in-sectos; primera aparición de los reptiles; desarro-llo de los anfibios. Edad de los peces; aparición de los anfibios primi-tivos; desarrollo de la vida vegetal en continentes secos. Aparición de los escorpiones, primeros animales que viven en tierra firme; extensos arrecifes. Inundaciones y recesiones de mares poco profun-dos; deposición de caliza; plomo y zinc; abun-dancia de vida marina invertebrada; aparición de algunos primitivos invertebrados parecidos a los peces. Mares de poca profundidad cubren casi toda la Tierra; formación de las rocas sedimentarias; de-sarrollo de la vida invertebrada, incluso los bra-quiópodos, las esponjas, los trilobitos y los gas-terópodos. Formación de montañas, depósitos de mineral de hierro, abundancia de algas que excretan cal; apa-rición de las esponjas. Gran actividad volcánica; formación de rocas íg-neas; aparición de algas microscópicas; probable presencia de vida protozoo. Eras Períodos de tiempo Serie de rocas Epocas de tiempo o serie de rocas Tiempo aproximado en años desde el comienzo de cada una Características físicas y biológicas
- 63. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 63 tes de producción, en ciertas partes del mun-do, las lutitas fracturadas, la arcosa, los neis, la serpentina y el basalto. Las rocas metamórficas se forman de las ígneas y sedimentarias que sufren transfor-mación por la acción del calor, por efectos de la presión o por acción química para producir rocas de composición similar pero de estruc-tura, textura y proporciones mineralógicas di-ferentes. Por tanto, la caliza puede transfor-marse en mármol, la lutita en pizarra, la pizarra en esquistos, la arena cuarzosa en cuarcita o la arena arcósica en neis. Propiedades físicas de las rocas De la acumulación de datos teóricos y aplicaciones prácticas, tanto en el laboratorio como en trabajos de campo, se ha logrado ca-talogar una variedad de propiedades, de cons-tantes y de relaciones acerca de las rocas que componen los estratos geológicos. Ejemplo: • La aplicación de la sismología de-pende de la propagación de ondas, gracias a la elasticidad del medio donde se propagan. Por ejemplo, la velocidad longitudinal, en me-tros/ seg de ondas en algunos tipos de rocas, puede ser variable debido a que las rocas no son perfectamente elásticas: aluvión: 300 - 610; arcillas, arcillas-arenosas: 1.830 - 2.440; lutitas: 1.830 - 3.960; arenisca: 2.400 - 3.960; caliza: 4.880 - 6.400; granitos: 5.030 - 5.950. • La proporcionalidad (Ley de Hoo-ke) que existe entre la fuerza (por unidad de área) que causa desplazamiento elástico y la fuerza (por unidad de longitud o por unidad de volumen) que causa deformación, es apli-cable a los estratos. Por tanto, se puede inda-gar si los estratos resisten, se elongan, compri-men o deforman, según fuerzas de tensión, de compresión, de presión, de cimbra, de cizalla. • Es importante conocer, además, el origen de las rocas, la edad geológica, su es-tructura, composición, granulometría, caracte-rísticas externas, densidad, propiedades mecá-nicas y todo cuanto pueda abundar para inter-relacionar mejor las deducciones geológicas y geofísicas que conduzcan en definitiva al des-cubrimiento de acumulaciones comerciales de hidrocarburos. Fig. 2-7. Los núcleos sirven para obtener información geológi-ca y petrofísica de inestimable valor en cuanto a evaluar las perspectivas de acumulaciones petrolíferas. Capacidad de almacenamiento de las rocas Cuando el pozo de Drake empezó a producir a bomba, la gente se formó la idea de que el petróleo se extraía de una corriente sub-terránea como la de un río. Aún hoy, ciertas personas piensan que es así. La naciente industria llamó pode-rosamente la atención de los geólogos y pro-fesionales afines, quienes acostumbrados a la minería de roca dura empezaban a presenciar el desarrollo de la exploración petrolera y a participar en la aplicación de sus conocimien-tos geológicos a este nuevo tipo de operacio-nes. Los retos eran bastantes y estimulantes.
- 64. 64 E lP o z o I l u s t r a d o Así como los antes nombrados Hen-ry D. Rogers y T. Sterry Hunt, vocearon sus conceptos sobre la Teoría Anticlinal y su apli-cación al pozo de Drake, Alexander Mitchel llamó la atención de los petroleros hacia la po-rosidad de los estratos, especialmente las are-nas y areniscas, en el sentido de que el espa-cio creado por los granos en contacto era sufi-ciente para almacenar grandes volúmenes de petróleo. Este concepto de porosidad y volu-men es básico en la estimación de reservas. Tiene sus fundamentos en la configuración de los granos, la manera como están en contacto, el material que los une, el volumen que repre-senta esa masa y el espacio creado, el cual puede traducirse a números. Por ejemplo, si se toma un envase cilíndrico cuya capacidad es de un litro, se puede llenar con un litro de líquido. Pero si se llena con arena de granos sueltos y más o me-nos uniformes, aparentemente se ha copado el volumen del envase. Sin embargo, si cuidado-samente se vierte agua u otro líquido sobre la arena hasta copar el envase, se verá que el lí-quido se ha depositado en los poros formados por los granos en contacto. Si el volumen de líquido vaciado fue de 150 cc, entonces el vo-lumen real de los granos de arena representa 850 cc. Los dos equivalen al volumen total del envase, 1.000 cc. 150 Porosidad = ________ = 0,15 = 15% 1.000 Si el ejemplo fuese un envase de un metro cúbico (1.000 litros) lleno de esa arena y de la misma porosidad, entonces podría almacenar 1.000 x 0,15 = 150 litros. Matemáticamente se puede demos-trar que si los granos son perfectamente redon-dos (esferas) y están apilados rectangularmen-te uno sobre otro, esta configuración da la má-xima porosidad de 47,64 %. Ejemplo: Diámetro de la esfera: 1 cm Número de esferas: 216 Volumen de la esfera: r3 Volumen total de esferas: (0,5)3 x x 216 = 113,1 cm3 Volumen de la caja = 63 = 216 cm3 Volumen de poros = 216 - 113,1 = 102,9 cm3 Porosidad = 102,9 / 216 = 0,476388 = 47,64% De igual manera si las esferas se dis-pusieran en una configuración hexagonal se obtendría la porosidad mínima de 25,95 %. Fig. 2-8. Esta caja de 6 cm de lado contiene 216 esferas de 1 cm de diámetro cada una, apiladas una sobre otra. El volu-men de la caja menos el volumen total de las esferas deja un espacio vacío que representa los poros creados por las esferas en contacto. 4 3 p 4 3 p
- 65. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 65 En la práctica, debido a la forma de los granos, a la compactación, cementación que los une y a otros factores, la porosidad medida en laboratorio o por otros métodos analíticos de campo da una variedad de valores para de-terminado espesor de estrato, sección o forma-ción. Sólo la recopilación de datos y estadísti-cas dan el valor promedio de porosidad, que es el empleado en la práctica para cómputos. La porosidad de las rocas petrolíferas puede acu-sar, generalmente, entre 10 y 25 %. Medición de la porosidad En el laboratorio se utilizan procedi-mientos e instrumentos, porosímetros, para medir la porosidad. Los núcleos de las forma-ciones o muestras del ripio que se obtienen en el curso de la perforación de un pozo son traí-dos al laboratorio, donde son debidamente identificados y catalogados para medirles el volumen total, el volumen que representan sus granos y el volumen de los poros. Mediante la aplicación de métodos analíticos se obtienen dos valores muy importantes: la porosidad total y la porosidad efectiva. La porosidad total permite apreciar la configuración irregular de los granos de las muestras y llegar a la deter-minación del volumen efectivo de poros, lo que se traduce en: Porosidad efectiva, % Volumen efectivo de poros = x 100 Volumen total de la muestra Más adelante veremos los adelantos en la medición directa y continua de ciertas ca-racterísticas de las formaciones. Se utilizan ins-trumentos que dentro del hoyo y mediante las propiedades del fluido de perforación captan de abajo hacia arriba, a lo largo de toda la profun-didad, el flujo de corrientes de fuerzas electro-motivas que quedan plasmadas como curvas en un registro o perfil para luego ser interpretadas cualitativa y/o cuantitativamente para evaluar, en primer término, las posibilidades de producción de hidrocarburos de las formaciones. También hay registros o perfiles que permiten interpretar los resultados de trabajos que se hacen durante la perforación y la terminación del pozo o pos-teriormente en las tareas de limpieza, rehabilita-ción o reterminación del pozo en sus años de vi-da productiva hasta abandonarlo. III. Métodos Geofísicos de Exploración Los métodos y equipos geofísicos empezaron a formar parte de los recursos téc-nicos disponibles al explorador petrolero en la segunda década del siglo XX. Sus aplicaciones en la resolución de la posible presencia de es-tructuras favorables a la acumulación de pe-tróleo en el subsuelo han servido para comple-tar el aporte de los estudios geológicos regio-nales de superficie. El gravímetro El objetivo principal de los estudios de gravimetría es medir la atracción gravitacio-nal que ejerce la Tierra sobre un cuerpo de masa determinada. Pero como la Tierra no es una esfera perfecta y no está en reposo ni es homogénea y tiene movimientos de rotación y de traslación, la fuerza de gravedad que ejerce no es constante. Por tanto, las medidas gravimétricas en exploración son representación de anoma-lías en las que entran la densidad de los dife-rentes tipos de rocas: sedimentos no consoli-dados, areniscas, sal gema, calizas, granito, etc. En representación esquemática, el instrumento consta de una masa metálica que, suspendida de un resorte supersensible, regis-tra la elongación del resorte debido a la atrac-ción producida por lo denso de la masa de las rocas subterráneas. Las medidas son anotadas y posteriormente se confeccionan mapas que representan la configuración lograda.
- 66. 66 E lP o z o I l u s t r a d o prisma escala microscopio masa soporte brazo resorte micrómetro ajuste La unidad gravimétrica terrestre, en honor a Galileo Galilei, es el GAL, y se expre-sa en cm/seg/seg o cm/seg2. También puede ser expresado en submúltiplos como el miligal (10-3 GAL) o el microgal (10-6 GAL). El gravímetro de los tipos de balan-za de torsión y péndulo se empezó a utilizar en la industria petrolera a principios del siglo XX para la detección de domos salinos, fallas, intrusiones, estructuras del tipo anticlinal, rum-bo y continuidad de las estructuras. El magnetómetro Aprovechando la fuerza de atrac-ción que tiene el campo magnético de la Tie-rra, es posible medir esa fuerza por medio de aparatos especialmente construidos que portan magnetos o agujas magnéticas, magnetóme-tros, para detectar las propiedades magnéticas de las rocas. La unidad de medida magnética es el Gauss, en honor al matemático alemán Karl Friedrich Gauss. En la práctica se usa la gamma, medida que es 100.000 veces menor que el Gauss. Un Gauss es equivalente a la fuerza necesaria de una dina para mantener una unidad magnética polar en posición en un punto definido. El levantamiento magnetométrico se hace tomando medidas de gammas en sitios dispuestos sobre el terreno. Luego las medidas son indicadas en un mapa y los puntos de igual intensidad son unidos por curvas isoga-mas que representan la configuración y deta-lles detectados. El magnetómetro se ha utiliza- Fig. 2-9. Gravímetro Thyssen: disposición de sus elementos. El desplazamiento de la masa, por la atracción de la Tierra, se lee en la escala ubicada en el extremo de la masa. espejo ajustable microscopio reflector escala niveles S centro de gravedad cuarzo imán N material aislante Fig. 2-10. Componentes básicos de un magnetómetro.
- 67. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 67 do ventajosamente para detectar estructuras, fallas e intrusiones. Durante el proceso y desarrollo del equipo se ha logrado mucho perfeccionamien-to en sus aplicaciones. El uso del magnetóme-tro aéreo ha facilitado la cobertura de grandes extensiones, mucho más rápidamente que el levantamiento hecho sobre el propio terreno. Además, la mensura magnetométrica aérea no es afectada por campos magnéticos creados por instalaciones de líneas eléctricas, oleoductos y gasductos y otras construcciones metálicas. El sismógrafo El sismógrafo es un aparato de va-riado diseño y construcción empleado para medir y registrar las vibraciones terrestres a ni-veles someros o profundos que puedan pro-ducirse por hechos naturales como temblores y terremotos o explosiones inducidas intencio-nalmente o por perturbaciones atmosféricas, como en el caso de disparos de artillería. Su elemento principal consiste en un dispositivo muy bien balanceado y en suspen-sión que puede oscilar con gran sensibilidad bajo el impulso de vibraciones externas. En un extremo, el dispositivo lleva una plumilla que marca sobre papel especial las oscilaciones. El papel va dispuesto sobre un elemento que gira accionado por un mecanismo de reloj. Los estudios y aplicaciones del sis-mógrafo para medir la propagación de ondas artificiales en la investigación de las caracterís-ticas de las rocas de la corteza terrestre se ori-ginaron a mediados del siglo XIX en Europa. Científicos ingleses y alemanes fueron pione-ros en medir la relación velocidad-tiempo de las ondas y sus variaciones con respecto a la profundidad de las rocas. En Estados Unidos se publicaron re-sultados de estudios y aplicaciones de sismolo-gía en 1878. La adaptación de esta nueva tec-nología a los estudios geológicos y explora-ción petrolera comenzó en la segunda década del siglo XX en Europa y Estados Unidos. Para la década de los treinta, la sismología había ganado ya suficiente aceptación como técnica de exploración y su desarrollo y alcances teóri-cos y prácticos han estado desde entonces has-ta ahora en continua evolución. La sismología de refracción El fundamento físico de funciona-miento de refracción sismológica está asociado a la teoría óptica. La propagación de la onda cambia de dirección cuando hay un cambio de propiedades físicas en la masa que recorre. La geometría de los rayos sigue las reglas que controlan la propagación de la luz, Figura 2-12. Hasta los años treinta se utilizó el sismógrafo de refracción con buen éxito en la detección, principalmente, de domos salinos, aunque también se aplicó para delinear anticli-nales y fallas, pero poco a poco empezó a im-ponerse el método de reflexión. La sismología de reflexión El principio básico de la sismología de reflexión semeja al cálculo de la distancia a que se encuentra un cañón, si se mide el tiem- Fig. 2-11. Vehículos de diseño y tracción especial se emplean en las tareas de exploración sismográfica petrolera.
- 68. 68 E lP o z o I l u s t r a d o po en que se ve el fogonazo y se oye el sonido del disparo y se toma como base para el cálcu-lo la velocidad del sonido, 300 metros/seg. Sin embargo, la semejanza se com-plica y conlleva dificultades técnicas porque las ondas inducidas desde la superficie viajan a través de un medio complejo como son las ro-cas y se reflejan como un eco al haber cambio de continuidad en los estratos. No obstante, los adelantos técnicos han logrado que este méto-do se haya refinado al extremo de propor-cionar una mejor interpretación del subsuelo que cualquier otro método de prospección. En la práctica, como muestra la Fi-gura 2-14, se dispone de una fuente de ondas inducidas que se proyectan en profundidad y al rebotar son recogidas en la superficie por geófonos dispuestos a distancias críticas. Las señales son registradas en la superficie. La re-lación velocidad-tiempo-profundidad es inter-pretada para deducir de la malla de líneas le-vantadas sobre el terreno las correlaciones ob-tenidas de las secciones y finalmente producir mapas del subsuelo. Adelantos en procedimientos y técnicas de exploración Originalmente, la propagación in-tencional de ondas sísmicas en la corteza te-rrestre se hacía mediante la detonación de car-tuchos de dinamita que se explotaban en hoyos someros ubicados y abiertos para tales propósitos. Adquirir, transportar y custodiar di-contacto V2 E2 i V1 E1 r Fig. 2-12. Se aprecia: i = ángulo de incidencia r = ángulo de refracción V1 = velocidad en estrato E1 V2 = velocidad en estrato E2 Fig. 2-13. El intervalo de observación entre el fogonazo y la percepción del sonido del disparo de un cañón está relacionado con la velocidad del sonido, 300 metros/seg., y, por tanto, el observador puede estimar la distancia a la cual se encuentra el cañón.
- 69. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 69 estratos Á R A £ R £ Á A A £ Á R À Q € ¢ @ € Q @ À ¢ ¢ @ Q € À tiempo velocidad à ƒ T C ¥ T ¥ C ƒ à namita para tales trabajos requería cumplir con una variedad de tramitaciones ante las auto-ridades venezolanas, además de las medidas de seguridad durante el uso en el campo. Las detonaciones espantaban a la fauna terrestre y cuando se hacían levantamientos sísmicos en aguas, las detonaciones ocasionaban la muerte de muchos peces. Después de la Segunda Guerra Mun-dial, el auge inusitado en la exploración petro-lera promovió a lo largo de los años adelantos e innovaciones en las operaciones de campo. Fue eliminada la dinamita y en su lugar se de-sarrolló la pistola para detonar aire comprimi-do y se fabricó, como parte integral de los nue-vos vehículos automotores para trabajos de sis-mografía, un potente pisón que al caer sobre la superficie terrestre induce las ondas para de-terminar después la profundidad de las forma-ciones, mediante las relaciones tiempo, veloci-dad del sonido y características/propiedades de las rocas. (Ver Figuras 2-13 y 2-14). Los nuevos equipos y técnicas de sismografía han sido rediseñados y han mejo-rado significativamente la adquisición, el pro-cesamiento y la interpretación de datos, ha-ciendo que el factor tiempo y la calidad total de las tareas sean más efectivas, desde el co-mienzo del levantamiento hasta el informe fi-nal de los resultados. La electrónica y la computación, con su casi ilimitada capacidad de procesamiento de datos, permite que los resultados de los le-vantamientos sísmicos se tengan en muchísimo menor tiempo que lo acostumbrado en años atrás, cuando geofísicos, geólogos e ingenieros requerían meses cotejando, verificando, corre-lacionando y ajustando datos utilizando la re-gla de cálculo o calculadoras mecánicas ma-nuales para luego elaborar los planos o mapas del subsuelo de las áreas estudiadas. Además, la nueva tecnología ha permitido reestudiar y reinterpretar información sismográfica antigua de áreas que en el pasado no fueron cataloga-das como atractivas y, en muchos casos, los nuevos resultados han sido sorprendentes. Otra contribución técnica de nitidez y rapidez es la elaboración en blanco y negro o a color de los planos o mapas del subsuelo mediante las procesadoras o copiadoras elec-trónicas programadas específicamente para ta-les labores. Anteriormente este proceso reque-ría dibujantes especializados y la preparación de los dibujos a color requería mucho más tiempo. Hoy, la diferencia en productividad es notable. cable geófonos profundidad ondas reflejadas  ‚ S B ¤ S ¤ B ‚  fuente de propagación de ondas por impacto Fig. 2-14. La detección del tiempo transcurrido, desde que el sonido inducido en la superficie hace su recorrido hacia los estratos y regresa luego a la superficie, es un aspecto básico para estimar la profundidad de los estratos. La propagación del sonido en los estratos depende de la composición y carac-terísticas de éstos.
- 70. 70 E lP o z o I l u s t r a d o La idea de sobreponer información de los registros o perfiles petrofísicos a los da-tos sismográficos de los levantamientos o a la sísmica adquiridos específicamente en un pozo amplió la cobertura de correlación. Los resulta-dos de esta técnica han sido fructíferos, me-diante la aplicación de procesos y programas computarizados. Sin embargo, es oportuno mencio-nar que todas las técnicas y herramientas de exploración en la búsqueda de acumulaciones de hidrocarburos (reservas) no son infalibles. La interpretación de los datos y de los resulta-dos obtenidos conducen a predecir el grado de probabilidad (alto, medio, bajo) de las condi-ciones y características del subsuelo conducen-tes a la existencia de acumulaciones comercia-les de hidrocarburos. En la industria existe un dicho que decisivamente abarca todas las ex-pectativas y es: “La barrena dirá”. IV. Métodos Eléctricos de Exploración En la búsqueda y aplicación de métodos para detectar las posibles acumula-ciones de minerales e hidrocarburos, los cien-tíficos e investigadores no cesan en sus estu-dios de las propiedades naturales de la Tierra. Con este fin han investigado las co-rrientes telúricas, producto de variaciones mag-néticas terrestres. O han inducido artificialmen-te en la tierra corrientes eléctricas, alternas o directas, para medir las propiedades físicas de las rocas. De todos estos intentos, el de más éxito data de 1929, realizado en Francia por los hermanos Conrad y Marcel Schlumberger, co-nocido genéricamente hoy como registros o perfiles eléctricos de pozos, que forman parte esencial de los estudios y evaluaciones de pe-trofísica, aplicables primordialmente durante la perforación y terminación de pozos. Básicamente el principio y sistema de registros de pozos originalmente propuesto por los Schlumberger consiste en introducir en el pozo una sonda que lleva tres electrodos (A, M, N), como muestra la Figura 2-16. Los elec-trodos superiores M y N están espaciados leve-mente y el tercero, A, que transmite corriente a la pared del hoyo, está ubicado a cierta dis-tancia, hoyo abajo, de los otros dos. Los elec-trodos cuelgan de un solo cable de tres ele-mentos que va enrollado en un tambor o mala-cate que sirve para meter y sacar la sonda del pozo, y a la vez registrar las medidas de pro-fundidad y dos características de las forma-ciones: el potencial espontáneo que da idea de la porosidad y la resistividad que indica la pre-sencia de fluidos en los poros de la roca. La corriente eléctrica que sale de A se desplaza a través de las formaciones hacia un punto de tierra, que en este caso es la tu-bería (revestidor) que recubre la parte superior de la pared del pozo. El potencial eléctrico en-tre los electrodos M y N es el producto de la corriente que fluye de A y la resistencia (R) en-tre los puntos M y N. La influencia del fluido de perfora-ción que está en el hoyo varía según la distan-cia entre M y N. Si la distancia es varias veces el diámetro del hoyo, la influencia queda mitigada y la resistividad medida es en esencia la resis-tividad de la roca en el tramo representado. Fig. 2-15. Muestra de una sección sísmica le-vantada y procesada con nueva tecnología.
- 71. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 71 @Ayz€ÀÁ@y€À revestidor hoyo desnudo N M A fluido de perforación cables polea registrador malacate Como la conductividad eléctrica de las rocas depende de los fluidos electrolíticos que ellas contengan, entonces la resistividad depende de la porosidad de las rocas y de las características de los fluidos en los poros y muy particularmente de la sal disuelta en los fluidos. Si los poros de la roca contienen agua salada, la resistividad será baja; con agua dulce será alta, y si están llenos de petróleo será muy alta. Como podrá observarse, el registro eléctrico es una herramienta de investigación que requiere ser introducida en el hoyo. El perfil y características de las formaciones atra-vesadas por la barrena pueden ser utilizados para estudios de correlaciones con perfiles de sismografía. El pozo también puede ser utiliza-do, en casos requeridos, para cotejar la veloci-dad de reflexión, de acuerdo a los tiempos de reflexión, desde la profundidad de los difer-entes horizontes seleccionados como referen-cia. Este tipo de cotejo se emplea para casos de correlación con el sismógrafo. El pozo puede utilizarse de dos ma-neras. La propagación de ondas generadas desde la superficie puede ser captada en el pozo o la propagación hecha desde el pozo puede ser captada en la superficie. Fig. 2-16. Representación esquemática de los componentes del primer equipo de registro eléctrico de pozos, inventado por los hermanos Conrad y Marcel Schlumberger.
- 72. 72 E lP o z o I l u s t r a d o Distintos caminos para encontrar petróleo Con el correr de los años se han experimentado cambios fundamentales en las tareas de exploración petrolera, los cuales han propiciado una mayor seguridad y comodidad para los técnicos que se dedican a estas la-bores, han ocasionado menos lesiones a la na-turaleza y dieron lugar a una forma más rápi-da y eficiente para encontrar hidrocarburos. Fig. 2-17. Los primeros exploradores se desplazaron a pie o so-bre el lomo de bestias, manera todavía útil. Nada los detuvo ayer y menos hoy. En Venezuela, la curiara (A) ha sido parte esencial de las actividades de exploración, lo mismo que las mulas, el caballo y el burro. A principios del siglo XIX, el de-sarrollo de la industria automotriz contribuyó con el automóvil (B) a las tareas de exploración. Años más tarde, se fabricaron camiones modernos (C) y vehículos acuáticos especiales (D) para aumentar la capacidad de movilidad de prospección de los exploradores. V. Métodos Petrofísicos Modernos El desarrollo y los adelantos hasta ahora logrados, tanto teóricos como prácticos, en la toma de perfiles de los pozos han acre-centado enormemente el poder de investiga-ción de los geólogos, geofísicos e ingenieros petroleros para interpretar las características de las rocas y los fluidos depositados en sus en-trañas, desde el punto de vista cualitativo y cuantitativo. A B C D
- 73. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 73 Esta parte de la Geofísica, por sus fundamentos científicos y tecnológicos, se ha convertido en una rama especializada que en la industria se le denomina Petrofísica. Tiene aplicación en muchos aspectos de los estudios y trabajos de campo de exploración, perfora-ción y producción. “Petrofísica es la ciencia que se de-dica a la descripción y medida directa y/o ana-lógica de las propiedades físicas de las rocas, incluyendo los efectos que puedan producir los fluidos contenidos en ellas o en sus alrede-dores” (H. León, 1982). La variedad de instrumentos dispo-nibles para hacer perfiles o registros de pozos permite que puedan hacerse en hoyos des-nudos o en pozos entubados totalmente, gra-cias a que no sólo se dispone de los registros eléctricos sino también del tipo nuclear. En resumen, la Petrofísica ofrece la posibilidad de estudios y verificación de una cantidad de datos fundamentales para las ope-raciones. Ejemplos: • Control de profundidad del pozo. • Verificación de velocidades de re-flexión de los estratos. • Determinación del tope y base (espesor) de un estrato. • Medición del potencial espontá-neo y resistividad de las rocas y fluidos. • Deducción de valores de porosi-dad, saturación y permeabilidad de las rocas. • Deducción de la presencia de flui-dos en las rocas: gas, petróleo, agua. • Perfil de la circularidad del hoyo (diámetro). • Registros de temperatura. • Registros de efectividad de la ce-mentación de revestidores (temperatura). • Registros de buzamiento. • Registros de presiones. • Toma de muestras de formación (roca). Fig. 2-18. Fotografía al microscopio electrónico de un poro for-mado por granos de cuarzo recubiertos por una delgada capa de arcillas caoliníticas y alojando en el poro una esfera (fram-boide) de pirita (disulfuro de hierro). Area de Cerro Negro, formación Oficina, Faja del Orinoco. La barra horizontal blan-ca del lado inferior derecho representa 0,010 mm y las pe-queñas 0,001 mm. “Asesoría a la Gerencia”, Departamento de Geología de Lagoven S.A., por H. León, 14-10-1985. • Toma de muestras de fondo (fluidos). • Registros de densidad (roca). • Detección de fallas. • Detección de discordancias. • Detección de fracturas. • Correlaciones pozo a pozo, local y regional (litología). • Control de dirección y profundi-dad desviada y vertical del pozo (perforación direccional u horizontal). VI. Geoquímica El análisis químico de muestras del suelo, con el propósito de detectar la presen-cia de hidrocarburos, ha sido empleado como herramienta de exploración. La teoría se basa en que emanacio-nes de hidrocarburos no visibles en la superfi-cie pueden manifestarse en concentraciones que, aunque muy pequeñas, son susceptibles al análisis químico micrométrico para detectar gas (metano, etano, propano o butano) y resi-duos de hidrocarburos más pesados.
- 74. 74 E lP o z o I l u s t r a d o Muestras de suelo, obtenidas muy cuidadosamente a profundidades de 1,50 a 5 metros, son examinadas y procesadas en el la-boratorio por métodos especiales. Con la in-formación obtenida se preparan tablas, curvas y mapas de las concentraciones y residuos detectados. Los especímenes de aguas, gases, betunes y suelos para tales fines son sometidos a análisis cualitativos y cuantitativos por medio de la fluorescencia, luminiscencia, espectrogra-fía, geobotánica, hidrogeoquímica, bioquímica o bacteriología, con el fin de indagar sobre la generación, migración, presencia, entrampa-miento y acumulaciones petrolíferas en tierra o áreas submarinas. Aunque la geoquímica no ha consti-tuido un método preponderante de explora-ción, ha sido utilizado esporádicamente en la búsqueda de hidrocarburos y ha dado resulta-dos en algunos casos. VII. Exploración Aérea y Espacial El avión se utiliza ventajosamente para cubrir grandes extensiones en poco tiem-po y obtener, mediante la fotografía aérea, ma-pas generales que facilitan la selección de áreas determinadas que luego podrían ser ob-jeto de estudios más minuciosos. La combinación del avión y la foto-grafía permite retratar y obtener una vista pa-norámica de la topografía, cuyos rasgos y de-talles geológicos pueden apreciarse ventajosa-mente, ahorrando así tiempo para seleccionar lotes de mayor interés. Fig. 2-19. La exploración aérea facilita la cobertura de grandes extensiones que luego permiten escoger áreas más pequeñas para estudios más detallados.
- 75. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 75 Naturalmente, la eficacia de la utili-zación de la aerofotogeología depende mucho de las buenas condiciones atmosféricas para realizar los vuelos. El avión también se utiliza para hacer estudios aéreogravimétricos y aéreo-magnetométricos, ahorrando así tiempo en la consecución de este tipo de estudios. Sin embargo, los adelantos logrados hasta hoy por la ciencia y tecnología del espa-cio han facilitado con los satélites, cohetes y naves espaciales transbordadoras la toma de fotografías nítidas y a color desde altitudes an-tes inimaginables. VIII. Exploración Costafuera Afortunadamente para la industria, los métodos de prospección geofísica usados en tierra pueden utilizarse costafuera. Y entre los métodos disponibles, el más empleado ha sido el sismógrafo. Naturalmente, trabajar en aguas lla-nas, semiprofundas o profundas, cerca o lejos de las costas o en mar abierto, conlleva enfren-tarse a un medio ambiente distinto a tierra firme. A través de los años, la ciencia y la tecnología para la exploración costafuera han evolucionado acordes con las exigencias. Los equipos para la adquisición de datos han sido objeto de rediseños e innovaciones para ser instalados permanentemente en gabarras, lan-chones o barcos especialmente construidos al efecto. Los dispositivos para la propagación y captación de ondas son producto de técnicas avanzadas, inocuas a la vida marina. No se em-plean explosivos como antes, cuya detonación era perjudicial para los peces. El procesamiento de datos y su in-terpretación se realiza por computadoras en el mismo barco y son transmitidos vía satélite a centros de mayor capacidad de resolución. Sin embargo, la realización continua de operaciones costafuera siempre está sujeta a cambios del tiempo, pero gracias también a los adelantos obtenidos en las técnicas meteo-rológicas, la programación de la navegación puede hacerse hoy en base a los boletines de pronóstico del tiempo que emiten los centros y estaciones de observación ubicadas en tantas partes del mundo. Por otra parte, el radar, (ra-boya de cola 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 43 44 45 46 47 48 fondo del mar onda incidente horizonte geológico (reflector) falla geológica cable de grabación cañones de aire (fuente de energía) hidrófonos (detectores) onda reflejada Fig. 2-20. Esquema de un levantamiento sísmico costafuera.
- 76. 76 E lP o z o I l u s t r a d o dio detecting and ranging/detección por rum-bo y distancia por radio), permite que la nave-gación, aérea o marítima, sea más segura, ya que anticipadamente pueden verificarse las condiciones atmosféricas a distancia durante el viaje y tomar las precauciones debidas. IX. Aplicación de Métodos de Exploración en Venezuela La siguiente muestra de descubri-mientos de campos petroleros en el territorio nacional se presenta para dar una idea sobre cuál o cuáles indicadores o métodos se em-plearon para lograr el hallazgo. No obstante los avances científicos y tecnológicos en las Ciencias de la Tierra y sus aplicaciones, la búsqueda de hidrocarburos in-volucra riesgos calculados. Esos riesgos inelu-dibles, de pequeña, mediana o mayor magni-tud, representan inversiones de dinero de ma-nera concomitante con la cuantía de reservas probadas en cartera, tipos y volúmenes de cru-dos requeridos y la posición futura de la em-presa en el negocio. La presencia del riesgo se debe al hecho de que ningún método de exploración Fig. 2-22. Remembranzas de las operaciones de la Compañía Petrolia del Táchira, en La Alquitrana, cerca de Rubio, a 15 km al suroeste de San Cristóbal, primera empresa venezolana de petróleo fundada en 1878 por don Manuel Antonio Pulido, el general José Antonio Baldó y otros accionistas. Fig. 2-21. En los años veinte, las operaciones petroleras repre-sentaban enfrentarse a la naturaleza sin los recursos y la tecno-logía disponibles hoy. Obsérvese el reventón del pozo Barro-so- 2, a profundidad de 457 metros, en La Rosa, estado Zulia, el 14-12-1922, el cual atrajo la atención mundial hacia Venezuela. Fig. 2-23. El riesgo de un reventón estuvo siempre presente cuando se abrían pozos utilizando el método de perforación a percusión. Con las innovaciones de equipos, fluido de per-foración y control del hoyo inherentes al método de perfora-ción rotatoria, el riesgo ha sido casi eliminado.
- 77. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 77 garantiza plenamente la existencia de las acu-mulaciones petrolíferas comerciales deseadas. Hasta ahora, cada método, dentro de su técni-ca y expectativas de resolución, lo que ofrece es una opción para indicar que las condiciones y posibilidades que ofrece el subsuelo para el entrampamiento de hidrocarburos son halaga-doras en mayor o menor grado. La confirma-ción definitiva de esas posibilidades la dará la barrena de perforación y la evaluación econó-mica del descubrimiento se encargará de decir si es negocio desarrollar las acumulaciones de gas y/o petróleo encontradas. Si la exploración fuera infalible no habría pozos secos y el hallazgo de acumula-ciones petrolíferas sería fácil, pero la naturale-za es caprichosa, algunas veces, y tratándose de petróleo, muy caprichosa. Prácticamente, todos los métodos de prospección petrolera han sido utilizados en el país, desde el más elemental (observación de menes) hasta los más modernos y sofisticados. En los últimos veinte años, los adelantos en diseño y construcción de sismógrafos, como también la adquisición, el procesamiento y la interpretación de datos obtenidos mediante este método, han hecho que ésta sea la herra-mienta más utilizada en la prospección de ya-cimientos petrolíferos en casi todo el mundo. Formaciones espesor (m) Zonas petrolíferas Litología Sanalejos Isnotú 472 Mene Grande Superior Media Inferior Misoa arenas asfálticas zona petrolífera superior zona petrolífera principal Arenisca principal arena, grava arcilla moteada arena moteada y arcilla arenisca calcárea lutita arenisca lutita lutitas y areniscas arenisca arenisca y lutitas Paují media 881 366 Paují 426 Fig. 2-25. Transporte de equipo en los años veinte y quizás podría ser igual hoy en sitios muy lejos de la civilización. Campo iniciador del desarrollo y expansión de la industria en Venezuela. Pozo descubridor Zumaque-1, a 135 metros (443 pies) de pro-fundidad, el 31 de julio de 1914. Producción ini-cial de petróleo: 39 m3/d (245 b/d), y acumula-da al 31-12-1996: 523.415 barriles. Producción del campo (1996): 655 b/d de petróleo y acu-mulada: 643.780.355 barriles, 18 - 24 °API. Fuentes: MMH National Petroleum Convention, 1951, p. 36. MEM (PODE), 1951-1995. Maraven, Lagunillas, cifras de producción. Fig. 2-24. Columna estratigráfica, campo Mene Grande, estado Zulia.
- 78. 78 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 2-2. Ejemplos de descubrimientos petrolíferos y métodos de exploración utilizados Año Campo, estado Profundidad metros Método 1878 1891-1912 1914 1916 1917 1918 1923 1925 1926 1927 1928 1929 1930 1931 1933 1934 1937 1938 1939 1940 1941 1942 1944 1945 1946 1947 La Petrolia, Táchira Guanoco, Sucre Mene Grande, Zulia Tarra, Zulia La Rosa (Cabimas), Zulia Los Barrosos, Zulia La Paz, Zulia La Concepción, Zulia El Menito, Zulia Lagunillas, Zulia Mene Grande, Zulia Tía Juana, Zulia Los Manueles, Zulia Quiriquire, Monagas Netick, Zulia Bachaquero, Zulia Cumarebo, Falcón Orocual, Monagas Pedernales, Delta Amacuro Areo, Anzoátegui Merey, Anzoátegui Oficina, Anzoátegui Pilón, Monagas Santa Ana, Anzoátegui Uracoa, Monagas Yopales, Anzoátegui Jusepín, Monagas Leona, Anzoátegui Pueblo Viejo, Zulia Lago de Maracaibo, Zulia El Roble, Anzoátegui San Joaquín, Anzoátegui Los Caritos, Monagas Socorro, Anzoátegui Guara, Anzoátegui Las Mercedes, Guárico Mulata, Monagas Santa Bárbara, Monagas Santa Rosa, Anzoátegui Las Ollas, Guárico Quiamare, Anzoátegui Güico, Anzoátegui La Paz, Zulia Jusepín, Monagas Mara, Zulia Capacho, Monagas Nipa, Anzoátegui Pirital (Avipa), Anzoátegui Tucupita, Delta Amacuro Boscán, Zulia Ensenada, Zulia Caico Seco, Anzoátegui Güico, Anzoátegui Mata Grande, Anzoátegui Palacio, Anzoátegui Tucupido-Tamán, Guárico Quiriquire, Monagas Macoa, Zulia 38 187-750 135 267 712 302 229 1.058 932 1.064 552 756 1.055 549 1.755 1.237 600 915 479 1.365 1.646 1.799 1.027 2.591 1.310 1.402 1.300 670 1.220 1.504 1.067 1.997 1.720 2.181 1.524 1.372 1.400 1.530 2.591 2.250 1.950 1.372 1.355 (Cretáceo) 1.559 1.833 1.350 1.829 750 1.710 2.926 2.998 1.982 2.881 1.400 1.036 854-1.707 854 3.518 Menes Menes - Geología de Superficie Menes Geología de Superficie Menes de Gas Menes Menes, Geologías de Superficie y Subsuelo Geología de Superficie Menes Pozo de Avanzada Geología de Subsuelo Pozo de Avanzada Geología de Superficie Geología de Superficie Geología de Subsuelo, Geofísica Pozo de Avanzada Geología de Superficie Geología de Subsuelo Menes Sismógrafo Sismógrafo Balanza de Torsión Sismógrafo Geología de Superficie Sismógrafo Sismógrafo Geofísica Sismógrafo Gravímetro, Geología de Subsuelo Geología de Subsuelo Geología de Superficie Geología de Superficie Sismógrafo Geología de Superficie, Sismógrafo Sismógrafo Sismógrafo Geología de Subsuelo Geología de Subsuelo Sismógrafo Sismógrafo Geología de Superficie Perforación Estructural, Sismógrafo Geología de Subsuelo, Sismógrafo Geología de Subsuelo, Sísmica Geología, Sismógrafo Geología de Subsuelo Sismógrafo, Perforación Estructural Geología de Subsuelo Sismógrafo Sismógrafo Sismógrafo Aerofotogeología, Perforación Estructural, Sismógrafo Sismógrafo Geología Sismógrafo Gravímetro, Sismógrafo Geología de Subsuelo Geologías de Superficie y Subsuelo, Sísmico
- 79. C a pí t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n 79 Tabla 2-2 continuación Año Campo,estado Profundidad metros Método 1947 1948 1949 1950 1951 1952 1953 1954 1955 1957 1958 1959 1960 1963 1965 West Tarra, Zulia La Fría, Anzoátegui Pelayo, Anzoátegui Sabán, Guárico Chimire, Anzoátegui El Toco, Anzoátegui Guavinita, Guárico Inca, Anzoátegui Silvestre, Barinas Sibucara, Zulia La Concepción, Zulia San José, Zulia Abundancia, Falcón Aragua, Guárico Cachicamo, Anzoátegui Freites, Anzoátegui Mapiri, Anzoátegui Moriche, Anzoátegui Piragua, Guárico Pradera, Anzoátegui Ruiz, Guárico San Roque, Anzoátegui Silván, Barinas Soto, Anzoátegui Alturitas, Zulia West Tarra, Zulia Quiriquire, Monagas Mara, Zulia Motatán, Zulia La Paz, Zulia Mara, Zulia Manresa, Monagas Urdaneta, Zulia Lama, Zulia Ceuta, Zulia Centro, Zulia Los Claros, Zulia Barúa, Zulia Orocual, Monagas San José, Zulia Lamar, Zulia Rosario, Zulia Acema, Anzoátegui Acema, Monagas La Ceibita, Anzoátegui Páez, Barinas Hato, Barinas 2.796 (Cretáceo) 1.700 2.027 1.743 2.134 2.423 1.220 2.165 2.701 4.101 (Cretáceo) 3.684 (Cretáceo) 3.498 1.072 2.292 1.524 3.354 2.896 2.378 1.119 1.960 1.372 2.591 3.311 2.896 5.195 1.466 2.409 (Eoceno) 1.707 2.880 2.710 (Basamento) 3.255 (Basamento) 793 3.499 2.546 4.288 3.896 2.859 3.662 4.177 4.950 (Cretáceo) 3.964 (Cretáceo) 4.341 (Cretáceo) 3.820 3.820 3.011 2.854 2.911 Geología, Sismógrafo Sismógrafo, Perforación Estructural Gravímetro, Sismógrafo Gravímetro, Sismógrafo Geología de Superficie Sismógrafo, Perforación Estructural Sismógrafo, Perforación Estructural Sismógrafo Sismógrafo, Perforación Estructural Sismógrafo Geología de Superficie Sismógrafo Sismógrafo, Geología de Subsuelo Sísmico Geología de Superficie Geología de Superficie, Sismógrafo Geología de Superficie, Sismógrafo Sismógrafo Sismógrafo, Perforación Estructural Sismógrafo, Perforación Estructural Sismógrafo Sismógrafo, Perforación Estructural Gravímetro, Sismógrafo Sismógrafo Sismógrafo Sismógrafo, Perforación Estructural Sísmico Geología de Subsuelo, Petrofísica Geología de Subsuelo, Sísmico Geología de Subsuelo Sísmico Geología de Subsuelo Ingeniería de Yacimientos Geología de Subsuelo Sísmico Sísmico, Geología de Subsuelo Geología de Subsuelo, Sísmico Geología de Subsuelo, Sísmico Geología de Subsuelo, Sísmico Geología de Subsuelo, Sísmico Geología de Subsuelo, Sísmico Sísmico Geología de Subsuelo, Sísmico Geología de Subsuelo, Sísmico Sísmico Sísmico Geología, Sísmico Sísmico Sísmico Geología, Sísmico
- 80. 80 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 2-2 continuación Año Campo, estado Profundidad metros Método 1966 1967 1971 1972 1973 1974 1976 1979 1980 1981 1982 1984 1986 1987 1988 1990 1993 1994 1995 1996 1997 Acema, Monagas Mingo, Barinas Caipe, Barinas Onado, Monagas Acema-Casma, Monagas Miranda, Falcón SLA-6-2X, Zulia Melones, Anzoátegui Cachicamo, Anzoátegui Patao, Sucre San Julián, Zulia Mejillones, Sucre Dragón, Sucre Bare, Anzoátegui Totumo, Zulia Machiques, Zulia Río Caribe, Sucre Lorán, Delta Amacuro Cocuina, Delta Amacuro Guafita, Apure La Victoria, Apure El Furrial, Monagas La Victoria, Barinas Carito Norte, Monagas Amarilis, Monagas Torunos, Barinas Borburata, Barinas Sipororo 1X*, Zulia Guasimito 1X*, Zulia Piedritas, Monagas RUS 1X**, Guárico ATN 1X**, Guárico Jusepín-476X***, Monagas Las Lomas 1X****, Zulia Guaraní 1X****, Zulia 3.628 - 3.689 2.850 3.484 4.690 3.658 2.396 4.725 1.410 1.526 2.124 - 2.268 5.640 2.234 3.760 1.158 3.628 - 4.268 4.116 2.331 827 1.347 2.747 3.328 4.056 - 5.015 3.323 4.880 4.848 3.533 3.838 3.098 3.786 4.941 1.434 2.188 5.620 3.658 3.019 Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico Sísmico Sísmico, Geología Sísmico Sísmico, Geología (Costafuera) Sísmico, Geología Sísmico, Geología (Costafuera) Sísmico Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología (Costafuera) Sísmico, Geología (Costafuera) Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología, Núcleos Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico, Geología Sísmico Sísmico Sísmico Sísmico Sísmico Sísmico Sísmico Sísmico * Pozo de exploración, descubridor de nuevos yacimientos; en espera de desarrollo. ** Pozo descubridor en profundidad, convenio operativo Guárico Este; en producción. *** Pozo descubridor en profundidad, convenio operativo; en etapa de delineación y desarrollo. **** Pozo descubridor, en espera de desarrollo.
- 81. 81 C ap í t u l o 2 - E x p l o r a c i ó n Referencias Bibliográficas 1. A.I.M.E. (American Institute of Mining and Metallurgical Engineers): Transactions, Vol. 110, Geophysical Pros-pecting, 1934. 2. ARNOLD, R.; MACCREADY, G.A.; BARRINGTON, T.W.: The First Big Oil Hunt, Venezuela, 1911-1916, Vantage Press, New York, 1960. 3. ARNOLD, R.; KEMNITZER, William J.: Petroleum in the United States and Possesions, Harper and Brothers Pub-lishers, New York, 1931. 4. BARBERII, Efraín E.: Petróleo Aquí y Allá, Monte Avila Editores, Caracas, 1976. 5. BLESA, Jorge; ALLAIS, Alfredo: Expectativas de estudio sísmico en Maturín Este, Publicación: “Lagoven Hoy”, N° 5, julio 1992. 6. CHIQUITO, Freddy; MENDEZ, Orlando: El Cretáceo de la Cuenca de Maracaibo, XLV Reunión de Arpel, México, 17 al 20 de mayo de 1982. 7. ELWOOD O., Nestvold; NELSON, P.H.H.: “Explorers still hope to improve on 3-D Seismic’s wealth of data”, en: Oil and Gas Journal, March 16, 1992, p. 55. 8. GONZALEZ DE JUANA, Clemente et al.: Geología de Ve-nezuela y de sus Cuencas Petrolíferas, Tomos I y II, Edi-ciones Foninves, Caracas, 1980. 9. H. ROICE, Nelson Jr.: New Technologies in Exploration Geophysics, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1983. 10. HAGER, Dorsey: Practical Oil Geology, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1940. 11. HEILAND, C.A.: Geophysical Exploration, Prentice-Hall Inc., New York, 1940.
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- 84.
- 85. 85 C ap í t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n Indice Página Introducción I. El Metodo Original de Perforación • El sistema a percusión • Ventajas y desventajas de la perforación a percusión II. Perforación Rotatoria • Selección del área para perforar • Componentes del taladro de perforación rotatoria • La planta de fuerza motriz • El sistema de izaje El malacate El cable de perforación La cabria de perforación El aparejo o polipasto • El sistema rotatorio La mesa rotatoria o colisa La junta giratoria La junta kelly • La sarta de perforación La barrena de perforación Tipos de barrenas La tubería lastrabarrena La tubería de perforación • El sistema de circulación del fluido de perforación Las bombas de circulación De la bomba a la junta giratoria El fluido de perforación Funciones del fluido de perforación Tipos de fluidos de perforación Fluido de perforación a base de agua Fluido de perforación a base de petróleo Otros tipos de fluidos de perforación Control del fluido de perforación 89 89 89 90 92 92 92 94 94 95 95 96 96 98 98 99 100 101 101 102 104 106 107 107 109 110 110 111 112 112 113 113
- 86. 86 E lP o z o I l u s t r a d o III. Aplicaciones de la Perforación Rotatoria • El hoyo o pozo vertical • El pozo direccional • Aplicaciones de la perforación direccional • Conceptos económicos y aplicaciones técnicas avanzadas de pozos desviados • Apreciaciones y cambios resultantes de la nueva tecnología en perforación • Apreciaciones sobre los parámetros del hoyo horizontal • El hoyo de diámetro reducido IV. Sartas de Revestimiento y Cementación • Funciones de las sartas • Factores técnicos y económicos • Clasificación de las sartas La sarta primaria Las sartas intermedias La sarta final y de producción • Características físicas de la tubería revestidora Elongación Aplastamiento Estallido • Cementación de sartas y otras aplicaciones de la cementación Funciones de la cementación primaria Cementación forzada • Aditamentos para la cementación de sartas La zapata de cementación La unión o cuello flotador Unión o cuello flotador (cementación por etapas) Centralizadores Raspadores V. Operaciones de Perforación en Aguas Costafuera • El ambiente • La tecnología VI. Operaciones de Pesca 114 114 114 115 116 118 119 120 120 121 121 122 122 122 123 123 123 124 124 125 125 126 127 127 127 128 128 128 129 129 130 132
- 87. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 87 VII. Arremetida, Reventón e Incendio VIII. Problemas Latentes durante la Abertura del Hoyo IX. Informe Diario de Perforación X. Terminación del Pozo XI. Clasificación de Pozos Terminados XII. Tabla de Conversión Referencias Bibliográficas 132 133 134 137 138 139 140
- 89. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 89 Introducción ...”para que las reciba de mi mano y me sirvan de prueba de que yo (Abraham) he abierto este pozo.” (Génesis XXI:30). El abrir pozos de agua, con imple-mentos rudimentarios manuales, se remonta a tiempos inmemoriales. En ocasiones, la bús-queda de aguas subterráneas tropezaba con la inconveniencia de hallar acumulaciones pe-trolíferas someras que trastornaban los deseos de los interesados; el petróleo carecía entonces de valor. Con la iniciación (1859) de la indus-tria petrolera en los Estados Unidos de Amé-rica, para utilizar el petróleo como fuente de energía, el abrir pozos petrolíferos se tornó en tecnología que, desde entonces hasta hoy, ha venido marcando logros y adelantos en la di-versidad de tareas que constituyen esta rama de la industria. La perforación confirma las pers-pectivas de descubrir nuevos yacimientos, de-ducidas de la variedad de informaciones obte-nidas a través de la aplicación de conocimien-tos de exploración: Ciencias de la Tierra. I. El Método Original de Perforación El sistema a percusión La industria petrolera comenzó en 1859 utilizando el método de perforación a percusión, llamado también “a cable”. Se iden-tificó con estos dos nombres porque para des-menuzar las formaciones se utilizó una barra de configuración, diámetro y peso adecuado, sobre la cual se enrosca una sección adicional metálica fuerte para darle más peso, rigidez y estabilidad. Por encima de esta pieza se enros-ca un percutor eslabonado para hacer efectivo el momento de impacto (altura x peso) de la barra contra la roca. Al tope del percutor va m m Oligoceno Margarita Cumaná Barcelona Anaco Las Mercedes mar Caribe Caracas Maracay Lagunillas Barquisimeto Valencia Mene Grande Alto El Baúl La Paz Maracaibo Pedernales Post - Mioceno Mioceno Oligoceno Eoceno Cretáceo Paleozoico Paleozoico Mioceno Eoceno Cretáceo Cretáceo Paleozoico Precámbrico Oligoceno Cretáceo Post - Plioceno Triásico Oligoceno Paleozoico Mioceno Plioceno 0 1000 3000 5000 0 1000 3000 5000 Fig. 3-1. Columna geológica de las cuencas sedimentarias del lago de Maracaibo, Barinas-Apure y Oriente.
- 90. 90 E lP o z o I l u s t r a d o Golfo Triste Cuenca de Cariaco Cuenca del golfo de Venezuela conectado el cable de perforación. Las herra-mientas se hacen subir una cierta distancia para luego dejarlas caer libremente y violentamente sobre el fondo del hoyo. Esta acción repetitiva desmenuza la roca y ahonda el hoyo. Ventajas y desventajas de la perforación a percusión El uso de la perforación a percusión fue dominante hasta la primera década del si-glo XX, cuando se estrenó el sistema de perfo-ración rotatoria. Muchos de los iniciados en la perfo-ración a percusión consideraron que para per-forar a profundidad somera en formaciones duras, este sistema era el mejor. Además, re-calcaban que se podía tomar muestras grandes y fidedignas de la roca desmenuzada del fon-do del hoyo. Consideraron que esta perfora-ción en seco no perjudicaba las características de la roca expuesta en la pared del hoyo. Ar-gumentaron también que era más económico. Norte de Paria Subcuenca de Cubagua Sin embargo, la perforación a percu-sión es lenta cuando se trata de rocas muy du-ras y en formaciones blandas la efectividad de la barra disminuye considerablemente. La cir-cularidad del hoyo no es lisa por la falta de control sobre el giro de la barra al caer al fon-do. Aunque la fuerza con que la barra golpea el fondo es poderosa, hay que tomar en cuen-ta que la gran cantidad de material desmenu-zado en el fondo del hoyo disminuye la efecti-vidad del golpeteo y reduce el avance de la perforación. Si el hoyo no es achicado oportu-namente y se continúa golpeando el material ya desmenuzado lo que se está haciendo es volver polvillo ese material. Como se perfora en seco, el método no ofrece sostén para la pared del hoyo y, por ende, protección contra formaciones que por presión interna expelen sus fluidos hacia el hoyo y luego, posiblemente, hasta la superfi-cie. De allí la facilidad con que se producían reventones, o sea, el flujo incontrolable de los ensenada de La Vela Cuenca de Falcón Cuenca de Maracaibo Faja del Orinoco plataforma continental Subcuenca de La Guajira Cordillera de Los Andes Subcuenca de Barinas Cuenca de Apure Subcuenca de Aroa mar Caribe Ens. de Barcelona Subcuenca del Tuy Subcuenca de Guárico Cuenca Oriental de Venezuela Subcuenca de Maturín plataforma deltana Subcuenca del golfo de Paria Cerro Negro Machete Zuata Hamaca cinturón ferrífero Zona en reclamación plataforma continental Colombia Fig. 3-2. Cuencas sedimentarias y provincias costafuera (MEM-PODE, 1995, p. 31).
- 91. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 91 pozos al penetrar la barra un estrato petrolí-fero o uno cargado de agua y/o gas con exce-siva presión. No obstante todo lo que positiva o negativamente se diga sobre el método de per-foración a percusión, la realidad es que por más de setenta años fue utilizado provechosa-mente 16 10 11 3 2 2 percusor conector barrena 9 2 8 5 6 1. Máquina de vapor 2. Correas de transmisión 3. Cable para achicar 4. Malacate 5. Malacate de transmisión 6. Malacate para carga pesada 7. Malacate para cable de perforación 8. Biela 9. Eje conector 10. Viga maestra (balancín) 11. Puntal mayor 12. Bases de la torre 13. Sótano 14. Patas de la torre 15. Travesaños 16. Cornisa 17. Poleas 1 17 7 14 12 15 13 por la industria. 10 tornillo de temple cable de perforación piso Figs. 3-3 y 3-4. Componentes del equipo de perforación a percusión.
- 92. 92 E lP o z o I l u s t r a d o II. Perforación Rotatoria La perforación rotatoria se utilizó por primera vez en 1901, en el campo de Spindle-top, cerca de Beaumont, Texas, descubierto por el capitán Anthony F. Lucas, pionero de la industria como explorador y sobresaliente in-geniero de minas y de petróleos. Este nuevo método de perforar trajo innovaciones que difieren radicalmente del sis-tema de perforación a percusión, que por tantos años había servido a la industria. El nuevo equi-po de perforación fue recibido con cierto recelo por las viejas cuadrillas de perforación a percu-sión. Pero a la larga se impuso y, hasta hoy, no obstante los adelantos en sus componentes y nuevas técnicas de perforación, el principio bá-sico de su funcionamiento es el mismo. Las innovaciones más marcadas fue-ron: el sistema de izaje, el sistema de circula-ción del fluido de perforación y los elementos componentes de la sarta de perforación. Selección del área para perforar El área escogida para perforar es pro-ducto de los estudios geológicos y/o geofísicos hechos anticipadamente. La intención primor-dial de estos estudios es evaluar las excelentes, buenas, regulares o negativas perspectivas de las condiciones geológicas del subsuelo para emprender o no con el taladro la verificación de nuevos campos petrolíferos comerciales. Generalmente, en el caso de la ex-ploración, el área virgen fue adquirida con an-terioridad o ha sido asignada recientemente a la empresa interesada, de acuerdo con las le-yes y reglamentos que en Venezuela rigen la materia a través del Ministerio de Energía y Minas, y de los estatutos de Petróleos de Vene-zuela S.A. y los de sus empresas filiales, de acuerdo con la nacionalización de la industria petrolera en Venezuela, a partir del 1° de ene-ro de 1976. Fig. 3-5. Los pioneros de la perforación rotatoria evaluando un antiguo modelo de barrena. Los otros casos generales son que el área escogida pueda estar dentro de un área probada y se desee investigar la posibilidad de yacimientos superiores o perforar más profun-do para explorar y verificar la existencia de nuevos yacimientos. También se da el caso de que el área de interés esté fuera del área pro-bada y sea aconsejable proponer pozos de avanzada, que si tienen éxito, extienden el área de producción conocida. Componentes del taladro de perforación rotatoria Los componentes del taladro son: • La planta de fuerza motriz. • El sistema de izaje. • El sistema rotatorio. • La sarta de perforación. • El sistema de circulación de fluidos de perforación. En la Figura 3-6 se podrá apreciar la dis-posición e interrelación de los componentes mencionados. La función principal del taladro es hacer hoyo, lo más económicamente posi-ble. Hoyo cuya terminación representa un punto de drenaje eficaz del yacimiento. Lo ideal sería que el taladro hiciese hoyo todo el tiempo pero la utilización y el funcionamiento del taladro mismo y las operaciones conexas para hacer y terminar el hoyo requieren hacer altos durante el curso de los trabajos. Enton-
- 93. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 93 21 16 42 33 37 37 1 2 4 52 51 6 28 49 48 23 54 29 26 32 40 27 41 5 13 30 38 12 17 25 10 3 18 22 44 47 46 50 20 34 45 31 11 36 43 15 16 9 35 39 7 14 24 53 8 19 1. Cilindros para aire 2. Impiderreventones 3. Base para la pata 4. Brida del cabezal 5. Engranajes de transmisión 6. Cruceta de acoplamiento 7. Cornisa (poleas fijas) 8. Cabria o torre 9. Refuerzo diagonal (travesaño) 10. Piso de la torre 11. Pata de la cabria 12. Malacate 13. Motores (diesel, gas, eléctricos) 14. Caballete 15. Travesaño (horizontal) 16. Conexión acodada 17. Guardacadena 18. Guardatransmisión (de la colisa) 19. Guardatransmisión (de las bombas) 20. Freno hidráulico 21. Junta kelly 22. Tubería de colmado (fluido de perforación) 23. Tuberías de descarga (bombas del fluido de perforación) 24. Cable de perforación (enlaza malacate-cornisa-bloque viajero) 25. Hoyo de encaje (para tubos de perforación) 26. Batidores fijos, fluido de perforación 27. Batidor giratorio, fluido de perforación 28. Múltiple de la tubería del fluido de perforación 29. Tolva (para mezclar fluido de perforación) 30. Canal del descarga, fluido de perforación 31. Tubería de descarga, fluido de perforación 32. Conexiones entre tanques del fluido de perforación 33. Piso de la subestructura de motores 34. Hoyo de descanso (kelly) 35. Gancho polea viajera 36. Manguera del fluido de perforación (empalme junta rotatoria-subiente) 37. Cadena de seguridad de la manguera del fluido de perforación 38. Colisa 39. Encuelladero 40. Tanque de asentamiento del fluido de perforación 41. Cernidor vibratorio de ripio y fluido de perforación 42. Bombas del fluido de perforación 43. Subiente (tubería para mandar fluido de perforación al hoyo) 44. Escalera 45. Subestructura de la cabría 46. Subestructura del malacate 47. Subestructura de la rampa 48. Tubería de succión de fluido de perforación 49. Tanque para succionar fluido de perforación 50. Cámara de amortiguación (fluido de perforación) 51. Junta giratoria 52. Asa de la junta giratoria 53. Bloque viajero 54. Tubería para suministro de agua. Fuente: Galveston - Houston Co., Petroleum Engineer International, march, 1981. Fig. 3-6. Componentes del taladro de perforación rotatoria.
- 94. 94 E lP o z o I l u s t r a d o ces, el tiempo es primordial e influye en la economía y eficiencia de la perforación. La planta de fuerza motriz La potencia de la planta debe ser su-ficiente para satisfacer las exigencias del siste-ma de izaje, del sistema rotatorio y del sistema de circulación del fluido de perforación. La potencia máxima teórica requeri-da está en función de la mayor profundidad que pueda hacerse con el taladro y de la carga más pesada que represente la sarta de tubos requerida para revestir el hoyo a la mayor profundidad. Por encima de la potencia teórica estimada debe disponerse de potencia adicio-nal. Esta potencia adicional representa un fac-tor de seguridad en casos de atasque de la tu-bería de perforación o de la de revestimiento, durante su inserción en el hoyo y sea necesa-rio templar para librarlas. Naturalmente, la to-rre o cabria de perforación debe tener capaci-dad o resistencia suficientes para aguantar la tensión que se aplique al sistema de izaje. La planta consiste generalmente de dos o más motores para mayor flexibilidad de intercambio y aplicación de potencia por en-granaje, acoplamientos y embragues adecua-dos a un sistema particular. Así que, si el sistema de izaje requie-re toda la potencia disponible, ésta puede utili-zarse plenamente. De igual manera, durante la perforación, la potencia puede distribuirse en-tre el sistema rotatorio y el de circulación del fluido de perforación. La siguiente relación da una idea de profundidad y de potencia de izaje (caballos de fuerza, c.d.f. o H.P.) requerida nominalmente. Tabla 3-1. Profundidad y potencia de izaje requerida Profundidad Potencia de izaje (m) (c.d.f.) 1.300 - 2.200 550 2.100 - 3.000 750 2.400 - 3.800 1.000 3.600 - 4.800 1.500 3.600 - 5.400 2.100 3.900 - 7.600 2.500 4.800 - 9100 3.000 El tipo de planta puede ser mecáni-ca, eléctrica o electromecánica. La selección se hace tomando en consideración una variedad de factores como la experiencia derivada del uso de uno u otro tipo de equipo, disponibili-dad de personal capacitado, suministros, re-puestos, etc. El combustible más usado es die-sel pero también podría ser gas natural o GLP (butano). La potencia de izaje deseada y, por ende, la profundidad máxima alcanzable depen-de de la composición de la sarta de perforación. El sistema de izaje Durante cada etapa de la perfora-ción, y para las subsecuentes tareas comple-mentarias de esas etapas para introducir en el hoyo la sarta de tubos que reviste la pared del hoyo, la función del sistema izaje es esencial. Meter en el hoyo, sostener en el ho-yo o extraer de él tan pesadas cargas de tubos, requiere de un sistema de izaje robusto, con suficiente potencia, aplicación de velocidades Fig. 3-7. Motores componentes de una planta de fuerza. adecuadas, freno eficaz y mandos seguros que
- 95. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 95 garanticen la realización de las operaciones sin riesgos para el personal y el equipo. Los componentes principales del sis-tema de izaje son: El malacate Ubicado entre las dos patas traseras de la cabria, sirve de centro de distribución de potencia para el sistema de izaje y el sistema rotatorio. Su funcionamiento está a cargo del perforador, quien es el jefe inmediato de la cuadrilla de perforación. El malacate consiste del carrete prin-cipal, de diámetro y longitud proporcionales según el modelo y especificaciones generales. El carrete sirve para devanar y mantener arro-llados cientos de metros de cable de perfora-ción. Por medio de adecuadas cadenas de transmisión, acoplamientos, embragues y man-dos, la potencia que le transmite la planta de fuerza motriz puede ser aplicada al carrete principal o a los ejes que accionan los carretes auxiliares, utilizados para enroscar y desen-roscar la tubería de perforación y las de reves-timiento o para manejar tubos, herramientas pesadas u otros implementos que sean necesa-rios llevar al piso del taladro. De igual manera, la fuerza motriz puede ser dirigida y aplicada a la rotación de la sarta de perforación. La transmisión de fuerza la hace el malacate por medio de la disponibilidad de una serie de bajas y altas velocidades, que el perforador puede seleccionar según la magni-tud de la carga que representa la tubería en un momento dado y también la ventaja mecánica de izaje representada por el número de cables que enlazan el conjunto de poleas fijas en la cornisa de la cabria con las poleas del bloque viajero. El malacate es una máquina cuyas dimensiones de longitud, ancho y altura varían, naturalmente, según su potencia. Su peso pue-de ser desde 4,5 hasta 35,5 toneladas, de acuer-do con la capacidad de perforación del taladro. El cable de perforación El cable de perforación, que se de-vana y desenrolla del carrete del malacate, enlaza los otros componentes del sistema de izaje como son el cuadernal de poleas fijas ubi-cado en la cornisa de la cabria y el cuadernal del bloque viajero. El cable de perforación consta gene-ralmente de seis ramales torcidos. Cada ramal está formado a su vez por seis o nueve hebras exteriores torcidas también que recubren otra capa de hebras que envuelven el centro del ra-mal. Finalmente, los ramales cubren el centro o alma del cable que puede ser formado por fi-bras de acero u otro material como cáñamo. La torcida que se le da a los ramales puede ser a la izquierda o a la derecha, pero Fig. 3-8. Ejemplo de un tipo de malacate de perforación. Fig. 3-9. Configuración y disposición de los elementos del ca-ble de perforación.
- 96. 96 E lP o z o I l u s t r a d o para los cables de perforación se prefiere a la derecha. Los hilos de los ramales pueden ser torcidos en el mismo sentido o contrario al de los ramales. Estas maneras de fabricación de los cables obedecen a condiciones mecánicas de funcionamiento que deben ser satisfechas. El cable tiene que ser fuerte para resistir grandes fuerzas de tensión; tiene que aguantar el desgaste y ser flexible para que en su recorrido por las poleas el tanto doblarse y enderezarse no debilite su resistencia; tiene que ser resistente a la abrasión y a la corrosión. Normalmente, el diámetro de los ca-bles de perforación es de 22 mm a 44 mm; con valores intermedios que se incrementan en 3,2 mm, aproximadamente. Según el calibre y el tipo de fabricación del cable, su resistencia mínima de ruptura en tensión puede ser de 31 a 36 toneladas, y la máxima de 75 a 139 tone-ladas. El peso por metro de cable va desde 2 kg hasta 8,5 kg según el diámetro. Por tanto, el peso de unos 100 metros de cable repre-senta 200 a 850 kg. La cabria de perforación Se fabrican varios tipos de cabrias: portátil y autopropulsada, montadas en un ve-hículo adecuado; telescópicas o trípodes que sirven para la perforación, para el reacondicio-namiento o limpieza de pozos. La silueta de la cabria es de tipo pi-ramidal y la más común y más usada es la rígi-da, cuyas cuatro patas se asientan y aseguran sobre las esquinas de una subestructura metáli-ca muy fuerte. La parte superior de esta subestruc-tura, que forma el piso de la cabria, puede te-ner una altura de 4 a 8,5 metros. Esta altura permite el espacio libre deseado para trabajar con holgura en la instalación de las tuberías, válvulas y otros aditamentos de control que se ponen en la boca del hoyo o del pozo. Entre pata y pata, la distancia puede ser de 6,4 a 9,1 metros, según el tipo de cabria, y el área del piso estaría entre 40 y 83 metros cuadrados. La altura de la cabria puede ser de 26 a 46 metros. A unos 13, 24 ó 27 metros del piso, según la altura total de la cabria, va colo-cada una plataforma, donde trabaja el encue-llador cuando se está metiendo o sacando la sarta de perforación. Esta plataforma forma parte del arrumadero de los tubos de perfora-ción, los cuales por secciones de dos en dos (pareja) o de tres en tres (triple) se paran sobre el piso de la cabria y por la parte superior se recuestan y aseguran en el encuelladero. La longitud total de tubería de per-foración o de tubería de producción que pue-da arrumarse depende del diámetro de la tube-ría. Como la carga y el área que representan los tubos arrumados verticalmente son gran-des, la cabria tiene que ser fuerte para resistir además las cargas de vientos que pueden tener velocidad máxima de 120 a 160 kilómetros por hora (km/h). Por tanto, los tirantes horizon-tales y diagonales que abrazan las patas de la cabria deben conformar una estructura firme. Por otra parte, durante la perforación la tubería puede atascarse en el hoyo, como también puede atascarse la tubería revestidora durante su colocación en el hoyo. En estos casos hay que desencajarlas templando fuertemente y por ende se imponen a la cabria y al sistema de izaje, específicamente al cable de perfora-ción, fuertes sobrecargas que deben resistir dentro de ciertos límites. En su tope o cornisa, la cabria tiene una base donde se instala el conjunto de po-leas fijas (cuadernal fijo). Sobre la cornisa se dispone de un caballete que sirve de auxiliar para los trabajos de mantenimiento que deben hacerse allí. El aparejo o polipasto Para obtener mayor ventaja mecánica en subir o bajar los enormes pesos que represen-tan las tuberías, se utiliza el aparejo o polipasto.
- 97. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 97 Del carrete de abastecimiento se pasa el cable de perforación por la roldana de la polea del cuadernal de la cornisa y una roldana del bloque viajero, y así sucesivamente hasta haber dispuesto entre los dos cuaderna-les el número de cables deseados. La punta del cable se ata al carrete del malacate, donde luego se devanará y arrollará la longitud de cable deseado. Este cable -del malacate a la cornisa- es el cable vivo o móvil, que se enro-lla o desenrolla del malacate al subir o bajar el bloque viajero. Como podrá apreciarse el cable vivo está sujeto a un severo funcionamiento, fatiga y desgaste. El resto del cable que permanece en el carrete de abastecimiento no se corta sino que se fija apropiadamente en la pata de la ca-bria. Este cable -de la pata de la cabria a la cor-nisa- no se mueve y se le llama cable muerto; sin embargo, está en tensión y esto es aprove-chado para colocarle un dispositivo que sirve para indicar al perforador el peso de la tubería. Cuando por razones de uso y des-gaste es necesario reemplazar el cable móvil, se procede entonces a desencajarlo del mala-cate, cortarlo y correrse el cable entre la polea fija y el bloque viajero, supliendo cable nuevo del carrete de almacenamiento. Generalmente, el número de cables entre el bloque fijo y el bloque viajero puede ser 4, 6, 8, 10, 12 o más, de acuerdo al peso máximo que deba manejarse. También debe tomarse en consideración el número de poleas en la cornisa y el bloque, y además el diámetro del cable y la ranura por donde corre el cable en las poleas. El bloque viajero es una pieza muy robusta que puede pesar entre 1,7 y 11,8 tone-ladas y tener capacidad de carga entre 58 y 682 toneladas, según sus dimensiones y especifica-ciones. Forma parte del bloque viajero un asa muy fuerte que lleva en su extremo inferior, del cual cuelga el gancho que sirve para sostener la junta giratoria del sistema de rotación du-rante la perforación. Del gancho cuelgan tam-bién eslabones del elevador que sirven para colgar, meter o sacar la tubería de perforación. El funcionamiento y trabajo del apa-rejo puede apreciarse por medio de los siguien-tes conceptos: Cuando se levanta un peso por me-dio del uso de un aparejo sencillo de un solo cable, el cable móvil es continuo. La velocidad de ascenso es igual en el cable que sujeta el peso y en el cable que se arrolla en el mala-cate. De igual manera, la tensión, descartando fuerzas de fricción, es igual en ambos cables. El porcentaje de eficiencia de este simple sis-tema es 100%, lo cual puede comprobarse por la fórmula: E= 1/1,04N-1 donde N representa el número de cables entre el bloque fijo y el viajero. Entonces: 1 1 1 E = _______ = ________ = ______ = 1 ó 100 % 1,04N-1 1,040 1 Si el sistema tuviese cuatro cables entre los bloques, su eficiencia en velocidad sería reducida: 1 1 1 E = _______ = ________ = ______ = 0,8889 1,044-1 1,043 1,125 = 88,89 % Pero se gana en que el peso lo so-portan cuatro cables y de acuerdo con la resis-tencia de ruptura del cable en tensión, el sis-tema permite manejar pesos mayores. Sin em-bargo, sobre la velocidad de ascenso de la car-ga, debe observarse que, en el primer caso, por cada metro de ascenso se arrollan cuatro metros en el malacate. Con respecto a la fuerza de tensión que el malacate debe desarrollar al izar la car-ga, se aprecia que en el caso del polipasto de
- 98. 98 E lP o z o I l u s t r a d o un solo cable es 100 %, o equivalente a la ten-sión que ejerce la carga. Esto se verifica por la siguiente fórmula: 1 1 1 F = _________ = __________ = _________ = 1 N x E 1 x 1 1 En la que N representa el número de cables entre la cornisa y el bloque, y E la eficiencia calculada antes. Para el segundo caso, el factor de tensión en el cable móvil para izar la carga es mucho menor, debido a que cuatro cables en-lazan las poleas: 1 1 1 F = ________ = __________ = ________ = 0,2812 N x E 4 x 0,8889 3,56 Por tanto, se podrán apreciar las ventajas mecánicas y las razones por las que en la práctica los componentes del sistema de izaje son seleccionados de acuerdo con las exi-gencias de la perforación, que pueden ser pa-ra un hoyo somero, o sea hasta 1.000 metros; profundo, hasta 4.500 metros; muy profundo, hasta 6.000 metros, y super profundo, de esa profundidad en adelante. El sistema rotatorio El sistema rotatorio es parte esencial del taladro o equipo de perforación. Por me-dio de sus componentes se hace el hoyo hasta la profundidad donde se encuentra el yaci-miento petrolífero. En sí, el sistema se compone de la mesa rotatoria o colisa; de la junta o unión gi-ratoria; de la junta kelly o el kelly; de la sarta o tubería de perforación, que lleva la sarta las-trabarrena, y finalmente la barrena. La mesa rotatoria o colisa La colisa va instalada en el centro del piso de la cabria. Descansa sobre una base muy fuerte, constituida por vigas de acero que conforman el armazón del piso, reforzado con puntales adicionales. P P Fig. 3-10. Cable móvil continuo. Fig. 3-11. Más cables entre poleas menos tensión en el cable móvil.
- 99. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 99 La colisa tiene dos funciones princi-pales: impartir el movimiento rotatorio a la sar-ta de perforación o sostener todo el peso de esta sarta mientras se le enrosca otro tubo para seguir ahondando el hoyo, o sostener el peso de la sarta cuando sea necesario para desen-roscar toda la sarta en parejas o triples para sa-carla toda del hoyo. Además, la colisa tiene que aguantar cargas muy pesadas durante la metida de la sarta de revestimiento en el hoyo. Por tanto, y según la capacidad del taladro, la colisa tiene que resistir cargas estáti-cas o en rotación que varían según la profundi-dad del pozo. Estas cargas pueden acusar des-de 70 hasta 1.000 toneladas. De allí que la co-lisa sea de construcción recia, de 1,20 a 1,5 me-tros de diámetro, con pistas y rolineras de ace-ros de alta calidad, ya que la velocidad de ro-tación requerida puede ser de muy pocas a 500 revoluciones por minuto. Las dimensiones generales de ancho, largo y altura de la mesa rotatoria varían según especificaciones y su robustez puede apreciarse al considerar que su peso aproximado es de 2 a 12 toneladas. La dimensión principal de la colisa y la que representa su clasificación es la apertura circular que tiene en el centro para permitir el paso de barrenas y tuberías de revestimiento. Esta apertura única y máxima que tiene cada colisa permite que se les designe como de 305, 445, 521, 698, 952 ó 1.257 mm, que corres-ponden respectivamente a 12, 171/2, 201/2, 271/2, 371/2, y 491/2 pulgadas de diámetro. A la colisa se le puede impartir po-tencia de manera exclusiva acoplándole una unidad motriz independiente. Pero general-mente su fuerza de rotación se la imparte la planta motriz del taladro, a través del malacate, por medio de transmisiones, acoplamientos y mandos apropiados. La junta giratoria La junta giratoria tiene tres puntos importantes de contacto con tres de los sis-temas Fig. 3-12. Acoplando el elevador al tubo de perforación que cuelga de la colisa para luego izar la sarta de perforación y proseguir una más veces con las maniobras de extracción hasta sacar toda la sarta del hoyo. componentes del taladro. Por medio de su asa, cuelga del gancho del bloque viajero. Por medio del tubo conector encorvado, que lleva en su parte superior, se une a la mangue-ra del fluido de perforación, y por medio del tubo conector que se proyecta de su base se enrosca a la junta kelly. Tanto por esta triple atadura y su propia función de sostener pesadas cargas, girar su conexión con la kelly y resistir presión de bombeo hasta 352 kg/cm3, la junta tiene que ser muy sólida, contra fuga de fluido y poseer rolineras y pista de rodaje resistentes a la fricción y el desgaste. La selección de su ro-bustez depende de la capacidad máxima de perforación del taladro. La junta por sí sola puede pesar entre 0,5 y 3,3 toneladas. Los adelantos en el diseño, capaci-dad y funcionamiento de las partes del taladro no se detienen. Hay innovaciones que son muy especiales. Tal es el invento de la junta
- 100. 100 E lP o z o I l u s t r a d o giratoria automotriz para eliminar la mesa rota-toria y la junta kelly que se desliza a través de ella. Además, esta nueva junta permite que, eliminado el tramo común de perforación de 10 metros con la junta kelly, ahora el tramo pueda ser de 30 metros, lo cual representa me-jorar la eficiencia del progreso de la perfora-ción al tener menos maniobras para conectar los tubos a la sarta. La junta automotriz tiene integrada un motor o impulsor eléctrico con suficiente potencia para imprimirle la deseada velocidad de rotación a la sarta de perforación, a la cual está conectada directamente. La po-tencia puede ser de 1.000 o más caballos de fuerza según el peso de la sarta, profundidad final y trayectoria del pozo, vertical o direc-cional de alto alcance o penetración horizon-tal. La junta rotatoria automotriz sube y baja deslizándose sobre un par de rieles paralelos asidos a la torre, los cuales forman la carrilera que comienza a tres metros del piso del tala-dro y culmina en la cornisa. La junta kelly Generalmente tiene configuración cuadrada, hexagonal, o redonda y acanalada, y su longitud puede ser de 12, 14 ó 16,5 metros. Su diámetro nominal tiene rangos que van de 6 cm hasta 15 cm, y diámetro interno de 4 cm a 9 cm. El peso de esta junta varía de 395 kg a 1,6 toneladas. Esta pieza se conoce por el nombre propio de su inventor, Kelly. La mayo-ría de las veces tiene forma cuadrada; en cas-tellano le llaman “el cuadrante”. La junta tiene roscas a la izquierda y la conexión inferior que se enrosca a la sarta de perforación tiene roscas a la derecha. La kelly, como podrá deducirse por su función, es en sí un eje que lleva un buje especial que encastra en la colisa y por medio de este buje la colisa le imparte rotación. Co-mo la kelly está enroscada a la junta giratoria y ésta a su vez cuelga del bloque viajero, el perforador hace bajar lenta y controladamente el bloque viajero y la kelly se desliza a través del buje y de la colisa. Una vez que toda la longitud de la kelly ha pasado por el buje, el hoyo se ha ahondado esa longitud, ya que la sarta de perforación va enroscada a la kelly. Para seguir profundizando el hoyo, el perforador iza la kelly, desencaja el buje de la colisa, el cual queda a cierta altura de la me-sa, para permitir que sus ayudantes, los cu-ñeros, coloquen cuñas apropiadas entre el tu-bo superior de la sarta de perforación y la coli-sa para que cuando el perforador baje la sarta lentamente ésta quede colgando segura y fir-memente de la colisa. Entonces se puede de-senroscar la kelly para agregar otro tubo de perforación a la sarta. Agregado el nuevo tubo, se iza la sarta, se sacan las cuñas y se baja la parte superior del nuevo tubo hasta la colisa para volver a acuñar y colgar la sarta otra vez y luego enroscarle una vez más la kelly, izar, sacar las cuñas, encastrar el buje en la colisa, rotar y continuar así ahondando el hoyo la lon-gitud de la kelly otra vez. Por su función, por las cargas estáti-cas y dinámicas a que está sometida, por los esfuerzos de torsión que se le imponen, por-que su rigidez y rectitud son esenciales para que baje libremente por el buje y la colisa, la kelly es una pieza que tiene que ser fabricada con aleaciones de los aceros más resistentes, muy bien forjados y adecuadamente tratados al calor. Durante las tareas de meter y sacar la sarta de perforación del hoyo, es necesario utilizar la polea viajera, su gancho y elevadores por mucho tiempo. Por esto, la junta kelly y la junta giratoria son entonces apartadas y la ke-lly se introduce en el hoyo de descanso, dis-puesto especialmente para este fin a distancia de la colisa en el piso del taladro. Además, para ganar tiempo en el manejo y disposición del tubo de perforación, que desde el arrumadero y por la planchada se trae al piso del taladro para añadirlo a la sarta, Fig. 3-13. Aspecto de una junta kelly.
- 101. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 101 en el piso de algunos taladros se dispone de otro hoyo adicional, hoyo de conexión, para este fin. La sarta de perforación La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de fabricación y especificaciones especiales, en cuyo extremo inferior va enroscada la sarta de lastrabarrena y en el extremo de ésta está enroscada la ba-rrena, pieza también de fabricación y especifi-caciones especiales, que corta los estratos geo-lógicos para hacer el hoyo que llegará al yaci-miento petrolífero. A toda la sarta le imparte su movi-miento rotatorio la colisa por medio de la junta kelly, la cual va enroscada al extremo superior de la sarta. El número de revoluciones por mi-nuto que se le impone a la sarta depende de las características de los estratos como también del peso de la sarta que se deje descansar sobre la barrena, para que ésta pueda efecti-vamente cortar las rocas y ahondar el hoyo. En concordancia con esta acción mecánica de desmenuzar las rocas actúa el sistema de cir-culación del fluido de perforación, especial-mente preparado y dosificado, el cual se bom-bea por la parte interna de la sarta para que salga por la barrena en el fondo del hoyo y arrastre hasta la superficie la roca desmenu-zada (ripio) por el espacio anular creado por la parte externa de la sarta y la pared del hoyo. Del fondo del hoyo hacia arriba, la sarta de perforación la componen esencialmen-te: la barrena, los lastrabarrena, la tubería o sar-ta de perforación y la junta kelly, antes descrita. Además, debe tenerse presente que los compo-nentes de las sartas siempre se seleccionan para responder a las condiciones de perforación dadas por las propiedades y características de las rocas y del tipo de perforación que se desee llevar a cabo, bien sea vertical, direccional, in-clinada u horizontal. Estos parámetros indicarán si la sarta debe ser normal, flexible, rígida o pro-vista también de estabilizadores, centralizado-res, motor de fondo para la barrena u otros adi-tamentos que ayuden a mantener la trayectoria y buena calidad del hoyo. En un momento dado, la sarta pue-de ser sometida a formidables fuerzas de rota-ción, de tensión, de compresión, flexión o pandeo que más allá de la tolerancia mecánica normal de funcionamiento puede comprome-ter seriamente la sarta y el hoyo mismo. En ca-sos extremos se hace hasta imposible la extrac-ción de la sarta. Situaciones como ésta pueden ocasionar el abandono de la sarta y la pérdida del hoyo hecho, más la pérdida también de una cuantiosa inversión. La barrena de perforación Cada barrena tiene un diámetro es-pecífico que determina la apertura del hoyo que se intente hacer. Y como en las tareas de perforación se requieren barrenas de diferen-tes diámetros, hay un grupo de gran diámetro que va desde 610 hasta 1.068 milímetros, 24 a 42 pulgadas, y seis rangos intermedios, para comenzar la parte superior del hoyo y meter una o dos tuberías de superficie de gran diá-metro. El peso de esta clase de barrenas es de 1.080 a 1.575 kilogramos, lo cual da idea de la robustez de la pieza. El otro grupo de barrenas, de 36 rangos intermedios de diámetro, incluye las de 73 hasta 660 milímetros de diámetro, 3 a 26 pulgadas, cuyos pesos acusan 1,8 a 552 kilo-gramos. La selección del grupo de barrenas que ha de utilizarse en la perforación en deter-minado sitio depende de los diámetros de las sartas de revestimiento requeridas. Por otra parte, las características y grado de solidez de los estratos que conforman la columna geoló-gica en el sitio determinan el tipo de barrenas más adecuado que debe elegirse. Generalmen-
- 102. 102 E lP o z o I l u s t r a d o te, la elección de barrenas se fundamenta en la experiencia y resultados obtenidos en la per-foración de formaciones muy blandas, blandas, semiduras, duras y muy duras en el área u otras áreas. En el caso de territorio virgen, se paga el noviciado y al correr el tiempo se ajustará la selección a las características de las rocas. Tipos de barrenas Originalmente, en los primeros años de utilización de la perforación rotatoria, el tipo común de barrena fue la de arrastre, fric-ción o aletas, compuesta por dos o tres aletas. La base afilada de las aletas, hechas de acero duro, se reforzaba con aleaciones metálicas más resistentes para darle mayor durabilidad. Algunos tipos eran de aletas reemplazables. Este tipo de barrena se comportaba bien en estratos blandos y semiduros, pero en estratos duros o muy duros el avance de la perforación era muy lento o casi imposible. El filo de la aleta o cuchilla se tornaba romo rápi-damente por el continuo girar sobre la roca dura, no obstante el peso que se impusiese a la barrena para lograr penetrar el estrato. Al surgir la idea de obtener una muestra cilíndrica larga (núcleo) de las forma-ciones geológicas, la barrena de aleta fue re-diseñada integrándole un cilindro de menor diámetro, concéntrico con el diámetro mayor de la barrena. Así que durante la perforación, la barrena desmenuza la superficie circular creada por la diferencia entre los dos diáme-tros, y el núcleo, de diámetro igual al cilindro interno de la barrena, se va cortando a medida que la barrena cortanúcleo avanza. Actualmente, el diseño y fabricación de barrenas cortanúcleo satisfacen toda una gama de opciones en los tipos de aleta, de co-nos y de diamante industrial. Los diámetros va-rían desde 114 hasta 350 milímetros, 41/2 a 14 pulgadas, y el núcleo obtenible puede ser de Fig. 3-14. Tipo de barrena de conos y muestra de sus partes internas. Fig. 3-15. Barrena tipo arrastre. Fig. 3-16. Barrena tipo excéntrica.
- 103. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 103 28 hasta 48 milímetros de diámetro, 11/8 a 17/8 pulgadas y longitudes de 1,5; 3; 4,5 metros y hasta 18 metros. A partir de 1909, la barrena de co-nos giratorios hizo su aparición. Este nuevo ti-po de barrena ganó aceptación bien pronto y hasta ahora es el tipo más utilizado para perfo-rar rocas, desde las blandas hasta las duras y muy duras. Las barrenas se fabrican de dos, tres o cuatro conos. A través de la experiencia acumulada durante todos estos años, el diseño, la disposición y características de los dientes integrales o los de forma esférica, semiesférica o botón incrustados, tienden a que su durabili-dad para cortar el mayor volumen posible de roca se traduzca en la economía que represen-ta mantener activa la barrena en el hoyo du-rante el mayor tiempo posible. Cada cono rota alrededor de un eje fijo que tiene que ser muy fuerte para que ca-da cono soporte el peso que se le impone a la barrena y pueda morder bien la roca para des-menuzarla. Por tanto, el encaje del cono en el eje tiene que ser muy seguro para evitar que el cono se desprenda. El movimiento rotatorio eficaz del cono se debe al conjunto de roline-ras internas empotradas alrededor del eje, las cuales por lubricación adecuadamente hermé-tica mantienen su deslizamiento. Además, la disposición, el diámetro y las características de los orificios o boquillas fijas o reemplazables por donde sale el fluido de perforación a través de la barrena, han sido objeto de modificaciones técnicas para lograr mayor eficacia hidráulica tanto para mantener la barrena en mejor estado físico como para mantener el fondo del hoyo libre del ripio que produce el avance de la barrena. Por los detalles mencionados, se apreciará que la fabricación de barrenas re-quiere la utilización de aceros duros y alea-ciones especiales que respondan a las fuerzas y desgaste que imponen a las diferentes partes de la barrena la rotación y el peso, la fricción, el calor y la abrasión. Otro tipo de barrenas, llamadas de diamante, porque su elemento cortante lo for-man diamantes industriales o diamantes poli-cristalinos compactos incrustados en el cuerpo de la barrena, también son usadas con éxito en la perforación. El diseño del cuerpo de la ba-rrena así como la disposición y configuración de las hileras de diamantes ofrecen una gran va-riedad de alternativas para perforar las diferen-tes clases de rocas. Para elegir apropiadamente la barrena para cortar determinado tipo de roca lo mejor es consultar los catálogos de los fabri-cantes y verificar las experiencias logradas en el área donde se intenta abrir el pozo. Durante los últimos años se viene ex-perimentando y acumulando experiencia con la perforación con aire en vez del fluido acostum-brado. Esta nueva modalidad ha introducido cambios en el tipo de barrena requerida. Por otra parte, desde hace muchos años se realizan intentos por perfeccionar la turboperforadora. Este método es radical en el sentido de que la sarta de perforación no rota pero la rotación de la barrena se logra aplicán-dole la fuerza motriz directamente en el fondo del hoyo. También se experimenta con una barrena de banda o de cadena por la cual se intenta que, sin sacar la tubería, el elemento cortante de la barrena puede ser reemplazado a medida que la parte en contacto con la roca acuse desgaste y no sea efectivo el avance para ahondar el hoyo. La variedad de tipos de barrenas dis-ponibles demuestra el interés que los fabri-cantes mantienen para que el diseño, la confec-ción y utilización de barrenas de perforación representen la más acendrada tecnología. Al final de cuentas, lo más importan-te es seleccionar la barrena que permanezca más tiempo efectivo ahondando el hoyo. En la
- 104. 104 E lP o z o I l u s t r a d o práctica, el costo de perforación por metro de formación horadada se obtiene utilizando los siguientes factores, que representan datos del Informe Diario de Perforación. Así que: Costo de perforación por metro = A/B donde A = (número de horas perforando + horas metiendo y sacando sarta) x costo por hora de operación del taladro + costo neto de la barrena + costo del fluido de perforación durante el manejo de la sarta. B = metros de formación cortada por la barrena. Ejemplo numérico hipotético, en or-den de enunciado de los factores: Costo, Bs./metro = (52+9) x 70.655 + 321.500 + 10.800 = 11.722,87 396 El costo depende también del tipo de pozo: exploratorio, semiexploratorio de avanzada, de desarrollo o de largo alcance, in-clinado o de la clase horizontal y si la opera-ción es en tierra o costafuera y otros aspectos de topografía y ambiente. En el caso de pozos ultra profundos de exploración, de 5.500 - 6.500 metros, en áreas remotas de difícil acceso, el costo prome-dio de perforación, a precios de 1996, puede ser de Bs. 425.000 por metro o más. Esto da una idea del riesgo del negocio corriente arriba. Cuando este tipo de pozo no tiene acumulacio-nes petrolíferas comerciales, lo que queda es el conocimiento adquirido de la columna geológi-ca y mejor interpretación del subsuelo y tam-bién la valiosísima experiencia de haber hecho un pozo hasta esa profundidad. La tubería lastrabarrena Durante los comienzos de la perfo-ración rotatoria, para conectar la barrena a la sarta de perforación se usaba una unión corta, de diámetro externo mucho menor, natural-mente, que el de la barrena, pero algo mayor que el de la sarta de perforación. Por la práctica y experiencias obte-nidas de la función de esta unión y del com-portamiento de la barrena y de la sarta de per-foración evolucionó la aplicación, los nuevos diseños y la tecnología metalúrgica de fabrica-ción de los lastrabarrenas actuales. Se constató que la unión, por su ri-gidez, mayor diámetro y peso mantenía la ba-rrena más firme sobre la roca. Se dedujo en-tonces que una sarta de este tipo, por su lon-gitud y peso serviría como un lastre para facili-tar la imposición opcional del peso que debía mantenerse sobre la barrena para desmenuzar la roca. Esta opción se tradujo en mantener la tubería de perforación en tensión y no tener que imponerle pandeo y flexión para conser-var sobre la barrena el lastre requerido para Fig. 3-17. Las labores de perforación han servido de aula y de laboratorio para adquirir experiencias y perfeccionar los equi-pos para estas tareas.
- 105. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 105 ahondar el hoyo. Además, la dosificación del peso sobre la barrena podía regularla el perfo-rador por medio del freno del malacate, de acuerdo con la dureza y características de los estratos. Esta práctica comenzó a dar buenos resultados al lograr que la trayectoria del hoyo se mantenga lo más verticalmente posible, controlando el peso sobre la barrena, la veloci-dad de rotación de la sarta y el volumen y velocidad anular del fluido de perforación bombeado. Los lastrabarrena, como todo el equi-po petrolero, se fabrican de acuerdo a normas y especificaciones del Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute, API) utilizando aleaciones de aceros especiales con cromio y molibdeno que tengan óptima resis-tencia y ductibilidad. Generalmente, la longitud de cada tubo puede ser de 9, 9,5, 9,75, 12,8 y 13,25 metros. La gama de diámetros externos va de 189 a 279 milímetros, 7 a 11 pulgadas, y los diámetros internos de 38 a 76 milímetros y peso de 364 a 4.077 kilos, respectivamente. El tipo de rosca en la espiga y caja (macho y hembra) en los extremos de cada lastrabarrena es muy importante. Al enroscar el lastrabarrena a la barrena y luego cada lastra-barrena subsiguiente se debe hacer una cone-xión hermética, y los tubos deben apretarse de acuerdo con la fuerza de torsión recomendada para cada diámetro y conexión. La fuga de flui-do por una conexión puede ocasionar el des-prendimiento de la parte inferior de la sarta, lo que podría tornarse en una difícil tarea de pes-ca con consecuencias impredecibles. En la práctica, el diámetro de la sarta de lastraba-rrena se escoge de acuerdo al diámetro de la barrena y del revestidor en el hoyo. Su longi-tud tiene que ser lo suficiente para proveer el peso máximo que debe imponérsele a la barre-na, el cual expresado en milímetros de diáme-tro de la barrena, y de acuerdo a la dureza de la roca y la velocidad de rotación, puede ser para rocas blandas de 54 a 90 kilos por milí-metro de diámetro (a 100 - 45 r.p.m.); muy blandas de 54 a 90 kilos (a 250 - 100 r.p.m.); medianamente duras de 70 a 142 kilos (a 100 - 40 r.p.m.); en formaciones duras 140 a 268 ki-los (a 60 - 40 r.p.m.). Los lastrabarrena son, generalmente, redondos y lisos, pero los hay también con acanalamiento normal o en espiral, y del tipo cuadrado. Los diseños fuera de lo corriente se usan para evitar la adhesión del lastrabarrena a la pared de hoyo, ya que por el acanalamiento de su superficie el área de contacto es menor. El diseño y la selección de los com-ponentes de la sarta de perforación (barrena, lastrabarrena, tubería de perforación y disposi-tivos complementarios como amortiguadores; estabilizadores y protectores que lleva la tube-ría de perforación para disminuir el roce con la sarta de revestimiento), son tareas muy impor-tantes que requieren aplicaciones tecnológicas y experiencias prácticas para lograr hacer un Fig. 3-18. Enrosque y metida de un tubo en el hoyo. buen hoyo y al menor costo posible. Fig. 3-19. Lastra-barrena.
- 106. 106 E lP o z o I l u s t r a d o La tubería de perforación La tubería de perforación va conec-tada al lastrabarrena superior y su último tubo se enrosca a la junta kelly, la cual le imparte a la barrena y a toda la sarta el movimiento rota-torio producido por la colisa. Esta sección de la sarta de perfora-ción va aumentando en longitud a medida que se va ahondando el hoyo, como se mencionó al describir la función de la junta kelly. Además de las funciones de hacer girar e imponer peso a la barrena, la tubería de perforación es parte esencial del conducto que lleva el fluido de perforación desde las bom-bas al fondo del hoyo, a través de la barrena. Por tanto, la tubería de perforación está expuesta a fuertes fuerzas de rotación, de tensión, de compresión, de flexión y pandeo, de torsión, de aprisionamiento por derrumbe del hoyo, de roce, de fatiga, de rebote y des-gaste general. De allí que la fabricación se ha-ga utilizando aleaciones especiales de acero, cuyas características soporten los esfuerzos a que están sujetos en el hoyo tanto cada tubo como las conexiones que los unen. La tubería de perforación se fabrica en una variada selección de diámetros externos nominales desde 25,4 hasta 317,5 milímetros. Los diámetros por debajo de 76 milí-metros y los mayores de 139,7 milímetros se emplean para casos especiales. Generalmente, los diámetros de uso corriente son de 88,9, 101,6, 114,3, 127 y 139,7 milímetros que, res-pectivamente, corresponden a 31/2, 4, 41/2, 5, 51/2 pulgadas. La longitud de cada tubo varía según el rango API. El rango 1 abarca una lon-gitud de 5,5 a 6,7 metros; el rango 2, de 8,2 a 9,1 metros y el rango 3, de 11,6 a 13,7 metros. Las siderúrgicas y suplidores de tu-berías para la industria petrolera ofrecen una variada selección corriente de tubos pero tam-bién pueden satisfacer pedidos especiales de los usuarios. Cuando se requiere una sarta de perforación debe pensarse en las característi-cas deseadas: longitud total de la sarta y rango de longitud de los tubos; diámetro nominal e interno del tubo; grado del material (D, E u otro especial); punto cedente en tensión (car-ga); punto cedente en torsión (momento); pe-so por metro de longitud; tipo de conexión; Fig. 3-20. Patio de almacenaje de los distintos tipos de tuberías de perforación, de revestidores y de producción requeridas en las operaciones.
- 107. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 107 longitud, diámetro externo e interno, recalcado interior o exterior o ambos; punto cedente de tensión y en torsión, y momento necesario de torsión de enrosque. La selección de los componentes principales de toda la sarta, así como disposi-tivos auxiliares necesarios, dependen funda-mentalmente del diámetro y de la profundidad del hoyo como también de las características y comportamiento de los estratos que ha de des-menuzar la barrena. La selección se hace aún muchísimo más importante para áreas donde se dificulta mantener el hoyo recto, debido al buzamiento y al grado de dureza e intercalación de estratos diferentes. De igual manera, merece atención si en el área de la perforación existe la presencia de sulfuro de hidrógeno (H2S), que por su acción corrosiva puede someter a la sarta a severo debi-litamiento de sus características metalúrgicas. La inspección, la protección de las roscas, el adecuado transporte, arrume y ma-nejo de la sarta, y lubricación apropiada de las conexiones cada vez que cada tubo se mete en el hoyo son tareas importantes para conservar la sarta en buen estado. Por sí, la sarta con todos sus compo-nentes representa una inversión que se hace más cuantiosa en relación a su longitud, ya que la capacidad del taladro puede ser para hacer ho-yos muy profundos hasta 9.145 metros o más. En la búsqueda de yacimientos en formaciones del Cretáceo, las perforaciones que desde 1980 hizo Lagoven en el Zulia son de las más profundas registradas en Venezue-la: Urdaneta 5.740 metros; Cabimas 5.049 me-tros; Sur-Oeste-Lago 5.263 metros; Tía Juana 5.379 metros; Aricuaisá 5.685 metros; Alturitas 5.263 metros; San Julián 5.635 metros, donde Corpoven terminó un magnífico productor, 1.495 b/d de petróleo de 34,3° API, cuya pro-fundidad final llegó a 5.678 metros. En Oriente, la perforación profunda en áreas conocidas y nuevas tuvo éxito en Quiriquire 5.490 metros, Orocual 4.320 metros, Amarilis 5.948, El Furrial 4.750, Piedritas 4.941. Costafuera de la península de Paria y la región del delta del Orinoco se perforaron pozos pro-fundos: Patao 4.146, Caracolito 5.675 y Tajalí 4.560 metros. Toda esta actividad indica que en el país hay experiencia y capacidad para realizar la perforación de pozos profundos, al igual que en las áreas de operaciones más destacadas del mundo. Los pozos profundos de exploración de nuevos yacimientos son costosos. En 1990 a profundidad promedio de 5.059 metros el costo fue de Bs. 57.274 por metro y en 1991 a 5.509 metros el costo llegó a Bs. 124.851 por metro, según el PODE-MEM, 1991, p. 40. El sistema de circulación del fluido de perforación El sistema de circulación del fluido de perforación es parte esencial del taladro. Sus dos componentes principales son: el equipo que forma el circuito de circulación y el fluido propiamente. Las bombas de circulación La función principal de la(s) bom-ba( s) de circulación es mandar determinado volumen del fluido a determinada presión, has-ta el fondo del hoyo, vía el circuito descenden-te formado por la tubería de descarga de la bomba, el tubo de paral, la manguera, la junta rotatoria, la junta kelly, la sarta de perforación (compuesta por la tubería de perforación y la sarta lastrabarrena) y la barrena para ascender a la superficie por el espacio anular creado por la pared del hoyo y el perímetro exterior de la sarta de perforación. Del espacio anular, el flui-do de perforación sale por el tubo de descarga hacia el cernidor, que separa del fluido la roca
- 108. 108 E lP o z o I l u s t r a d o desmenuzada (ripio) por la barrena y de allí sigue por un canal adecuado al foso o tanque de asentamiento para luego pasar a otro donde es acondicionado para vaciarse continuamente en el foso o tanque de toma para ser otra vez succionado por la(s) bomba(s) y mantener la continuidad de la circulación durante la per-foración, o parada ésta se continuará la circu-lación por el tiempo que el perforador deter-mine por razones operacionales. La selección de las bombas depende de la profundidad máxima de perforación del taladro, que a la vez se traduce en presión y volumen del fluido en circulación. Las bombas son generalmente de dos (gemela) o tres (tri-ple) cilindros. Cada cilindro de la gemela (dú-plex) descarga y succiona durante una embo-lada, facilitando así una circulación continua. La succión y descarga de la triple es sencilla pero por su número de cilindros la circulación es continua. Para evitar el golpeteo del fluido durante la succión y descarga, la bomba está provista de una cámara de amortiguación. Como en la práctica el volumen y la presión requeridas del fluido son diferentes en las etapas de la perforación, los ajustes necesa-rios se efectúan cambiando la camisa o tubo revestidor del cilindro por el de diámetro ade-cuado, y tomando en cuenta la longitud de la embolada se le puede regular a la bomba el número de emboladas para obtener el volu-men y presión deseadas. La potencia o c.d.f. (h.p.) requerida por la bomba se la imparte la planta de fuerza motriz del taladro, por medio de la transmisión y mandos apropiados. La potencia máxima de funcionamiento requerida por la bomba espe-cifica su capacidad máxima. Los ejemplos presentados en la Ta-bla 3-2 dan idea de las relaciones entre los parámetros y características de las bombas. Entre el diámetro máximo y mínimo del émbolo, cada bomba puede aceptar tres o cuatro diámetros intermedios y cada cual dará relaciones diferentes de presión, caballaje y volumen, que pueden satisfacer situaciones dadas. Por tanto, al seleccionar la bomba, el interesado debe cotejar las especificaciones del fabricante con las necesidades del taladro para informarse sobre otros detalles importantes co-mo son el diámetro del tubo de succión y el de Fig. 3-21. Bomba para impulsar el fluido de perforación. Cilindro interno émbolo válvula pistón Fig. 3-22. Partes de la bomba del fluido de perforación.
- 109. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 109 descarga; tipo de vástago para el émbolo y em-pacadura, lubricación y mantenimiento general de la bomba; tipos de engranajes y relaciones de velocidad, montaje y alineación, y todo cuanto propenda al funcionamiento eficaz de la bomba. La bomba está sujeta a fuertes exi-gencias mecánicas de funcionamiento, las cua-les se hacen más severas en perforaciones pro-fundas. Aunque su funcionamiento es sencillo, su manufactura requiere la utilización de alea-ciones de aceros específicos para garantizar su resistencia al desgaste prematuro. La bomba es una pieza costosa y se podrá apreciar su valor al considerar que además de la tecnología de fabricación que la produce, el peso del acero de sus componentes puede ser de 7 a 22 toneladas. De la bomba a la junta giratoria En este tramo del circuito de circu-lación del fluido, la conexión tipo brida de la descarga de la bomba se une, por medio de una tubería de diámetro apropiado, al tubo subiente o paral ubicado en la cabria. El paral y la junta rotatoria se unen por una manguera flexible, pero muy resisten-te, para facilitar la subida y bajada de la junta kelly a sus puntos máximos durante la perfo-ración u otras tareas, sin imponer esfuerzos de tensión ajenos al propio peso de la manguera o agudas curvaturas en sus extremos que la conectan al subiente y a la junta giratoria. Por tanto, la longitud de la manguera puede ser desde 11 hasta 28 metros y longitudes inter-medias. Y para casos especiales se podrá soli-citar del fabricante longitudes específicas. Los diámetros internos y externos son generalmen-te de 63,5 a 76,2 mm y de 111,3 a 163,8 mm, respectivamente. El peso varía según el diáme-tro y puede ser de 14 a 39 kilogramos por metro. La presión de trabajo es de 282 y 352 kg/cm2, lo que representa un factor de segu-ridad de 1,75 a 2,0, respectivamente, con refe-rencia a pruebas de presión. Para resistir la flexión, la vibración, la presión interna, corrosión y erosión que le im-pone el fluido en circulación, la manguera se hace de capas formadas por goma elástica, alambre, telas sintéticas y otros materiales ade- Tabla 3-2. Características de las bombas para el fluido de perforación Bomba triple: Diámetro máximo del émbolo: 191 mm Embolada: 305 mm Embolo,mm Emboladas Presión c.d.f. Litros por minuto kg/cm2 por minuto Máximo 191 130 Máxima 210 1.757 3.384 191 60 Mínima 210 811 1.559 Mínimo 140 130 387 1.757 1.821 140 60 387 811 840 Bomba gemela: Diámetro máximo del émbolo: 178 mm Embolada: 457 mm Máximo 179 65 Máxima 256 1.700 2.586 179 30 Mínima 256 784 1.192 Mínimo 152 65 352 1.700 1.798 152 30 352 784 829
- 110. 110 E lP o z o I l u s t r a d o cuados que se refuerzan entre sí para impartir-le resistencia y sus cualidades de funcionamien-to. (Ver Figura 3-6, números 16, 43, 36, 37, 52). El fluido de perforación Al correr de los años, la experiencia y la investigación básica y aplicada han contri-buido a que las funciones y la calidad del flui-do de perforación puedan ser ajustadas a las características de las rocas que desmenuza la barrena. Originalmente, cuando se usaba el método de perforación a percusión, la barra de perforación ahondaba el hoyo percutiendo so-bre la roca. Sin embargo, la acumulación de mucha roca desmenuzada en el fondo del ho-yo entorpecía el avance de la perforación. La mejor manera disponible entonces para limpiar el fondo del hoyo de tanto ripio era extraer la barra y se le echaba agua al hoyo para hacer una mezcla aguada fácil de extraer utilizando el achicador. El achicador, de forma tubular, con una válvula en el extremo inferior y su asa en el extremo superior, también servía de bati-dor y su inserción y extracción del hoyo se hacía utilizando el cable auxiliar para achicar. De allí, para el perforador de la época y su cuadrilla, se originó que a lo extraído se le lla-mase barro, término hoy inaplicable al fluido de perforación por razones obvias. Funciones del fluido de perforación Las funciones del fluido son varias y todas muy importantes. Cada una de ellas por sí y en combinación son necesarias para lograr el avance eficiente de la barrena y la buena condición del hoyo. Estas funciones son: • Enfriar y lubricar la barrena, accio-nes cuyos efectos tienden a prolongar la dura-bilidad de todos los elementos de la barrena. A medida que se profundiza el ho-yo, la temperatura aumenta. Generalmente, el gradiente de temperatura puede ser de 1 a 1,3 °C por cada 55 metros de profundidad. Ade-más, la rotación de la barrena en el fondo del hoyo genera calor por fricción, lo que hace que la temperatura a que está expuesta sea mayor. Por tanto, la circulación del fluido tien-de a refrescarla. El fluido, debido a sus componen-tes, actúa como un lubricante, lo cual ayuda a mantener la rotación de los elementos cortan-tes de la barrena. Los chorros de fluido que salen a alta velocidad por las boquillas de la barrena limpian los elementos cortantes, ase-gurando así su más eficaz funcionamiento. • Arrastrar hacia la superficie la roca desmenuzada (ripio) por la barrena. Para lograr que el arrastre sea eficaz y continuo, el fluido tiene que ser bombeado a la presión y volu-men adecuado, de manera que el fondo del hoyo se mantenga limpio y la barrena avance eficazmente. La velocidad del fluido por el espacio anular y sus características tixotrópicas son muy importantes para lograr la limpieza del hoyo. superficie hoyo lodo ascendente lodo descendente hoyo lutita 3.660 m 540 kg/cm2 arena caliza Fig. 3-23. Corte transversal de un hoyo para mostrar el descen-so y ascenso del fluido de perforación.
- 111. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 111 Al cesar la circulación del fluido, el ripio no debe irse al fondo del hoyo, ya que tal situación presenta el riesgo de que la barrena, los lastrabarrena o la tubería de perforación sean aprisionados y con tan mala suerte de no poder rescatar las piezas y perder buena parte del hoyo. De allí la importancia de las buenas cualidades tixotrópicas del fluido, gelatiniza-ción inicial y final de 10 minutos por las cuales se aprecia su fluidez y espesura en reposo, que le imparte la propiedad de mantener el ripio en suspensión. • Depositar sobre la pared del hoyo un revoque delgado y flexible y lo más imper-meable posible que impida la filtración excesi-va de la parte líquida del fluido hacia las for-maciones. El espesor del revoque, expresado en milímetros, está en función de los constitu-yentes y otras cualidades del fluido. Por ejemplo, la cantidad de sólidos en el fluido afecta la calidad del revoque, ya que lo hace menos impermeable. De igual ma-nera, la excesiva filtración hacia la formación en el caso de una lutita muy bentonítica e hidrofílica causa que la formación se hinche y, por ende, se reduzca el diámetro del hoyo. Tal reducción puede ocasionar contratiempos a la sarta de perforación. En casos extremos, la hin-chazón puede degenerar en la inestabilidad de la pared del hoyo y hasta desprendimientos. • Controlar por medio del peso del fluido la presión de las formaciones que corta la barrena. Generalmente la presencia de gas, petróleo y/o agua en una formación significa que pueden estar a baja, mediana, alta o muy alta presión. A medida que el hoyo se profun-diza se espera mayor presión. Sin embargo, la experiencia y las correlaciones regionales de presiones sirven para dilucidar las posibles situaciones que puedan presentarse. La presión que puede ejercer una columna de fluido de perforación, en el caso de que fuese agua fresca, es de 0,1 kg/cm2/me-tro de altura o de profundidad. Pero como ge-neralmente el gradiente de presión (kg/cm2/me-tro de profundidad) que se da en las formacio-nes es mayor que el gradiente normal de pre-sión de agua, entonces el fluido debe tener más peso que el agua, o sea mayor gravedad específica, de acuerdo con la presión que en favor de la columna se desee para tener la pre-sión de la formación siempre bajo control du-rante la perforación o cuando la sarta esté fue-ra del hoyo. Ejemplo: supóngase que la barrena se está aproximando a una formación cuya profundidad y presión estimadas son 3.660 me-tros y 540 kg/cm2. (1) ¿Cuál es el peso mínimo del fluido para contrarrestar esa presión? (2) ¿Cuál es el peso del fluido de perforación si se desea imponer 25 kg/cm2 a favor de la colum-na en el hoyo? (1) Gradiente esperado 540 = _______ = 0,1475 kg/cm2/metro 3.660 0,1475 Gravedad específica = _________ = 1,475 El fluido debe pesar 1,475 kg/litro (2) Gradiente favorecido 540 + 25 565 = __________ = _______ = 0,17 kg/cm2/metro 3.660 3.360 0,17 Gravedad específica = ______ = 1,7 0,1 El fluido debe pesar 1,7 kg/litro Tipos de fluidos de perforación 0,1 Básicamente los fluidos de perfora-ción se preparan a base de agua, de aceite (de-
- 112. 112 E lP o z o I l u s t r a d o rivados del petróleo) o emulsiones. En su com-posición interactúan tres partes principales: la parte líquida; la parte sólida, compuesta por material soluble que le imprime las caracterís-ticas tixotrópicas y por material insoluble de alta densidad que le imparte peso; y materias químicas adicionales, que se añaden directa-mente o en soluciones, para controlar las ca-racterísticas deseadas. El tipo de fluido utilizado en la per-foración rotatoria en sí, en el reacondiciona-miento y terminación de pozos es elemento decisivo en cada una de estas operaciones. Pues las características del fluido tienen rela-ción con la interpretación de las observaciones hechas de los estratos penetrados, ya sean por muestras de ripio tomadas del cernidor, nú-cleos de pared o núcleos convencionales o a presión; registros de litología, de presión o de temperatura; pruebas preliminares de produc-ción en hoyo desnudo; tareas de pesca, etc. • Fluido de perforación a base de agua El agua es uno de los mejores líqui-dos básicos para perforar, por su abundancia y bajo costo. Sin embargo, el agua debe ser de buena calidad ya que las sales disueltas que pueda tener, como calcio, magnesio, cloruros, tienden a disminuir las buenas propiedades re-queridas. Por esto es aconsejable disponer de análisis químicos de las aguas que se escojan para preparar el fluido de perforación. El fluido de perforación más común está compuesto de agua y sustancia coloidal. Durante la perforación puede darse la oportu-nidad de que el contenido coloidal de ciertos estratos sirva para hacer el fluido pero hay es-tratos tan carentes de material coloidal que su contribución es nula. Por tanto es preferible utilizar bentonita preparada con fines comer-ciales como la mejor fuente del componente coloidal del fluido. La bentonita es un material de ori-gen volcánico, compuesto de sílice y alúmina pulverizada y debidamente acondicionada, se hincha al mojarse y su volumen se multiplica. El fluido bentonítico resultante es muy favo-rable para la formación del revoque sobre la pared del hoyo. Sin embargo, a este tipo de fluido hay que agregarle un material pesado, como la baritina (preparada del sulfato de ba-rio), para que la presión que ejerza contra los estratos domine las presiones subterráneas que se estiman encontrar durante la perforación. Para mantener las deseadas caracte-rísticas de este tipo de fluido como son: visco-sidad, gelatinización inicial y final, pérdida por filtración, pH y contenido de sólidos, se recurre a la utilización de sustancias químicas como quebracho, soda cáustica, silicatos y arseniatos. • Fluido de perforación a base de petróleo Para ciertos casos de perforación, terminación o reacondicionamiento de pozos se emplean fluidos a base de petróleo o de de-rivados del petróleo. En ocasiones se ha usado crudo li-viano, pero la gran mayoría de las veces se emplea diesel u otro tipo de destilado pesado al cual hay que agregarle negrohumo o asfalto para impartirle consistencia y poder mantener en suspensión el material pesante y controlar otras características. Generalmente, este tipo de fluido contiene un pequeño porcentaje de agua que forma parte de la emulsión, que se mantiene con la adición de soda cáustica, cal cáustica u otro ácido orgánico. La composición del fluido puede controlarse para mantener sus características, así sea básicamente petróleo o emulsión, pe-tróleo/ agua o agua/petróleo. Estos tipos de fluidos requieren un manejo cuidadoso, tanto por el costo, el aseo del taladro, el mantenimiento de sus propieda-des físicas y el peligro de incendio.
- 113. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 113 • Otros tipos de fluidos de perforación Para la base acuosa del fluido, ade-más de agua fresca, puede usarse agua salobre o agua salada (salmuera) o un tratamiento de sulfato de calcio. Muchas veces se requiere un fluido de pH muy alto, o sea muy alcalino, como es el caso del hecho a base de almidón. En general, la composición y la pre-paración del fluido son determinadas según la experiencia y resultados obtenidos en el área. Para satisfacer las más simples o complicadas situaciones hay una extensa gama de materiales y aditivos que se emplean como anticorrosivos, reductores o incrementadores de la viscosidad, disminuidores de la filtración, controladores del pH, lubricadores, antifermentantes, floculantes, arrestadores de la pérdida de circulación, sur-factantes, controladores de lutitas deleznables o emulsificadores y desmulsificadores, etc. Actualmente existen alrededor del mundo más de 120 firmas que directa o indi-rectamente ofrecen la tecnología y los servicios que pide la industria petrolera sobre diagnós-ticos, preparación, utilización y mantenimiento de todo tipo de fluido de perforación para ca-da clase de formaciones y circunstancias ope-racionales, como también fluidos específicos para la terminación, la rehabilitación o limpie-za de pozos. El progreso y las aplicaciones en esta rama de ingeniería de petróleos es hoy tan importante que se ha transformado en una es-pecialidad operacional y profesional. Control del fluido de perforación La importancia del buen manteni-miento y funcionamiento del fluido depende del control diario de sus características. Cada perforador al redactar en el “Informe Diario de Perforación” la relación de las actividades rea-lizadas en su correspondiente guardia, llena un espacio referente a las características, a los in-gredientes Fig. 3-24. Control de las características del fluido de perfora-ción. Medición de la viscosidad. añadidos y al comportamiento del fluido. Además, personal especializado en fluidos de perforación, bien de la propia em-presa dueña de la locación, o de la contratista de perforación, o de una empresa de servicio especializada, puede estar encargado del con-trol y mantenimiento. Este personal hace visi-tas rutinarias al taladro y realiza análisis de las propiedades del fluido y por escrito deja ins-trucciones sobre dosis de aditivos que deben añadirse para mantenimiento y control físico y químico del fluido. El sistema de circulación en sí cuen-ta además con equipo auxiliar y complementa-rio representado por tanques o fosas para guardar fluido de reserva; tolvas y tanques para mezclar volúmenes adicionales; agitado-res fijos mecánicos o eléctricos de baja y/o alta velocidad; agitadores giratorios tipo de chorro (pistola); desgasificadores; desarenadores; se-paradores de cieno; sitio para almacenamiento de materiales básicos y aditivos, etc. El fluido de perforación representa, aproximadamente, entre 6 y 10 % del costo to-tal de perforación y a medida que aumentan la profundidad, los costos de equipos y materia-les y la inflación, el costo del fluido tiende a incrementarse.
- 114. 114 E lP o z o I l u s t r a d o III. Aplicaciones de la Perforación Rotatoria La utilización y las experiencias lo-gradas con la perforación rotatoria han permi-tido que, desde 1901 y durante el transcurso del siglo XX, la industria petrolera mundial ha-ya obtenido provecho de circunstancias opera-cionales adversas al transformarlas en aplica-ciones técnicas beneficiosas. Veamos. El hoyo o pozo vertical En el verdadero sentido técnico y aplicación de la perforación rotatoria no es fá-cil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la profundidad final. Mientras más profundo esté el yacimiento pe-trolífero, más control exigirá la trayectoria de la barrena para mantener el hoyo recto. Varios factores mecánicos y geológicos influyen en el proceso de hacer hoyo. Algunos de estos fac-tores tienen marcada influencia entre sí, la cual, a veces, hace más difícil la posible aplicación de correctivos para enderezar el hoyo. Entre los factores mecánicos están: las características, diámetros y peso por unidad de longitud de los tubos que componen la sar-ta de perforación; el tipo de barrena; la veloci-dad de rotación de la sarta; el peso de la sarta que se deja actuar sobre la barrena, para que ésta muerda, penetre y despedace la roca; el tipo y las características tixotrópicas del fluido de perforación utilizando su peso por unidad de volumen para contrarrestar las presiones de las formaciones perforadas, la velocidad y cau-dal suficientes de salida del fluido por las bo-quillas de la barrena para garantizar la limpieza del fondo del hoyo y el arrastre del ripio hasta la superficie. Los factores geológicos tienen que ver con la clase y constitución del material de las rocas, muy particularmente el grado de dureza, que influye mucho sobre el progreso y avance de la perforación; el buzamiento o in-clinación de las formaciones con respecto a la superficie como plano de referencia. La inter-calación de estratos de diferentes durezas y buzamientos influyen en que la trayectoria de la barrena sea afectada en inclinación y direc-ción por tales cambios, y más si los factores mecánicos de la sarta y del fluido de per-foración sincronizan con la situación plantea-da. Por tanto, es necesario verificar cada cierto tiempo y a intervalos determinados la verticali-dad convencional del hoyo, mediante registros y análisis de los factores mencionados. En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo (Fig. 3-25). Desde los co-mienzos de la perforación rotatoria se ha tole-rado que un hoyo es razonable y convencio-nalmente vertical cuando su trayectoria no re-basa los límites del perímetro de un cilindro imaginario, que se extiende desde la superficie hasta la profundidad total y cuyo radio, desde el centro de la colisa, toca las cuatro patas de la cabria. El pozo direccional De las experiencias derivadas de la desviación fortuita del hoyo durante la perfo-ración rotatoria normal, nació, progresó y se perfeccionó la tecnología de imprimir controla-da e intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral que final-mente debe tener el hoyo desviado con res-pecto a la vertical ideal para llegar al objetivo seleccionado (Fig. 3-26). Los conceptos y prácticas de hacer hoyos desviados intencionalmente comenza-ron a tener aplicaciones técnicas en la década de los años treinta. Nuevos diseños de herra-mientas desviadoras o guiabarrenas fijos o arti-culados permitieron obtener con mayor segu-ridad el ángulo de desviación requerida. Los elementos componentes de la sarta (barrena, las-
- 115. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 115 trabarrena, estabilizadores, centralizadores, tube-ría de perforación) y la selección de magnitud de los factores necesarios para la horadación (peso sobre las barrenas, revoluciones por mi-nuto de la sarta, caudal de descarga, presión y velocidad ascendente del fluido de perfora-ción) empezaron a ser combinados y ajustados debidamente, lo cual redundó en mantener el debido control de la trayectoria del hoyo. En la Figura 3-26 los puntos A, B, C y D representan los cambios de rumbo e in-clinación y desplazamiento lateral de la trayec-toria del hoyo con respecto a la vertical, hasta llegar al objetivo. En cada punto se opta por el cambio de inclinación, lo cual requiere una po-sible desviación de 3 ó 5 grados por 30 metros perforados, o de mayor número de grados y tra-mos de mayor longitud, según el caso. Durante el proceso de desviación se realiza la verifica-ción y el control de la trayectoria del hoyo me-diante la utilización de instrumentos y/o regis-tros directos electrónicos que al instante relacio-nan el comportamiento de cada uno de los fac-tores que influyen y permiten la desviación del hoyo. En la práctica, para mostrar el rumbo, in-clinación y desplazamiento lateral del hoyo se hace un dibujo que incluye la profundidad des-viada medida, PDM, y la profundidad vertical correspondiente, PVC (Figura 3-26). El refinamiento en el diseño y la fa-bricación de equipos y herramientas para la desviación de pozos en los últimos quince años, conjuntamente con las modernas aplica-ciones de la computación electrónica en las operaciones petroleras, han contribuido eficaz-mente a la perforación y terminación de pozos direccionales, inclinados, y horizontales. Aplicaciones de la perforación direccional Tanto en operaciones en tierra, cer-ca de la costa o costafuera, la perforación di-reccional se utiliza ventajosamente en las si-guientes circunstancias: • En casos de impedimentos natu-rales o construcciones que no permiten ubicar en la superficie el taladro directamente sobre el objetivo que está a determinada profundi-dad en el subsuelo, se opta por ubicarlo en un sitio y a distancia adecuada para desde allí ha-cer el hoyo direccional hasta el objetivo. • Cuando sucede un reventón in-controlable, generalmente se ubican uno o dos taladros en la cercanía para llegar con un hoyo direccional hasta la formación causante del re-ventón y por medio del bombeo de fluido de perforación contener el flujo desbordado. En las operaciones costafuera un reventón es un contratiempo muy serio por sus implicaciones de contaminación, peligro a la navegación y dificultades inherentes a las operaciones de restitución en un medio acuático donde a ve-ces las condiciones climatológicas adversas pueden empeorar la situación. vertical ideal A B C D desplazamiento PVC PDM objetivo Fig. 3-25. Corte transversal de un hoyo para mostrar la trayectoria de la barrena de perforación. Fig. 3-26. Trayectoria del hoyo intencionalmente desviado. trayectoria de la barrena verticalidad ideal cilindro imaginario
- 116. 116 E lP o z o I l u s t r a d o • Cuando por razones mecánicas in-salvables se tiene que abandonar la parte infe-rior del hoyo, se puede, en ciertas ocasiones, aprovechar la parte superior del hoyo para lle-gar al objetivo mediante la perforación direc-cional y ahorrar tiempo, nuevas inversiones y ciertos gastos. • En el caso de la imposibilidad de reacondicionamiento de un pozo productor viejo se puede intentar reterminarlo en el inter-valo original u otro horizonte superior o infe-rior por medio de la perforación direccional. • En el caso de que por sucesos geológicos no detectados, como fallas, discor-dancias, adelgazamiento o ausencia de estra-tos, el objetivo no fuese encontrado, la reinter-pretación de datos podría aconsejar desviar el hoyo intencionalmente. • En el caso de tener que abando-nar un pozo productor agotado y cuando se advierte que sus condiciones internas no ofre-cen riesgos mecánicos, se podría optar por la perforación desviada para profundizarlo e in-vestigar las posibilidades de otros objetivos. • En tierra y costafuera, la perfora-ción direccional moderna se ha utilizado ven-tajosamente para que desde una misma loca-ción, plataforma acuática o isla artificial se per-foren varios pozos, que aunque se ven muy juntos en la superficie, en el fondo mantienen el espaciamiento reglamentario entre uno otro. Este conjunto de pozos dio origen a la llama-da macolla de pozos. Conceptos económicos y aplicaciones técnicas avanzadas de pozos desviados En la década de los años setenta, investigadores y laboratorios privados y guber-namentales y las empresas petroleras comen-zaron en varios países a obtener buenas res-puestas a sus esfuerzos en la adopción de nue-vos conceptos económicos y aplicaciones avan-zadas de los pozos desviados. Razones: la posibilidad de obtener más producción por pozo; mayor producción comercial acumulada por yacimiento; fortalecimiento de la capaci-dad competitiva de la empresa en los merca-dos y, por ende, aumento de ingresos con me-nos inversiones, costos y gastos de operacio-nes corriente arriba del negocio petrolero. La macolla de pozos permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que desde un solo sitio se pueden perforar varios pozos. Además, se logran economías en cons-trucción de caminos, en instalaciones, en utiliza-ción del transporte de carga y personal y poste-riormente se economiza en vigilancia e inspec-ción de pozos por estar éstos en un solo punto. La perforación rotatoria normal per-mite penetrar verticalmente el estrato petro-lífero pero la capacidad productiva del pozo depende del espesor del estrato, además de otras características geológicas y petrofísicas. Así que en igualdad de condiciones, la capaci-dad de producción del pozo está muy rela-cionada con el espesor del estrato, por lo que a más espesor más producción. Planteada así la cuestión, la respues-ta la dio la perforación direccional o desviada como método para penetrar más sección pro-ductiva en el mismo estrato. En las ilustraciones presentadas en la Figura 3-27 se puede apreciar que la magni-tud del ángulo de desviación que debe mante-ner la sarta es factor muy importante al penetrar y deslizarse por las entrañas del estrato pro-ductor. Las experiencias y los resultados obte-nidos en varios campos petroleros del mundo dan fe del progreso de la tecnología disponible para seleccionar la profundidad a la cual debe instalarse cada revestidor; la profundidad a la cual debe comenzarse el desvío del hoyo des-pués de instalado cada revestidor; magnitud del ángulo de desvío que debe imprimirse y longitud del tramo que debe perforarse con determinado ángulo, 3 a 6 grados por cada 30
- 117. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 117 45° metros, hasta lograr la trayectoria deseada del hoyo o cambiar de rumbo y/o inclinación para llegar al objetivo con el ángulo final acumula-do, según el plan de perforación. Estas con-sideraciones determinan si el pozo será cla-sificado de radio largo de curvatura de 854 a 305 metros con ángulo de 2 a 6 grados por tra-mo de 30 metros; o de radio medio entre 90 y 38 metros y 20 a 75 grados por tramo de 30 metros o finalmente de radio corto de curvatu-ra cuya longitud es de 6 a 12 metros y 1,5 a 3 grados por tramo de 30 metros. Estas tres clasi-ficaciones permiten, respectivamente, que la penetración horizontal en el estrato productor tenga longitudes de 305 a 915 metros, de 305 a 610 metros, y de 122 a 213 metros. Pues, son muy importantes los aspectos mecánicos que facilitan o entorpecen la entrada y salida de la sarta de perforación del hoyo y finalmente la inserción de un revestidor. Los ejemplos que se presentan en la Tabla 3-3 muestran la magnitud de varios parámetros de los diferentes tipos de pozos desviados intencionalmente. Fig. 3-27. (A) espesor del estrato productor penetrado verticalmente. (B) el mismo estrato productor penetrado direccionalmente a un ángulo de 45°. (C) estrato penetra-do a un ángulo mayor utilizando el taladro inclinado, por tratarse de un estrato a profundidad somera. (D) platafor-ma desde la cual se pueden perforar varios pozos -maco-lla de pozos. (E) pozo cuyo(s) estrato(s) productor(es) puede(n) ser terminado(s) como sencillo y/o doble, con la ventaja de que el intervalo productor penetrado hori-zontalmente logra tener varias veces el espesor natural del estrato. A B 60° C D E Tabla 3-3. Características de pozos desviados Profundidad, m Desplazamiento Angulo Penetración Tipo de pozo PDM PVC horizontal, m máximo; acumulado en estrato, m 5.534 2.393 4.598 72° - Ultradesviado 8.763 2.970 7.291 83° - Ultradesviado 915 Taladro 30° 1.585 3°/30 m; 60° - Inclinado 567 414 4°/30 m; 45° - Inclinado 1.868 824 1.257 90° 610 Horizontal 2.892 1.268 2°/30 m; 90, 5° 330 Horizontal Observaciones: PDM, profundidad desviada medida; PVC, profundidad vertical correspondiente, a la desviada medida; des-plazamiento horizontal, distancia del hoyo desviado con respecto a la trayectoria vertical normal del hoyo. Angulo máximo, el escogido por tramo y acumulado hasta llegar al objetivo. Penetración en el estrato, longitud del hoyo horizontal que se perfo-ra en el estrato productor para drenar el gas/petróleo; la longitud del hoyo horizontal es equivalente a dos, tres o más veces el espesor vertical del estrato productor. (Ver Figura 3-27).
- 118. 118 E lP o z o I l u s t r a d o Apreciaciones y cambios resultantes de la nueva tecnología en perforación La necesidad de extender muchísi-mo más allá de 900 metros el desplazamiento del hoyo desviado con respecto a la trayecto-ria vertical del pozo normal ha producido va-rias innovaciones en la tecnología de perfora-ción. La siguiente tabla muestra pozos de gran desplazamiento perforados en varios sitios del mundo para producir reservas petrolíferas de difícil acceso mediante pozos verticales y/o ra-zones económicas. En Venezuela hay ejemplos de los varios tipos de perforación direccional para producir petróleo de Pedernales, Tucupi-ta, Jobo, Pilón, la Faja del Orinoco, Lagunillas, Tamare, Guafita. Son muy significativas las diferen-cias y las relaciones aritméticas entre profun-didad vertical total a profundidad total (PVT a PT) con el desplazamiento a profundidad total y la profundidad desviada medida a profundi-dad total (PDM a PT) como también el valor del ángulo máximo acumulado alcanzado para extender lateralmente lo más lejos posible de la vertical la trayectoria del hoyo. Para hacer lo logrado en los pozos mencionados se contó con nuevos equipos, herramientas, materiales y renovados procedimientos de planificación, organización, supervisión, seguimiento y eva-luación de resultados. Es importante mencio-nar los varios factores que deben ser atendidos en este tipo de operaciones. • En primer término está la ubica-ción del objetivo que desea alcanzarse, en tie-rra o costafuera; y la selección del tipo de po-zo más apropiado: desviado, ultradesviado, in-clinado u horizontal. • El tipo de taladro requerido de-penderá de la trayectoria del pozo y de las condiciones y características de la columna geo-lógica que se perforará, sus aspectos petro-físicos y la profundidad final. • La profundidad del objetivo guia-rá la elaboración del plan de perforación y las especificaciones e instrumentos para los si-guientes aspectos de la perforación: • Diámetro y tipo de barrenas para las respectivas profundidades del hoyo prima-rio, de los hoyos intermedios y del hoyo final. • Composición de la sarta de per-foración: barrena, lastrabarrena, estabilizado-res, substitutos, tubería de perforación, junta kelly. • Tipos de fluidos de perforación y especificaciones de sus propiedades y carac-terísticas para perforar cada hoyo y mantener las presiones del subsuelo bajo control; reco-mendaciones sobre las condiciones y estado fí-sico de cada hoyo, particularmente respecto a la metida y cementación de cada revestidor. • Programa de desviación del ho-yo. Punto de arranque y cambios de rumbo, inclinación y trayectoria. Mantenimiento del curso del hoyo, grados de desviación por tra- Tabla 3-4. Pozos desviados y de ultradesplazamiento Ubicación PVT a PT, m Desplazamiento a PT, m PDM a PT, m Angulo max.° Pozo Operadora California 294 1.485 1.735 95 C-30 Unocal California 1.534 4.473 5.096 86 A-21 Unocal Noruega, mar del Norte 2.789 7.292 8.763 83 C-2 Statoil Australia 3.014 5.007 6.180 70 NRA-21 Woodside Golfo de México 3.449 4.665 5.841 57 A-10 Freeport McMo-Ram Reino Unido, mar del Norte 3.900 4.954 6.765 61 A-44 Amoco Fuente: Greg Nazzai, World Oil, March 1993, p. 49.
- 119. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 119 mo perforado y ángulo máximo acumulado requerido para llegar al objetivo. Control de todos los parámetros de medida del hoyo des-viado y su correspondiente en profundidad y desplazamiento con respecto al hoyo vertical hipotético. • Programa de medición de todos aquellos parámetros que deben registrarse mientras se hace el hoyo, utilizando equipo de superficie y/o en la parte inferior de la sarta de perforación para apreciar sobre la marcha: las especificaciones y características del fluido de perforación que entra y sale del hoyo y detectar si contiene trazas o volúmenes apre-ciables de gas y/o petróleo o agua, si la hay; avance y efectividad cortante de la barrena se-gún el tipo de formaciones perforadas; la cir-cularidad o redondez de la pared del hoyo para evitar derrumbes y estar alerta ante posi-bles atascos o enchavetamientos de la sarta de perforación. • Opción de utilizar los últimos modelos de registros o perfiles de evaluación de las formaciones durante el mismo proceso de perforación de éstas para obtener valores de resistividad, los cuales denotan cambios de una formación a otra; valores de porosidad o densidad de las formaciones y tipos de rocas. • Programa de revestidores para cada uno de los hoyos y especificaciones de la cementación de cada uno de estos revestidores. • Pruebas de las formaciones, a hoyo desnudo o revestido, para evaluar las po-sibilidades/ capacidad productiva de gas y/o petróleo de cada una para posteriormente di-señar el tipo de terminación más adecuada pa-ra producir el pozo. Apreciaciones sobre los parámetros del hoyo horizontal El 28 de agosto de 1996 se cumplie-ron 137 años del nacimiento de la industria de los hidrocarburos en los Estados Unidos como gestión comercial. De entonces acá, la manera normal de perforar y terminar el pozo gasífero o petrolífero ha sido verticalmente. Sin embar-go, como ya se mencionó antes, la desviación fortuita del hoyo, resultante de las condiciones geológicas de las formaciones y de los factores mecánicos de la perforación, hizo tomar nota a los petroleros de la utilidad de hacer inten-cionalmente un pozo desviado, técnica que se comenzó a perfeccionar desde 1930 y se utiliza ventajosamente para determinadas situaciones. La utilización de la técnica más avan-zada de perforación y terminación horizontal del pozo ha traído adelantos y cambios con respecto al pozo vertical, empezando por la nueva nomenclatura hasta los aspectos mecá-nicos de cada parte de la operación. Veamos. • El pozo vertical atraviesa todo el espesor de la formación, mientras que en el horizontal la barrena penetra por el centro del espesor de la formación hasta la longitud que sea mecánicamente aconsejable. • El ángulo de penetración del ho-yo horizontal en la formación tiene que ver con la facilidad de meter y sacar la sarta de perforación del hoyo. • A medida que la longitud del ho-yo horizontal se prolonga, la longitud y el peso de la sarta que descansa sobre la parte inferior del hoyo son mayores. Esto crea más roce, más fricción, más esfuerzo de torsión y más esfuerzo de arrastre al extraer la sarta de perforación. • Condiciones similares de esfuer-zos se presentan durante la inserción y cemen-tación del revestidor de terminación y durante la toma de registros o perfiles corrientes o inte-grantes de la sarta de perforación. • En el hoyo vertical, el desplaza-miento del flujo del gas y/o petróleo del yaci-miento hacia el pozo es radial; la permeabili-dad horizontal (KH) y la permeabilidad vertical (KV) se miden en la dirección indicada en la Figura 3-28A.
- 120. 120 E lP o z o I l u s t r a d o • En el hoyo horizontal hay un gi-ro de 90° con respecto a lo que sería un hoyo vertical y las designaciones de permeabilidad radial y horizontal cambian de sentido. Esta si-tuación plantea nuevas apreciaciones y nuevas aplicaciones de metodología para calcular re-servas extraíbles, potencial y tasa de produc-ción; comportamiento de la presión de flujo y la estática; desarrollo de las relaciones gas/pe-tróleo, agua/petróleo; manera y procedimiento para hacer pruebas de flujo, limpieza, rehabi-litación o reacondicionamiento del pozo; posi-ble utilización del pozo para otros fines (ver Figura 3-28B). El hoyo de diámetro reducido La tecnología y las prácticas de per-foración revelan la creatividad que se aplica en las operaciones con propósitos de hacer el tra-bajo economizando recursos y obteniendo más provecho. Tal es el caso de la perforación de hoyos de diámetro reducido, o sea los de diá-metro igual o menor de 178 milímetros, o equivalente a barrenas de 7 o menos pulgadas. La utilización de este método es muy efectiva en exploración para pozos de cateo y para la KH KV obtención de núcleos continuos para determi-nar las características y estratigrafía de los es-tratos en pozos someros y hasta bastante pro-fundos, unos 1.800 metros. Sin embargo, aun-que la técnica no es nada nueva, proviene de la minería, su aplicación en la industria petro-lera no ha progresado mucho pero tampoco ha sido descartada ya que en ocasiones surge interés por experimentar más y perfeccionar más sus aplicaciones. IV. Sartas de Revestimiento y Cementación El programa de revestidores y la ce-mentación de éstos es uno de los varios ren-glones de la perforación más ligados a la segu-ridad del hoyo durante las operaciones y pos-teriormente durante las tareas de terminación del pozo y su vida productiva. Durante la in-serción de la tubería en el hoyo ésta puede atascarse y ocasionar serios problemas que pueden poner en peligro la integridad y utili-dad del hoyo. De igual manera pueden pre-sentarse serios problemas durante la cementa- K KH V KH KV Fig. 3-28A. Pozo vertical. Fig. 3-28B. Pozo horizontal.
- 121. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 121 ción de la sarta por pérdida de circulación o por imposibilidad de bombear el fluido de per-foración o el cemento por obstrucciones en el hoyo. Los revestidores y su cementación pueden representar entre 16 y 25 % del costo de perforación, de acuerdo al diámetro, longi-tud y otras propiedades físicas de cada sarta de tubos. Funciones de las sartas Para garantizar el buen estado del hoyo y asegurar la continuidad eficaz de la perforación, las sartas de revestimiento cum-plen las siguientes funciones: • Evitan el derrumbe de estratos so-meros deleznables. • Sirven de prevención contra el riesgo de contaminación de yacimientos de agua dulce, aprovechables para usos domésti-cos y/o industriales en la vecindad del sitio de perforación. • Contrarrestan la pérdida incurable de circulación del fluido de perforación o la contaminación de éste con gas, petróleo o agua salada de formaciones someras o profundas. • Actúan como soporte para la ins-talación del equipo (impiderreventones) que contrarresta, en caso necesario, las presiones subterráneas durante la perforación y luego sirven también como asiento del equipo de control (cabezal) que se instalará para manejar el pozo en producción. • Confinan la producción de petró-leo y/o gas a determinados intervalos. • Aíslan unos intervalos de otros pa-ra eliminar fugas de gas, petróleo o agua. Factores técnicos y económicos Al considerar el diseño y la selec-ción de la sarta de revestimiento, los factores técnicos se centran sobre el diámetro, el peso (kilogramos por metro), su longitud y la natu-raleza de las formaciones. Por razones de economía, las sartas deben diseñarse de tubos del menor peso aceptable. Sin embargo, todos los elementos y efectos determinantes de riesgo deben ser con-siderados a la luz de sus recíprocas relaciones: resistencia de la sarta contrapuesta a las presio-nes y otros factores subterráneos. Fig. 3-29. Faenas de manipulación e inserción de un revestidor en el hoyo.
- 122. 122 E lP o z o I l u s t r a d o Clasificación de las sartas Cuántas sartas deben ir en el hoyo es cuestión que sólo la naturaleza de las for-maciones y la profundidad del hoyo final pue-den determinar. La experiencia es factor im-portante que complementa la decisión. En el caso de la perforación muy so-mera quizás una sola sarta sea suficiente. Para la perforación muy profunda quizás cuatro o más sartas sean necesarias. Generalmente, tres sartas son suficientes para satisfacer la gran mayoría de los programas de revestidores. La sarta primaria Por ser la primera que se cementará dentro del hoyo, su diámetro será mayor que los de las otras. Su longitud es corta en com-paración con las otras del mismo pozo. Sin embargo, su longitud puede variar en ciertos sectores del mismo campo, de uno a otro cam-po o región petrolera, de acuerdo con las con-diciones que presenta el subsuelo superior. Esta sarta primaria es muy impor-tante por las siguientes razones: sirve para contener las formaciones someras deleznables; impide la contaminación de mantos de agua dulce, que pueden ser aprovechados para el consumo humano y/o industrial; juega papel importante como asiento del equipo de control del hoyo (impiderreventones, válvulas, etc.) durante toda la perforación de formaciones más profundas y posteriormente para la insta-lación del equipo de control (cabezal) del po-zo productor. Habida cuenta de las características físicas de la sarta escogida, hay dos puntos más que son muy importantes para que su función sea cabal: uno, que el estrato seleccionado para cementar su extremo inferior sea muy compe-tente y, dos, que la cementación, desde el fon-do hasta la superficie, sea bien realizada para que el espacio anular quede sólidamente relle-no de cemento. Así estarán bien protegidos tan-to todos los estratos como la misma sarta. De acuerdo a las exigencias, los diámetros más co-munes para sartas primarias son: de 244,5, 273, 339, 406 y 508 milímetros (95/8, 103/4, 133/8, 16 y 20 pulgadas, respectivamente). La profundi-dad a la cual puede colocarse una sarta de estos diámetros en el hoyo está en función del peso nominal (kg/metro de tubo), que se traduce en la capacidad de resistencia en tensión, aplasta-miento y estallido. Las sartas intermedias Una vez cementada y habiendo fra-guado el cemento de la primera sarta, prosigue la perforación. Naturalmente, se efectúa un cambio de diámetro de barrena, la cual debe pasar holgadamente por el revestidor primario. A medida que se profundiza el hoyo se pueden presentar estratos deleznables que a mediana profundidad pueden comprometer la estabilidad del hoyo. Puede también ocurrir la presencia de estratos cargados de fluidos a cierta presión que podrían impedir la seguri-dad y el avance de la perforación. Algunas ve-ces los fluidos también pueden ser corrosivos. 1 2 1 2 1 2 cemento Fig. 3-30. (1) Corte del hoyo y (2) revestidor en un pozo corriente.
- 123. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 123 Por todo esto, se procede entonces a la selección e inserción de una segunda sarta. El número de sartas intermedias di-fiere de un campo a otro. Puede que una sea suficiente o que dos sean requeridas. Hay que recordar que el número de sartas implica cam-bios de diámetros de barrena para cada etapa del hoyo, y que el diámetro interno de la sarta a su vez y en su oportunidad es el que limita la escogencia del diámetro de ciertas herra-mientas que necesariamente hay que meter por la tubería para lograr la profundidad final programada. Si las condiciones lo permiten, no es raro que una sarta pueda hacer la doble función de sarta intermedia y sarta final. En este caso, se ahorraría en los costos de tubería y gastos afines. Comúnmente los diámetros más es-cogidos para la sarta intermedia son: 219, 244,5, 258, 298,5 milímetros (85/8, 95/8, 103/4 y 113/4 pulgadas, respectivamente). La sarta final y de producción Esta sarta tiene el múltiple fin de proteger los estratos productores de hidrocar-buros contra derrumbes, de evitar mediante la adecuada cementación la comunicación entre el intervalo petrolífero y estratos gasíferos su-prayacentes o estratos acuíferos subyacentes. En los pozos de terminación doble o triple, la sarta final sirve asimismo de tubería de producción. Por regla general, la formación superior productora descarga por el espacio anular entre la sarta final revestidora y la tube-ría de educción inserta en aquélla. La sarta revestidora final puede o no penetrar el estrato petrolífero, según la escogencia de la termina-ción empleada. La serie de diámetros más comunes para la sarta final incluye los de 114,3, 127, 139,7, 168,3 177,8 y 193,7 milímetros (equiva-lentes a 41/2, 5, 51/2, 65/8, 7 y 75/8 pulgadas, respectivamente). Características físicas de la tubería revestidora La fabricación de la tubería para sar-tas revestidoras y de producción, como tam-bién para la tubería de perforación, se ciñe a las especificaciones fijadas por el American Pe-troleum Institute (API, Normas RP7G y 5A, 5AC, 5B, 5C1, 5C2, 5C3). Todas estas tuberías son del tipo sin costura, traslapada por fusión en horno y soldada eléctricamente, utilizando aceros que deben ajustarse a exigentes especi-ficaciones físicas y químicas. La calidad de la tubería que se desea obtener se designa con una letra, seguida por un número que representa el mínimo punto ce-dente en tensión, en millares de libras por pul-gada cuadrada: H-40, K-55, C-75, C-95, L-80, N-80, P-110 (40.000 x 0,0703 = 2.812 kg/cm2, y así sucesivamente). Las regulaciones y recomendaciones aplicables a la fabricación de tubos para las operaciones petroleras, especifican, dentro de razonables márgenes, la calidad, el tipo, los diámetros externos e interno, el espesor por unidad de longitud, la escala de longitud del tubo, el tipo de roscas, el tipo de conexión, la resistencia a la elongación, al aplastamiento y al estallido. Tales normas y recomendaciones se formulan a base de estudio teórico y de ex-periencia práctica, y con el fin de lograr mayor exactitud en el diseño y fabricación de tubos para sartas revestidoras que respondan satis-factoriamente a las exigencias técnicas y eco-nómicas que es preciso considerar para prote-ger debidamente el hoyo durante la perfora-ción y posteriormente el pozo durante su vida productiva. Elongación El primer tubo revestidor, o sea el del extremo superior de la sarta, soporta el pe-so total de la misma, puesto que va sujeto al colgador de la tubería revestidora.
- 124. 124 E lP o z o I l u s t r a d o Cuando se introduce la tubería en el hoyo lleno de fluido de perforación, éste ejer-ce un cierto efecto de flotación pero esa fuerza no se toma precisamente en cuenta, excepto en casos de un fluido de extrema densidad. Ya que la sarta está sostenida por un extremo, del que cuelga el resto de la misma, algo de elongación habrá de ocurrir, como resultado de la tensión. Como las conexiones que unen a los tubos son las partes más débiles, debe considerarse entonces el peso de la sarta y la resistencia a la tensión. Aplastamiento Otro importante factor que debe considerarse es la presión aplastante que la tubería debe resistir. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación en el espa-cio anular, creado por la tubería y el hoyo, y la presión de las formaciones perforadas, tienen que ser contrapesadas por la columna del flui-do que está dentro de la tubería y por la resis-tencia de los tubos mismos al aplastamiento. Una vez concluida la perforación y la termina-ción del pozo, parte de las mencionadas fuer-zas contrarrestantes dejan de actuar y la sarta queda en el hoyo sujeta a las presiones exter-nas. El cemento que circunda los tubos con-tribuirá en cierto grado a contrarrestar tales presiones, pero ese refuerzo dado por el ce-mento no puede considerarse como muy efec-tivo, por ser tan difícil la evaluación de la efi-ciencia y uniformidad del trabajo de cemen-tación. Por tanto, se suele descartar la resisten-cia adicional debida al cemento. Cuando hay que instalar largas sar-tas para la terminación de pozos profundos, se recurre a la elección de la sarta combinada, esto es, compuesta de tubos pesados, que van en el fondo, y tubos de uno o dos pesos me-nores, en el medio y en la parte alta del pozo. Se acostumbra formar sartas de no más de tres o cuatro pesos distintos, ya que la sencillez es lo que se trata de lograr en el diseño de una sarta de tubería de revestimiento y de produc-ción para pozos profundos. Estallido Terminado un pozo, su tubería reves-tidora invariablemente se somete a presiones de pruebas de fuga, o más a las motivadas por la maniobra de introducción forzada de cemento en las formaciones debido a una variedad de ra-zones formuladas en el programa de termina-ción original o de reacondicionamiento poste-rior del pozo. Por tanto, la resistencia de la sar-ta a presiones de este género es cualidad impor-tante, puesto que evita que los tubos estallen durante alguno de los varios trabajos de cemen-tación forzada que el pozo pueda requerir. En la práctica, a los valores reales de tensión, aplastamiento y estallido se les aplica un factor de seguridad operacional para cubrir eventualidades que puedan presentarse y ase-gurarse que la tubería, en el peor de los casos, se mantendrá íntegra. Generalmente, en la práctica, como procedimiento básico, se em-plean los siguientes factores de seguridad: aplastamiento 1,125; tensión 2, punto cedente 1,25 y estallido 1. Sin embargo, los factores de seguridad deben ser ajustados a las condicio- Tabla 3-5. Escalas y longitud de tubos revestidores Longitud Longitud mínima metros pies metros pies Escala 1 4,9 - 7,6 16 - 25 5,5 18 Escala 2 7,6 - 10,4 25 - 34 8,5 28 Escala 3 10,4 o más 34 o más 11,0 36
- 125. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 125 nes de profundidad del hoyo, al tipo de cada sarta: tubos todos de iguales especificaciones o combinaciones de tramos de tubos de dife-rentes características: peso, resistencia, roscas. Para más detalles y diseñar una sarta segura y económica en costo lo mejor es valerse de las tablas que ofrecen los fabricantes y de los ar-tículos técnicos publicados en las revistas especializadas. Cementación de sartas y otras aplicaciones de la cementación La cementación de pozos se define como “un procedimiento combinado de mez-cla de cemento y agua, y la inyección de ésta a través de la tubería de revestimiento o la de producción en zonas críticas, esto es, alrede-dor del fondo de la zapata de la tubería reves-tidora, en el espacio anular, en el hoyo no re-vestido (desnudo) y más abajo de la zapata, o bien en una formación permeable”. Funciones de la cementación primaria La cementación primaria se realiza a presiones suficientes, para que la mezcla de cemento bombeada por el interior de la sarta revestidora sea desplazada a través de la zapa-ta que lleva el extremo inferior de la sarta. La zapata siempre se deja a cierta distancia del fondo del hoyo. La mezcla que se desplaza por la zapata asciende por el espacio anular hasta cubrir la distancia calculada que debe quedar rellena de cemento. En el caso de la sarta primaria, el re-lleno se hace hasta la superficie. Si por circuns-tancias, como sería el caso de que formaciones tomasen cemento, la mezcla no llegase a la su-perficie, entonces el relleno del espacio anular se completa bombeando cemento desde arriba. Las funciones de la cementación son las siguientes: • Sirve para afianzar la sarta y para protegerla contra el deterioro durante subsi-guientes trabajos de reacondicionamiento que se hagan en el pozo. • Protege la sarta y las formaciones cubiertas: gasíferas, petroleras y/o acuíferas. • Efectúa el aislamiento de las for-maciones productivas y el confinamiento de estratos acuíferos. Evita la migración de fluidos entre las formaciones. También protege las for-maciones contra derrumbes. • Refuerza la sarta revestidora contra el aplastamiento que pueden imponerle presio-nes externas. Estallido Normal Aplastamiento Fig. 3-31. Representación de efectos de la presión en los revestidores.
- 126. 126 E lP o z o I l u s t r a d o • Refuerza la resistencia de la sarta a presiones de estallido. • Protege la sarta contra la corrosión. • Protege la sarta durante los traba-jos de cañoneo. Cuando se trata de sartas muy lar-gas, como pudiesen ser los casos de sartas in-termedias o de la final, la cementación prima-ria puede hacerse por etapas. Este método per-mite cubrir el tramo deseado y evitar inconve-nientes debido a que mientras más tiempo se esté bombeando cemento la mezcla se torna más consistente y difícil de mover. El cemento y el agua empiezan a re-accionar en el mismo momento en que se mezclan y las características físicas y químicas que adquiere la mezcla están en función del tiempo, por lo que la cementación debe hacer-se dentro de ciertos límites de tiempo, antes de que el fraguado inicial empiece a manifestarse. Además, debe tenerse en cuenta la relación profundidad-temperatura, ya que la temperatu-ra del hoyo influye sobre el tiempo de fragua-do de la mezcla. La fluidez, el peso y el fraguado ini-cial y final de la mezcla dependen de la rela-ción cemento-agua. La relación por peso pue-de ser de 40 hasta 70 %. En la práctica, la ex-periencia en cada campo petrolero es guía pa-ra seleccionar la relación adecuada. Es muy importante que el peso de la mezcla más la presión de bombeo de la mezcla no causen pérdida de cemento hacia las formaciones. Los tipos de cementos utilizados en la perforación y reacondicionamientos de po-zos son fabricados para responder a la varie-dad de condiciones impuestas por las opera-ciones. Algunos cementos tienen que ser de fraguado lento o rápido; de desarrollo rápido o lento de su resistencia inicial; resistentes a la contaminación y reacciones químicas que pue-dan impartirles las aguas de las formaciones. En muchos casos, para proteger las formaciones productivas contra la filtración de agua de la mezcla, se exige que la filtración sea mínima. Cuando se teme que pueda haber pérdida de circulación se le añade a la mezcla un cierto aditivo que pueda contrarrestar tal in-conveniencia. En el caso de cementaciones es-peciales se le puede añadir a la mezcla radiac-tivos para seguir su rastro. Para terminaciones de pozos sujetos a inyección de vapor se selec-cionan cementos resistentes a muy altas tem-peraturas. En áreas donde la corrosión de tu-berías es problema muy serio se le añade a la mezcla anticorrosivos especiales. Además de su uso en la cementación de sartas y de la cementación forzada, el ce-mento se emplea en una variedad de casos du-rante la perforación, la terminación de pozos, reacondicionamiento y abandono de pozos. Cementación forzada Durante la perforación o en las ta-reas de terminación de los pozos, y posterior-mente durante el transcurso de la vida produc-tiva de los mismos, en trabajos de reparaciones y/o reacondicionamiento, se emplea con mu-cha frecuencia la cementación forzada. Este método de cementación consis-te en forzar la mezcla de cemento a alta presión hacia la(s) formación(es) para corregir ciertas anomalías en puntos determinados a través de orificios que por cañoneo (perforación a bala o a chorro) son abiertos en los revestidores. El cemento se inyecta en casos co-mo: la falta de cemento en cierto tramo de la tubería; el aislamiento de un intervalo gasífero y/o acuífero de una zona productiva, con mi-ras a eliminar la producción de gas y/o agua; corrección de fugas de fluidos a través del re-vestidor, debido a desperfectos; abandono de zonas productivas agotadas.
- 127. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 127 Aditamentos para la cementación de sartas A través de la práctica y experiencia con la cementación de sartas revestidoras han surgido los diseños y fabricación de ciertos aditamentos para los tubos con el propósito de lograr los mejores resultados posibles. La zapata de cementación Al primer tubo que va en el hoyo se le enrosca y se le fija por soldadura en su ex-tremo inferior una zapata de cementación. La zapata sirve para guiar la tubería en su descenso hasta la profundidad donde se va a cementar. En su parte interna lleva un me-canismo de obturación que actúa como una válvula de un solo paso, la cual no permite que el fluido de perforación en el hoyo entre en la sarta pero sí que el fluido que se ponga en la sarta pueda bombearse hacia el espacio anular. Esto le imparte a la sarta cierta flotación que desde la superficie se contrarresta llenan-do la sarta con fluido bien acondicionado para que descienda con más rapidez y a la vez que-den balanceadas las presiones externas. Todo el material interno que com-pone el mecanismo y configuración de la za-pata puede ser perforado con barrena en caso necesario, como es requerido tratándose de la primera y sarta intermedia para llegar a la pro-fundidad final. En el caso de la última sarta, la zapata no se perfora. La unión o cuello flotador Para reforzar la función de la zapata y coadyuvar en la mecánica de la cementación, se dispone que a cierta distancia del primer tu-bo se coloque entre dos tubos una unión o cuello flotador. La unión permite el flujo por la tubería hacia el hoyo pero impide, por el me-canismo de su válvula de un solo paso, que fluidos del hoyo entren a la tubería. La unión tiene un asiento que sirve para asentar un ta- Fig. 3-32. Zapata instalada al primer tubo de revestimiento que va al hoyo. Fig. 3-33. Tipo de zapata de cementación.
- 128. 128 E lP o z o I l u s t r a d o pón que se inserta en la tubería detrás del últi-mo saco de cemento bombeado. Este tapón, al llegar al cuello flota-dor, no puede pasar y el aumento de presión en la sarta indica que ya todo el cemento pasó por el cuello y ha concluido el desplazamiento. Unión o cuello flotador (cementación por etapas) Cuando se trata de sartas muy largas la cementación se hace en dos o tres etapas. En cuyo caso, para cada etapa, se dispone en la sarta una unión que por diseño y construc-ción cumple funciones adicionales, además de la función de la unión o cuello corriente. Esta unión, además de su válvula, tiene orificios que, en el momento apropiado, por el bombeo y la inserción de un dispositivo adecuado, permiten la salida del cemento al espacio anular. Para retener el cemento en el punto de salida y para que fluya hacia arriba por el espacio anular, la unión lleva como par-te integral, o bien como complemento aparte asido a la sarta, a muy corta distancia de la ba-se de la unión, un cesto de cementación, que al abrirse toma la forma de paraguas invertido. Al abrirse hace contacto con la pared del hoyo y su forma cónica le da configuración de cesto. Una vez hecha esa etapa de cemen-tación se procede sarta arriba con la siguiente etapa, a través de otra unión similar que le fue colocada a la sarta a profundidad determinada y así, sucesivamente, hasta terminar la cemen-tación por las etapas determinadas, previamen-te a la inserción de la sarta en el hoyo. Centralizadores Para que la sarta quede bien centra-da en el hoyo, y a objeto de evitar que se re-cueste contra la pared del hoyo, ocasionando luego defectos en la continuidad del cemento en el espacio anular, se le instalan a la sarta centralizadores en aquellos puntos que se con-sideren necesarios. Los centralizadores, por sus anillos que rodean el tubo y fijados con puntos de sol-dadura, quedan a las profundidades deseadas. Los flejes que unen los anillos tienen una cur-vatura hacia afuera para hacer contacto con la pared del hoyo. Raspadores En ciertas oportunidades, para lo-grar mejor adhesión entre el cemento y la pa-red del hoyo, se le añaden raspadores a la sar-ta. Estos raspadores, que pueden consistir de láminas en formas de tiras largas donde van incrustadas los alambres o de anillos cuyos alambres sobresalen circunferencialmente, ras-pan la pared del hoyo con el fin de despren-der el exceso de revoque que la cubre para facilitar que el cemento cubra directamente las formaciones. El raspado se efectúa durante la in-serción de la tubería, y luego, también, alzan-do y bajando lentamente la tubería, mientras se bombea a objeto de ir desplazando hacia la superficie lo que se haya desprendido de la pared del hoyo. Fig. 3-34. Centralizadores para la sarta de revestimiento.
- 129. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 129 V. Operaciones de Perforación en Aguas Costafuera Yacimientos petrolíferos ubicados en tierra pero cercanos a la costa indujeron las posibilidades de extensión hacia aguas llanas. Tal fueron los casos de Cabimas y Lagunillas, Costa Oriental del lago de Maracaibo, por allá en las décadas de los años veinte y treinta. Y poco a poco, hasta hoy, el taladro se ha ido ubicando en aguas profundas del lago. De igual manera viene sucediendo en otras partes del mundo. En realidad, los fundamentos bási-cos de la perforación no han cambiado, pero sí, y mucho, la tecnología; la modalidad de las operaciones; las instalaciones; los requerimien-tos de personal capacitado; los equipos, mate-riales Fig. 3-35. Tipos de raspadores de la pared del hoyo. y herramientas; los servicios de apoyo; las inversiones y costos para operar eficazmen-te en un ambiente exigente y de situaciones cambiantes, a veces impredecibles. El ambiente El ambiente más allá de la costa y hacia el mar adentro presenta variada profun-didad de las aguas; diferentes condiciones to-pográficas y consistencia del suelo marino que, a veces por muy duro o por muy blando, difi-culta la construcción de cimientos o el aferra-miento de anclas; corrientes superficiales o profundas, cuyas fuerzas podrían comprome-ter las instalaciones y hacer dificultosa la nave-gación; condiciones atmosféricas que generan chubascos de agua o de viento, remolinos y huracanes, con el consiguiente encrespamien-
- 130. 130 E lP o z o I l u s t r a d o to de las olas y oleaje que hacen cancelar la navegación y ponen en peligro la seguridad del personal e instalaciones. En zonas frías se añaden las bajísimas temperaturas de invierno y el peligro que representan los témpanos de hielo que flotan y se desplazan por los mares árticos. La tecnología De aguas llanas y protegidas, el tala-dro fue ubicado a mayores distancias de las costas en aguas más profundas, a medida que los adelantos en las técnicas de exploración costafuera permitían escudriñar el subsuelo. Las operaciones pioneras de perfo-ración y producción en el lago de Maracaibo, en el mar Caspio y en el golfo de México han sido escuelas para estudios y prácticas funda-mentales que llevaron las operaciones mar adentro en el mar del Norte y otros sitios. De las plataformas convencionales de perforación se ha pasado a la construcción de grandes plataformas desde las cuales se pueden perforar direccionalmente varias loca-ciones. Una vez concluida la perforación, la plataforma queda como centro de producción y manejo de petróleo y/o de gas de un gran sector del campo. Las gabarras de perforación de antaño han sido modificadas, y son hoy es-tructuras integradas que llevan la cabria empo-trada y constituyen un taladro flotante que en-tra, permanece y sale de la locación como una sola unidad. Para la perforación en aguas llanas y pantanosas se han diseñado gabarras integra-les autopropulsadas que constituyen en reali-dad un barco de poco calado. Para operaciones en aguas semipro-fundas se cuenta con las gabarras autoelevadi-zas cuyas patas de sostén se afincan en el fon-do del mar. La flota mundial tiene unidades que pueden operar en aguas de 4 a 112 metros de profundidad y perforar hasta 9.150 metros. Fig. 3-36. Moderno equipo de perforación en el lago de Maracaibo. Para profundidades de 4 a 53 metros de agua hay perforadoras del tipo sumergible que pueden perforar hasta 7.600 metros. Para las profundidades de agua a más de 1.000 me-tros hay una flota de barcos de perforación que pueden hacer hoyos hasta 7.600 metros. El golfo de México, en el sector esta-dounidense de Texas a Alabama, representa una de las áreas donde en los últimos dos años se han ubicado plataformas flotantes del tipo de sujeción tensada, en profundidades de aguas por encima de los 500 metros y perspec-tivas de llegar a 1.000 metros. Estas platafor-mas pueden pesar hasta 23.000 toneladas y es-tán diseñadas para resistir el impacto de olas de 20 metros de altura y de vientos de 224 ki-lómetros por hora. Este tipo de plataforma per-mite perforar varios pozos direccionales desde un mismo sitio y el costo diario de taladro se estima actualmente en $100.000,oo El diseño y construcción de todas estas nuevas perforadoras se realizan tomando
- 131. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 131 en cuenta que su sitio de operaciones está le-jos de los centros de aprovisionamiento. Por tanto, se tiene que contar con el espacio y las comodidades suficientes para albergar varias docenas de personal de operaciones por tiem-po largo. Además, se dispone de suficiente área de almacenamiento para materiales, he-rramientas y repuestos para garantizar la conti-nuidad de las operaciones por varios días. Las operaciones costafuera requie-ren estudios de suelos para verificar la topo-grafía y competencia de los estratos, en caso de utilizar gabarras de perforación autoeleva-dizas o para la erección de instalaciones de producción. También son necesarios los estu-dios oceanográficos para conocer los factores que en el sitio afectan las condiciones del mar, su flora y fauna. Estudios y servicios constan-tes de meteorología para alerta y seguridad del personal y disposiciones de salvaguarda de las instalaciones. Muchos de los adelantos logra-dos en estas ramas han sido originados por las necesidades de las operaciones petroleras. En materia de servicios de apoyo, los nuevos diseños y la construcción de remol-cadores, de barcazas y barcos de abasteci-miento, de botes salvavidas y de lanchas han introducido innovaciones para mayor seguri-dad de la navegación y el transporte de perso-nal y materiales. Cada taladro tiene helipuerto y el uso del helicóptero es común para el transpor-te del personal y cargas pequeñas. Las comuni-caciones por radio, teléfono, télex, celular, computadoras, o la utilización de satélites per-miten, no obstante las distancias, que el tala-dro esté en contacto con la base de operacio-nes. En el mismo taladro, por razones obvias, se dispone de espacio para que empresas de servicios de registros y de cementación ubi-quen sus equipos temporal o permanentemen-te, de acuerdo al ritmo de las operaciones. Con respecto al manejo de materiales, los taladros tienen incorporadas grúas para manejar todo tipo de carga para sus tareas de perforación. Las operaciones costafuera, y más mar adentro, han requerido de innovaciones en el equipo mismo de perforación. Por ejem-plo: a medida que la profundidad de las aguas se hace mayor, la longitud del tubo conector (subiente) desde el fondo marino hasta el con-junto de impiderreventones también es mayor; por tanto, a su diseño y estabilidad le han sido incorporadas características acordes a las nece-sidades. Para el mejor manejo y mayor rapidez de instalación, el conjunto de impiderrevento-nes viene preensamblado para ser instalado en el fondo del mar. De igual manera, para contener arremetidas o amagos de reventón, el taladro dispone de equipo adicional que aunado a los impiderreventones facilita el control del pozo, por la aplicación de procedimientos determi-nados de contención que el personal debe co-nocer explícitamente. Para evitar la contaminación de las aguas marinas con fluidos de perforación, ma-terias químicas, petróleo y otras sustancias no-civas, se toman precauciones adecuadas para Fig. 3-37. Modernos equipos para perforación costafuera. disponer de esos desechos. En el caso de prue-
- 132. 132 E lP o z o I l u s t r a d o bas preliminares de producción, el gas y/o petróleo se queman en mechurrios especiales instalados vertical u horizontalmente. En las ramas de buceo, televisión y soldadura submarinas, los adelantos y aplica-ciones han marcado inusitados progresos, a medida que la perforación se hace en aguas cada vez más profundas. La computación y procesamiento de datos, aunados a los sistemas de telecomuni-caciones más avanzados, permiten que las de-cisiones sobre las operaciones se tomen sobre la marcha, ahorrando así tiempo y dinero. VI. Operaciones de Pesca En la perforación siempre está pre-sente la posibilidad de que fortuitamente se queden en el hoyo componentes de la sarta de perforación u otras herramientas o elementos utilizados en las diferentes tareas de obtención de datos, pruebas o terminaciones del pozo, ocasionando lo que generalmente se le llama tarea de pesca, o sea rescatar o sacar del hoyo esa pieza que perturba la continuidad de las operaciones. Por tanto, en previsión para ac-tuar en consecuencia, siempre hay en el tala-dro un mínimo de herramientas de pesca de uso muy común, que por experiencia son aconsejables tener: como cesta, ganchos, en-chufes, percusor, roscadores y bloques de plo-mo para hacer impresiones que facilitan ave-riguar la condición del extremo de un tubo. La serie de herramientas de pesca es bastante extensa y sería imposible y costoso te-nerla toda en cada taladro. Sin embargo, en los centros de mucha actividad de perforación, en los almacenes de materiales de las empresas operadoras y de servicios de perforación se tienen herramientas para cubrir el mayor nú-mero de casos específicos. Generalmente la tarea de pesca es sencilla pero otras veces se puede tornar tan difícil de solucionar que termina en la opción de desviar el hoyo. En tareas de pesca cuenta mucho diagnosticar la situación, disponer de las herra-mientas adecuadas y la paciencia y experiencia de todo el personal de perforación. En ocasio-nes, la tarea puede representar un difícil reto al ingenio mecánico del personal, pero hay verdaderos expertos en la materia, tanto en ideas como en la selección y aplicación de las herramientas requeridas. VII. Arremetida, Reventón e Incendio Estos tres episodios son indeseables en la perforación o en tareas de limpieza o rea-condicionamiento de pozos, pero suceden. Afortunadamente, los resultados lamentables son raros, gracias al adiestramiento del perso-nal para actuar en tales casos y al equipo y procedimiento de contención disponibles. La arremetida, o sea el desborda-miento de fluidos (gas y/o petróleo, agua: fres-ca o salada) de la formación hacia el hoyo, ocurre cuando la presión ejercida por el fluido de perforación en el hoyo es menor que la presión que tienen algunas de las formaciones perforadas o la formación que está siendo pe-netrada por la barrena. Fig. 3-38. Herramienta de pesca para extraer tuberías del hoyo.
- 133. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 133 Las manifestaciones de la arremetida se captan en la superficie por el aumento de volumen de fluido en el tanque y por el com-portamiento simultáneo de las presiones en la sarta y el espacio anular. La magnitud del vo-lumen adicional de fluido descargado da idea de la gravedad de la situación. La apreciación precoz del tipo de fluido desbordado ayudará a poner en ejecución uno de los varios méto-dos adecuados de contención, cuya finalidad, no obstante las diferencias de procedimientos, es permitir acondicionar el fluido de perfora-ción al peso requerido y bombearlo al hoyo ya que mientras tanto se controla el comporta-miento del flujo por el espacio anular para des-cargar la arremetida inocuamente. Por sus características físicas y com-portamiento de la relación volumen-presión, la arremetida de gas es la más espectacular. Su fluidez, su rapidez de ascenso, inflamabilidad o posible contenido de sulfuro de hidrógeno hacen que desde el mismo instante de la arre-metida se proceda a contenerla sin dilaciones. Toda arremetida es un amago de reventón. Toda arremetida que no pueda ser controlada termina en reventón, con sus gra-ves consecuencias de posibles daños persona-les, destrucción segura de equipos y hasta po-sible pérdida del hoyo o del pozo. Si el reven-tón se incendia, los daños físicos serán mayo-res y más difíciles y más costosos serán tam-bién los esfuerzos para contenerlo. Para el yacimiento, el reventón se convierte en un punto de drenaje sin control, cuya producción durante días o meses ocasio-na daños a la formación, con gran pérdida de fluidos y abatimiento de la presión natural. El riesgo de contaminación del am-biente puede tornarse muy serio y los daños po-drían sumar pérdidas irreparables y costosísimas. VIII. Problemas Latentes durante la Abertura del Hoyo Aunque se disponga de los mejores equipos, herramientas, materiales, tecnología y personal capacitado, durante la perforación pueden presentarse una variedad de proble-mas que a veces pueden ser difíciles y costo-sos. Prevenir situaciones que puedan malograr el buen ritmo y los costos de las operaciones es quizás el anhelo más importante que debe motivar a todo el personal de perforación y de apoyo. Entre estos problemas se cuentan: • Derrumbes de las formaciones. Fig. 3-39. Espectacular reventón de un pozo en el lago de Maracaibo.
- 134. 134 E lP o z o I l u s t r a d o • Pérdida de circulación parcial o total del fluido de perforación • Desviación crítica del hoyo. • Constricción del diámetro del hoyo. • Torcedura o enchavetamiento del hoyo. • Atascamiento de la sarta de per-foración. • Desenrosque de elementos de la sarta y, por ende, tareas de pesca. • Torcedura y desprendimiento de parte de la sarta. • Arremetidas y reventón. • Incendios. IX. Informe Diario de Perforación Ninguna información es tan impor-tante como la que diariamente cada perforador escribe en el “Informe Diario de Perforación”. Día a día este informe va acumulando una can-tidad de datos que son fuente insustituible de lo acontecido, desde el momento en que co-mienza la mudanza del equipo a la locación hasta la salida para otro destino, luego de ter-minado, suspendido o abandonado el pozo. El informe constituye una referencia cronológica que, apropiadamente analizada y evaluada, sirve para apreciar cómo se condujo la perforación; cuál fue el comportamiento del equipo y herramientas utilizadas; qué cantidad de materiales fueron consumidos; cuáles in-convenientes se presentaron durante la perfo-ración; cuánto tiempo se empleó en cada una de las tareas que conforman la perforación; accidentes personales y datos de importancia. Toda esa información puede traducirse en cos-tos y de su evaluación pueden derivarse re-comendaciones para afianzar la confiabilidad de los equipos, herramientas, materiales y tec-nología empleada o para hacer modificaciones con miras a hacer más eficientes y económicas las operaciones. En el informe se van detallando to-dos aquellos renglones que comprenden los programas específicos que conforman la per-foración. Estos programas son: Programa de Barrenas Programa de Fluido de Perforación Programa de Muestras y Núcleos Programa de Registros Programa de Revestidores Programa de Cementación Programa de Pruebas y Terminación Programa de Contingencias La Tabla 3-6 presenta una relación más detallada de las tareas que conforman la perforación y que al final de cuentas cada una representa un porcentaje del tiempo total con-sumido y de la inversión. Resumiendo la valiosa cantidad de información que se deriva de la perforación de un pozo se puede decir que de ella pueden obtenerse indicadores que señalan el compor-tamiento y funcionamiento de ciertas herra-mientas y materiales, como también costos y gastos de diferentes renglones de la operación entre pozos en un mismo campo o entre cam-pos en un determinado territorio, consideran- Fig. 3-40. Pozo petrolífero en el lago de Maracaibo.
- 135. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 135 do las condiciones y características de factores geológicos similares o aproximados. La infor-mación básica es la siguiente: • Profundidad final de perforación, en metros. • Velocidad de horadación de las formaciones por la barrena, en metros/minuto o metros/hora. • Peso de la sarta de perforación, en kilogramos. • Peso de la sarta de perforación so-bre la barrena, en kilogramos. • Esfuerzo de torsión de la sarta de perforación, kilogramo-metro. • Revoluciones por minuto de la ba-rrena, r.p.m. • Presión del subiente (tubería para mandar fluido de perforación a la sarta), en kg/cm2. • Presión en el espacio anular, en kg/cm2. • Velocidad de las bombas, embola-das/ minuto. • Densidad del fluido de perfora-ción, entrante/saliente, kg/litro. Fig. 3-41. El perforador al frente de los controles de un equipo moderno de perforación. • Temperatura del fluido de perfo-ración, entrante/saliente, °C. • Descarga del fluido de perforación: - Volumen de cada tanque o fosa, m3 o brls. - Volumen total, m3 o brls. - Ganancia o pérdida de volumen, m3 o brls. • Tanque de aforación del fluido de perforación durante la extracción/metida de la sarta, m3 o brls. - Ganancias o pérdidas de volumen, m3 o brls. • Esfuerzo de torsión de las tenazas para enroscar la tubería, kg/metro. • Volumen de fluido para llenar el hoyo durante las maniobras de extracción y/o metida de la sarta, m3. Este tipo de información computari-zada se puede obtener en el mismo sitio de las operaciones, y servirá al personal del taladro para evaluar la normalidad de la perforación o detectar alguna anormalidad.
- 136. 136 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 3-6. Recopilación de datos del Informe Diario de Perforación RESUMEN DE ACTIVIDADES Locación: ___________ Taladro: ______________ Pozo: _____________________ Altitud, metros: ______ Altitud, metros: ________ Campo: ___________________ (sobre el nivel del mar) (mesa rotatoria) Fecha comienzo: ___________ Coordenadas: _________ Fecha terminación: __________ Horas/(Días) Observaciones 1. Mudando equipo y aparejando ____ ____ _____________________________________ 2. Desmantelando ____ ____ _____________________________________ 3. Perforando ____ ____ _____________________________________ 4. Sacando núcleos ____ ____ _____________________________________ 5. Escariando ____ ____ _____________________________________ 6. Entubando y cementando ____ ____ _____________________________________ 7. Tomando registros ____ ____ _____________________________________ 8. Reparaciones ____ ____ _____________________________________ 9. Sacando sarta de perforación ____ ____ _____________________________________ 10. Metiendo sarta de perforación ____ ____ _____________________________________ 11. Constatando desviación del hoyo ____ ____ _____________________________________ 12. Acondicionando fluido de perforación ____ ____ _____________________________________ 13. Terminando y probando ____ ____ _____________________________________ 14. Pescando ____ ____ _____________________________________ 15. Esperando órdenes ____ ____ _____________________________________ 16. Esperando por mal tiempo ____ ____ _____________________________________ 17. Días feriados ____ ____ _____________________________________ Total 18. Metros perforados ____ 19. Metros de núcleos extraídos ____ Profundidad total 20. Metros perforados/Días activos de perforación 21. Núcleos extraídos/Días activos de extracción, metros 22. Núcleos recuperados, metros 23. Porcentaje de núcleos recuperados 24. Longitud escariada, metros 25. Longitud escariada por días activos, metros 26. Sustancias añadidas al fluido de perforación Bentonita, Sacos Bicarbonato de soda, kilogramos Baritina, sacos Fosfatos, kilogramos Soda cáustica, kilogramos Otros Quebracho, kilogramos 27. Características del fluido de perforación De ................. a,_______metros (peso, viscosidad, filtración, pH, gelatinosidad, revoque, tratamientos). 28. Barrenas utilizadas De ................. a,_______metros Diámetro, mm. Tipo, cantidad, marca, peso, r.p.m. 29. Sarta de revestimiento De ................. a,_______metros Especificaciones y detalles de la cementación 30. Registros tomados De ................. a, _______metros Tipo _____ Fecha, empresa, detalles _________ 31. Perforación a bala/cañoneo De ................. a, _______metros Orificios (números/diámetro)/metro _____ Detalles __________________________________________ 32. Pruebas de producción Intervalo De ................. a, _______metros Detalles (ver 32) 33. Costos de la perforación/terminación Costo de perforación, Bs./metro Tipo y composición de la sarta, tipo de amortiguador (agua/petróleo); Costo de terminación, Bs. tipo de empacadura; profundidad de hincaje; apertura de la sarta (hora); Costo total: minutos de flujo a la superficie; presiones; duración de la prueba; Costo total/metro, Bs. estrangulador; detalles; fluidos, b/d; relación gas/petróleo: calidad de fluido; agua/sedimentos, etc.
- 137. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 137 X. Terminación del Pozo Cementada la última sarta de reves-timiento, que tiene la doble función de revesti-dor y de sarta de producción, se procede a rea-lizar el programa de terminación del pozo. La terminación constituye el primer paso en lo que será la etapa de producción del pozo. Generalmente, la última sarta se cemen-ta luego de haber hecho un análisis completo de las perspectivas de productividad del pozo porque en caso contrario se incurriría en cos-tos innecesarios de la tubería, cementación, ca-ñoneo y pruebas. Por tanto, los detalles de la termi-nación del pozo se encuentran en el Capítulo 4, “Producción”. 0 Mudando y aparejando equipo. Locaciones A, B y C. 1 Metiendo y cementando primer revestidor. 2 Perforando, 2C. Perforando, pescando, pérdida de circulación. 3 Metiendo y cementando segundo revestidor. Problemas mecánicos y pescando. 4 Perforando. 5A Perforando, 5B. Sacando núcleo, 5C. Metiendo y cementando segundo revestidor. Días Profundidad O A B C 1 1 1 2 2 2C 3C 3 3 4 4 4 5 5 6 6 5 6 7 7 7 8 8 8 9 9 9 6A Pescando, 6B. Sacando núcleo, 6C. Perforando. 7A Perforando, 7B. Pescando, 7C. Perforando. 8 Perforando, 8C. Cambio a otro tipo de barrena y elementos de la sarta de perforación. 9 Circulando lodo, preparativos para la toma de registros y núcleos de pared; pruebas con hoyo desnudo; metida y cementación de último revestidor; cañoneo del revestidor, pruebas y terminación de los pozos como productores. Utilizando información como ésta se puede lograr mejor eficiencia en la perforación, corrigiendo las prácticas utilizadas, observando el funciona-miento del equipo, y la experiencia del personal. Fig. 3-42. Ejemplos esquemáticos de incidencias y progreso en la perforación (tres locaciones en el mismo campo).
- 138. 138 E lP o z o I l u s t r a d o XI. Clasificación de Pozos Terminados Para catalogar la perforación y ter-minación de pozos, de acuerdo al objetivo, al área donde se perfora y otras condiciones den-tro de los campos y yacimientos, el Ministerio de Energía y Minas utiliza la Clasificación Lahee (ver Tabla 3-7). Tabla 3-7. Clasificación de pozos Objetivo Area donde Clasificación antes Clasificación después de la perforación Resultados positivos Resultados negativos Dentro del área probada 0 0 0 Para desarrollar de desarrollo de desarrollo de desarrollo y extender yacimientos Fuera del área probada 1 1 1 de avanzada de extensión de avanzada Dentro del área probada 2a 2a 2a de yacimientos descubridor de exploratorio de Para descubrir superiores yacimientos superiores yacimientos superiores nuevos yacimientos 2b 2b 2b en estructuras de yacimientos descubridor de exploratorio o formaciones profundos yacimientos de yacimientos ya productivas profundos profundos Fuera del área probada 2c 2c 2c de nuevos yacimientos descubridor de exploratorio de nuevos yacimientos nuevos yacimientos Para descubrir Areas nuevas 3 3 3 nuevos campos de nuevo campo descubridor de exploratorio nuevo campo de nuevo campo se perfora de la perforación A (exploratorio) B (productor) C (seco) Nota: La clasificación después de la perforación bien puede no corresponder horizontalmente a la clasificación hecha antes de perforar el pozo, ya que de resultar seco el objetivo original puede haberse terminado en otro yacimiento. A-1 B-O A-2a A-O A-2b B-O A-2c superficie estructura falla A-3 Area probada Area no probada
- 139. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 139 XII. Tabla de Conversión En la industria petrolera, por ra-zones obvias, se emplean el Sistema Métrico y el Sistema angloamericano, de pesas y medi-das. Como la fuente tecnológica petrolera más abundante la constituyen las publicaciones es-tadounidenses, Tabla 3-8. Tabla de conversión. Valores equivalentes aproximados Volumen Metro cúbico Galón americano Litro Barril americano Pie cúbico Metro cúbico — 264,170 1.000,000 6,2898 35,315 Galón americano 0,0038 — 3,785 6,0238 0,134 Litro 0,0010 0,264 — 0,0063 0,035 Barril americano 0,1589 42,00 158,988 — 5,615 Pie cúbico 0,0283 7,481 28,317 0,1781 — Peso Kilogramo Libra Tonelada Tonelada Tonelada métrica larga corta Kilogramo — 2.205 0,0010 0,00098 0,0011 Libra 0,454 — 0,0005 0,00045 0,0005 Ton métrica 1.000.000 2.204,620 — 0,98421 1,1023 Ton. larga 1.016,050 2.240,000 1,0161 — 1,1200 Ton. corta 907,185 2.000,000 0,9072 0,89286 — Superficie Hectárea km2 Acre Longitud Metro Pulgada Pie Hectárea — 0,010 2,47 Metro — 39,37 3,281 Km2 100,00 — 247,10 Pulgada 0,025 — 0,083 Acre 0,41 0,004 — Pie 0,305 12,00 — Calor Kilocaloría BTU Kilovatio-hora Kilocaloría — 3,97 0,0012 BTU 0,2252 — 0,0003 Kilovatio-hora 859,600 3.412,75 — Kilovatio-hora 3.210,000 a/ — — a/ Factor correspondiente a la conversión de energía hidroeléctrica en Venezuela. en la Tabla 3-8 presentamos los valores de conversión que aparecen en Petró-leo y otros Datos Estadísticos, del Ministerio de Energía y Minas.
- 140. 140 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. API - American Petroleum Institute: API Drilling and Production Practice, American Petroleum Institute, Wash-ington D.C., anual. 2. API - American Petroleum Institute: API Spec 7, Rotary Drilling Equipment, May 1979. 3. ARDREY, William E.: “Computers at Wellsite”, en: Drilling, December 1983, p. 65. 4. ARMCO: Oil Country Tubular Products Engineering Data, Armco Steel Corporation, Middletown, Ohio, 1966. 5. BLEAKLEY, W.B.: “IFP and Elf-Aquitaine Solve Horizontal Well Logging Problem”, en: Petroleum Engi-neer International, November 15, 1983, p. 22. 6. Boletín de Geología, Sociedad Venezolana de Geólogos, Caracas, eventual. 7. Boletín Informativo, Asociación Venezolana de Geología, Minería y Petróleo, Caracas, trimestral. 8. BOYADJIEFF, George: “Power Swivels”, en: Drilling, March 1984, p. 41. 9. BRANTLEY, J.E.: History of Oil Well Drilling, Chapter 24, Directional Drilling, Houston, Texas, 1971. 10. BRANTLEY, John E.: Rotary Drilling Handbook, fifth edi-tion, Palmer Publications, Los Angeles, California, 1952. 11. Bulletin American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, Oklahoma, mensual. 12. CLEMENT, C.; PARKER, P.N.; BEIRUTE, R.M.: “Basic Cementing”, serie de 8 artículos, en: Oil and Gas Journal, February 21, 1977-May 23, 1977. 13. DELLINGER, T.B.; GRAVELEY, W.; TOLLE, G.C.: “Directional Technology Will Extend Drilling Reach”, en: Oil and Gas Journal, September 15, 1980.
- 141. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 141 14. Drilling Associated Publishers, Dallas, Texas, mensual. 15. FINCHER, Roger W.: “Short-Radius Lateral Drilling: A Completion Alternative”, en: Petroleum Engineer Interna-tional, February 1987, p. 29. 16. GASSETT, Paul L.: “Drilling Today: A Candid Look at Costs, Training and Technology”, en: World Oil, October 1980. 17. Horizontal Wells Series: 1. LANG,William J.; JETT, Marion B.: “High expectations for horizontal drilling becoming reality”, en: Oil and Gas Journal, September 24, 1990, pp. 70-79. 2. NAZZAI, Greg: “Planning matches drilling equipment to objectives”, en: Oil and Gas Journal, October 8, 1990, pp. 110-118. 3. JONES, Warren: “Unusual stresses require attention to bit selection”, en: Oil and Gas Journal, October 22, 1990, pp. 81-85. 4. HARVEY, Floyd: “Fluid program built around hole cleaning, protecting formation”, en: Oil and Gas Journal, November 5, 1990, pp. 37-41. 5. TAYLOR, Michael; EATON, Nick: “Formation evalua-tion helps cope with lateral heterogeneities”, en: Oil and Gas Journal, November 19, 1990, pp. 56-66. 6. WHITE, Cameron: “Formation characteristics dictate completion design”, en: Oil and Gas Journal, December 3, 1990, pp. 58-64. 7. MATSON, Ron; BENNETT, Rod: “Cementing horizon-tal holes becoming more common”, en: Oil and Gas Journal, December 17, 1990, pp. 40-46. 8. BLANCO, Eduardo R.: “Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction”, en: Oil and Gas Jour-nal, December 31, 1990, pp. 112-117. Conclusion of Series
- 142. 142 E lP o z o I l u s t r a d o 18. IX Jornadas Técnicas de Petróleo: Trabajos sobre Perfo-ración, Colegio de Ingenieros de Venezuela/Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleos, Maracaibo, 30- 10 al 2-11-1991. 19. JOURDAN, Andre P.; BORON, Guy: “Horizontal Well Proves Productivity Advantages”, en: Petroleum Engineer International, October 1984, p. 24. 20. Journal of Petroleum Technology, Dallas, Texas, mensual. 21. Journal of Petroleum Technology, “Artificial Lift/Multi-lateral Technology”, July 1997. 22. LEONARD, Jeff: “Guide To Drilling, Workover and Completion Fluids”, en: World Oil, June 1980. 23. LITTLETON, Jeff H.: “Sohio Studies Extended - Reach Drilling For Proudhoe Bay”, en: Petroleum Engineer In-ternational, October 1985, p. 28. 24. LOWEN, Brian M.; GRADEEN, Glenn D.: “Canadian Operator Succeeds in Slant-Hole Drilling Project”, en: Petroleum Engineer International, August 1982, p. 40. 25. LOXAM, D.C.: “Texaco Canada Completes Unique Horizontal Drilling Program”, en: Petroleum Engineer In-ternational, September 1982, p. 40. 26. LUMMUS, James L.: “Bit Selection”, en: Petroleum Engi-neer, March 1974. 27. MARSH, J.L.: “Hand-Held Calculator Assists in Direction-al Drilling Control”, en: Petroleum Engineer International, July 1982, p. 79. 28. Mene, Maracaibo, estado Zulia, bimestral. 29. Ministerio de Energía y Minas: A. Memoria y Cuenta, anual. B. Petróleo y otros Datos Estadísticos (PODE), Caracas, anual.
- 143. C a pí t u l o 3 - P e r f o r a c i ó n 143 30. MOORE III, W.D.; STILWELL, Jim: “Offshore Report”, en: Oil and Gas Journal, May 8, 1978. 31. MOORE, Steve D.: “High - Angle Drilling Comes of Age”, en: Petroleum Engineer International, February 1987, p. 18. 32. MOORE, Steve D.: “The Hows And Whys of Downhole Drilling Motors”, en: Petroleum Engineer International, August 1986, p. 38. 33. NAZZAI, Greg: “Extended - Reach Wells Tap Outlying Reserves”, en: World Oil, March 1993, p. 49. 34. Ocean Industry, Houston, Texas, mensual. 35. Offshore, Tulsa, Oklahoma, mensual. 36. Oil and Gas Journal: - “Horizontal drilling taps coal seam gas”, March 14, 1983, p. 35. - “Group project aims to extend limits of directional drilling”, July 18, 1983, p. 42. 37. Petroleum, Maracaibo, estado Zulia, mensual. 38. PETZET, G. Alan: “Research efforts aims to trim drilling cost, boost recovery”, en: Oil and Gas Journal, July 18, 1983, p. 41. 39. RANDALL, B.V.; CRAIG, Jr., J.T.: “Bottom Hole Assemblies Rated for Rigidity/Stickability”, en: Oil and Gas Journal, October 2, 1978. 40. RAPPOLD, Keith: “Use Of LWD Tools To Improve Downhole Navigation On The Rise”, en: Oil and Gas Journal, December 18, 1995, p. 25. 41. SUMAN, Jr., George O.; ELLIS, Richard E.: “Cementing Oil and Gas Wells”, en: World Oil, March 1977. 42. Transactions, Society of Petroleum Engineers of the A.I.M.E., Dallas, Texas, anual.
- 144. 144 E lP o z o I l u s t r a d o 43. UREN, Lester C.: Petroleum Production Engineering Development, fourth edition, McGraw-Hill Book Compa-ny, Inc., New York, 1956. 44. WALKER, Scott H.; MILLHEIM, Keith K.: “An Innovative Approach to Exploration and Exploitation Drilling: The Slim-Hole High Speed Drilling System”, en: Journal of Petroleum Technology, September 1990, p. 1.184. 45. WEISS, Walter J.: “Drilling Fluid Economic Engineering”, en: Petroleum Engineer, September 1977. 46. World Oil: - “Composite Catalog”, Oil Field Equipment and Serv-ices, 1982 - 1983, 5 volúmenes, 9.052 páginas - “Drilling Today and Yesterday”, October 1978. - “Drill Bit Classifier”, September 1992. 47. Zumaque, Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petró-leos, Caracas, trimestral.
- 146.
- 147. 147 C ap í t u l o 4 - P r o d u c c i ó n Indice Página I. Terminación del Pozo • Evaluaciones previas • Tipos de terminación Terminación vertical sencilla Terminación vertical doble Terminación vertical triple • Otras modalidades de terminación Bombeo mecánico Bombeo hidráulico Levantamiento artificial por gas • La sarta de educción Aditamentos para la sarta de educción • Terminación de pozos horizontales • Tubería continua o devanada de educción • Terminación de pozos costafuera II. Características de los Yacimientos • Presión del yacimiento • Temperatura del yacimiento • Viscosidad de los crudos • Mecanismos naturales de producción del yacimiento Casquete o empuje de gas Empuje por gas disuelto Empuje por agua o hidráulico Empuje por gravedad III. Manejo de la Producción • Separación de fluidos El múltiple de producción Los separadores de producción Disposición del crudo Disposición del gas Disposición del agua 149 149 150 151 152 153 153 154 155 156 157 158 158 159 163 165 166 167 167 169 170 172 173 174 176 176 176 177 178 178 179
- 148. 148 E lP o z o I l u s t r a d o IV. Comportamiento de la Producción • Comportamiento de los pozos • Comportamiento del yacimiento • Clasificación de las reservas • La producción vigorizada • Ejemplos numéricos V. Mantenimiento, Estimulación y Reacondicionamiento de Pozos • Mantenimiento • Estimulación de pozos Succión Inyección de fluidos Fracturamiento de estratos Acidificación • Limpieza de pozos Arenamiento Acumulación de parafina • Reacondicionamiento de pozos Tareas para reacondicionamiento de pozos VI. Crudos Pesados/Extrapesados • Características • De los yacimientos y los crudos pesados y extrapesados • La Faja del Orinoco Interés por la Faja Referencias Bibliográficas 180 180 180 182 183 183 184 184 186 186 186 187 188 189 189 191 192 193 193 195 195 197 198 202
- 149. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 149 I. Terminación del Pozo Se define como fecha de termina-ción del pozo aquella en que las pruebas y evaluaciones finales de producción, de los es-tratos e intervalos seleccionados son conside-radas satisfactorias y el pozo ha sido provisto de los aditamentos definitivos requeridos y, por ende, se ordena el desmantelamiento y sa-lida del taladro del sitio. Evaluaciones previas Durante el curso de la perforación, la obtención y estudio de muestras de ripio o de núcleos convencionales o de pared; el aná-lisis continuo e interpretación del posible con-tenido de hidrocarburos en el fluido de per-foración; la toma de diferentes registros petro-físicos e interpretación cualitativa y cuantitati-va de la información; la correlación de la infor-mación geológica, sísmica y/o petrofísica; el comportamiento y velocidad de penetración de la barrena; y la información e interpretación de alguna prueba de producción hecha con la sarta de perforación en el hoyo desnudo, con-figuran por sí o en conjunto la base para de-cidir la terminación del pozo en determina-do( s) yacimiento(s) y los respectivos intervalos escogidos. La abundancia y tipo de información para evaluar y correlacionar las perspectivas del pozo dependen de si la perforación es de Fig. 4-1. Desarrollo de las inmensas acumulaciones de petróleo de la Faja del Orinoco. Operaciones de perforación en el área de Cerro Negro, estado Monagas.
- 150. 150 E lP o z o I l u s t r a d o exploración, de avanzada o de desarrollo, en cuyos casos el grado de control geológico y la experiencia acumulada del personal encargado de formular la terminación determinará cuáles datos son suficientes e indispensables para rea-lizar la tarea. Las apreciaciones más importantes que conducen a una buena terminación son: • El tipo de hoyo que penetra los estratos perforados: vertical, desviado conven-cional, desviado de largo alcance, inclinado u horizontal. • El rumbo y el aspecto de la cir-cunferencia de la trayectoria del hoyo, para que las sartas de revestimiento queden bien centradas y la cementación de las mismas sea eficaz. Y, posteriormente, que tanto la inser-ción y manejo de otras sartas y herramientas como su extracción se realicen sin causar des-gastes y/o daños a los revestidores. • En el caso del hoyo desviado de largo alcance, el inclinado o el horizontal se tomarán las precauciones requeridas para evi-tar atascos durante las operaciones de revesti-miento y cementación de las sartas. Si la sarta horizontal se utiliza como revestidora y como sarta de producción, la metida y colocación en el hoyo requiere esmerada atención para que quede bien centrada, y la cementación y el ca-ñoneo se hagan sin inconvenientes • Los gradientes de presión y de temperatura para mantener el fluido de per-foración o los especiales de terminación den-tro de las exigencias requeridas. Igualmente la selección de cementos y aditivos para la ce-mentación de sartas, especialmente la última sarta. • Revisión del Informe Diario de Perforación para refrescar la memoria sobre los incidentes importantes surgidos como: atas-camiento de la sarta de perforación, enchave-tamiento del hoyo, pérdidas parciales o total de circulación, desviación desmedida del hoyo y correcciones, derrumbes, arremetidas por flu-jo de agua, gas y/o petróleo. • Interpretaciones cualitativas y cuan-titativas de pruebas hechas con la sarta de per-foración en el hoyo desnudo para discernir so-bre: presiones, régimen de flujo, tipo y calidad de fluidos: gas, petróleo, agua. • Registros y/o correlaciones de re-gistros para determinar: tope y base de los es-tratos, espesor de intervalos presuntamente productivos, zonas de transición, porosidad, permeabilidad, tipo de rocas, buzamientos, ac-cidentes geológicos (fallas, plegamientos, adel-gazamientos, discordancia, corrimientos, etc.), características del petróleo a producirse. • Estudio de historias de perfora-ción, terminación y producción de pozos con-tiguos, cercanos o lejanos para apreciar pro-cedimientos empleados antes, comportamiento mecánico de las terminaciones, posibles re-paraciones realizadas y desenvolvimiento de la etapa productiva de los pozos. Tipos de terminación Existen varios tipos de terminación de pozos. Cada tipo es elegido para responder a condiciones mecánicas y geológicas impues-tas por la naturaleza del yacimiento. Sin em-bargo, siempre debe tenerse presente que la terminación mientras menos aparatosa mejor, ya que durante la vida productiva del pozo, sin duda, se requerirá volver al hoyo para trabajos de limpieza o reacondicionamientos menores o mayores. Además, es muy importante el as-pecto económico de la terminación elegida por los costos de trabajos posteriores para con-servar el pozo en producción. La elección de la terminación debe ajustarse al tipo y a la mecánica del flujo, del yacimiento al pozo y del fondo del pozo a la superficie, como también al tipo de crudo. Si el yacimiento tiene suficiente presión para ex-peler el petróleo hasta la superficie, al pozo se
- 151. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 151 le cataloga como de flujo natural, pero si la presión es solamente suficiente para que el petróleo llegue nada más que hasta cierto nivel en el pozo, entonces se hará producir por medio del bombeo mecánico o hidráulico o por levantamiento artificial a gas. Además de las varias opciones para terminar el pozo vertical (Figuras 4-2 a 4-11, respectivamente), ahora existen las modalida-des de terminación para pozos desviados nor-malmente, los desviados de largo alcance, los inclinados y los que penetran el yacimiento en sentido horizontal. Terminación vertical sencilla La terminación sencilla contempla, generalmente, la selección de un solo horizon-te productor para que descargue el petróleo hacia el pozo. Sin embargo, existen varias mo-dalidades de terminación sencilla. La terminación sencilla clásica, con el revestidor cementado hasta la profundidad total del hoyo, consiste en que el revestidor sea ca-ñoneado a bala o por proyectil a chorro, para abrir tantos orificios (perforaciones) de determi-nado diámetro por metro lineal hélico para es-tablecer el flujo del yacimiento hacia el pozo. El diámetro del cañón, que puede ser de 83 a 121 milímetros y diámetros inter-medios, se escoge de acuerdo al diámetro del revestidor, que generalmente puede ser de 127 a 178 milímetros y diámetros intermedios con-vencionales. El diámetro del proyectil común-mente es de 6 a 19 milímetros, con incremen-tos convencionales para diámetros intermedios deseados que pueden ser de 9,5; 12,7 y 15,9 milímetros. Como el fluido de perforación es ge-neralmente utilizado para controlar la presión de las formaciones, se decidirá si será utilizado durante el cañoneo en su estado actual o si se opta por dosificarlo con aditivos específicos o cambiarlo totalmente por un fluido especial. cemento tubería de producción obturador perforaciones hoyo revestidor intervalo productor Fig. 4-2. Modalidad de terminación sencilla básica, pozo vertical. Pues, durante el cañoneo y las tareas subse-cuentes, el pozo debe estar controlado por el fluido. Por tanto, esta etapa de terminación puede tornarse crítica. Luego de cañoneado el intervalo o los intervalos seleccionados, se procede a ex-traer el cañón del pozo para comenzar des-pués a meter la tubería de producción, llama-da también de educción. Para el caso básico de terminación sencilla, como se muestra en la Figura 4-2, la tubería de producción lleva en su parte inferior una empacadura adecuada que se hinca contra la pared del revestidor. La parte superior de la sarta se cuelga del cabezal del pozo y del cabezal sale la tubería de flujo que lleva el petróleo hasta el múltiple de la insta-lación de separadores donde se separa el gas, el petróleo y el agua. De aquí en adelante, en la estación de flujo y almacenamiento, se pro-cede al manejo de estos tres fluidos de acuer-do a sus características. En el cabezal del pozo se instalan dispositivos, tales como un manómetro para ve-
- 152. 152 E lP o z o I l u s t r a d o rificar la presión del flujo del pozo, un estran-gulador (fijo o graduable) para regular el flujo del pozo y las válvulas para cerrar el pozo y te-ner acceso al espacio anular en caso necesario. Otra versión de terminación sencilla, permite que selectivamente pueda ponerse en producción determinado intervalo (Figura 4-3). Para esto se requiere adaptar a la sarta de pro-ducción las empacaduras de obturación re-queridas y las válvulas especiales en frente de cada intervalo para permitir que el petróleo fluya del intervalo deseado y los otros dos es-tratos se mantengan sin producir. Por las características petrofísicas de la roca, especialmente en el caso de caliza o dolomita, la terminación sencilla puede hacer-se a hoyo desnudo (Figura 4-4), o sea que el revestidor se cementa más arriba del intervalo productor. Luego se puede estimular o fractu-rar el intervalo productor. Algunas veces se puede optar por revestir el intervalo productor utilizando un re-vestidor corto, tubería calada (Figura 4-5), que cuelga del revestidor de producción. Otra opción de terminación para contener arenas muy deleznables, que se em-plea mucho en pozos que producen a bombeo hoyo cemento colgador obturadores tubería calada hoyo cemento revestidor obturador tubería calada mecánico, es la de empacar el intervalo produc-tor con grava de diámetro escogido (Figura 4-6), de manera que los granos sueltos de arena, impulsados por el flujo, al escurrirse por la gra-va se traben, formando así un apilamiento firme y estable que evita que la arena fluya hacia el pozo. El empaque puede lograrse colgan-do una tubería calada especial, previamente empacada o con una tubería calada por medio de la cual, antes de colgarla, se rellena el espa-cio anular con la grava escogida. Terminación vertical doble Cuando es necesario producir inde-pendientemente dos yacimientos por un mis-mo pozo, se recurre a la terminación doble (Figura 4-7). Generalmente, el yacimiento su-perior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de educción y el inferior por la tubería de educción, cuya empa-cadura de obturación se hinca entre los dos in-tervalos productores. Algunas veces se requiere que el in-tervalo productor inferior fluya por el espacio anular y el superior por la tubería de educción única que desea instalarse (Figura 4-8). En este tubería de flujo empacadura de obturación intervalo C intervalo B intervalo A hoyo cemento válvula válvula válvula revestidor zapata Fig. 4-3. Terminación sencilla de opción múltiple selectiva. hoyo cemento obturador revestidor hoyo tubería de producción intervalo productor revestidor hoyo grava Fig. 4-4. Terminación sencilla en hoyo desnudo. Fig. 4-5. Terminación sencilla con tubería calada. Fig. 4-6. Terminación sencilla y empaque con grava.
- 153. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 153 caso se puede elegir una instalación que por debajo del obturador superior tenga una deri-vación a semejanza de una Y, que permite in-vertir la descarga del flujo. Otras veces se puede optar por ins-talar dos tuberías de educción para que los fluidos de cada intervalo fluyan por una tube-ría sin tener que utilizar el espacio anular para uno u otro intervalo (Figura 4-9). Terminación vertical triple Cuando se requiere la producción vertical independiente de tres estratos se opta por la terminación triple (Figura 4-10). La se-lección del ensamblaje de las tuberías de educ-ción depende, naturalmente, de las condicio-nes de flujo natural de cada yacimiento. Gene-ralmente puede decidirse por la inserción de dos sartas para dos estratos y el tercero se hará fluir por el espacio anular. Otra opción es la de meter tres sartas de educción (Figura 4-11). Otras modalidades de terminación Las terminaciones mencionadas an-teriormente corresponden todas a las de pozo por flujo natural. Para pozos que desde el mismo co-mienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural, se recurre entonces a la ter-minación por bombeo mecánico, bombeo hi-dráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor, según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir. hoyo cemento revestidor intervalo B obturador intervalo A tubería de producción obturador intervalo B obturador intervalo A Fig. 4-7. Terminación vertical doble básica. Fig. 4-8. Terminación vertical doble invertida. tuberías de producción obturador intervalo B obturador intervalo A tuberías de producción intervalo C obturador intervalo B obturador intervalo A Fig. 4-9. Terminación vertical doble con dos tuberías. Fig. 4-10. Terminación verti-cal triple. Fig. 4-11. Terminación vertical triple con tres tuberías.
- 154. 154 E lP o z o I l u s t r a d o Bombeo mecánico El revestimiento y la manera de ter-minar el pozo puede ser muy parecida a la an-tes descrita para pozos de flujo natural, excep-to que la gran diferencia estriba en cómo hacer llegar el petróleo desde el fondo del pozo a la superficie. El yacimiento que ha de producir por bombeo mecánico tiene cierta presión, su-ficiente para que el petróleo alcance un cierto nivel en el pozo. Por tanto, el bombeo mecá-nico no es más que un procedimiento de suc-ción y transferencia casi continua del petróleo hasta la superficie. El balancín de producción, que en apariencia y principio básico de funcionamien-to se asemeja al balancín de perforación a per-cusión, imparte el movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión que mueve el pistón de la bomba, colocada en la sarta de producción o de educción, a cierta profundi-dad del fondo del pozo (Figura 4-12). La válvula fija permite que el petró-leo entre al cilindro de la bomba. En la carre-ra descendente de las varillas, la válvula fija se cierra y se abre la válvula viajera para que el petróleo pase de la bomba a la tubería de educción. En la carrera ascendente, la válvula viajera se cierra para mover hacia la superficie el petróleo que está en la tubería y la válvula fija permite que entre petróleo a la bomba. La repetición continua del movimiento ascenden-te y descendente (emboladas) mantiene el flu-jo hacia la superficie (Figura 4-13). Como en el bombeo mecánico hay que balancear el ascenso y descenso de la sar-ta de varillas, el contrapeso puede ubicarse en la parte trasera del mismo balancín o en la ma-nivela. Otra modalidad es el balanceo neumá-tico, cuya construcción y funcionamiento de la recámara se asemeja a un amortiguador neu-mático; generalmente va ubicado en la parte delantera del balancín. Este tipo de balanceo se utiliza para bombeo profundo. contrapeso cabezote rienda vástago pulido prensa estopa cabezal tubería de educción varilla de succión revestidor válvula viajera bomba balancín válvula fija yacimiento Fig. 4-12. Esquema del mecanismo y partes del bombeo me-cánico tipo balancín. Los diámetros de la bomba varían manivela motor de 25,4 a 120 milímetros. El desplazamiento de fluido por cada diámetro de bomba depende del número de emboladas por minuto y de la longitud de la embolada, que puede ser de va-rios centímetros hasta 9 metros. Por tanto, el bombeo puede ser de fracciones de metro cúbico hasta unos 470 metros cúbicos/día. Las bombas son del tipo llamado de tubería de educción, ya que el cilindro o pis-tón de la bomba va conectado a la tubería de educción y se mete en el pozo como parte in-tegral de la sarta a la profundidad deseada de bombeo. El émbolo de la bomba, que lleva la válvula viajera, constituye la parte extrema in-ferior de la sarta de varillas de succión. La sarta
- 155. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 155 de varillas se mete en la tubería de educción hasta llegar a la válvula fija, ubicada en el fon-do del cilindro. Luego se sube la sarta de va-rillas cierta distancia y por medio del vástago pulido, colgador y riendas se fija en el balan-cín, de manera que en la carrera descendente no golpee la válvula fija. Otro tipo de bomba es la integral, en la cual todos sus elementos conforman una sola pieza, que utilizando la sarta de varillas se puede colocar o extraer, sin necesidad de sacar la sarta de educción, para cambiarle algunos de sus componentes o reemplazarla por otra del mismo diseño. Este tipo requiere que la sarta de educción sea provista de un niple ade-cuado o dispositivo similar para encajarla. Como las válvulas fija y viajera de-ben ser resistentes a la corrosión y a la abra-sión, sus esferas y asientos se fabrican de acero inoxidable, acero templado, metal monel, alea-ciones de cobalto, acero tungsteno o bronce. Las varillas de succión son hechas de varias aleaciones de metales. Están sujetas a un funcionamiento mecánico que le impone esfuerzos de estiramiento, encogimiento y vi-bración; fatiga, corrosión, erosión. Cada varilla tiene en un extremo una espiga (macho) redonda, sólida y roscada, y más abajo del hombrillo, en forma cuadrada, una muesca para encajar la llave para el enrosque y desenrosque. En el otro extremo lleva la caja o conexión hembra, internamente roscada, con muesca exterior o con muesca por debajo de la caja, para otra llave que facilita el enrosque o desenrosque de la varillas una tras otra. Las varillas se fabrican, generalmen-te, en diámetros de 15,9; 19; 22,2; 25,4 y 28,6 milímetros, con sus correspondientes dimen-siones para la espiga, hombrillo, caja, muesca, etc. La longitud de las varillas es de 7,6 y 9,15 metros. El peso de las varillas, en kg/30 metros de longitud, va desde 32,7 a 167,3 kilogramos. Para cada diámetro de tubería de educción existe un diámetro adecuado de varillas, para mayor efectividad de funcionamiento. Bombeo hidráulico En este tipo de mecanismo de ex-tracción del petróleo del fondo del pozo, se usa como medio impelente del petróleo un fluido que se bombea por la tubería de educ-ción. El petróleo producido y el fluido impe-lente suben a la superficie por el espacio anu-lar. La mezcla pasa por un separador o des- varillas tubería de educción émbolo válvula viajera cilindro válvula fija válvula de asiento liso válvula de asiento acanalado Fig. 4-13. Partes de una bomba de succión de pozos petrolíferos.
- 156. 156 E lP o z o I l u s t r a d o gasificador y luego a un tanque de donde el petróleo producido pasa al almacenamiento y suficiente impelente permanece en el tanque para ser succionado por la bomba y ser bom-beado otra vez al pozo (Figura 4-14). Existe una variada selección de bom-bas de fondo y equipos afines de superficie para el diseño de bombeo hidráulico continuo o intermitente, de acuerdo con las caracterís-ticas de flujo y requerimientos de los pozos. Levantamiento artificial por gas El levantamiento artificial por gas, de los tipo intermitente y continuo, se usa des-de hace mucho tiempo. Mayor ventaja ofrece el tipo de inyección continua para hacer pro-ducir pozos que mantengan una razonable presión de fondo que sostenga un índice de productividad de líquidos no menor de 0,23 m3/día/kg/cm2 (1,45 brls/día). La selección de uno u otro tipo de-pende de la presión de fondo, de la disponibi-lidad del volumen y presión de gas requeridos, como de las características y condiciones del yacimiento. El diseño y la instalación del sistema dependen de la selección de los elementos que van en el pozo: tipo de válvulas; espacia-miento y profundidad de colocación de las vál-vulas en la sarta; características de las sartas de revestimiento final y de educción; tipo de ter-minación del pozo y previsiones para posterior desencaje, cambio e inserción de elementos de la sarta, utilizando herramientas manipuladas desde la superficie por medio de un cable o alambre. En la superficie, se dispone todo lo concerniente al manejo del gas que debe utili-zarse: características, recolección, presiones, tratamiento, medición, control de volúmenes, compresión, distribución e inyección para la gas petróleo agua separador motor bomba motor bomba Fig. 4-14. Detalles básicos de una instalación de bombeo hi-dráulico para pozos petrolíferos. gas inyectado revestidor inyección continua de gas producción Fig. 4-15. Detalles básicos de una instalación de levantamien-to artificial por gas. válvula de inyección de gas tubería de educción
- 157. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 157 red de pozos del sistema. De igual manera, existen también en la superficie las instalacio-nes requeridas para recibir la producción de los pozos: gas-petróleo-agua, y efectuar su se-paración, tratamiento, almacenamiento, distri-bución y despacho. La sarta de educción Al mencionar los diferentes tipos de terminación de pozos, aparece la utilización de una, dos y hasta tres sartas de educción, según el número de estratos que independientemente ameriten ser producidos. Tan importantes son las especificaciones y diseño de cada sarta de educción como las de las sartas de revesti-miento. Pues, ambas por sí y en conjunto, ade-más de representar una gran inversión para cada pozo, son el pozo mismo. Por tanto, la función eficaz y durabilidad de cada sarta son garantía de la seguridad y permanencia del pozo. La manufactura y características de los tubos para sartas de producción se rigen por normas y propiedades físicas recomenda-das por el Instituto Americano del Petróleo (API), que cubren los siguientes factores: • Diámetro nominal. • Diámetro externo. • Peso nominal, con acoplamiento liso o recalcado. • Espesor. • Grado (H-40, J-55, C-75, N-80, P-105). • Resistencia a la tensión, aplasta-miento y estallido. • Esfuerzo de torsión de enroscado. • Inspección, transporte, manteni-miento y uso. Para satisfacer la variedad de necesi-dades y condiciones en los pozos, los diáme-tros externos nominales disponibles son: 19,5; 25,40; 31,75; 38,10; 52,39; 60,32; 73,02; 88,90; 101,60 y 114,30 milímetros, que corresponden respectivamente a 3/4, 1, 11/4, 11/2, 21/16, 23/8, 27/8, 31/2, 4 y 41/2 pulgadas. Generalmente, la longitud de cada tubo para el Rango 1 es de 6,1 a 7,42 metros (20 - 24 pies, inclusive) y pa-ra el Rango 2 de 8,54 a 9,76 metros (28 - 32 pies, inclusive). Para cada diámetro hay una serie de grados (H-40, J-55, etc.) y correspon-dientes espesores, según la resistencia a la ten-sión, aplastamiento y estallido, que se compa-ginan con el peso integral de cada tubo. Todo es importante en cada tubo, pero al elegir la sarta hay una parte que re-quiere especial atención, como lo es el acopla-miento o enrosque de los extremos de los tu-bos entre sí para formar la sarta. Cada tubo tie-ne en un extremo (macho) un cordón de ros-cas externas y en el otro (hembra) una unión o niple, de mayor diámetro que el cuerpo del tubo, con su cordón interno de roscas. Como el enroscamiento de los tubos debe formar un empalme hermético, las roscas juegan papel muy importante y por ello el nú-mero de roscas, generalmente de 3 a 4 por centímetro lineal, aproximadamente, tienen va- recalce Fig. 4-16. Muestras de tubería de educción con empalme sin recalce y con recalce.
- 158. 158 E lP o z o I l u s t r a d o riadas configuraciones para que junto con el hombrillo donde se asienta el borde del macho en la hembra se produzca un sello de metal a prueba de fuga. Además, de la fortaleza del acoplamiento depende que la carga colgada que representa la sarta no se desprenda. De allí que la resistencia del acoplamiento sea esencialmente igual a la que posee la totalidad del tubo. Para darle a la unión la fortaleza re-querida es porque el metal es más grueso en ese punto y el recalce se hace externamente. También se fabrican conexiones sin recalce (Figura 4-16). Las tuberías para revestimiento de po-zos, las tuberías de educción y las tuberías cala-das se fabrican sin costura, de piezas integrales o soldadas eléctricamente, de acuerdo con nor-mas y especificaciones que rigen el aspecto quí-mico- metalúrgico de los aceros escogidos; como también el proceso térmico empleado en la con-fección de las tuberías; el control de calidad de fabricación, que incluye pruebas químicas y físi-cas de tensión, aplastamiento y estallido. Aditamentos para la sarta de educción Debido a los requerimientos y opciones de la terminación, el diseño de sarta de educción puede ser sencillo o complejo. Habida cuenta de la profundidad, presiones, estratos a producir y características de la pro-ducción, hay disponibles una variedad de adi-tamentos complementarios para la instalación y fijación de la sarta en el pozo y otros que, formando parte integral de la sarta, sirven para ciertas funciones y acciones mecánicas que de vez en cuando deban hacerse en el pozo por medio de la sarta. En el primer caso, se tienen la válvu-la de charnela, que se enrosca en el extremo inferior de la sarta. La zapata guía, en caso de circulación o cementación, que también puede enroscarse en el extremo inferior. Centraliza-dores, que pueden ser ubicados a profundida-des escogidas para centrar la sarta en el hoyo. Obturadores o empacaduras para hincar la sarta en diferentes sitios o para aislar zonas di-ferentes de producción, como en el caso de terminación con varias zonas. Niples o válvu-las deslizables, que por medio del manipuleo con herramientas colgadas de un alambre o ca-ble pueden abrirse o cerrarse desde la superfi-cie para cortar o iniciar el flujo, inyectar flui-dos, etc. Válvulas de seguridad para controlar el flujo del pozo en caso de averías en el ca-bezal. Estranguladores de fondo. Mandriles pa-ra el asiento de válvulas para levantamiento artificial por gas. O algunos otros dispositivos para medición permanente de temperatura, presión de fondo, medidores de corrosión, o tuberías de muy pequeño diámetro para circu-lación de diluente o anticorrosivos. Terminación de pozos horizontales Los tipos de terminación clásica del pozo vertical, descritos en páginas anteriores, representan la evolución de la tecnología pe-trolera desde los comienzos de la industria, 1859, hasta hoy. El éxito de la opción para ter-minar y producir económica y eficientemente el pozo depende de los conocimientos preci-sos que se tengan de la geología del subsuelo; de los detalles del programa general de perfo-ración; de las evaluaciones petrofísicas y co-merciales de los intervalos petrolíferos delinea-dos y del plan de seguimiento del comporta-miento de la producción de hidrocarburos con fines de lograr la más larga vida comercial po-sible de los yacimientos. En resumen, extraer el mayor volumen de hidrocarburos corres-pondiente al área de drenaje de cada pozo. Precisamente, en la década de los setenta, en la industria surgió la idea del pozo horizontal para extraer el mayor volumen de los hidrocarburos in situ del área de drenaje de cada pozo y por ende de todo el yacimien-to. (Ver Capítulo 3, “Perforación”, Apreciacio-nes sobre los parámetros del hoyo horizontal).
- 159. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 159 Los adelantos en las aplicaciones y tecnología de la terminación de pozos hori-zontales han sido espectaculares. Prácticamen-te, en todas las áreas petrolíferas del mundo se hace hoy un gran número de pozos horizon-tales. Sin embargo, como se verá, por razones operacionales, el pozo horizontal definitiva-mente no sustituye al pozo vertical. Cada cual tiene sus méritos, según los aspectos geológi-cos del yacimiento, las características de las formaciones y las propiedades de los hidrocar-buros in situ. De los estudios y experimentos de laboratorio, conjuntamente con experiencias de-rivadas de los trabajos de campo, se ha logrado en los últimos diez años un desarrollo rápido de herramientas y tecnología que incluyen: • Cementación de la tubería de re-vestimiento y de producción en el hoyo hori-zontal, entre cuyos aspectos destacan: la longi-tud de la tubería, que a veces puede ser muy larga; centralización de la tubería; características del fluido de perforación y de la mezcla agua-da de cemento; calibre y horizontalidad del hoyo, de manera de evitar escurrimiento del ce-mento y dejar ciertos tramos de la parte supe-rior de la tubería sin recubrimiento y protección requeridas respecto a la parte alta del hoyo. • Tomar secciones sísmicas utilizan-do equipo de superficie y el de fondo despla-zándolo a lo largo del hoyo horizontal para ha-cer correlaciones lo más exactas posibles. • Hacer perfiles del hoyo horizon-tal mediante las técnicas de “Medición Mientras se Perfora” (MMSP). • Utilizar tubería devanada para ha-cer ciertos perfiles. • Aplicaciones de fluidos de perfo-ración y de terminación, apropiadamente dosi-ficados para aumentar la capacidad y eficiencia de horadación de la barrena, disminución de la turbulencia del flujo del fluido, mantenimiento de sólidos en suspensión, y notable reducción de filtrado hacia la formación. • Mantenimiento de la trayectoria del hoyo en la formación de pequeño espesor y de contacto crítico petróleo/agua, donde la columna petrolífera es muy corta. • Fracturamiento y empaque con grava. • Terminación en hoyo desnudo o con tubería calada. Utilización de obturadores inflables. Aislamiento y taponamiento de tra-mos indeseables por flujo de gas o agua. • Mediante modelos y ejercicios de simulacro con las características y datos de los yacimientos determinar y comparar el com-portamiento de pozos verticales y horizontales para decidir lo apropiado. • Realizaciones de pruebas espe-ciales de producción de pozos para verificar volumen de petróleo, relación gas/petróleo/agua, comportamiento de la presión del pozo, índices de productividad y otros factores. Tubería continua o devanada de educción En la década de los sesenta se hi-cieron intentos por establecer en la industria petrolera el uso de la tubería continua de educción o tubería devanada, especialmente en tareas de servicio y mantenimiento de po-zos que necesiten una tubería de pequeño diá-metro. Los esfuerzos de entonces no echaron raíces. agua pared del hoyo revoque depositado por el fluido de perforación tubería descentrada asentamiento de sólidos Fig. 4-17. Cementaciones defectuosas afectan la integridad de la terminación del pozo horizontal.
- 160. 160 E lP o z o I l u s t r a d o La utilización de tubería continua (o sea la tubería que a semejanza de un cable se devana en un carrete) nació de las necesidades de suministros rápidos y de flujos constantes de combustibles para los ejércitos aliados du-rante la invasión de Normandía, Francia, en ju-nio de 1944, Segunda Guerra Mundial. El ser-vicio logrado con estos poliductos, de 76,2 mi-límetros de diámetro interno (3 pulgadas), fue extraordinario. Desde la costa inglesa, 23 tube-rías cruzaron el canal de la Mancha para llegar a cada playa de desembarque dominada por las tropas invasoras de la costa francesa. Indi-vidualmente, 17 tuberías alcanzaron 48 kilóme-tros de longitud y otras seis se extendieron 112 kilómetros tierra adentro. De 1976 en adelante se avanzó en la técnica de fabricación de tubería devanada y ya para 1980 se había logrado establecer las categorías técnicas deseadas. A partir de noviembre de 1991 hasta junio de 1993, Alexander Sas-Jaworsky II et al. escribieron para la revista World Oil una serie de 16 artículos sobre “Tubería devanada... ope-raciones y servicios”, que detalladamente cu-bren los logros y aspectos siguientes: • Seguridad en el trabajo con tube-ría devanada. • Diámetro del tubo, resistencia y comportamiento (pandeo y dobladuras resi-duales). • Capacidad de la tubería devana-da en operaciones y servicios. • Lavado de arena y limpieza de pozos, descarga de sólidos a chorro. • Empleo de la tubería devanada hoyo abajo en trabajos con alambre fino y re-gistros de pozos. • Estimulaciones de pozos, inyec-ción de ácido y lavado a través de las perfora-ciones a bala. • Consolidación de arena deleznable. • Cementación. • Ensanchamiento del hoyo. • Rescate de piezas y fresado a tra-vés de la tubería de educción. • Perforación con tubería devanada. • Tubería devanada utilizada co-mo sifón y tubería de producción. • Uso futuro de la tubería devanada. Por las aplicaciones actuales de la tubería devanada se pueden apreciar los ade-lantos que han enriquecido y ampliado la tec-nología de reacondicionamiento de pozos, ta-rea a la que han contribuido empresas petro-leras, empresas de servicio y fabricantes de material tubular, de herramientas y de equipos requeridos para las diferentes etapas de las operaciones de campo. dobladura carrete dobladura conjunto impiderreventón empacadura bomba tanque de descarga tubería de educción 2 7/8 pulgadas tubería devanada 1 1/4 pulgadas extremo de la tubería a 10.000 pies obstrucción de arena de producción Fig. 4-18. El caso típico de un acondicionamiento de pozo con tubería devanada puede ser el de lavar y sacar la arena que obs-truye la tubería de producción a una profundidad de 10.000 pies. Fuente: Alexander Sas-Jaworsky II, World Oil, marzo 1992, p. 71.
- 161. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 161 Tabla 4-1. Propiedades físicas y químicas del acero de alta resistencia y baja aleación para fabricar tubería devanada Descripción de la aleación de acero: A-606, Tipo 4, modificada Propiedades físicas: Resistencia cedente mínima: 70.000 lppc Resistencia tensora mínima: 80.000 lpcc Elongación mínima: 30 % Dureza máxima: 22 C Rockwell Composición química: Carbono, rango 0,10 - 0,15 Manganeso, rango 0,60 - 0,90 Fósforo, máximo 0,030 Azufre, máximo 0,005 Silicio, rango 0,30 - 0,50 Cromio, rango 0,55 - 0,70 Cobre, rango 0,20 - 0,40 Níquel, máximo 0,25 Las propiedades y características de la tubería devanada responden a determinadas especificaciones técnicas incluidas en la serie de publicaciones antes mencionadas. Las Ta-blas 4-1, 4-2 y 4-3 resumen lo esencial de los parámetros correspondientes a fabricación. Los procedimientos de fabricación de tubería devanada son básicamente los mis-mos que se emplean cuando para este tipo de tubería se utiliza el acero convencional al car-bono pero después la tubería se somete a cali-bración del diámetro y al proceso de templado rápido. Las propiedades mecánicas de la tube-ría (4.932 kg/cm2) (5.636 kg/cm2) se ajustan a las especificaciones promul-gadas por el API en su Boletín 5C3, “Fórmulas y Cálculos para Tuberías de Revestimiento, de Educción, de Perforación y de Ductos”. Por las características de fabricación y por sus propiedades mecánicas, la tubería devanada de hoy puede utilizarse como tube-ría de educción permanente en el pozo, bajo ciertas condiciones de la modalidad de flujo del yacimiento y otros aspectos de funciona-miento de la sarta hoyo abajo. Hay tuberías hasta de 3,5 pulgadas de diámetro normal (88,9 mm). Como la sarta no tiene conexiones, Tabla 4-2. Propiedades mecánicas de la tubería devanada de titanio Tipo Resistencia mínima Tensión mínima Elongación mínima Grado 2 40.000 lppc 50.000 lppc 20 % (2.818 kg/cm2) (3.515 kg/cm2) Grado 12 70.000 lppc 80.000 lppc 18 % (4.932 kg/cm2) (5.636 kg/cm2) Beta-C 140.000 lppc 150.000 lppc 12 % (9.864 kg/cm2) (10.568 kg/cm2)
- 162. 162 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 4-3. Dimensiones, especificaciones sobre presión e información general comercial disponible acerca de tubería devanada 1 2 3 4 5 6 7 0,875 0,087 0,701 0,737 14,455 10,624 13,280 1,00 0,067 0,866 0,688 12,982 7,056 8,820 1,00 0,075 0,850 0,741 14,505 7,952 9,940 1,00 0,087 0,826 0,848 16,738 9,296 11,620 1,00 0,095 0,810 0,918 18,191 10,192 12,740 1,00 0,102 0,796 0,978 19,262 10,864 13,580 1,00 0,109 0,782 1,037 20,492 11,648 14,560 1,25 0,075 1,100 0,941 18,409 6,362 7,952 1,25 0,087 1,076 1,081 21,301 7,437 9,296 1,25 0,095 1,060 1,172 23,194 8,154 10,192 1,25 0,102 1,046 1,250 24,595 8,691 10,864 1,25 0,109 1,032 1,328 26,210 9,318 11,648 1,25 0,125 1,000 1,506 29,375 10,573 13,216 1,25 0,134 0,982 1,597 31,583 11,469 14,336 1,25 0,156 0,938 1,840 35,867 13,261 16,576 1,50 0,095 1,310 1,425 28,197 6,795 8,493 1,50 0,102 1,296 1,522 29,928 7,243 9,053 1,50 0,109 1,282 1,619 31,928 7,765 9,707 1,50 0,125 1,250 1,836 35,862 8,885 11,107 1,50 0,134 1,232 1,955 38,620 9,557 11,947 1,50 0,156 1,188 2,245 44,004 11,051 13,813 1,75 0,109 1,532 1,910 37,645 6,656 8,320 1,75 0,125 1,500 2,190 42,350 7,552 9,440 1,75 0,134 1,482 2,313 45,657 8,192 10,240 1,75 0,156 1,438 2,660 52,140 9,472 11,840 2,00 0,109 1,782 2,201 43,363 5,824 7,280 2,00 0,125 1,750 2,503 48,837 6,608 8,260 2,00 0,134 1,732 2,671 52,694 7,168 8,960 2,00 0,156 1,688 3,072 60,277 8,288 10,360 2,375 0,125 2,125 3,010 58,568 5,565 6,956 2,375 0,134 2,107 3,207 63,250 6,036 7,545 2,375 0,156 2,063 3,710 72,482 6,979 8,720 es toda hermética y no hay fugas. Sin embargo, el procedimiento mecánico de meter y sacar tubería devanada del hoyo conlleva que se ha-gan seis pasos que implican doblar y desdo-blar la tubería en la distancia entre el carrete y el cabezal del pozo, tres a la metida y tres a la sacada. El arco de dobladura depende del diá-metro del eje del carrete y del radio de la guía sobre el cabezal. Ejemplos de otras muy variadas apli-caciones de tubería devanada en trabajos de campo se han efectuado en regiones petro-líferas del mundo y con marcado énfasis en los Estados Unidos (Alaska, Texas y la costa esta- Columnas: (1) Diámetro nominal, pulgadas. (2) Espesor de la tubería, pulgadas. (3) Diámetro interno, pulgadas. (4) Peso nominal, libras/pie. (5) Capacidad de carga. Punto cedente, libras. (6) Resistencia a la presión, lppc probada. (7) Presión de estallido, lppc. Observaciones: El punto cedente mínimo (5) está calculado sobre el espesor mínimo. El valor de la prueba de resistencia (6) representa 80 % de la resistencia interna a la presión. La presión máxima de trabajo está en función de la condición de la tube-ría, la cual determinará el usuario. Toda la información se refiere a tubería nueva en condiciones mínimas de resistencia.
- 163. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 163 dounidense del golfo de México), Canadá, No-ruega y otras áreas del mar del Norte. De los avances tecnológicos logra-dos hasta hoy en la manufactura y aplicaciones de la tubería devanada en actividades de per-foración y producción, se aprecia que mayores contribuciones se obtendrán en el futuro en la medida en que se generalice el uso de este ti-po de tubería. Terminación de pozos costafuera La terminación de pozos verticales, desviados y horizontales costafuera, en lo que se refiere a las sartas de educción y sus adita-mentos, no difiere mucho de las terminaciones en tierra. Sin embargo, la profundidad de las aguas influye mucho en varios aspectos de la terminación. Generalmente, en aguas muy llanas o llanas, el cabezal del pozo queda montado sobre una plataforma. Del fondo a la superfi-cie del agua y de allí al piso de la plataforma, cuando las distancias no son muy largas no hay mucho inconveniente en que las tuberías de superficie, revestidoras y de educción lle-guen a la plataforma. En ocasiones, desde una gran plataforma se perforan direccionalmente un cierto número de pozos. La plataforma tie-ne suficiente área propia o área auxiliar adya-cente para acomodar separadores, tanques de prueba, de transferencia o de tratamiento, bombas y todo cuanto sea necesario para ma-nejar fluidos producidos en el sitio. Cuando las distancias de la costa son muy largas, las pla-taformas están provistas de instalaciones y co-modidades para el alojamiento y permanencia del personal de trabajo. A medida que la profundidad de las aguas ha ido aumentando, porque las opera-ciones se realizan cada vez más lejos de la cos-ta, se ha evolucionado en la concepción de di-seños de cabezales y sus componentes. Por ejemplo, el cabezal puede permanecer en el Fig. 4-19. Tipo de plataforma para pozo costafuera. fondo del mar. Si la instalación está en contac-to directo con el agua se llama “cabezal sub-marino húmedo”, pero si está aislado del agua por medio de una cámara u otro dispositivo, se le llama “cabezal submarino seco”. Los tipos de terminaciones submari-nas y los avances tecnológicos logrados son fruto de adelantos en la electrónica, el radar, la telemetría, la televisión, la soldadura acuática, la electrohidráulica, la metalurgia, los aditamentos y sellos, las válvulas y sensores, la telekinesia, el buceo, la cibernética, la computación, y mu-chas otras ciencias y tecnologías afines. De tal manera que hoy se puede perforar en profundidad de aguas a más de 1.325 metros. En el fondo del agua y sobre el lecho acuático se dispone la base del cabezal, que primero servirá para la perforación y lue-go para la producción. Del barco al fondo acuático se hace contacto por medio de una conexión especial -subiente- que facilita el
- 164. 164 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 4-20. Cabezal de pozo, costafuera, en el lecho acuático. control y manejo de las herramientas de perfo-ración. Después, el subiente servirá para pro-ducir el pozo a la superficie, si no es que su producción es manejada por estaciones sub-marinas de recolección. Las experiencias que durante mu-chos años de operaciones costafuera en aguas llanas ha cosechado la industria en Venezuela, en el golfo de México, en el mar Caspio y otros sitios, han servido de base y referencias para operaciones a mayores profundidades de agua como en el mar del Norte, las costas de Cali-fornia, Alaska, el mismo golfo de México y otras zonas marinas alrededor del mundo. De igual manera, las nuevas experiencias e inno-vaciones aplicadas en estas zonas mar adentro a veces se emplean ventajosamente, sin o con modificaciones, en las operaciones en tierra o en zonas de aguas menos profundas. Fig. 4-21. Apreciación artística de un pozo en el fondo acuático, protegido por una cámara que lo aísla del agua.
- 165. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 165 II. Características de los Yacimientos Para que los hidrocarburos perma-nezcan contenidos en el yacimiento, las capas o estratos suprayacentes y subyacentes que lo cobijan deben ser impermeables. De igual ma-nera, los lados tienen que impedir la fuga de los líquidos. Ciertas condiciones fundamentales deben estar presentes para que exista un yaci-miento, como son: la porosidad de la roca, que como ya se ha visto indica el porcentaje de capacidad de almacenamiento del volumen to-tal de la roca; el volumen total del yacimiento que se estima tomando en consideración su espesor promedio y extensión; la presencia de hidrocarburos en sitio, dada por el porcentaje de saturación, o sea el porcentaje del volumen que forman los poros y que está ocupado por los hidrocarburos. Estos factores básicos sirven para estimar el aspecto volumétrico del yaci-miento. Para complementar la apreciación vo-lumétrica en sitio, es muy importante determi-nar y aplicar el factor de extracción, que repre-senta el porcentaje estimado de petróleo que podrá producirse durante la etapa primaria de producción del yacimiento. Tanto este factor como, por ende, la etapa primaria de produc-ción, están íntimamente ligados al aspecto eco-nómico del desarrollo inicial y la vida produc-tiva subsiguiente del yacimiento. Desafortunadamente, es imposible ex-traer todo el petróleo en sitio del yacimiento. Sin embargo, no se escatiman esfuerzos por es-tudiar, investigar y aplicar métodos que conduz-can al mayor porcentaje acumulado de extrac-ción durante la primera y segunda etapas de vi-da productiva del yacimiento y, quizás, si fuese posible, hasta una tercera y cuarta etapas. Otro factor muy importante que com-plementa los antes señalados es la permeabili-dad de la roca, que representa la facilidad con que los fluidos se desplazan a través del medio poroso, no obstante que no existe una deter-minada relación de proporcionalidad entre po-rosidad y permeabilidad. La permeabilidad se mide en darcys, en honor al ingeniero hidráuli-co francés Henri Darcy, quien formuló la ley que lleva su nombre, que reza: “la velocidad del flujo de un líquido a través de un medio poroso, debido a la diferencia de presión, es proporcional al gradiente de presión en la dirección del flujo”. En la industria petrolera, las normas API para determinar la permeabili- petróleo caliza lutita sello arena lutita Fig. 4-22. Corte de un domo petrolífero para demostrar las ca-racterísticas y partes esenciales del yacimiento. L P1 P2 A núcleo de roca K = μ Q L A ( P 1 - P 2 ) Q = K A ( P 1 - P2) μ L Q Fig. 4-23. Esquema de un especimen de roca y dimensiones, utilizado en el laboratorio para medirle la permeabilidad.
- 166. 166 E lP o z o I l u s t r a d o dad (K) de las rocas definen permeabilidad co-mo “el régimen de flujo en mililitros por segun-do de un fluido de 1 centipoise de viscosidad que pase a través de una sección de 1 cm2 de roca, bajo un gradiente de presión de una at-mósfera (760 mm Hg) por centímetro cuadrado, y en condiciones de flujo viscoso”. En la indus-tria se emplea el milidarcy, equivalente a 0,001 darcy. Las rocas pueden tener permeabilidades que van desde 0,5 hasta 3.400 milidarcys. Los estratos tienen permeabilidad horizontal y vertical. Ambas son muy impor-tantes para el desplazamiento de fluidos en los estratos. La permeabilidad depende de factores como la deposición, la sedimentación, la com-pactación y la homogeneidad o heteroge-neidad de los sedimentos. Podrá visualizarse que intercalar estratos permeables e impermea-bles en determinado intervalo petrolífero afec-tará su contenido o espesor neto de arena y tendrá influencia en las características y com-portamiento del flujo desde el yacimiento ha-cia el pozo. Es importante apreciar que no existe ninguna correlación matemática entre porosi-dad y permeabilidad. Una y otra se obtienen mediante análisis de especímenes de roca en el laboratorio o mediante la interpretación de re-gistros específicos directos hechos a la columna geológica del pozo y el cálculo de los valores obtenidos. En todo caso, en la práctica, el valor utilizado es un promedio estadístico ponderado representativo de la roca estudiada. Son muy importantes también la vis-cosidad (μ) del petróleo y la presión, que como podrá apreciarse en la ecuación entran en el cálculo de flujo. En el laboratorio, la de-terminación de permeabilidades vertical y ho-rizontal se hace utilizando especímenes de nú-cleos, debidamente cortados y limpiados, que se introducen en un tipo de permeámetro se-leccionado. Datos de perfiles y pruebas direc-tas de presión de fondo y de producción pueden ser utilizadas para obtener valores de permeabilidad. Como podrá apreciarse, la mag-nitud universal de la permeabilidad de un es-trato o formación debe obtenerse de un mues-treo estadístico de laboratorio y de campo para lograr la mayor aproximación real posible. permeabilidad, millidarcys porosidad, % Fig. 4-24. Dispersión de valores de porosidad y permeabilidad. Presión del yacimiento Es muy importante la presión del yacimiento porque es ésta la que induce al movimiento del petróleo desde los confines del yacimiento hacia los pozos y desde el fon-do de éstos a la superficie. De la magnitud de la presión depende si el petróleo fluye natu-ralmente con fuerza hasta la superficie o si, por el contrario, la presión es solamente sufi-ciente para que el petróleo llegue hasta cierto nivel en el pozo. Cuando se da este caso, en-tonces se recurre a la extracción de petróleo del pozo por medios mecánicos. En la práctica, el gradiente normal de presión ejercido por una columna de agua normal es de 0,1 kilogramo por centímetro cua-drado por metro de profundidad (kg/cm2/mp). Generalmente, el gradiente de presión de las formaciones está entre 0,1 y 0,16 kg/cm2/mp. Cualquier valor por debajo de 0,1 es subnor-mal y por encima de 0,16 tiende a ser alto y por tanto anormal. A veces se han encontrado gradientes tan altos que registran 0,234 kg/ cm2/mp.
- 167. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 167 A medida que el pozo produce hay decaimiento de la presión. En el transcurso de la vida productiva del pozo, o del yacimiento en general, se llega a un límite económico de productividad que plantea ciertas alternativas. Anticipadamente a la declinación antieconómi-ca de la presión se puede intentar restaurarla y mantenerla por inyección de gas y/o agua al yacimiento, con fines de prolongar su vida productiva y aumentar el porcentaje de extrac-ción de petróleo del yacimiento económica-mente, o abandonar pozos o abandonar el ya-cimiento en su totalidad. La presión natural del yacimiento es producto de la naturaleza misma del yacimien-to. Se deriva del mismo proceso geológico que formó el petróleo y el yacimiento que lo con-tiene y de fuerzas concomitantes como la so-brecarga que representan las formaciones su-prayacentes y/o agua dinámica subyacente que puede ser factor importante en la expul-sión del petróleo hacia los pozos. De igual manera, el gas en solución en el petróleo o casquete de gas que lo acompañe representa una fuerza esencial para el flujo del petróleo a través del medio poroso. Temperatura del yacimiento En la práctica se toman medidas de temperatura en los pozos para tener idea del gradiente de temperatura, que generalmente se expresa en 1 °C por cierto intervalo constante de profundidad. El conocimiento del gradiente de temperatura es importante y aplicable en ta-reas como diseño y selección de revestidores y sartas de producción, fluidos de perforación y fluidos para reacondicionamiento de pozos, cementaciones y estudios de producción y de yacimientos. La temperatura está en función de la profundidad. Mientras más profundo esté el yacimiento, mayor la temperatura. Si el gra-diente de presión es de 1 °C por cada 30 me-tros de profundidad, se tendrá para un caso hi-potético de un estrato a 1.500 metros, una tem-peratura de 50 °C mayor que la ambiental y si la temperatura ambiental es de 28 °C, la tem-peratura del estrato será 78 °C, y a 3.000 me-tros sería 128 °C. Viscosidad de los crudos La viscosidad de los crudos repre-senta su característica de fluidez. Los crudos extrapesados son más viscosos que los pesa-dos. Los pesados más viscosos que los media- presión, kg/cm2 profundidad, m Fig. 4-25. Relación profundidad-presión en varios pozos de un área determinada. temperatura °C profundidad, m Fig. 4-26. Correlación de valores de profundidad y temperatu-ra en varios pozos.
- 168. 168 E lP o z o I l u s t r a d o nos. Los medianos más viscosos que los livia-nos. Los livianos y condensados son los más fluidos. Otro índice de apreciación de la flui-dez de los crudos es la gravedad °API, que mientras más alta sea indica más fluidez. La viscosidad de los crudos se mide en poise o centipoise, en honor al médico e investigador Jean Louis Poiseuille. En términos físicos, la viscosidad absoluta se expresa en dina-segundo por centímetro cuadrado. O de otra manera, se expresa que la viscosidad ab-soluta de un fluido es la fuerza tangencial en dinas necesarias para mover una unidad de área de un plano a unidad de velocidad, con relación a otro plano fijo y a una unidad de distancia entre los planos, mientras que el flui-do en cuestión está en contacto con los dos planos (Figura 4-28). Como buen índice de comparación sirve el agua, cuya viscosidad a 20 °C es 1 cen-tipoise, o 0,01 poise. La viscosidad también se puede obtener utilizando viscosímetros como el Saybolt Universal, el Engler o el Redwood. Por medio de fórmulas apropiadas en las que entran la viscosidad en poise, el tiempo de flu-jo, la densidad y la temperatura de la prueba se pueden hacer las conversiones requeridas. La viscosidad es factor importante que aparece en todas las fórmulas para calcu-lar el flujo de petróleo y gas en el yacimiento y por tuberías. También es importante para el cálculo del flujo de cualquier otro líquido. La viscosidad de los crudos está sujeta a cambios de temperatura, así que un crudo viscoso se torna más fluido si se mantiene a una tempera-tura más alta que la ambiental. Esta disminu-ción de la viscosidad hace que la fricción sea menor y, por ende, facilita el flujo y hace que la presión requerida para el bombeo por tube-ría sea menor. Por ejemplo, un crudo venezolano muy viscoso como el de Boscán (10 °API) tie-ne una Viscosidad Universal Saybolt (SUS) de 90.000 a 38 °C. El crudo liviano del campo de Santa Rosa (45 °API) tiene una viscosidad de 34 SUS a la misma temperatura y ambos a pre-sión atmosférica. Relacionando las dos viscosi-dades, se podría decir que Boscán es 2.647 ve-ces más viscoso que Santa Rosa o que éste es 2.647 veces más fluido que Boscán a esta tem-peratura. Cada crudo en situación estática en el yacimiento tiene determinada viscosidad, característica de la presión y temperatura. To-do crudo en el yacimiento contiene cierta can- Fig. 4-27. Descarga de crudo pesado de un pozo durante ope-raciones de terminación y pruebas. Se aprecia una fluidez bas-tante lenta. plano móvil fluido plano fijo Fig. 4-28. El desplazamiento del plano móvil sobre el fluido da idea de la viscosidad de éste.
- 169. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 169 tidad de gas, que empieza a liberarse al pro-ducir el petróleo por medio de los pozos. El petróleo fluye porque el yacimiento tiene sufi-ciente presión para hacerlo fluir a la superficie y la liberación de gas debido a la diferencia de presión estática y presión de flujo hace que la viscosidad del petróleo tienda a aumentar a medida que asciende a la superficie. De igual manera, como la temperatura del crudo en el yacimiento es mucho mayor que la temperatu-ra en la superficie, a medida que el crudo fluye hacia la superficie tiende a enfriarse y aumen-ta su viscosidad. Por tanto, la viscosidad que tiene el crudo en el tanque de almacenamien-to es varias veces mayor que la que tenía en el yacimiento. Hay que tomar en cuenta que si a un líquido se le aplica presión para comprimir-lo entonces su viscosidad aumentará. Mecanismos naturales de producción del yacimiento El empuje del petróleo hacia los pozos se efectúa por la presión natural que tiene el yacimiento. En la práctica se ha constatado que este empuje se puede derivar de la presen-cia de un casquete de gas libre que yace encima del petróleo; de un volumen de gas disuelto en el petróleo; de un volumen de agua dinámica subyacente o de empuje por gravedad. Generalmente, se da el caso de que uno de estos mecanismos es preponderante en empujar el petróleo hacia los pozos y la posi-ble presencia de otro podría actuar en forma coadyutoria. Es muy importante detectar lo más anticipadamente posible el mecanismo natural de empuje o expulsión del petróleo. Esta tem-prana apreciación servirá para obtener el ma-yor provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento y de cada pozo en particular; también ayudará para estudiar futuras aplicaciones de extracción secundaria por inyección de gas o de agua, o gas/agua u otros elementos. Para detectar el mecanismo de producción prevaleciente, se acude al pro-cesamiento e interpretación de una extensa se-rie de información obtenida durante la perfo-ración de los pozos e información recabada durante el comienzo y toda la etapa de pro-ducción primaria. Cuando falta alguna infor-mación complementaria, ésta se puede suplir utilizando correlaciones de error y tanteo, pruebas simuladas de laboratorio, estadísticas regionales y el recurso de la experiencia prác-tica y profesional de quienes adquieren, proce-san e interpretan la información. La aplicación de conceptos, técni-cas, modelos, fórmulas y prácticas operaciona-les dependerá de lo positivo que emerja de los siguientes datos: • Composición y características geológicas y petrofísicas de las formaciones petrolíferas. Fig. 4-29. En el laboratorio se someten los crudos a diversos análisis para determinar sus características.
- 170. 170 E lP o z o I l u s t r a d o • Buzamiento de las formaciones. • Profundidad de las formaciones petrolíferas. • Extensión (área) y espesor de las formaciones petrolíferas. • Porosidad y permeabilidad de los estratos. • Saturaciones de los fluidos (gas-petróleo- agua) en los estratos petrolíferos. • Análisis de muestras de fluidos y relaciones presión-volumen-temperatura. • Pruebas de producción. • Relaciones volumétricas de los flui-dos: gas/petróleo, petróleo/agua. • Análisis de las características de los hidrocarburos. • Presión estática y de flujo de los fluidos. Abatimiento y surgencia de la presión. • Historias de producción de fluidos. Separación, tratamiento y manejo de fluidos. • Presiones de inyección y de frac-tura de las formaciones. • Profundidades de contacto gas-petróleo- agua. • Y otros datos geofísicos, petrofísi-cos y de producción adicionales que contribu-yen a evaluar los aspectos operacionales y económicos del desarrollo y continuidad de la producción de los hidrocarburos hallados. Por otra parte, apreciación del manejo, procesa-miento, mercadeo y comercialización de los crudos y/o productos derivados para tener el panorama económico definido a corto, media-no y largo plazo. Casquete o empuje de gas En este tipo de yacimiento, bajo las condiciones originales de presión y temperatu-ra, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. La presión y la temperatura, bajo condiciones normales, están relacionadas con la profundidad. Si aplicamos gradientes normales de presión (0,1 kg/cm2/metro de profundidad) y de temperatura (1 °C/30 metros de profundi-dad), y se supone que el yacimiento de la ilus-tración está a 2.340 metros de profundidad, en-tonces la presión de fondo en el pozo será de: 2.340 x 0,1 = 234 kg/cm2 y a temperatura 2.340 x 1 °C 30 + 30°C (temperatura del ambiente) = 108 °C Al poner el pozo a producir contro-ladamente, la diferencia entre la presión del yacimiento y la presión en el cabezal del pozo (presión de flujo) hace que el petróleo y el gas disuelto en éste lleguen a la superficie. Generalmente, el control del volu-men de flujo en la superficie se hace mediante la instalación de un estrangulador o reductor de diámetro de la tubería de producción en el cabezal del pozo. Este dispositivo puede ser del tipo graduable o del tipo fijo. El orificio puede te-ner un diámetro de 0,4 a 38 milímetros o más, y los incrementos de diámetro se especifican de 0,4 en 0,4 milímetros. El estrangulador se emplea para mantener el régimen de producción más efi-ciente de acuerdo con la energía natural del gas petróleo Fig. 4-30. Yacimiento cuyo mecanismo principal de produc-ción es el casquete de gas y como coadyutorio el gas disuel-to en el petróleo.
- 171. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 171 yacimiento, de manera que la relación gas-petróleo (RGP, m3/m3) lograda durante el pe-ríodo de extracción primaria redunde en el más alto porcentaje de petróleo en sitio produ-cido del yacimiento. Por su mecanismo y características de funcionamiento, el casquete o empuje de gas ofrece la posibilidad de una extracción pri-maria de petróleo de 15 a 25 %. Por tanto, al terminar la efectividad primaria del mecanis-mo, debido al abatimiento de la presión y pro-ducción del gas, queda todavía por extraerse 75 a 85 % del petróleo descubierto. Para lograr la extracción adicional de crudo por flujo natural se recurre entonces a la vigorización del mecanismo mediante la inyección de gas o de gas y agua para restau-rar la presión. En este tipo de mecanismo es fundamental el gas libre, el gas disuelto en el petróleo, y la presión y temperatura del yaci-miento. La presión-volumen-temperatura son propiedades físicas y también físico-químicas que se relacionan por las leyes de Charles y de Boyle sobre el comportamiento de los gases: V1 P1 P2 V2 _____ = _____ T1 T2 Esta relación básica se extiende a las leyes de Gay-Lussac, Avogadro, Stokes y otros sobre los aspectos termodinámicos de los gases. La cantidad de gas disuelto en el petróleo influye sobre la viscosidad del crudo en el yacimiento. A mayor cantidad de gas di-suelto en el crudo, menos viscoso es el crudo y su movimiento se hace más fácil. El efecto de la temperatura sobre el gas y el crudo es tam-bién muy importante. A mayor temperatura, la viscosidad del crudo se reduce pero la del gas aumenta. Para permitir el flujo del petróleo ha-cia el pozo, la tubería de revestimiento que cu-bre el estrato productor se cañonea a una pro-fundidad muy por debajo del contacto gas-petróleo. Esto se hace para evitar producir gas libre del casquete de gas. Sin embargo, al co-rrer del tiempo y debido a la extracción de cru-do del yacimiento, la presión disminuye pau-latinamente y el volumen del casquete de gas aumenta, por lo cual el nivel del contacto gas-petróleo baja. Este descenso del contacto gas- líquido Py Barril de líquido en el yacimiento a presión Py P gas Fig. 4-31. Evolución del gas disuelto en el petróleo mediante la disminución de la presión del yacimiento durante el proce-so de producción de los pozos. líquido Pb líquido Al bajar la presión en el yacimiento aparece la primera burbuja de gas, a presión de burbujeo A medida que baja la presión, se libera más gas
- 172. 172 E lP o z o I l u s t r a d o petróleo hace que los pozos ubicados en la parte estructural más alta del yacimiento sean los primeros en producir gas del casquete. Esta situación empieza a manifestarse y a detectarse a través del continuo y sostenido incremento de la relación gas-petróleo producida. Cuando se nota marcadamente el aumento de relación gas-petróleo y habida cuenta de los estudios y predicciones de com-portamiento del yacimiento, se opta por tomar ciertas acciones correctivas. Una puede ser ais-lar por medio de la cementación forzada los intervalos superiores del estrato productor que fueron cañoneados en la terminación original del pozo y recañonear a niveles más bajos. Si este procedimiento remedia la situación, se po-drá seguir produciendo el pozo hasta que la re-lación gas-petróleo adquiera límites indesea-bles. Llegará un momento en que los repetidos cañoneos del pozo no darán los resultados es-perados y entonces se aplicarán otras opciones. Una puede ser no producir el pozo y mante-nerlo como punto de observación. Otra, utili-zarlo como inyector de gas de acuerdo con programas de vigorización de la presión y con-servación de gas en el mismo yacimiento. A medida que cada barril o metro cúbico de la mezcla de hidrocarburos (gas y peróleo) hace su recorrido de las entrañas del yacimiento hacia el pozo, el diferencial de pre-sión que promueve el flujo hace que a una cierta presión (presión de burbujeo) comience a desprenderse el gas que estaba disuelto en el petróleo. Por tanto, al llegar el fluido al pozo, el volumen de líquido ha disminuido en cierto porcentaje. De igual manera, del fondo del po-zo a la superficie y de allí a los separadores y hasta los tanques de almacenaje se sigue libe-rando gas. Esta relación volumétrica se deno-mina factor volumétrico de petróleo en la for-mación (Bo), a presión y temperatura del ya-cimiento. Como el volumen ha mermado des-de el yacimiento al tanque de almacenamiento, a la recíproca del volumen de formación se le nombra factor de merma. Ejemplo: Si un barril de petróleo en el yacimiento cuando llega al tanque de almacenaje acusa solamente 0,70 ba-rril de líquido, esto quiere decir que ha mer-mado 30/70 = 43 %. Y su factor volumétrico de formación es 1,00/0,70 = 1,43 Empuje por gas disuelto En este tipo de mecanismos no exis-te capa o casquete de gas (Figura 4-32). Todo el gas disuelto en el petróleo y el petróleo mismo forman una sola fase, a presión y tem-peratura originalmente altas en el yacimiento. Al comenzar la etapa de produc-ción, el diferencial de presión creado hace que el gas comience a expandirse y arrastre el pe-tróleo del yacimiento hacia los pozos durante cierta parte de la vida productiva del yacimien-to. Eventualmente, a medida que se extrae pe-tróleo, se manifiesta la presión de burbujeo en el yacimiento y comienza a desarrollarse el casquete o capa de gas en el yacimiento, in-ducida por la mecánica de flujo. Este tipo de petróleo agua agua Fig. 4-32. Ejemplo de un yacimiento virgen, cuyo mecanismo de producción será del tipo de gas disuelto inicialmente en el petróleo. Eventualmente, durante la vida productiva de los po-zos se desarrollará la capa o casquete de gas.
- 173. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 173 extracción es considerado más eficiente que el de casquete de gas. La práctica ha demostrado que la extracción primaria puede acusar de 20 a 40 % del petróleo en sitio. Como podrá apreciarse, la relación gas disuelto en el petróleo (m3/m3) es impor-tante y el volumen de gas disuelto en el petró-leo está en función de la presión y temperatu-ra en el yacimiento y las características del cru-do. El análisis de P-V-T, las medidas de presión de fondo en pozos claves y en el yacimiento en general, así como el historial de produc-ción, proporcionan datos básicos para tener el adecuado seguimiento durante la vida produc-tiva del yacimiento. Algunas veces puede ser que la pre-sencia de agua en el fondo del yacimiento constituya un latente mecanismo de expulsión. Estudios sobre esta posibilidad pueden indicar que en determinado tiempo se hará sentir su contribución, la cual podría ser importante pa-ra aumentar el porcentaje de extracción del pe-tróleo en sitio. También puede ser que el acuí-fero existente ofrezca oportunidad para consi-derar la inyección de agua, que conjuntamente con la inyección de gas en la parte superior del yacimiento, haga que ambos mecanismos, ac-tuando simultáneamente, contribuyan más efec-tivamente a la extracción vigorizada del petró-leo en sitio y, por ende, se aumente signifi-cativamente el porcentaje de producción de petróleo (Figura 4-33). Para la inyección de gas y/o de agua, previo los estudios requeridos, se escogerán pozos claves existentes que puedan ser con-vertidos a inyectores o se abrirán nuevos po-zos para tales fines. Empuje por agua o hidráulico El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extrac-ción del petróleo. Su presencia y actuación efec-tiva puede lograr que se produzca hasta 60 % y quizás más del petróleo en sitio. Sin embargo, este tipo de mecanis-mo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yaci-miento y el volumen de agua que debe mover-se en el yacimiento. El frente o contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado uniformemente por el agua. Por otro lado, se debe mantener la pre-sión en el yacimiento a un cierto nivel para evitar el desprendimiento de gas e inducción de un casquete de gas. La tubería de revestimiento de los pozos se perfora a bala o cañonea bastante por encima del contacto agua-petróleo para evitar la producción de agua muy tempranamente. Sin embargo, llegará una fecha en que algunos pozos empezarán a mostrar un incremento paulatino de producción de agua y que de re-pente puede aumentar drásticamente. La veri-ficación de este acontecimiento puede indicar gas petróleo agua agua Inyectores de gas = Inyectores de agua = I Fig. 4-33. Yacimiento que originalmente produjo por gas di-suelto (Fig. 4-32), pero ahora la continuidad de su vida pro-ductiva comercial dependerá de la inyección de gas o de agua o de ambos a la vez. A Productores = P I A I P G I P A IG I G
- 174. 174 E lP o z o I l u s t r a d o que en realidad el frente o contacto ya está a nivel de las perforaciones o en ciertos pozos se está produciendo un cono de agua que impi-de el flujo del petróleo hacia el pozo. Cuando se detecta el influjo drástico del agua se procede a verificar la ocurrencia con los estudios de comportamiento prepara-dos sobre el yacimiento. Es posible que lo más recomendable sea aislar por cementación for-zada las perforaciones por donde está fluyen-do el agua y cañonear el revestidor a más alto nivel del contacto agua-petróleo. O, en caso de conificación, con cerrar el pozo por cierto tiempo se produce la desaparición del cono al equilibrarse el contacto agua-petróleo. En al-gunos yacimientos se ha constatado que el co-no de agua se desvanece al cerrar el pozo por cierto tiempo y al abrirlo produce petróleo sin gran cantidad de agua durante un tiempo, pero luego se vuelve a repetir la conificación. Así que cerrando y abriendo el pozo por determi-nados períodos se puede controlar el cono. El agua petróleo cono cono se produce debido a la movilidad con que el agua y el petróleo se desplazan hacia el pozo. En este caso, la relación de movilidad pe-tróleo- agua favorece al agua y hace que el pe-tróleo quede rezagado. Existen casos de acuí-feros de gran extensión que afloran en la super-ficie y las aguas que corren por el suelo se fil-tran, robusteciendo así la energía del yaci-miento. El agua contenida en el acuífero está sujeta a la presión y temperatura del yacimien-to que le imponen una muy tenue compresión, pero si se considera la extensión y volumen de agua, el agregado de esa compresión ejerce una apreciable influencia en el desplazamiento del petróleo hacia los pozos. Empuje por gravedad Generalmente, los estratos tienen una cierta inclinación o buzamiento que de un punto a otro crea un desnivel. Este buzamien-to se expresa en grados y puede ser muy pe- Fig. 4-34. Contacto agua-petróleo en un yacimiento, cuyo me-canismo preponderante de producción será el acuífero, si es lo suficientemente activo. petróleo agua Fig. 4-35. El efecto del desequilibrio en el contacto agua-petróleo hace que el agua forme un cono alrededor del fondo del pozo y obstaculice parcial o totalmente la producción de petróleo.
- 175. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 175 queño, 2°, o puede ser muy empinado, 45° o más. Mientras más alto sea el buzamiento, ma-yor oportunidad tendrá el petróleo de escu-rrirse buzamiento abajo. En la Figura 4-36 se presenta un caso hipotético general que mues-tra la contribución que el buzamiento puede prestar al drenaje de petróleo, coadyuvando con otros mecanismos de extracción de los cuales uno puede ser predominante. Si la capa de gas es activa, los pozos ubicados buzamien-to arriba empezarán a mostrar incrementos en su relación gas-petróleo durante cierta época de su vida productiva. El mantenimiento de la presión del yacimiento por inyección de gas equivaldría a que la masa de gas actuará como émbolo que comprime y desplaza el petróleo hacia los pozos ubicados buzamiento abajo, los cuales tardarán mucho más tiempo en in-crementar su relación gas-petróleo, según su posición estructural. gas petróleo agua 40° estrato productor de buzamiento alto Fig. 4-36. Esquema que muestra un yacimiento productor por gravedad, ayudado quizás por casquete de gas y, posiblemen-te, el acuífero. En el caso de la presencia de un acuífero bien definido, su avance está relacio-nado con el régimen de producción que se de-see imponer al yacimiento. Naturalmente, la Fig. 4-37. La apreciación continua del comportamiento de los yacimientos requiere una revisión oportuna de toda la informa-ción. Esta revisión es tarea multidisciplinaria en la que participan especialistas en las diferentes ramas de las Ciencias de la Tierra: geofísicos, geólogos, ingenieros de petróleos, petrofísicos y otros.
- 176. 176 E lP o z o I l u s t r a d o masa de agua está también sujeta a la fuerza que le imprime el buzamiento hacia abajo por lo que su desplazamiento buzamiento arriba se ve afectado en cierto grado. Por tanto, el régi-men de producción tiene que ser uno que mantenga el contacto agua-petróleo en balan-ce. El agua se desplaza para ocupar la parte vacía que va dejando el petróleo que se extrae del yacimiento. Si el agua se desplaza buzamiento arriba, lo cual no es muy factible cuando el bu-zamiento es demasiado alto, los pozos buza-miento abajo empezarán a producir agua cuan-do el contacto agua-petróleo haya subido a los intervalos donde fue cañoneado el revestidor. Como podrá observarse, la ubica-ción de los pozos es muy importante para ob-tener el mayor provecho de producción de pe-tróleo durante el más largo tiempo sin que se produzca gas del casquete que eventualmente se formará, o agua en caso del avance del con-tacto agua-petróleo. III. Manejo de la Producción Desde el cabezal de cada pozo arran-ca la tubería de flujo que, tendida sobre el suelo, llega a una determinada estación de re-colección, diseñada para recibir la producción de cierto número de pozos. El número de tuberías de flujo (flu-joducto) que tiene cada cabezal depende de la terminación del pozo: sencilla, doble o triple. El diámetro de cada flujoducto corresponde al máximo volumen de producción que se piense manejar, como también las características del crudo, especialmente la viscosidad y la presión del flujo natural en el cabezal. En el caso de pozos que producen por bombeo mediante varillas de succión, la presión en el cabezal es casi nula pero la viscosidad del crudo es factor de consideración especial para seleccionar el diámetro del flujoducto si el crudo es muy pe-sado o extrapesado. Existe una variada selec-ción de diámetros de tuberías para satisfacer to-dos los requerimientos. Generalmente, los diá-metros nominales más utilizados están entre 50,8 y 101,6 milímetros, 2 a 4 pulgadas. Diáme-tros mayores pueden ser requeridos para ma-nejar altos volúmenes de producción o petró-leos muy viscosos. Todos los elementos del cabezal: bridas, sellos, carretos, adaptadores, crucetas, colgadores, pernos y dispositivos adicionales como válvulas y emplazamiento de reductores o estranguladores son manufacturados según normas API y catalogados para funcionar bajo la acción de presiones cuyo rango va de 140 a 1.400 kg/cm2. Separación de fluidos La estación de flujo y recolección de la producción de los pozos la componen un grupo de instalaciones que facilitan el recibo, la separación, medición, tratamiento, almace-namiento y despacho del petróleo. El flujo del pozo consiste preponderantemente de petró-leo, al cual está asociado un cierto volumen de gas: relación gas-petróleo (RGP), que se mide en m3 de gas por m3 de petróleo producido o en pies cúbicos de gas por barril de petróleo producido, a condiciones estipuladas en la su-perficie. Además, el flujo de petróleo y gas puede mostrar la presencia de agua y de sedi-mentos procedentes del yacimiento productor. El múltiple de producción En la estación de flujo y de recolec-ción, el múltiple de producción representa un sistema de recibo al cual llega el flujoducto de cada uno de los pozos productores asignados a esa estación. El múltiple facilita el manejo de la producción total de los pozos que ha de pa-sar por los separadores como también el aisla-miento de pozos para pruebas individuales de producción. Por medio de las interconexiones
- 177. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 177 del sistema y la disposición apropiada de vál-vulas, se facilita la distribución, el manejo y el control del flujo de los pozos. Los separadores de producción Es muy importante la separación del petróleo del gas, del agua y de los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento. Para realizar la separación del gas del petróleo se emplean separadores del tipo vertical y hori-zontal, cuya capacidad para manejar ciertos volúmenes diarios de crudo y de gas, a deter-minadas presiones y etapas de separación, va-ría de acuerdo a las especificaciones de ma-nufactura y funcionamiento requeridos. Los separadores se fabrican de ace-ro, cuyas características corresponden a las normas establecidas para funcionar en etapas específicas de alta, mediana o baja presión. En la separación de gas y petróleo es muy impor-tante considerar la expansión que se produce cuando el gas se desprende del petróleo y la función que desempeña la presión. Además, en el interior del separador, a través de diseños apropiados, debe procurarse el mayor despojo de petróleo del gas, de manera que el gas sal-ga lo más limpio posible y se logre la mayor cantidad posible de petróleo. La separación para una, dos o tres etapas está regulada por factores tales como la presión de flujo en el cabezal del pozo, la pre-sión con que llega a la estación, la relación gas-petróleo, la temperatura y el tipo de crudo. Fig. 4-38. El múltiple de producción facilita el manejo del cau-dal de cada pozo en la estación de flujo y separación. El nú-mero de este tipo de instalación depende de la cantidad de po-zos y de la extensión de cada campo. 1° etapa 2° etapa 3° etapa 4° etapa 3° etapa 1° etapa 2° etapa 2° etapa gas 1° etapa baja presión gas gas gas producción de los pozos 2 separador 35 - 100 kg/cm separador 7 - 35 kg/cm2 separador 7 - 35 kg/cm2 producción de los pozos separador 0,7 - 5 kg/cm2 separador 0,7 - 5 kg/cm2 producción del pozo tanque de almacenaje tanque de almacenaje tanque de almacenaje tanque de almacenaje tanque de almacenaje tanque de almacenaje gas gas Fig. 4-39. Instalaciones de separadores y etapas de separación de acuerdo con la magnitud de la presión y del volumen de gas-petróleo que deba manejarse. En cada caso, la última etapa de separación se realiza en el tanque de almacenaje a presión atmosférica.
- 178. 178 E lP o z o I l u s t r a d o La última etapa de separación ocurre en los tanques de almacenamiento, donde todavía se desprende gas del petróleo, a una presión le-vemente mayor o igual a la atmosférica. Además de un proceso tecnológico, la separación envuelve procurar la mayor ob-tención de crudo que, por ende, significa la mayor extracción de petróleo del yacimiento y el consiguiente aumento de ingresos. Cuando la producción está acompa-ñada de cierta cantidad de agua, que además tanto ésta como el petróleo pueden contener elementos corrosivos, entonces la separación involucra otros tipos adicionales de tratamien-to como el calentamiento, aplicación de an-ticorrosivos, demulsificadores, lavado y desa-lación del crudo, tanques especiales para asen-tamiento de los elementos nocivos al crudo y al gas y otros procesos que finalmente acondi-cionen el crudo y el gas producidos para satis-facer las especificaciones requeridas para la entrega y venta a los clientes. Disposición del crudo Diariamente los pozos productores fluyen o bombean sus respectivas cuotas de producción, como ya se ha señalado, a sus correspondientes estaciones de flujo. Allí, lue-go de la separación y tratamiento adecuados, el crudo pasa a tanques de almacenamiento cuyo número y volumen son suficientes para recoger holgadamente la producción de varios días. También se mantiene un registro de los volúmenes de crudo recibidos, tratados, alma-cenados y despachados. Los tanques utilizados para el alma-cenamiento son cilíndricos y su altura y diáme-tro están en función de su capacidad. Los hay de dos tipos: empernados para los de pequeño volumen, y soldados para volúmenes mayores. Existe una variedad de tanques cuya capacidad va desde 40 a 160.000 m3 para satisfacer todos los requerimientos. Además, para ciertos casos especiales de almacenamiento, como crudos pesados, se han construido fosas de 160.000 m3 y de mucha más capacidad. Estaciones pequeñas bombean el crudo a estaciones de mayor capacidad de al-macenamiento y de recolección, que conecta-das a oleoductos despachan diariamente grandes volúmenes de crudo a los puertos de embarque o directamente a las refinerías. La fiscalización del almacenaje y des-pacho de volúmenes de crudo se hacen según las normas y procedimientos vigentes, de acuer-do con las leyes y reglamentos de los diferentes despachos gubernamentales: ministerios de Ener-gía y Minas, Hacienda, Transporte y Comuni-caciones, Defensa, etc., para los fines de control de la producción, exportación, refinación y con-sumo interno, regalías, impuestos, etc. Fig. 4-40. Disposición de tanques en un patio de almacenaje, de donde diariamente se despachan grandes volúmenes de crudo a puertos y/o refinerías. Disposición del gas El gas producido con el petróleo, luego de separado y tratado preliminarmente, si fuese necesario, puede ser enviado a plantas
- 179. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 179 especiales de tratamiento final para distribu-ción por gasductos a las plantas petroquímicas y refinerías; a ciudades para consumo en las industrias y servicios domésticos o también es usado por la misma industria petrolera en sus operaciones, como combustible o para ser re-inyectado en los yacimientos para la restaura-ción y/o mantenimiento de la presión y, por ende, lograr un mayor porcentaje de extrac-ción del petróleo en sitio. En la producción, separación, reco-lección, transmisión y distribución del gas aso-ciado con el petróleo es casi imposible utilizar el gas de baja presión disponible porque los aspectos económicos involucrados son prohi-bitivos. El volumen de gas por pozo, general-mente, es muy poco. La recolección de gas de tantos pozos requiere compresión, cuya inver-sión en plantas e instalaciones generalmente sobrepasa las expectativas de rentabilidad. Por tanto, las posibilidades de utilización y renta-bilidad quedan circunscritas al gas de mediana y alta presión. Disposición del agua La cantidad de agua que acompaña al petróleo producido de los pozos puede ser de características sencillas, cuya separación por asentamiento en tanques se logra fácilmente. En ocasiones, el manejo, tratamiento y disposi-ción del agua no requieren de instalaciones es-peciales. Sin embargo, se dan situaciones en las que el volumen de agua producido diariamen-te es muy alto. Las características del agua y del petróleo pueden facilitar emulsiones que re-quieren de tratamientos mecánico, químico, térmico o eléctrico para lograr la adecuada se-paración de los dos fluidos y obtener un crudo que corresponda a las especificaciones de cali-dad requeridas. La presencia de sal en asocia-ción con el agua y el petróleo es de ocurrencia natural en muchos estratos geológicos. De la concentración de sal en solución dependerá la selección del tratamiento que deba emplearse para despojar el petróleo de la sal que con-tiene. La sal es indeseable en el crudo por sus propiedades corrosivas y las implicaciones ope-racionales y económicas que ello significa para las refinerías. El manejo y disposición del agua asociada con la producción de petróleo es una fase que a veces puede resultar muy compleja, especialmente si el volumen de agua es muy Fig. 4-41. Para aprovechar y manejar grandes volúmenes de gas en el lago de Maracaibo se utilizan plantas gigantescas co-mo ésta, cuya capacidad es de unos 10 millones de metros cú-bicos por día. Fig. 4-42. Para mantener y estimular la producción de petró-leo de los yacimientos se recurre a la inyección de agua me-diante plantas de diseño específico.
- 180. 180 E lP o z o I l u s t r a d o grande y si el agua es salada o salmuera. En ocasiones, una buena opción operacional y económica es inyectar el agua al yacimiento. IV. Comportamiento de la Producción Comportamiento de los pozos La historia de cada pozo contiene una acumulación de datos cronológicos deta-llados al día. La historia, archivada diligente-mente, comienza con la proposición, recomen-daciones, autorizaciones, plano de locación, programa de perforación y presupuestos for-mulados internamente por las dependencias de la empresa y las solicitudes ante los despa-chos gubernamentales jurisdiccionales corres-pondientes y las aprobaciones respectivas. Po-dría decirse que toda esta documentación bási-ca constituye la partida de nacimiento del fu-turo pozo productor. El segundo capítulo de la historia cubre la perforación de la locación, con todos los detalles de las incidencias ocurridas duran-te las diferentes operaciones realizadas para abrir el hoyo hasta la profundidad deseada y terminar el pozo oficialmente en los intervalos y formaciones finalmente seleccionadas. De aquí en adelante, el pozo adquiere identifica-ción numérica, o cédula de identidad, como descubridor o como un productor más del campo respectivo. La historia queda registrada en el Informe Diario de Perforación y en los escritos complementarios que se anexan al ar-chivo del pozo. El tercer capítulo de la historia abar-ca la vida productiva del pozo. Representa el correr del tiempo, todos los altibajos manifesta-dos por el pozo y las rehabilitaciones y rea-condicionamientos practicados al pozo para mantener su productividad económica. Allí, cronológicamente, está escrita su producción de petróleo, gas y/o agua; relación gas-petróleo y agua; gravedad del crudo, porcentaje de se-dimentos; producción acumulada de fluidos, medición de presiones en el cabezal; medi-ciones de presiones y temperatura de fondo; ni-veles de fluido; productividad; vida productiva del pozo por flujo natural, bombeo mecánico o hidráulico, levantamiento artificial por gas; re-lación e importancia del pozo como punto de drenaje individual en el yacimiento o en con-junción con otros pozos vecinos; expectativas de su límite económico de productividad. El cuarto capítulo de la historia pue-de ser el abandono definitivo, o partida de de-función, del pozo. Sin embargo, el cuarto capí-tulo puede comenzar con una nueva etapa de utilización y cambio de clasificación del pozo, ya que se pueden presentar varias alternativas antes de abandonarlo. Por ejemplo: el pozo puede ser convertido en inyector de gas o de agua. Su estado como productor puede continuar por reterminación en un yacimiento superior o inferior, distinto al de la terminación original. El pozo podría ser usado para la per-foración más profunda en busca de nuevos ya-cimientos. O podría ser utilizado como punto de observación y control del comportamiento del yacimiento. Comportamiento del yacimiento La sumatoria del comportamiento de todos los pozos sirve de base para apreciar y dilucidar detalles sobre los diferentes sectores y la totalidad del yacimiento. El seguimiento continuo sobre el comportamiento del yaci-miento aparece en estudios e informes fre-cuentes, preparados por los geólogos, ingenie-ros y demás personal técnico especializado de la empresa. A la larga, los estudios e informes re-presentan una acumulación cronológica de las incidencias de la historia productiva del yaci-miento, y fundamentalmente cubren los siguien-tes aspectos:
- 181. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 181 • Geográficos: Ubicación del yaci-miento y detalles de identificación y acceso. Relación geográfica con otros campos y/o ciu-dades y pueblos. Mapa. • Geológicos: Reseña sobre méto-dos de exploración que condujeron al delinea-miento, interpretaciones y correlaciones. La co-lumna geológica. Geología del subsuelo. Ori-gen, migración y entrampamiento de los hidro-carburos. Características generales y específi-cas de los estratos productores. Secciones y correlaciones. Mapas isópacos. Estimaciones de acumulaciones de hidrocarburos en sitio. Observaciones y cambios basados en la obten-ción e interpretación de datos derivados de pozos terminados últimamente. • Petrofísicos: Características de los estratos productores. Profundidad. Espesores. Arena neta. Porosidad. Permeabilidad. Presión. Temperatura. Saturación. Características de los fluidos. Contactos de los fluidos. • Producción: Correlaciones de aná-lisis de relaciones presión-volumen-tempera- tura de los fluidos al correr el tiempo. Compa-raciones e interpretaciones de pruebas de po-zos, mensura de presión y temperatura general de presión de fondo de sectores o de todo el yacimiento. Preparación e interpretación de gráficos de producción (petróleo-gas-agua) ver-sus tiempo y/o presión para apreciar declina-ciones y tendencias. Aplicaciones de fórmulas matemáticas y modelos para determinar y comparar declinaciones y tendencias y formu-lar proyecciones sobre el comportamiento fu-turo del yacimiento. Análisis del comporta-miento de extracción primaria de hidrocarbu-ros y posibles aplicaciones futuras de métodos y mecanismos para vigorizar la productividad del yacimiento por la inyección de gas y/o agua u otros fluidos o aplicaciones térmicas. Estimaciones de reservas. • Económicos: Consideración de in-versión y gastos. Rentabilidad de la produc-ción. Modelos económicos y alternativas para Fig. 4-43. Cada pozo es un punto de drenaje del yacimiento y su comportamiento es parte del comportamiento general del yacimiento. Tipo de balancín para pozo profundo. Fig. 4-44. En los laboratorios se experimenta, se estudia y se for-mulan conceptos sobre el comportamiento de los yacimientos.
- 182. 182 E lP o z o I l u s t r a d o el desarrollo y continuidad de producción del yacimiento en las diferentes etapas de extrac-ción primaria y vigorizada. • Mercado: Calidad y rendimiento de derivados. Opciones de venta de crudos y/o derivados localmente o al exterior. Clasificación de las reservas En la industria petrolera, las posibi-lidades de hallazgos, descubrimientos ciertos y la continuidad de la producción comercial tie-nen un nombre: reservas probadas de hidro-carburos. Sin embargo, la práctica y la expe-riencia aconsejan que las reservas sean clasifi-cadas de acuerdo al grado de certeza de los da-tos que avalan su existencia o posibilidades. Pero existe una clasificación universalmente aceptada. No obstante, todas las clasificaciones propuestas coinciden en que, con más o menos detalles, las reservas se clasifiquen fundamen-talmente como probadas, probables y posibles. • Reservas primarias probadas son las que pueden extraerse comercialmente y han sido actualmente evaluadas por medio de pozos, equipos y métodos técnicos disponibles que aseguran un régimen continuo de producción. • Reservas primarias probables son aquellas que no han sido probadas direc-tamente por medio de pruebas prolongadas de producción comercial, pero que por encontrar-se dentro de los límites geológicos superiores e inferiores conocidos y los límites geográficos de un yacimiento son susceptibles de ser pro-badas abriendo pozos adicionales y haciendo pruebas de producción. • Reservas primarias posibles son aquellas de posible existencia pero que por falta de información fehaciente no puede dár-sele una clasificación categórica. • Reservas secundarias son reservas adicionales a las primarias, que pueden ser producidas comercialmente como resultado de la vigorización artificial de la energía natural original del yacimiento; a veces la vigorización puede inducir cambios en las características físicas de los fluidos en el yacimiento. • Reservas secundarias probadas son las que han sido fehacientemente probadas por medio de un comportamiento satisfactorio de producción mediante ensayos pilotos o firmes de vigorización artificial del yacimiento. • Reservas secundarias probables son aquellas cuya factible existencia se deriva del comportamiento satisfactorio de la produc-ción primaria del yacimiento, pero el cual to-davía no ha sido sometido cabalmente a ope-raciones de vigorización. • Reservas secundarias posibles son aquellas que se presume puedan existir en ya-cimientos factibles de responder satisfactoria-mente a operaciones de vigorización, pero la información disponible no avala otra clasifica-ción más concreta. De la acumulación de datos e histo-rias de producción se ha concluido, desafortu-nadamente, que ningún yacimiento produce de una sola vez la totalidad de los hidrocarbu-ros que contiene. A semejanza de cosechas, el yacimiento, por la acción de su presión inter-na original, produce un cierto porcentaje del volumen de hidrocarburos en sitio que se le denomina producción primaria. Luego de la producción primaria, todavía queda en el yacimiento un apreciable porcentaje o volumen de hidrocarburos fac-tible de extracción. Pero para lograr traer a la superficie un cierto porcentaje adicional de los hidrocarburos remanentes, es necesario vigori-zar la energía del yacimiento para esa segunda cosecha, o extracción secundaria. Llegado el límite económico de la extracción secundaria, todavía queda un cierto volumen de hidrocarburos por producir me-diante un tercer esfuerzo. Esta acometida se denomina producción o extracción tercia-ria. Mas, la investigación básica y aplicada,
- 183. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 183 cómo extraer el máximo volumen del petróleo remanente en el yacimiento, inclina el interés y esfuerzos de los investigadores a la extrac-ción cuaternaria, o sea un cuarto esfuerzo para lograr una cosecha más de barriles de pe-tróleo comercial. La producción vigorizada Al considerar la extracción de pe-tróleo de las entrañas del yacimiento y las di-ferentes etapas y operaciones que pueden rea-lizarse para lograr ese objetivo, merecen aten-ción las definiciones empleadas por E.F. Her-beck, R.C. Heinz y J.R. Hastings en su trabajo “Fundamentals of Tertiary Oil Recovery”, Pe-troleum Engineer, p. 33, enero 1976. • Extracción primaria (Primary Re-covery): petróleo y gas producidos por la ener-gía o fuerza naturales del yacimiento. • Extracción vigorizada (Enhanced Recovery): cualquier producción adicional resultante de la introducción artificial de ener-gía en el yacimiento. La extracción vigorizada comprende la inyección de agua, la inyección de gas y otros procesos que envuelven la in-yección de fluidos o energía para la extracción secundaria o terciaria del petróleo. • Extracción secundaria (Secondary Recovery): cualquier extracción vigorizada aplicada por primera vez al yacimiento. Gene-ralmente sigue a la extracción primaria pero también puede ser aplicada simultáneamente durante la extracción primaria. La inyección o inundación de agua es el método más común de extracción secundaria. • Extracción terciaria (Tertiary Re-covery): cualquier extracción vigorizada usada luego de la aplicación de operaciones de ex-tracción secundaria. Ya que generalmente si-gue a la inyección de agua, la extracción ter-ciaria es comúnmente considerada entre los procesos más exóticos de extracción, como lo son el desplazamiento del petróleo por líqui-dos miscibles, la extracción por métodos ter-males o la inundación del yacimiento con sus-tancias químicas. Ejemplos numéricos Uno de los métodos más senci-llos de estimación original de reservas es el vo-lumétrico, sin ahondar en la complejidad y va-riedad de los tantos factores y datos que rigen las técnicas de evaluación y seguimiento apli-cables a los mecanismos naturales primarios y secundarios de expulsión de hidrocarburos a que puedan estar sujetos los yacimientos. Si el área (A) y el espesor neto (En) de un yacimien-to son conocidos, entonces se puede calcular su volumen. Ese volumen de roca tiene un cierto porcentaje de capacidad de almacena-miento, dado por la porosidad (ø). Además, la capacidad de almacena-miento o volumen formado por la sumatoria de los poros de la roca, generalmente está sa-turado de petróleo (So ) y agua (Sw). Durante la producción primaria sólo un cierto porcentaje del petróleo en sitio podrá ser extraído del yacimiento, entonces es nece-sario considerar la aplicación de un factor de extracción (Fe ). Finalmente, como un metro cúbico o barril de hidrocarburos en el yacimi-ento merma en volumen al llegar al tanque de almacenamiento en la superficie también es necesario tomar en cuenta este factor de mer-ma (Fm). Las siguientes ecuaciones sirven en-tonces para calcular el volumen o reservas de petróleo en sitio y el volumen de reservas pro-badas, o sea el volumen producible y almace-nable en la superficie. A x En x ø (1-Sw) Reservas en sitio = Rs = ___________________ Fm A x En x ø (1-Sw) Fe Reservas producibles = Rp = ____________________ Fm
- 184. 184 E lP o z o I l u s t r a d o Caso 1 Los siguientes datos servirán para utilizar las fórmulas: Area: 1.950 hectáreas (19,5 x 106 m2) = A Espesor: 65 metros = En Porosidad: 22 % = ø Saturación de agua: 30 % = Sw Factor de merma: 1,15 = Fm Factor de extracción: 25 % = Fe 19,5 x 106 x 65 x 0,22 (1-0,30) Rs = ___________________________ 1,15 = 169.734.783m3 = 1.067.512.968 brls Rp = 169.734.783 (0,25) = 42.433.696 m3 = 266.878.244 brls Caso 2 Las cifras anteriores dan pie para considerar algunos aspectos sobre el yacimiento. 1. 75 % del petróleo en sitio (127,3 MMm3) queda como reserva remanente después de descontar el petróleo extraíble: Reservas remanentes = Reservas en sitio - Reservas producidas Un cierto porcentaje adicional de reservas remanentes puede ser extraído por la aplicación de métodos de extracción secundaria (vigorización del yacimiento). Según el comportamiento del yacimiento y su sensibili-dad de reacción, la vigorización puede iniciarse simul-táneamente con la extracción primaria o cierto tiempo después de haber logrado determinado volumen de producción acumulada. 2. Para visualizar el comportamiento del yacimiento dado como ejemplo, es necesario disponer de una can-tidad y variedad de datos: presión inicial del yacimien-to, presión de burbujeo (análisis P-V-T); calidad y tipos de fluidos; relaciones entre fluidos; declinación de la producción; límite económico de la producción; número máximo de pozos productores; pozos inyectores; tipos de fluidos requeridos para la vigorización; sumas de dinero para inversiones y operaciones; demostración de la rentabilidad de las operaciones. producción vigorizada nuevo límite económico producción primaria producción económico años límite años V. Mantenimiento, Estimulación y Reacondicionamiento de Pozos Mantenimiento Durante su vida productiva, todos los pozos requieren de mantenimiento, estimu-lación y reacondicionamiento. Generalmente, el mantenimiento de los pozos de flujo natural redunda en hacer inspecciones programadas para verificar que el cabezal y sus aditamentos: manómetros, válvu-las, flujoductos y estranguladores están en buen estado, para evitar fugas y desperfectos inde-seables. Frecuentemente se toman muestras de petróleo en el cabezal para verificar la grave-dad del crudo, porcentaje de agua y sedimen-tos producidos. Se observa la presión de flujo y presión en el espacio anular para determinar anomalías. A fechas determinadas se les hacen estudios de presión de fondo (estática y flu- presión producción Fig. 4-45. En la medida en que el pozo o el yacimiento pro-ducen petróleo, la producción y la presión merman hasta el punto de que puede ser antieconómico. Fig. 4-46. Para prolongar el límite económico de producción del pozo o del yacimiento se recurre a la restauración la presión.
- 185. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 185 yente) y el pozo se pone en prueba especial de producción, a través de la estación de flujo, para determinar su comportamiento. Atención igual se presta a aquellos pozos que producen por levantamiento artifi-cial por gas. Es muy importante verificar el es-tado y funcionamiento de todos los compo-nentes del cabezal. Es esencial cerciorarse de que la presión y el volumen de gas, continuo o intermitente, se ajustan a las magnitudes de-seadas, y que la producción del pozo y su re-lación gas-petróleo concuerdan con las estima-ciones estipuladas. De todas estas observacio-nes puede deducirse si las válvulas de inyec-ción de gas en la sarta de educción están fun-cionando adecuadamente, si la descarga de petróleo del yacimiento al pozo no ha sufrido deterioro debido a reducción de permeabili-dad en la periferia de la pared del pozo, are-namiento y/o influjo de agua. En pozos que producen por bom-beo hidráulico, se hacen inspecciones rutina-rias para verificar que las instalaciones en la superficie, como son tanques, tuberías, medi-dores, válvulas, bombas y otros dispositivos funcionan mecánicamente bien. Por otra parte, es importante cerciorarse sobre el estado, la calidad, el volumen y la presión del fluido mo-triz que hace funcionar el sistema. Los pozos que producen por bom-beo mecánico, tipo balancín, presentan una gran variedad de desperfectos mecánicos que surgen de las características mismas del siste-ma, tanto en la superficie como en el mismo pozo, desde el cabezal hasta el fondo. Fallas en la fuerza eléctrica o fuerza mecánica (motor de combustión interna) que impulsa el balancín para el bombeo, hacen que el tiempo perdido se transforme en merma de la cuota de producción del pozo. Cualquier desperfecto en algunos de los elementos del propio balancín (engranajes, bielas, colgadores, etc.), ocasiona pérdida de bombeo de petróleo. En el cabezal del pozo, desperfectos en el vástago pulido y el prensa-estopa pue-den ocasionar derrames leves o severos de pe-tróleo. Generalmente, las varillas de succión se sueltan o se parten. En ocasiones, la sarta de varillas se desenrosca de la bomba. En otros casos, debido a la fatiga, esfuerzos y vibración, la carrera ascendente y descendente de la sarta de varillas de succión no es sincrónica y por estiramiento causa golpeteo que puede des-truir la bomba o partir las varillas. La válvula fija y la válvula viajera pueden perder su esfe-ricidad debido a la corrosión de los fluidos o el cacarañeo por la arena que se produce con los fluidos del yacimiento, y esto merma la efi-ciencia del bombeo debido al escurrimiento de los fluidos. Los pozos inyectores de gas, agua o vapor, utilizados para vigorizar la continuidad de producción de hidrocarburos del yacimien-to, son también objeto de adecuado manteni-miento. Los elementos de sus respectivos ca-bezales (válvulas, conexiones, medidores de presión y de temperatura, registros de volúme-nes inyectados, etc.), deben funcionar bien pa-ra facilitar el seguimiento de las operaciones y detectar fallas que puedan presentarse. Fig. 4-47. Equipo utilizado en un pozo que requiere trabajos ma-yores de reacondicionamiento para restaurarle su productividad.
- 186. 186 E lP o z o I l u s t r a d o Estimulación de pozos Durante el preciso período de la ter-minación del pozo, o durante la vida producti-va del pozo, se presentan situaciones en las que el estrato productor no descarga fácilmen-te el supuesto volumen de hidrocarburos hacia el pozo. Algunas veces esta inconveniencia puede se sencilla y de fácil corrección, pero otras veces se puede presentar muy difícil y casi insoluble. Succión Durante la terminación, la estimula-ción más sencilla es la succión. Mientras dura la perforación y la terminación, el fluido de perforación impone contra la pared del hoyo una presión algo mayor que la mayor presión que pueda tener cualquier estrato. Esta dife-rencia de presión hace que la parte líquida del fluido así como partículas micrométricas de sus componentes sólidos se filtren hacia la perife-ria del hoyo. Si esta invasión es muy severa y extensa deteriora marcadamente la permeabi-lidad del estrato productor en las inmediacio-nes del hoyo. Por tanto, cuando se hagan los in-tentos de poner el pozo a producir no se lo-grará el flujo anticipado. Entonces, para reme-diar la situación se trata de inducir el pozo a fluir succionándolo. Para esto se utiliza la misma tubería de educción y un cable en cuyo extremo va colgado un émbolo especial de succión. El ém-bolo se introduce a una cierta profundidad en la tubería, y al sacarlo facilita la extracción de cierto volumen de fluido de la tubería y a la vez impone una fuerza de succión al estrato productor. La succión del estrato se va hacien-do más fuerte a medida que el émbolo va achi-cando el pozo a mayor profundiad. La aplicación de la succión tiene como propósito limpiar la periferia o zona in-vadida del pozo y establecer la permeabilidad e inducir el flujo del pozo utilizando la energía natural del yacimiento. En la práctica, un mínimo de suc-ciones pueden ser suficientes para lograr el flujo, pero a veces se succiona durante muchas horas o días sin éxito y entonces hay que re-currir a otros medios. Inyección de fluidos Si durante las tareas de terminación el estrato productor no permite que el petróleo fluya con facilidad, esto significa que el daño a la permeabilidad en la periferia del hoyo debe ser corregido. La inyección de fluidos como petró-leo liviano, querosén o destilados puede lograr revestidor cable tubería de educción cemento succionador obturador estrato productor Fig. 4-48. Disposición de los elementos requeridos para suc-cionar e inducir el flujo de petróleo de un estrato cuya per-meabilidad está obstruida.
- 187. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 187 arrancar o desplazar las obstrucciones y facili-tar la limpieza de los canales de flujo durante el contraflujo que se produce al poner el pozo en pruebas de producción. Para coadyuvar la acción desplazante del fluido inyectado, se puede optar por agregarle desmulsificantes o agentes que activen su desplazamiento y su ac-ción de barrido del material que obstruye los poros. El volumen de fluidos y aditivos y la presión de inyección dependerán del espesor del estrato, de la competencia y características de la roca, según las apreciaciones derivadas de los datos logrados por análisis de ripio, nú-cleos y registros petrofísicos. Fracturamiento de estratos En ciertas ocasiones, la inyección de fluidos a un determinado estrato puede hacer-se con la deliberada intención de fracturarlo, o sea abrir canales de flujo de mayor amplitud y penetración alrededor de la periferia y más allá del hoyo, debido a que la baja permeabilidad natural, más la invasión del filtrado y partículas del fluido de perforación depositadas en el es-trato, imposibilitan que pueda existir flujo ha-cia el pozo. Para estos casos es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y compo-sición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el es-trato. Como la inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por deba-jo del intervalo escogido para hacer la inyec-ción, sea sólida y fuerte para evitar canaliza-ción y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. Como podrá apreciarse, el fluido in-yectado a alta presión penetra en el estrato co-mo revestidor cemento tubería fluido fracturante obturador cuñas estrato productor Fig. 4-49. Estimulación de la productividad del pozo por la inyec-ción de fluido y fracturamiento del estrato mantenido por cuñas. una cuña que abre canales de flujo. Sin embargo, al descartar el fluido, durante el flujo desde el estrato al pozo, puede ser que desa-parezcan los canales al disiparse la presión de ruptura y asentarse el estrato, o quizás se haya logrado que permanezcan los canales estables y abiertos. Otra modalidad de fracturamiento es que al fluido se le agrega, en relación de volu-men por volumen, un material sólido y compe-tente, generalmente arena de determinadas es-pecificaciones con respecto a tamaño de granos, circularidad, distribución del agregado, resisten-cia, densidad y calidad. Al inyectarse la mezcla al estrato, la arena va depositándose en los ca-nales como una cuña estable, porosa y permea-ble, que impedirá el asentamiento del estrato al desvanecerse la presión de ruptura y, por ende, mantendrá los canales de flujo abiertos.
- 188. 188 E lP o z o I l u s t r a d o Este procedimiento ha dado muy bue-nos resultados y, a medida que se ha acumu-lado mucha experiencia de campo, la tecnolo-gía de aplicaciones de fracturamiento ha avan-zado en lo concerniente al diseño y fabricación de equipos y herramientas y en la selección, preparación y utilización de sólidos y fluidos para atender una variedad de necesidades. Todos estos adelantos permiten ha-cer hoy fracturamientos masivos que involu-cran altos volúmenes de fluidos y sólidos. Por ejemplo, en intervalos de gran espesor, arena muy compacta y de muy baja porosidad se ha inyectado 3.262.518 litros (20.519 barriles) de fluido gelatinoso de alta viscosidad, preparado con polímeros, aditivos corrientes y cloruro de potasio, sin agregarle hidrocarburos. A este fluido se le mezclaron 711.364 kilos (0,22 ki-los/ litro) de arena de tamaño de tamiz 20-40. La inyección se efectuó sin contratiempos y se logró irradiar largos canales de flujo que per-mitieron al intervalo producir gas en cantida-des comerciales. Acidificación La acidificación de estratos petrolí-feros constituye una de las aplicaciones más viejas empleadas por la industria petrolera en la estimulación de pozos. Empezó a utilizarse desde 1895. Como las rocas petrolíferas pue-den contener carbonato de calcio (CaCO3, cali-za), el ácido clorhídrico (HCl) en solución de 15 %, ha sido un buen disolvente que ayuda a abrir canales de flujo en el estrato productor. La reacción química se realiza según la siguien-te fórmula: 2HCl + CaCO3 = CaCl2 + H2O + CO2 Después de la reacción se obtiene cloruro de calcio, agua y dióxido de carbono, como resultado de la descomposición del car-bonato de calcio por el ácido. La cantidad de ácido requerida está en función del volumen de roca que se propo-ne tratar. Para apreciar ese volumen se recurre a ensayos de laboratorio, utilizando ripio y/o núcleos del estrato, como también otros datos petrofísicos y experiencias de acidificaciones anteriores en el área o sitio de operaciones. Durante los años, el diseño y reali-zación de tareas de acidificación de pozos petrolíferos han evolucionado en todos los as-pectos. Los análisis básicos de laboratorio son más extensos y fundamentales para determinar las características físicas y químicas de las ro-cas y sus reacciones a los diferentes tipos de ácidos aplicables como: puros, concentrados, diluidos o gelatinosos. Factores como la visco-sidad, densidad, temperatura, presión, penetra-ción y celeridad o amortiguación de la reac-ción son evaluados con miras a obtener el me-jor resultado posible. Como los ácidos clorhí-dricos y fórmicos son corrosivos, se dispone de inhibidores y otros aditivos que permiten aminorar su corrosividad en el equipo de aci-dificación y las tuberías del pozo mismo. revestidor tubería fluido y material de acuñamiento obturador estrato productor cuñas Fig. 4-50. Fracturamiento del estrato e inyección de material sólido para lograr mejor productividad del pozo.
- 189. Limpieza de pozos C a p í t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 189 revestidor tubería de educción obturador inyección de ácido Desde el comienzo de la etapa de producción hasta la fecha en que cesa de ser productor comercial, cada pozo requiere de limpieza y reacondicionamientos, según los síntomas y dificultades mecánicas que presen-tan sus instalaciones hoyo abajo y/o el mismo estrato productor. Los programas de limpieza y rea-condicionamiento de pozos en los campos pe-troleros son partes importantes del esfuerzo de cada día para mantener la producción de hi-drocarburos a los niveles deseados. Además, estos programas, de por sí y conjuntamente con todas las otras actividades de apoyo que requieren, representan un alto porcentaje del presupuesto de operaciones, especialmente si los pozos producen mayoritariamente por bombeo mecánico y los yacimientos tienen años produciendo. Arenamiento A medida que el yacimiento descar-ga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se va acumulando arena y sedimento en el fondo del pozo. Esta acumulación puede ser de tal mag-nitud y altura que puede disminuir drástica-mente o impedir completamente la producción del pozo. Los casos de arenamiento son más graves y más frecuentes cuando los estratos son deleznables. Cuando se dan estratos de es-te tipo, la terminación del pozo se hace de ma-nera que, desde el inicio de la producción, el flujo de arena y sedimentos sea lo más leve por el más largo tiempo posible. Para lograr esto, el tramo de la sarta de revestimiento y de Fig. 4-51. Disposición de los elementos requeridos para esti-mular el pozo mediante la inyección de ácido. revestidor tubería eductora fluido circulante desplazamiento de arena hacia la superficie acumulación de arena en el fondo cemento Fig. 4-52. Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado.
- 190. 190 E lP o z o I l u s t r a d o hoyo revestidor cemento colgador tubería calada ranuras grava hoyo ensanchado producción que cubre el estrato productor es de tubos ranurados especialmente. Las ranu-ras, cortadas de afuera hacia adentro y de apa-riencia cuneiforme, tienen una abertura lo sufi-ciente estrecha, según análisis granulométrico de la arena, para retener la arena y lograr que el apilamiento de los granos sea compacto y estable y, por ende, no fluyan junto con el pe-tróleo hacia el pozo. Además del método anterior, existen otras modalidades para contener el flujo de are-na. Hay tuberías ranuradas y preempacadas, o sea que la tubería ranurada interna viene cu-bierta por otras tuberías internas y el espacio anular entre estas dos tuberías está relleno de arena o material granular, lo que en sí forma un filtro y retenedor prefabricado. Otra es, a seme-janza de la anterior, que el empaque con grava especialmente seleccionada se hace en sitio. Para eso, la sarta de revestimiento y de produc-ción se hinca y cementa por encima del estra-to productor. Luego se hace el ensanche del hoyo frente al estrato productor. Para revestir el hoyo ensanchado se utilizará una tubería cala-da (ranurada), la cual al final quedará colgada del revestidor cementado por encima del estra-to productor. Antes de colgar la tubería calada, se bombea la cantidad determinada de grava para rellenar el espacio entre el estrato produc-tor y la tubería calada. Hecho esto, se cuelga la tubería calada y se continúa con las otras fae-nas para poner el pozo en producción. El arenamiento de los pozos es de ocurrencia muy común. Y para mantener los pozos en producción plena se recurre a des-arenarlos y limpiarlos utilizando fluidos debi-damente acondicionados que se bombean pro-gresivamente hasta el fondo para extraer la arena y sedimentos hasta la superficie por cir-culación continua. Algunas veces no es suficiente la cir-culación de fluidos y hay que utilizar achicado-res o bombas desarenadoras en el fondo del pozo para poder hacer la limpieza. Además de disminuir la capacidad productiva del pozo, la presencia de arena en el pozo es dañina porque a medida que fluye Fig. 4-53. Terminación por empaque de grava. revestidor cemento sarta eductora obturador estrato Fig. 4-54. Tuberías caladas concéntricas preempacadas.
- 191. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 191 con el petróleo causa cacarañeo, corrosión o abrasión de las instalaciones en el pozo y en la superficie. En el caso de pozos de flujo natu-ral, la velocidad del flujo hace que la arena y sedimentos acentúen su poder de desgaste so-bre las instalaciones. En los pozos de bombeo mecánico, a veces, es muy serio el daño que la arena causa a la bomba y sus partes, principal-mente a las varillas de succión, al vástago puli-do y a la sarta eductora. Acumulación de parafina Cuando se habla de la densidad de los petróleos se dice, en sentido general, que son extrapesados, pesados, medianos, livianos o condensados. Cuando se habla de su composi-ción, se dice que son de base parafínica, asfálti-ca o mixta. Ambas clasificaciones se emplean para apuntar las características físicas de los cru-dos: densidad o gravedad API, viscosidad o flui-dez, hasta el color y posibles contenidos de sal, azufre y metales, su flujo en el yacimiento, ex-pectativas de extracción y modalidades de la producción primaria y subsecuentes aplicacio-nes de métodos de extracción vigorizada. Los crudos parafínicos tienen algo de asfalto y viceversa, de allí la catalogación de base mixta. La temperatura es factor importante que afecta el comportamiento de la viscosidad del crudo, desde el yacimiento hasta la superfi-cie. A medida que el crudo fluye del yacimien-to al pozo y hasta la superficie, la disminución de la temperatura hace al crudo más viscoso, especialmente si el crudo es pesado o extrape-sado, los cuales generalmente son de tipo asfál-tico o nafténico. La disminución de temperatura o enfriamiento causa el desprendimiento de par-tículas de parafina. Esta cera o parafina que no arrastra el flujo tiende a obstruir los canales de flujo en la periferia del estrato productor alrede-dor de la pared del hoyo, reduciendo así la pro-ductividad del pozo. De igual manera, el flujo hacia la superficie va depositando parafina en la pared de la tubería, con la consiguiente reduc-ción del diámetro interno y, por ende, merma en el volumen de producción. La parafina y residuos que se des-prenden del crudo y que lentamente se van de-positando en los canales de flujo del pozo tie-nen que ser removidos por medios mecánicos, químicos o térmicos. Por ejemplo, se utilizan: • Raspadores, succionadores, corta-dores, tirabuzones o escariadores, que se intro-ducen en la tubería de educción o en el reves-tidor para efectuar la limpieza mecánicamente, o • Se recurre a la utilización de sol-ventes como petróleo caliente, querosén, gasó-leo o gasolina o substancias químicas que pro-duzcan generación de calor para ablandar y des-plazarlas por medio de circulación continua, o revestidor tubería cemento obturador adhesiones parafínicas Fig. 4-55. Adhesiones de parafina que obstruyen la producción del pozo y merman su potencial.
- 192. 192 E lP o z o I l u s t r a d o • Muchas veces se utiliza vapor o agua caliente, o se inyecta aire comprimido ca-liente o gas, o • Cuando las adhesiones son muy rebeldes en la pared del hoyo del estrato pro-ductor y en la misma periferia del pozo, en-tonces se recurre a escariar o ensanchar el ho-yo en el estrato productor. Como podrá apreciarse, la necesi-dad de mantener los pozos en buen estado pa-ra que produzcan diariamente su cuota de hi-drocarburos, es tarea diaria que ocupa a cierto número de personal de producción. Reacondicionamiento de pozos Las razones por las cuales se pro-pone el reacondicionamiento de un pozo son muy variadas. Estas razones involucran aspec-tos operacionales que justifican la continua uti-lización del pozo en el campo y, por ende, las inversiones y/o costos requeridos. El reacon-dicionamiento es una tarea de mayores pro-porciones y alcances que el mantenimiento, la estimulación o limpieza corrientes. Puede exi-gir la utilización de un equipo o taladro espe-cial para reacondicionamiento o un taladro de perforación. Generalmente, los pozos de un cam-po petrolero se clasifican según su mecanismo y mecánica de producción como de flujo natu-ral, de levantamiento artificial por gas, de bom-beo mecánico o bombeo hidráulico, de flujo por inyección alterna o continua de vapor, o co-mo inyectores de gas o de agua, o como pozos de observación. Así que durante su existencia como pozo productor, el pozo puede cambiar de estado una o varias veces, y ese cambio o cambios puede requerir varios reacondicio-namientos. Por ejemplo, un pozo puede haber comenzado como pozo productor por flujo na-tural pero al correr del tiempo puede ser con-vertido a flujo por levantamiento artificial por gas o bombeo hidráulico o mecánico. Quizás en la etapa final de su vida útil puede ser con-vertido a inyector o a pozo de observación. O, a lo mejor, requiere que el estrato productor original sea abandonado y el pozo retermina-do en un estrato superior como productor de un yacimiento distinto. También puede darse el caso de que al abandonar el yacimiento donde fue originalmente terminado el pozo, no existan posibilidades de una reterminación hoyo arriba y el pozo pueda ser utilizado para desviarlo y ahondarlo para explorar horizontes desconocidos más profundos o hacer una ter-minación más profunda en yacimientos ya conocidos. Todas las alternativas antes mencio-nadas exigen estudios y evaluaciones precisas que desembocan en inversiones y costos ma-yores, los cuales deben ser justificados técnica y económicamente con miras a la rentabilidad requerida. revestidor cemento sarta eductora obturador estrato B tapones estrato A Fig. 4-56. Abandono del estrato inferior A y reterminación del pozo en el estrato B.
- 193. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 193 Tareas para reacondicionamiento de pozos Para realizar el reacondicionamiento de los pozos es necesario preparar programas cronológicos de operaciones que describen la selección y ejecución apropiadas de una varie-dad de tareas, ajustadas a una secuencia técnica y seguridad requeridas para evitar accidentes. El reacondicionamiento propuesto puede ser sencillo o complejo, según las condi-ciones y estado físico del pozo y el contenido del programa a seguir. Sin embargo, un reacon-dicionamiento sencillo puede tornarse compli-cado por imprevisiones. Entre la variedad de tareas que pue-de tener un programa de reacondicionamiento, sin que la lista que sigue sea exhaustiva, cabe mencionar las siguientes: • Estudio minucioso del archivo del pozo, para apreciar y dilucidar sobre aspectos: - Geológicos. - Perforación original. - Terminación original. - Trabajos posteriores de limpieza, estimulación o reacondicionamiento. - Estado físico actual y disposición de las sartas y otros aditamentos en el pozo. • Proposición y detalles del progra-ma de reacondicionamiento y/o cambio de es-tado del pozo, que deben incluir: - Nuevos objetivos y razones técni-cas y económicas que apoyan el programa. -Detalles de las operaciones: Tipo de equipo requerido. Tiempo de las operaciones. Inversiones y/o costos. Estado físico y condiciones mecáni-cas de las instalaciones dentro del pozo. Tipo y características de los fluidos requeridos para la limpieza/reacondicionamien-to o perforación. Control del pozo. Extracción de sartas y otros adita-mentos del hoyo. Circulación del fluido y limpieza. Recañoneos (intervalos). Inyección de fluidos. Forzamiento de arena. Cementación forzada. Taponamientos. Corte y extracción de revestidor. Abandono de la parte inferior del hoyo original. Desportillar el revestidor. Perforación direccional, de largo al-cance, horizontal o inclinada. Registros. Núcleos. Revestidores y cementación. Pruebas. Conclusión de las operaciones. • Solicitudes previas de permisos ante los organismos gubernamentales, y parti-cipaciones, reseñas, notas o informes poste-riores sobre el resultado de las operaciones. VI. Crudos Pesados/Extrapesados Desde decenios de años se conoce la existencia de depósitos de crudos pesados y extrapesados que hoy atraen la atención de los petroleros del mundo. Tal es el caso de la Faja del Orinoco aquí en Venezuela, como también áreas de pe-tróleos pesados y extrapesados en California, Fig. 4-57. Reactivación de pozos en Pedernales, Delta Amacuro.
- 194. 194 E lP o z o I l u s t r a d o Canadá, México y otros sitios. Las razones por las que estos crudos no se produjeron anterior-mente, se deben principalmente a sus caracte-rísticas y al hecho de que mejores tipos de cru-dos (medianos y livianos) se obtenían sin ma-yores inconvenientes y en abundancia. Las evaluaciones de los recursos pe-trolíferos mundiales asomaron la conclusión de que las reservas probadas aseguradas y las probables y posibles por contabilizar en las cuencas sedimentarias conocidas no serían su-ficientes para abastecer el mundo a largo pla-zo. Posiblemente las áreas vírgenes restantes y todavía en espera de estudios y evaluaciones tampoco contribuirán suficientemente a los in-mensos volúmenes de petróleo requeridos pa-ra el futuro. Por tanto, las áreas ya conocidas de petróleos pesados y extrapesados comen-zaron a tener importancia mundial y a ser estu-diadas y evaluadas detalladamente. Un ejem-plo de este esfuerzo lo constituye el estudio de la Faja del Orinoco (H. Velarde y J.A. Galavís, CVP/MMH, respectivamente, 1976), en el cual se pronosticó la existencia de 700.000 millones de barriles de petróleo en sitio. Desde esa fecha, la progresiva evaluación de la Faja me-diante la exploración sísmica, el taladro y las pruebas de producción indican que el volu-men de petróleo en sitio puede ser del orden del billón (1012) de barriles. Esta es una cifra fantástica. Pero veamos. revestidor tapón revestidor tapón de cemento estrato A @ @€ €À À Fig. 4-58. Abandono de la parte inferior de un pozo y utiliza-ción de su parte superior para alcanzar objetivos más profun-dos a través de la perforación direccional. Fig. 4-59. Vista de una concentración o macolla de pozos, per-forados desde un solo sitio, en Cerro Negro, Faja del Orinoco, estado Monagas.
- 195. Características C ap í t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 195 Una de las características de los cru-dos es la fluidez o viscosidad, representada también indirectamente por la densidad o gra-vedad específica (expresada internacionalmen-te mediante °API). En la escala °API, los cru-dos extrapesados caen en el rango 0,0-9,9 °API y los pesados en el rango 10-21,9 °API. Así que el rango general que cataloga a ambos tipos de crudos es 0,0-21,9 °API. La viscosidad o fluidez de estos cru-dos es bastante alta, de 500 a 1.500 SUS (Vis-cosidad Universal Saybolt, que representa el tiempo en segundos para que un volumen de fluido de 60 centímetros cúbicos salga de un recipiente tubular por medio de un orificio, debidamente calibrado y dispuesto en el fondo del recipiente, el cual se ha mantenido a tem-peratura constante). En la escala de viscosidad en centipoise, estos crudos tienen una viscosi-dad entre 1.200 y 95.000 centipoise. Si se con-sidera que el agua tiene, aproximadamente, 1 centipoise de viscosidad, se apreciará la poca fluidez de estos crudos. La viscosidad es muy importante en el tratamiento y manejo del cru-do, desde el yacimiento hasta el fondo del po-zo, de aquí a la superficie, y luego en el trans-porte e instalaciones de refinación. Por tanto, para hacerlos más fluidos y manejables requie-ren calentamiento o diluentes. Además de lo antes dicho, otras ca-racterísticas de estos crudos, y no tanto así de los crudos medianos y livianos, es que por pe-so tienen un alto contenido porcentual de azu-fre -1 a 8 %-. De igual manera pueden tener un apreciable contenido de sal y también contie-nen metales (níquel, vanadio y otros) en volú-menes de 100 a 500 ppm y por tanto tienen cierto poder corrosivo. A veces pueden tener también cierta cantidad de sulfuro de hidróge-no, que también es muy corrosivo y venenoso. Todo esto hace que la refinación de estos crudos requiera métodos y tratamientos especiales para mejorar su calidad y obtener los resultados deseados de comercialización. De los yacimientos y los crudos pesados y extrapesados Generalmente hablando, se dice que los crudos pesados y extrapesados se encuen-tran a profundidades someras, 1.000 a 1.500 me-tros (3.280 a 4.920 pies). Sin embargo, también se encuentran a profundidades mayores. También, generalmente hablando, se dice que los crudos medianos y livianos, principalmente, no se encuentran sino a pro-fundidades mayores de 1.500 metros (4.920 pies). La realidad geológica y la experiencia demuestran lo contrario. En varias partes del mundo hay yacimientos de crudos livianos a poca profundidad. Fig. 4-60. Vista de instalaciones en Cerro Negro, Faja del Ori-noco, estado Monagas.
- 196. 196 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 4-4. Comparación de dos crudos venezolanos, uno extrapesado de la Faja (Morichal, estado Monagas) y uno liviano (Ceuta, estado Zulia) Morichal Ceuta Propiedades Gravedad, °API 9,6 33,8 Viscosidad, SUS a 99 °C 2.650 45 Azufre, % 4,13 0,95 Metales, ppm (Ni +V) 468 101 Rendimiento, % volumétrico Nafta (C5 - 190 °C) 1 26 Destilados medios (190° - 343 °C) 11 28 Gasóleo de vacío (343° - 566 °C) 39 31 Residuo de vacío (566 °C +) 49 15 Tabla 4-5. Comparación del crudo extrapesado (Morichal) sin tratar y mejorado Sin tratar Mejorado Propiedades Gravedad, °API 9,6 23,6 Viscosidad, SUS a 99 °C 2.650 60 Azufre, % 4,13 0,28 Metales, ppm (Ni +V) 468 27 Rendimiento, % volumétrico Nafta (C5 - 190 °C) 1 7,5 Destilados medios (190° - 343 °C) 11 32 Gasóleo de vacío (343° - 566 °C) 39 43 Residuo de vacío (566 °C +) 49 23 Fuente: Gulf Science and Tecnology Co. (GSTC), Oil and Gas Journal, January 7, 1980, p. 75. Tabla 4-6. Ejemplos de crudos extrapesados y pesados y la profundidad de su ubicación Venezuela Boscán 10 °API a 2.440 metros (8.000 pies) Zumo 17,9 °API a 2.800 metros (9.184 pies) Quiriquire 16 °API a 2.195 metros (7.200 pies) Perú Bartra 11,5 °API a 2.723 metros (8.931 pies) México Ayapa 7,2 °API a 2.500 metros (8.200 pies) Colombia Yarigui 19,2 °API a 2.652 metros (8.698 pies) Tabla 4-7. Ejemplos de crudos livianos y la profundidad de su ubicación Venezuela Ruiz 32 °API a 1.372 metros (4.000 pies) Budare 31,5 °API a 2.800 metros (9.184 pies) Alemania Wehrbeck 33 °API a 1.036 metros (3.398 pies) Australia Baraconta 62,8 °API a 1.387 metros (4.550 pies) Inglaterra East Midlands 35 °API a 1.067 metros (3.500 pies)
- 197. La Faja delOrinoco C a p í t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 197 La Faja tiene unos 700 kilómetros de largo y arranca desde Tucupita, Delta Amacu-ro, atraviesa los estados Monagas y Anzoáte-gui, y cubre parte del estado Guárico. Tiene un ancho de 32 a 100 kilómetros y su área abarca unos 53.720 kilómetros cuadrados. Geológicamente es la parte sur de la cuenca de Maturín o de Oriente, y geográfica-mente se le ha dado el nombre de Orinoco porque en parte su límite sur corre a lo largo y cercano al río. El delineamiento de su parte norte se fue construyendo desde mediados de los años treinta, a medida que el taladro ex-ploraba la cuenca de Maturín y se avanzaba en dirección este-oeste y viceversa hacia el sur. Ejemplos de los campos descubiertos entonces son: Temblador 1936, Pilón 1937, Uracoa 1937, Los Caritos 1940, Tucupita 1945, Jobo 1956 y Morichal 1958. Muy característico de la mecánica y comportamiento de la producción de los yaci-mientos de crudos pesados es que el volumen extraíble inicial está entre 3 y 10 %. Sin embar-go, aún así, en el caso de la Faja, dada la in-mensa cifra de petróleo en sitio (un billón de ba-rriles), la extracción primaria corre entre 30.000 millones y 100.000 millones de barriles. Mas, si mediante la aplicación de métodos de mejora-miento de la producción (por ejemplo, las inyec-ciones de vapor) se logra duplicar la extracción primaria, entonces el volumen producible es-taría entre 60.000 millones y 200.000 millones de barriles. Esta cifra será mejor apreciada cuando se compara con los 46.421 millones de barriles de crudo de todo tipo producidos en Venezuela durante setenta y siete años (1917- 1994). Otra de las características de las for-maciones que conforman los yacimientos de crudos extrapesados y pesados es que son are-nas no consolidadas, o sea que los granos de arenas tienen poca adhesión entre sí y por lo tanto son bastante sueltos. Esta condición de poca consolidación hace que el yacimiento en su estado virgen muestre alta porosidad y alta permeabilidad pero al ser penetrado por la barrena la pared del hoyo es bastante inestable y en caso de tomar núcleos mediante métodos convencionales la operación se hace imposi-ble. La alternativa es utilizar sacanúcleos que tienen portanúcleos de goma para lograr la mayor extracción posible. Tal procedimiento permite, al menos, apreciar en cierto grado el estado de la muestra extraída y aspectos de la formación y del crudo en condiciones casi ori-ginales de soterramiento. Para lograr éxito en la perforación y en la extracción de núcleos se requiere la utilización de ciertos tipos de flui-dos fuera de lo común. Por otra parte, las formaciones delez-nables exigen que el pozo sea terminado utili-zando empaques apropiados de grava para in-ducir el apilamiento y la estabilidad de la forma-ción. Esto es primordial para evitar el arenamien-to del pozo durante el mayor tiempo posible. Además, si el pozo va a ser sometido a inyección de vapor, la sarta de revestimiento tiene que ser cementada tomando en conside-ración este hecho y, de igual manera, la sarta de producción y sus elementos conexos tienen que ser escogidos selectivamente para cumplir su funcionamiento bajo altas temperaturas. Fig. 4-61. Módulo de producción y emulsificación. Faja del Orinoco.
- 198. 198 E lP o z o I l u s t r a d o Otras de las características de este tipo de crudos es que están acompañados de muy poco gas, situación que no ayuda al me-canismo natural de producción del yacimiento y al flujo ascendente del petróleo por la sarta hacia la superficie. Por tanto, difícilmente son pozos de flujo natural. Interés por la Faja El interés por la Faja renació en 1969 cuando el entonces ministro de Minas e Hidro-carburos encomendó a la antigua CVP la per-foración de tres pozos estratigráficos en el área La Canoa, estados Monagas y Anzoátegui. En la historia petrolera mundial abundan episodios muy interesantes. Aquí en Venezuela, la idea de perforar la localización La Canoa N° 1, en las coordenadas Maturín N.75.752,34 y E.129.121,20 a 137 metros sobre el nivel del mar, en el distrito Independencia, estado Anzoátegui, se debe a G. Moses Knebel, geólogo y ejecutivo de la Standard Oil Com-pany of Venezuela, quien en correspondencia de enero de 1935 se dirigió a Henry E. Linam, presidente de la empresa, en estos términos: “Su objetivo principal será determi-nar las posibilidades de producción de la pro-nunciada línea de domos del basamento ente-rrados en la parte sur de los estados Anzoátegui y Monagas... Esta localización cae en la cresta de una altura sísmica y cerca del eje de una máxima anomalía detectada por balanza de tor-sión. Se espera encontrar el granito a 900 me-tros o ligeramente por encima de 3.000 pies”. Linam y los directivos corresponsa-les en Nueva York aprobaron el proyecto y la localización fue declarada super secreta. Por órdenes escritas de Linam sólo el geólogo, R.B. Kester y K.C. Steer podrían ver los núcleos ex-traídos o información derivada del pozo. Mas, Linam quiso darle una gran importancia al ini-cio de este pozo y se sugirió como testigo la presencia de un jefe civil pero él prefirió que fuese un juez. El pozo fue comenzado el 16 de octubre de 1935 y terminado el 7 de enero de 1936 a la profundidad de 1.175 metros (3.854 pies). El revestidor de producción de 219 mi-límetros de diámetro (8 5/8 pulgadas) fue hin-cado a 1.128 metros (3.700 pies). El pozo pro-dujo erráticamente y por cabezadas petróleo más pesado que el agua, menos de 10 °API. Una prueba dio 120 barriles por día. El intento de buscar y ubicar hidro-carburos en el área no fue en vano. La Canoa N° 1 fue el primer pozo que reveló lo que años más tarde se convirtió en la Faja del Orinoco, nombrada así por su proximidad a la costa norte del río. (Fuente: Historia del pozo La Ca-noa N° 1, Archivo de Geología, Lagoven S.A.). Fig. 4-62. Tanques de almacenamiento de Orimulsión® en la terminal de Jose, estado Anzoátegui. Fig. 4-63. Tanquero en la monoboya de la terminal de Ori-mulsión ® en Jose.
- 199. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 199 mar Caribe Km 52 Hoy la Faja representa un polo im-portantísimo de producción de crudos pesa-dos/ extrapesados. Mediante las actividades y experimentos de laboratorio y de campo, en Morichal, estado Monagas, realizados por Inte-vep, Lagoven y Bitor, se comercializa el com-bustible Orimulsión®, cuyas características y calidad han sido aceptadas en varios centros industriales del mundo. En 1994 la producción de Orimulsión® creció 30 % y fue de 2,453 millones de toneladas métricas. En 1973, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos contrató con la CVP la perfora-ción de 14 pozos estratigráficos en la Faja y anunció también que el desarrollo de la Faja no sería negociado con terceros sino que sería Cerro Negro encomendado a la CVP. A medida que se fue obteniendo la información deseada y perfilán-dose la potencialidad del área en 1974, el Ministerio encomendó la perforación de 32 pozos estratigráficos, y estableció en ese des-pacho la Dirección de la Faja del Orinoco. En el mismo año de 1974, la Creole Petroleum Corporation propuso al Ministerio de Minas e Hidrocarburos un proyecto de lar-go alcance para desarrollar la Faja del Orinoco y confirmar el potencial de producción de los yacimientos. Los estudios de 66 pozos estratigrá-ficos confirmaron la extensión y el alcance del potencial de la Faja. Para diciembre de 1975 la Mobil, por orden del Ministerio de Minas e Hi- río Orinoco terminal Punta Cuchillo El Tigre terminal Jose patio de tanques Oficina plataforma monoboya 5 km 8 km Zuata Oriducto y terminales Planta de Emulsificación Instalación de producción Pozos Total MM$ 1995 138 420 250 262 1.070 Machete Hamaca Fig. 4-64. Plan de desarrollo de la Orimulsión®, 1995-2000 (ver Capítulo 13, Fig. 13-1, p. 534).
- 200. 200 E lP o z o I l u s t r a d o drocarburos, había profundizado el pozo Ca-rrizal- 2X hasta 3.035 metros (9.955 pies), cuyo propósito fue llegar hasta la formación Carrizal del Jurásico. El 31 de diciembre de 1975 a las 24:00 horas terminaba el régimen de concesio-nes y la industria petrolera era nacionalizada. Todos los activos y operaciones de las ex con-cesionarias pasaron a ser patrimonio de la Na-ción, a través de Petróleos de Venezuela S.A. y sus filiales. Iniciada la estatización de la indus-tria petrolera venezolana, el Ministerio de Mi-nas e Hidrocarburos encomendó a la nueva empresa Meneven, filial de Petróleos de Ve-nezuela, la perforación de una serie de pozos exploratorios a lo largo del borde de la cuen-ca de Maturín. Más adelante, en octubre de 1977, el Ministerio traspasó a PDVSA toda la adminis-tración y el desarrollo de la Faja del Orinoco. En 1993, el Congreso de la Repúbli-ca aprobó dos proyectos integrados de asocia-ción entre Maraven y socios internacionales para diversificar los riesgos económicos aso-ciados a la conversión de los crudos de la Faja y, al mismo tiempo, garantizar el acceso a nue-vos mercados. Además, para 1996 estaban en fase de definición dos nuevos proyectos lide-rados por Corpoven y Lagoven. Estos proyec-tos aportarían en total una producción dentre 400.000 y 500.000 barriles diarios de crudo me-jorado a principios de la próxima década. Los convenios Maraven-Conoco y Maraven-Total-Statoil-Norsk Hydro contemplan la producción y mejoramiento del bitumen proveniente de Zuata, el cual será enviado a Jose para su procesamiento. Como resultado de la asociación Maraven-Conoco fue creada la empresa priva-da Petrozuata, con participación accionaria de ambas empresas. Esta será responsable de ge-renciar, durante treinta y cinco años, las activi-dades de producción de 120.000 barriles dia-rios de crudo de 9 °API, el cual será mejorado en la planta de Jose para obtener un crudo de 21 °API aproximadamente, así como 3.000 to-neladas diarias de coque y 200 toneladas dia-rias de azufre. Toda la producción será comer-cializada en Estados Unidos. El proyecto Maraven-Total-Statoil- Norsk Hydro también prevé la conformación de una empresa mixta y contempla la produc-ción de 100.000 barriles diarios de crudo mejo-rado de 31 °API, 3.000 toneladas diarias de coque y 500 toneladas diarias de azufre. La tercera asociación entre Cor-poven y Arco International Oil and Gas Com-pany tiene previsto producir y mejorar unos 200.000 barriles diarios de crudo de mediana gravedad y moderado contenido de azufre, proveniente del área de Hamaca. El cuarto proyecto entre Lagoven y Mobil prevé la producción de 100.000 barri-les diarios de la zona de Cerro Negro. N Trinidad Brasil Faja del Orinoco Colombia Cerro Negro (Lagoven) Ciudad Bolívar por formalizar Zuata (Maraven) Hamaca El Pao (Corpoven) río Orinoco activa Machete (Corpoven) Fig. 4-65. Asociaciones estratégicas en la Faja del Orinoco.
- 201. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 201 Tabla 4-8. Asociaciones estratégicas, Faja del Orinoco Area Empresa País de origen Zuata Maraven-Conoco Venezuela-EE.UU. Zuata Maraven-Total-Statoil-Norsk Hydro Venezuela-Francia-Noruega Hamaca Corpoven-Arco-Phillips-Texaco Venezuela-EE.UU. Hamaca Corpoven-Exxon Venezuela-EE.UU. Cerro Negro Lagoven-Mobil-Veba Oel Venezuela-EE.UU.-Alemania Como resultado de la apertura petrolera (ver Capítulo 13, “Petróleos de Venezuela”, p. 555), el Ministerio de Energía y Minas y Petróleos de Venezuela, con la anuencia del Ejecutivo Nacional, a mediados de julio de 1997 iniciaron la transforma-ción organizativa de la corporación. Por tanto, las funciones y actividades de las tres operadoras Corpoven, Lagoven y Maraven pasaron a la nueva empresa PDVSA Exploración y Producción, la cual asumió todo lo concerniente a las asociaciones estratégi-cas en la Faja del Orinoco y, al efecto, entre las cinco nuevas unidades de negocios creadas una ha sido denominada PDVSA Faja del Orinoco (ver Fig. 13-7, p. 558).
- 202. 202 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. API Well Data Glossary and Unique Well Numbering, American Petroleum Institute, Dallas, Texas, 1966. 2. BUITENKAMP, Rob; FISCHER, Steve; REYNOLDS, Jim: “Well claims world record for horizontal displacement”, en: World Oil, October 1992, pp. 41-44. 3. CALHOUN, John Jr.: Fundamentals of Reservoir Engi-neering, University of Oklahoma Press, Norman, Okla-homa, 1947. 4. CAMPBELL, John M.: Oil Property Evaluation, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1959. 5. CLOUD, Wilbur F.: Petroleum Production, University of Oklahoma Press, Norman, Oklahoma, 1939. 6. CRAFT, Benjamin C.: Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos, Editorial Tecnos, Madrid, 1968. 7. DAVIS, Thomas L.; BENSON, Robert D.: “Characterizing fractured reservoirs”, en: World Oil, March 1992, pp. 63- 66. 8. EAKIN, J.L. et al.: A Review of Well Simulation, Bureau of Mines, U.S. Departament of the Interior, Washington D.C., 1964. 9. FRASER, Lindsay J.: “How to select drilling fluids for horizontal wells”, en: World Oil, May 1993, pp. 59-68. 10. FRICK, Thomas C. et al.: Petroleum Production Handbook, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1962. 11. GILMAN, J.R.; JARGON, J.R.: “Evaluating horizontal vs. vertical well performance”, en: World Oil, June 1992, pp. 55-60; April 1992, pp. 67-72. 12. GLASSTONE, Samuel: Textbook of Physical Chemistry, D. Van Nostrand Company, New York, 1947.
- 203. C a pí t u l o 4 - P r o d u c c i ó n 203 13. GONZALEZ DE JUANA, Clemente et al.: Geología de Ve-nezuela y de sus Cuencas Petrolíferas, Ediciones Fonin-ves, Caracas, 1980. 14. HALBOUTY, Michel T.: Geology of Giant Petroleum Fields, American Association of Petroleum Geologists, Tulsa, Oklahoma, 1970. 15. HERBECK, E.F. et al.: “Fundamentals of Tertiary Recovery”, en: Petroleum Engineer, January 1976, p. 33. 16. HEROLD, Stanley C.: Oil Well Drainage, Standard Univer-sity Press, Palo Alto, California, 1941. 17. MARL, J.L.; WITTRISCH, Christian; GEOFER, Raúl; SPREUX, A.M.: “Vertical Seismic Profile in Horizontal Wells”, en: Journal of Petroleum Technology, December 1990, pp. 1486-1493. 18. MARTINEZ, Aníbal R.: Cronología del Petróleo Venezo-lano, Volumen II, 1943-1993, Ediciones CEPET, Caracas, 1995. 19. MARTINEZ, Aníbal R.: Recursos de Hidrocarburos de Venezuela, Editorial Senda Avila, Caracas, 1972. 20. Ministerio de Energía y Minas: A. Memoria y Cuenta (Anuario) B. Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE), Caracas, 1983-1994. 21. Oil and Gas Journal: The Technology of Offshore Drilling, Completion and Production, Penn Well Publishing Co., Tulsa, Oklahoma, 1976. 22. PETTIJOHN, Francis J.: Sedimentary Rocks, Harper, New York, 1949. 23. PIRSON, Sylvan J.: Oil Reservoir Engineering, McGraw- Hill Book Company, Inc., New York, 1958. 24. SANDREA, Rafael; NIELSEN, Ralph F.: Dynamics of Petroleum Reservoir Under Gas Injection, Gulf Publishing Co., Houston, Texas, 1974.
- 204. 204 E lP o z o I l u s t r a d o 25. Schlumberger: Evaluaciones de Formaciones en Vene-zuela, Caracas, 1980. 26. SOSA, A.; ORTEGA, J.; SANTOS, A.: Qué hemos encon-trado en la Faja Petrolífera del Orinoco, IV Jornadas Téc-nicas, Lagoven S.A., Caracas, Diciembre 1981. 27. SPARLIN, Derry D.; HAGEN, Raymond W. Jr.: “Gravel packing horizontal and high-angle wells”, en: World Oil, March 1992, pp. 45-47. 28. STAGG, T.O.; RELLEY, R.H.: “Horizontal Wells Comple-tions in Alaska”, en: World Oil, March 1990, pp. 37-44. 29. STANLEY, L.T.: Practical Statistics For Petroleum Engi-neers, Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklaho-ma, 1973. 30. STOKLEY, C.O.; JENSEN, Rodrey G.: “Plan horizontal completions to facilitate drilling/workovers”, en: World Oil, November 1991, pp. 53-56. 31. UREN, Lester C.: Petroleum Production Engineering- Exploitation, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1939. 32. World Oil: - Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services, 1982-1983, Gulf Publishing Co., Houston, Te-xas, (5 volúmenes, 9.052 páginas). - World Oil Series (16 artículos): Coiled Tubing: - A. SAS-JAWORSKY II, N° 1, November 1991. N° 2, December 1991. N° 3, January 1992. N° 4, March 1992. N° 5, April 1992. - C.G. BLOUNT and E.J. WALKER, N° 6, May 1992. - E.G. WALKER, L. GANTT and W. CROW, N° 7, June 1992. - J.L. WELCH and R.R. WHITLOW, N° 8, July 1992.
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- 208. Capítulo 5 GasNatural
- 209. 209 C ap í t u l o 5 - G a s N a t u r a l Indice Página Introducción I. Uso del Gas y sus Líquidos • Combustible eficiente • Insumo para procesos II. Características y Propiedades del Gas Natural • Composición • Relaciones P-V-T Presión-volumen Temperatura-volumen Condiciones combinadas • Densidad La ecuación PV = nRT La compresibilidad de los gases Poder calorífico del gas natural Viscosidad del gas natural Gradiente de presión del gas Presión de burbujeo y presión de rocío Presión o tensión de vapor III. Generación de Hidrocarburos IV. Exploración para el Gas • Adelantos técnicos en sismografía • El color: adelanto significativo V. Operaciones de Perforación para Gas • Ubicación del yacimiento • Espaciado de pozos • Terminación de pozos 211 213 213 214 215 215 217 217 218 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 228 230 231 231 231 232
- 210. 210 E lP o z o I l u s t r a d o VI. Comportamiento y Manejo del Yacimiento y Pozos • El gas en el yacimiento • El flujo del gas: del fondo del pozo a la superficie VII. Transporte y Entrega del Gas a los Mercados • Transporte • Distribución • Exportaciones de derivados del gas VIII. El Precio del Gas Referencias Bibliográficas 233 233 233 234 235 236 236 237 240
- 211. Introducción C ap í t u l o 5 - G a s N a t u r a l 211 Al igual que las emanaciones o me-nes de petróleo, las de gas han servido a los exploradores, desde el comienzo de la indus-tria, para rastrear posibilidades de hallazgos de yacimientos gasíferos o petrolíferos. Las emanaciones de gas difieren de las de petróleo en que se disipan en la atmós-fera y no dejan huellas visibles sobre el suelo. Sin embargo, si por causas naturales se incen-dian, su presencia se hace más notoria y las características de la llama pueden servir para apreciar mejor los aspectos e intensidad del flujo, contenido de agua y matices de la com-bustión. En regiones del Medio Oriente, como en Kirkuk, Irak, emanaciones gasíferas incen-diadas fueron famosas en la antigüedad y lla-maron la atención de moradores y extraños que consideraron ese “fuego eterno” como ex-presión mitológica. Reseñas chinas y japonesas de hace muchos siglos informan de la presencia de gas en las horadaciones de pozos en búsqueda de agua y de sal. En 1640 J.B. Van Helmont des-cubrió el dióxido de carbono (CO2) y originó el término gas, tomado del griego “caos”. Del siglo XVII en adelante, especialmente en Euro-pa, empezó a tomar auge el interés por des-cifrar y descubrir la presencia de flujos espon-táneos de gas natural del subsuelo. Y en el norte del Hemisferio Occidental, en Canadá y los Estados Unidos, se comenzó a notar la exis-tencia de mechurrios naturales de gas en mu-chos sitios que más tarde indujeron a los ex-ploradores a la búsqueda de petróleo. La utilización y la comercialización del gas (1821) antecede por muchos años la iniciación de la industria petrolera (1859). En aquel año, el pueblo de Fredonia, estado de Nueva York, empezó a surtirse de gas natural para el alumbrado por medio de un gasducto de plomo conectado a un pozo de gas, de unos nueve metros de profundidad, ubicado a orillas del riachuelo Canadaway. El iniciador de esta empresa fue William Aron Hart, quien abrió el pozo, instaló el gasducto, llevó las derivaciones a hogares y comercios, y constru-yó el gasómetro para controlar presiones, vo-lúmenes, entregas y mediciones. De aquí en adelante, la búsqueda de gas natural y la aber-tura de pozos con tales fines tomó importancia en los estados vecinos de Nueva York. Los hallazgos de yacimientos de gas seco, gas húmedo y gas condensado y la sepa-ración del gas natural asociado con el petróleo en los yacimientos petrolíferos apuntaron la necesidad de aplicaciones tecnológicas especí-ficas a la exploración, perforación y produc-ción de los yacimientos. Por otra parte, el ma-nejo, tratamiento, acondicionamiento, trans-porte, distribución, comercialización y merca-deo del gas y sus líquidos son operaciones que han experimentado avances tecnológicos sig-nificativos en las últimas cuatro décadas. La li-quefacción del gas es importantisíma. Las propias características del gas, como son su composición molecular, compor-tamiento, movilidad, compresibilidad, reacción a la temperatura, convertibilidad a líquido, po-der calorífico, etc., ameritan estudios e investi-gaciones para el mejor aprovechamiento de es-ta valiosa fuente de energía. Fig. 5-1. Ejemplo de instalaciones lacustres para manejar gas natural asociado, producido de yacimientos en el lago de Maracaibo.
- 212. 212 E lP o z o I l u s t r a d o Mucho se dice y se piensa del petró-leo porque genéricamente se habla de la in-dustria del petróleo y de inmediato se conside-ra la producción de crudos livianos, medianos, pesados y extrapesados y sus derivados. Y es-to es muy natural porque la exportación de crudos y sus derivados representa el grueso del comercio internacional del país y, por en-de, el mayor flujo de divisas extranjeras, parti-cularmente dólares estadounidenses. En casi todos los países productores de petróleo y de gas de los yacimientos petro-líferos o de yacimientos gasíferos solamente, el volumen de gas producido representa una subs-tancial contribución como fuente de energía, cuya importancia resalta al calcular su equiva-lencia a barriles de petróleo. La Tabla 5-1 demuestra el significado de esta apreciación mediante cifras de produc-ción de petróleo y gas de algunos países. Sin embargo, la utilización del gas que fluye de los pozos como gas asociado o como gas solo, presenta una variedad de con-sideraciones que al traducirse en inversiones y costos de operaciones conducen a la realidad económica de las alternativas comerciales. Entre esas consideraciones caben mencionarse: • Ubicación geográfica de los yaci-mientos con referencia a centros seguros de consumo. • Magnitud de las reservas y calidad del gas: seco, húmedo, condensado, dulce o agrio. • Características de los yacimientos y volúmenes sostenidos de producción a largo plazo. Productividad de los pozos. Presión ini-cial y presión de abandono. • Perforación y desarrollo de los ya-cimientos, en tierra y/o costafuera. • Instalaciones para recolección, compresión, separación, tratamiento, acondi-cionamiento, medición, recibo y despacho del gas. Plantas y terminales. Fig. 5-2. Instalaciones de control de flujo del gasducto Ulé- Amuay. • Transmisión del gas: gasducto ma-dre, troncales y derivaciones con sus instala-ciones auxiliares requeridas. • Comportamiento del mercado. De-manda máxima, media y baja. • Precio del gas. Inversiones, costos y gastos de operaciones. Rentabilidad. El mercado del gas y sus derivados, en forma directa como gas al usuario o en for-ma de líquido embotellado que sale como gas, tiene sus características propias, modalidades y normas para su utilización. En resumen, las operaciones de exploración, perforación, pro-ducción, transporte y procesamiento del gas se han convertido en una importantísima indus-tria dentro de la industria petrolera global. La Tabla 5-1 enseña relaciones muy interesantes respecto a la producción de cru-dos y a la conversión de los volúmenes de gas natural a barriles equivalentes de petróleo. En la práctica, la conversión y la equivalencia vo-lumétrica de una sustancia por otra se funda-mentan en el poder calorífico de una y otra, aproximadamente, así: • Un barril de petróleo equivale a: 5.800.00 BTU; a 5.604 pies cúbicos de gas na-tural; a 1.461.576 kilogramocaloría; a 159 me-tros cúbicos de gas natural. • Un metro cúbico de gas equivale a: 0,0062727 barriles de petróleo.
- 213. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 213 Es muy importante el alto volumen diario de gas que se produce en los países mencionados (ver Tabla 5-1) y la correspon-diente equivalencia en barriles de petróleo. Sobresale que la producción de gas natural del mundo, en petróleo equivalente, es algo más de 60 % del propio petróleo manejado. En los casos de Rusia y Estados Unidos, en 1995, el gas convertido a petróleo equivalente fue 73 % y 46 % más que su producción autóctona de petróleo, respectivamente. Estos dos países son actualmente los más grandes productores de gas natural en el mundo. I. Uso del Gas y sus Líquidos El desarrollo y perfeccionamiento de la tecnología del gas han contribuido deci-didamente a que esta fuente natural de energía sea factor importante en la vida moderna, tanto para las industrias como para el hogar. Combustible eficiente Como combustible, ofrece ventajas que sobrepasan las características, disponibili-dad, eficiencia y manejo de otros combustibles y líquidos. • Es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimien-to especial. • Puede manejarse a presiones de-seadas de entrega en los sitios de consumo. • Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios. • Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presión-temperatura que se le desee imponer. • Puede ser transportado por sis-temas de tuberías madres, troncales y ramales, especialmente diseñadas, que permiten mante-ner rangos de volúmenes a presiones deseadas. Tabla 5-1. Producción mundial de petróleo y gas 1993 1994 1995 A B C A B C A B C Mundo 59,553 5.927,7 37,233 60,521 5.980,8 37,566 61,166 6.029,8 37,874 Arabia Saudita 8,048 98,4 0,618 7,811 86,9 0,546 8,063 89,5 0,562 Rusia 7,814 2.102,1 13,204 7,030 1.993,3 12,520 6,950 1.909,4 11,993 Estados Unidos 6,838 1.423,7 8,942 6,662 1.539,0 9,667 6,525 1.513,9 9,509 Irán 3,425 74,2 0,466 3,585 77,2 0,485 3,614 87,1 0,547 China 2,911 43,3 0,272 2,961 46,5 0,292 3,001 47,0 0,295 México 2,665 71,4 0,448 2,685 102,7 0,645 2,604 105,9 0,665 Venezuela 2,475 70,2 0,441 2,463 64,8 0,407 2,596 69,5 0,437 Noruega 2,269 75,0 0,471 2,580 73,5 0,462 2,755 75,1 0,472 Subtotal 36,445 3.958,3 24,862 35,777 3.983,9 22,733 33,353 3.897,4 24,480 A = petróleo, MMBD. B = gas, MMm3/d. C = gas equivalente a petróleo, MMBD. Fuentes: MEM-PODE, 1993. OGJ 13-03-1995, p. 110; 12-03-1996, p. 62.
- 214. 214 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 5-3. El suministro de gas natural para usos domésticos es un servicio indispensable en las ciudades modernas. • Su entrega a clientes puede ser continua y directa a los artefactos donde debe consumirse, utilizando controles y reguladores, sin requerimientos de almacenaje en sitio o preocupación por volúmenes almacenados en el hogar, la oficina, el taller, la planta o fábrica. • La reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en pequeños y seguros recipientes, fáciles de manejar, trans-portar e instalar para suplir combustibles en si-tios no servidos por red de tuberías de distri-bución. El gas licuado puede también trans-portarse en barcos, desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes termi-nales de almacenamiento que surten a indus-trias y a miles de clientes particulares. • Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy económico. • Las características de funcionamiento limpio y eficiente, sus rendimiento y precio económico han logrado que cada día se ex-panda el mercado de Gas Natural para Vehícu-los (GNV). Se ha comprobado que como com-bustible el gas metano es muchísimo menos contaminante del ambiente que otros, como la gasolina y el Diesel. Insumo para procesos El gas seco, húmedo o condensado, a través de tratamientos adecuados, sirve de insumo para la refinación y petroquímica, don-de por medio de plantas especialmente dise- EE.UU. Venezuela Irán Rusia China Noruega México gas Arabia Saudita Productores de gas, Tabla 5-1.
- 215. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 215 ñadas se hacen recombinaciones de las mo-léculas de los hidrocarburos para obtener ma-teria prima semielaborada para una cadena de otros procesos o productos finales para los mercados. El gas natural separado del petróleo (gas asociado) y el gas libre (no asociado) procedente de yacimientos de gas solo es tra-tado y acondicionado para obtener gas seco de ciertas especificaciones: metano, que se despa-cha por gasducto y red de distribución a ciuda-des y centros industriales donde se utiliza co-mo combustible. El gas, sujeto a procesos y trata-miento adecuados y separado en metano, eta-no, propano y butano, puede ir finalmente a las plantas petroquímicas para ser convertido ulte-riormente en una variedad de productos semi-elaborados o finales. De igual manera puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente y, con extrac-ciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, son enviadas a las plantas petro-químicas. A su vez, las plantas petroquímicas pueden enviar productos a las refinerías. De lo antes mencionado se podrán apreciar las relaciones e interdependencia exis-tentes entre las diferentes ramas y operaciones de la industria petrolera integrada. II. Características y Propiedades del Gas Natural Composición La composición real de un determi-nado gas se obtiene y aprecia por medio de análisis cualitativos y cuantitativos. Estos análi-sis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la compo-sición total. Además de los hidrocarburos pre-sentes, por análisis se detecta la presencia o no de otras substancias que merecen atención gas asociado separado del petróleo insumo gas natural libre proceso y acondicionamiento de gas refinería gas y otros productos productos petroquímica Fig. 5-4. Además de ser utilizado en las propias operaciones de los yacimientos que lo producen y en las instalaciones de cam-po, el gas natural asociado con el petróleo y el libre son materias primas importantes para las refinerías y la industria petro-química.
- 216. 216 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 5-5. La terminación de un pozo de gas natural, en tierra o costafuera, requiere que se hagan pruebas del volumen de producción de los yacimientos que se desean explotar. El comportamiento de la llama revela al operador ciertas carac-terísticas del caudal. debido a que pueden ocasionar trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y pro-cesamiento industrial del gas. A manera de ilustración general, la Tabla 5-2 muestra la variación de porcentajes que podrían tener los componentes del gas. Se indica que el componente principal del gas natural es el metano. Los otros hidrocarburos, unos en forma de gas y otros como líquidos, son parte del gas en menores porcentajes. Sin embargo, por medio del porcentaje real que enseñe el análisis de muestras de gas de un ya-cimiento se podrá calcular la cantidad de lí-quidos susceptibles de extracción y las posibi-lidades de comercialización. Además, se notará también que el gas natural puede contener otros gases fuera de la serie parafínica de hidrocarburos. El sul-furo de hidrógeno aparece en el gas de mu-chos yacimientos petrolíferos y gasíferos, ge-neralmente desde trazas hasta 10 %, pero tam-bién en cantidades excepcionalmente mayo-res. Este gas es muy tóxico y en pequeñísimas cantidades, 0,01 a 0,10 % en la atmósfera, pue-de causar severa y dolorosa irritación de la vis-ta y hasta la muerte rápida. De allí que si en las operaciones hay que manejar gas y/o crudos que contengan sulfuro de hidrógeno se deben tomar todas las precauciones y medidas de seguridad correspondientes. El gas natural de ciertos yacimientos puede contener pequeñas cantidades de helio. Tabla 5-2. Componentes y características del gas natural Componente Fórmula química Estado Variación de porcentaje molecular Metano CH4 gas 55,00 - 98,00 Etano C2H6 gas 0,10 - 20,00 Propano C3H8 gas 0,05 - 12,00 n-Butano C4H10 gas 0,05 - 3,00 Iso-Butano C4H10 gas 0,02 - 2,00 n-Pentano C5H12 líquido 0,01 - 0,80 Iso-Pentano C5H12 líquido 0,01 - 0,80 Hexano C6H14 líquido 0,01 - 0,50 Heptano + C7H16 líquido 0,01 - 0,40 Nitrógeno N gas 0,10 - 0,50 Dióxido de carbono CO2 gas 0,20 - 30,00 Oxígeno O2 gas 0,09 - 0,30 Sulfuro de hidrógeno H2S gas TRAZAS - 28,00 Helio He gas TRAZAS - 4,00
- 217. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 217 Este gas, por su incombustibilidad, es de mu-cha utilidad en la aeronáutica para llenar glo-bos aerostáticos. Se han dado casos de algunos yaci-mientos de gas que no contienen casi nada de hidrocarburos pero sí más de 90 % de dióxido de carbono (CO2). Este gas se usa mucho en la fabricación de bebidas gaseosas, en la in-dustria química y en otras aplicaciones indus-triales. Solidificado se le llama “hielo seco”. Relaciones P-V-T Al tratar tecnológicamente el apro-vechamiento de los hidrocarburos en todas las fases de las operaciones, las relaciones pre-sión- volumen-temperatura son básicas para determinar su comportamiento en los estados gaseosos o líquido o como mezcla de ambos. Además, la magnitud de estas rela-ciones, conjuntamente con otras, sirve para planificar la cadena de operaciones referentes a la producción, separación, tratamiento, acon-dicionamiento, manejo, distribución, procesos ulteriores, mediciones y rendimiento de gases y/o líquidos o sólidos comerciales. Presión-volumen Las observaciones de Robert Boyle († 1691), en sus experimentos con aire, me-diante la relación presión-volumen, lo condu-jeron a enunciar: “El producto de la presión por el volumen específico de un gas a tempe-ratura constante, es constante”. Esta Ley de Boyle también se conoce con el nombre de Mariotte, ya que los dos investigadores, sepa-rada pero simultáneamente, llegaron a una mis-ma conclusión. Es decir V x P = K donde “K” es la constante. De allí: P1V1 = P2V2 (a temperatura constante) En el sistema métrico decimal, la pre-sión se da en atmósfera o en kg/cm2. Y en el sis-tema angloamericano, en libras/pulgadas cuadrada. P1 T1 P2 Fig. 5-6. Comportamiento de un determinado volumen de gas, a temperatura constante, bajo presiones diferentes. Hay tres clasificaciones de presión: (1) la presión atmosférica, que se refiere a la capa de aire o atmósfera que envuelve a la Tierra y que a nivel del mar ejerce presión de una atmósfera, o 1 kg/cm2 o 14,7 libras por pulgada cuadrada (lppc) o presión barométri-ca de 760 milímetros de mercurio, pero la pre-sión barométrica cambia de acuerdo al sitio, según su correspondiente altitud sobre el nivel del mar; (2) la presión manométrica, la cual es-tá confinada en un sistema y se obtiene me-diante un medidor o manómetro, y (3) la pre-sión absoluta, que es la suma de la presión manométrica más la presión atmosférica. Ejemplo: Si un gas a presión de 10 atmósferas ocupa 600 m3 y se desea confi-narlo en un recipiente de 150 m3, ¿cuál será la presión que debe tener en el recipiente? P1 = 10 atmósferas V1 = 600 m3 P2 = ? V2 = 150 m3 P1V1 10 x 600 P2 = _______ = __________ = 40 atms. V2 150 gas V1 gas V2 T1 temperatura constante P1 P2 V1 V2
- 218. V2 V1 volumen,m3 P1 P2 presión, atmósferas Temperatura-volumen Años después de establecida la rela-ción PV=constante (a temperatura constante), los investigadores J.A.C. Charles († 1823) y Gay- Lussac (1778-1850) independientemente llega-ron a la conclusión: “El volumen de una masa de gas dada a presión constante, varía directa-mente en relación a su temperatura absoluta”. En el sistema métrico decimal, la temperatura absoluta (°Kelvin) se obtiene su-mando 273,16 (273°) a la temperatura °C. En el sistema angloamericano se le suma 459,69 (460°) a la temperatura °F para obtener la ab-soluta (°Rankine). De la relación T-V se desprende que aumentar o disminuir la temperatura a una ma-sa de gas, a presión constante, aumenta o dis-minuye su volumen. De allí: V2 T ___ 2 = ____ V1 T1 Ejemplo: ¿Cuál será el volumen, V2, de una masa de gas V1 = 25 m3 que a presión constante estaba a temperatura T1 = 20 °C y se ha calentado a temperatura T2 = 80 °C? V1T2 = V2T1 T2 = 80 °C + 273 = 353 °K V1 = 25 m3 T1 = 20 °C + 273 =293 °K V2 = ? V1T2 25 x 353 V2 = _______ = _________ = 30,12 m3 T1 293 ° F = (° C) + 32 Condiciones combinadas 9 5 Las relaciones P-V y T-V pueden usarse combinadas para lograr la ley de gases perfectos de Boyle (Mariotte) y Charles (Gay- Lussac) y resolver simultáneamente combina-ciones dadas. De allí: P1V1 T1 _______ = ______ P2V2 T2 Ejemplo: El manómetro de un tan-que de gas de 30 m3 de capacidad registró una presión de 0,5 atmósferas a 15 °C. ¿Cuánto gas de 0,1 atmósferas de presión podrá consumirse por la tarde si la temperatura es de 36 °C y la presión atmosférica es 1 atmósfera? P1 T2 V2 = V1 x ____ x ____ P2 T1 218 E l P o z o I l u s t r a d o Fig. 5-7. Gráfico representativo del cambio de relaciones iniciales y finales presión-volumen de un gas, a temperatura constante. 100 212 ° C ° F 0 32 17,8 0 Fig. 5-8. Relación entre las escalas de temperaturas Celsius (centígra-dos) y Fahrenheit. 5 ° C = (° F - 32) x 9 También así: 9 ° F = (40 + ° C) - 40 5 5 ° C = (40 + ° F) - 40 9
- 219. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 219 V1 = 30 m3 T1 = 15 °C + 273 = 288 °K T2 = 36 °C + 273 = 309 °K P1 = 1 + 0,5 = 1,5 atmósferas P2 = 1 + 0,1 = 1,1 atmósferas 1,5 309 V2 = 30 x ______ x ______ 1,1 288 V2 = 30 x 1,36 x 1,07 = 43,66 m3 Densidad Cuando se habla de la densidad (re-lación masa/volumen) de los líquidos o de los sólidos, el punto de referencia es el agua, y se dice que la densidad del agua es 1, o sea que un gramo de agua ocupa un centímetro cúbi-co, o 1.000 gramos de agua ocupan un litro, o 1.000 kilos de agua ocupan un metro cúbico. Así que cualquier sólido o líquido en su relación masa/agua, con referencia al agua, pueden ser igual o más denso o menos denso que el agua si su valor de relación es igual, mayor o menor que uno. Para los crudos se introdujo la fór-mula °API o gravedad específica, para determi-nar si los crudos son más, igual o menos pe-sados que el agua. Para los gases, debido a que son afectados por la temperatura y por la presión, se usa como referencia la relación de igual, mayor o menor peso que un gas pueda tener con respecto al peso molecular del aire, cuyo valor se ha determinado en 28,96. La relación molecular tiene la ventaja de que el peso molecular de los elementos no es afectado por la presión o por la temperatura. Por ejemplo, si se desea conocer la gravedad específica de un gas se divide su pe-so molecular entre el peso molecular del aire. En el caso del gas butano C4H10, su peso mo-lecular (C=12,01; H=1,008) se obtiene así: Peso molecular del gas butano = (4 x 12,01) + (10 x 1.008) = 58,12 58,12 Gravedad específica = ______ = 2,007 28,96 Para determinar directamente la gra-vedad específica en el laboratorio o en opera-ciones de campo, se recurre al método rápido utilizando uno de los varios aparatos o balan-zas, como la botella de Schillling, la balanza de Edward o la de AC-ME, o similares. Sin embar-go, utilizando el porcentaje molecular de la composición general de un gas (Tabla 5-3), ob-tenida por análisis, se puede calcular la grave-dad específica. Ejemplo: 27,259 Gravedad específica = _________ = 0,941 28,96 [a 60 °F (15,5 °C)] El peso del aire se ha estimado en 1,308 gramos por litro, a presión de una at-mósfera, o sea 1.308 gramos (1,308 kilos) por metro cúbico. Su equivalente en el sistema angloamericano es de 1,3 onzas o 0,0812 libras Fig. 5-9. Gráfico representativo del cambio de volumen-tempe-ratura de un gas por modificaciones de las condiciones inicia-les P1V1T1. T1 T2 V1 V2 temperatura, ° K volumen, m3
- 220. 220 E lP o z o I l u s t r a d o por pie cúbico. Así que el gas del ejemplo an-terior, cuya gravedad específica es de 0,941 pe-sa 0,941 x 1,308 = 1,23 kilogramos por metro cúbico. entrada de gas flotador fulcro mirilla La ecuación PV = nRT manómetro En esta expresión de la ley de gases perfectos, y ya conocidas las relaciones P-V-T anteriormente mencionadas, se introduce el fac-tor n, o sea la masa de gas dividida por el peso molecular del gas: M n = ______ W Así que si se toma, por ejemplo, el butano cuyo peso molecular (calculado antes) es 58,12 y se da una masa de 58,12 gramos, o de 58,12 libras o de 58,12 kilos se tiene 1 gra-mo- mole, 1 libra-mole, o 1 kilo-mole. Si la ma-sa fuera 174,36 gramos, libras o kilos entonces n será 3 gramos-mole, 3 libras-mole o 3 kilos-mole. Es muy importante conocer la rela-ción masa-peso. Para el sistema sistema métrico decimal se determinó experimentalmente que 1 gramo-mole de cualquier gas perfecto ocupa un volumen de 22,4 litros a 0 °C y a presión de 1 atmósfera (76 centímetros de mercurio). De igual manera, en el sistema anglo-americano 1 libra-mole de cualquier gas per-fecto ocupa un volumen de 359 pies cúbicos a 32 °F (0 °C) y a presión de 1 atmósfera (76 cm de mercurio o 14,7 libras por pulgada cuadra-da). Pero a 60 °F (15,5 °C) y a una atmósfera de presión ocupa 379 pies cúbicos (23,6 litros por gramo-mole). El término R, se refiere a la constan-te general de los gases, introducida por el físi-co Amadeo Avogadro (1776-1856), cuya hipó-tesis sobre las moléculas asentó que volúme- Fig. 5-10. Esquema de la balanza de Edward, utilizada para medir la gravedad específica de los gases. Tabla 5-3. Análisis de una muestra de gas para determinar su peso molecular compuesto y calcular su gravedad específica 1 2 3 4 5 (3 x 4 ) Componentes Fórmula Peso Contenido Peso molecular % molécula molecular compuesto Metano CH4 16,04 55,56 8,912 Etano C2H6 30,07 18,09 5,440 Propano C3H8 44,09 11,21 4,942 Iso-Butano C4H10 58,10 1,22 0,709 n-Butano C4H10 58,12 3,32 1,930 Iso-Pentano C5H12 72,15 0,78 0,563 n-Pentano C5H12 72,15 0,49 0,353 Hexanos C6H12 86,17 0,41 0,353 Heptanos + C7H14 100,20 0,31 0,311 Nitrógeno N2 28,02 0,22 0,062 Dióxido de carbono CO2 44,01 8,30 3,653 Sulfuro de hidrógeno H2S 34,08 0,09 0,031 Total 100,00 27,259
- 221. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 221 nes iguales de todos los gases, bajo las mismas condiciones de temperatura y de presión, y siempre que se considere 1 molécula-gramo, contienen igual número de moléculas. De allí, el número de Avogadro: 6,023 x 1023 molécu-las contenidas en una molécula-gramo de cual-quier gas perfecto. Así que: PV R = _____ para 1 mole expresado en litros a T presión de 1 atmósfera y tempera-tura absoluta da: 1 x 22,4 R = ________ = 0,08205 litro atmósfera/grado/mol. 273 Siguiendo el mismo razonamiento para el sistema angloamericano, la constante R, utilizando presión en libras por pulgada cua-drada, volumen en pies cúbicos, temperatura en grados Rankine y una libra-mole, se tiene: 14,7 x 379 R = __________ = 10,7 pc-atm./grado/mol. 520 La compresibilidad de los gases Una de las características de los ga-ses es que al aplicarles presión pueden ser comprimidos y, por ende, pueden ser almace-nados o confinados en recipientes de determi-nados volúmenes. Las relaciones de composición, pre-sión, volumen y temperatura detalladas antes e incluidas en la fórmula que define la ley sobre gases perfectos, todavía no está completa por-que falta tomar en cuenta el factor de compre-sibilidad (Z). El físico Juan Van Der Waals (1837- 1923), estudió la atracción molecular y el tama-ño de las moléculas de los gases e introdujo en la fórmula el factor de corrección, para que en su forma final la ecuación quedase así: PV = ZnRT De manera que para un determina-do gas y n = 1: PV Z = _______ RT Z es adimensional y depende de las presiones y temperaturas a las que sea someti-do el gas. Por tanto, valores de Z pueden de-terminarse por experimentación. De allí que en la industria existen catálogos, tablas y ma-nuales de consultas sobre infinidad de mues-tras y análisis del gas natural. Sin embargo, a través del conoci-miento de la temperatura y presiones críticas, determinadas por experimentos, correspon-dientes a cada uno de los componentes que forman el gas natural se pueden calcular pre-siones y temperaturas “reducidas” que facili-tan la obtención de supuestas “seudo presión crítica” y “seudo temperatura crítica” para to-mar en consideración la contribución porcen-tual de cada componente, de acuerdo a la com-posición del gas. El siguiente ejemplo hipotético ser-virá para calcular el factor de compresibilidad. Fig. 5-11. Comportamiento del volumen y estado de un gas bajo aumento de presión. formación de líquido gas V3 V2 V1 volumen temperatura constante La temperatura máxima a la cual pue-de todo líquido licuarse un gas, o sea la temperatura por presión encima de la cual no puede existir el líquido se denomina temperatura crítica y la presión requerida para efectuar la licuefacción a esa temperatura se le llama presión crítica, que a
- 222. 222 E lP o z o I l u s t r a d o la vez representa la presión más alta que los valores del líquido pueden ejercer. Los cálculos para el ejemplo dado muestran que la seudo temperatura crítica dio 198 °K (columna E) y la seudo presión crítica resultó ser 45,78 atms. abs. (columna F) (ver Tabla 5-4). Si se desea obtener el factor de com-presibilidad del gas en cuestión, a determina-da presión y temperatura, entonces se procede a calcular los valores de presión y temperatura reducidas, Pr y Tr. Sea el caso que se desee conocer el valor de Z a temperatura de 44 °C y a presión de 50 atms. abs. 50 Pr = ________ = 1,90 45,78 317 Tr = ________ = 1,60 198 Con estos dos valores se recurre a un gráfico de seudo temperatura reducida y seudo presión reducida para determinar el va-lor de Z = 0,90 (Figura 5-13). TR - seudo temperatura reducida 0,2 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 Z = PV RT PR - seudo presión reducida Fig. 5-13. Gráfico para obtener el factor de corrección Z uti-lizando valores de seudo presión y seudo temperatura reduci-dos, calculados previamente. Poder calorífico del gas natural Una de las características del gas na-tural es su poder calorífico, el cual se determi-na por análisis de laboratorio, utilizando uno de los varios tipos de calorímetros disponibles. Además, el poder calorífico del gas se considera para determinar su calidad como combustible y, por ende, su precio. Fig. 5-12. Planta de compresión de gas en el oriente del país. Tabla 5-4. Análisis de un gas para determinar su seudo temperatura crítica y seudo presión crítica A B C D E F Componentes Porcentaje Temperatura Presión Tc Pc volumétrico crítica, °K crítica atm. (B x C) (B x D) molecular Metano 84,15 191 46 160,7 38,7 Etano 8,65 305 49 26,4 4,2 Propano 5,10 369 42 1,9 2,1 Iso-Butano 0,75 425 38 3,2 0,3 n-Butano 0,82 406 37 3,3 0,3 Iso-Pentano 0,20 470 33 0,9 0,07 n-Pentano 0,11 461 32 0,5 0,04 Hexanos 0,22 507 30 1,1 0,07 Total 100,00 198,0 45,78
- 223. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 223 Aumento de temperatura del agua x peso del gas Poder = ___________________________________ calorífico Volumen de gas consumido y corregido La corrección indicada se aplica a la combustión del gas, ya que la presencia de agua en el gas será fuente de transferencia de calor adicional al agua que es sometida al in-cremento de temperatura en el calorímetro. La caloría es una de las varias uni-dades térmicas empleadas en los procesos in-dustriales. Representa la cantidad de calor re-querida, a una atmósfera de presión, para au-mentar la temperatura de un gramo de agua un grado centígrado, específicamente de 15 °C a 16 °C. Esta unidad de medida se llama también la caloría pequeña, cuando se trata de 1.000 gramos o un kilo de agua se le llama kiloca-loría o caloría grande. En el sistema angloamericano se le llama Unidad Térmica Británica (BTU) y se de-fine como la cantidad de calor requerida para aumentar la temperatura de 1 libra (453,592 gramos) de agua a un grado Fahrenheit hasta la temperatura de su máxima densidad que es 39,2 °F. Una BTU es, aproximadamente, igual a 0,252 kilocalorías. El gas natural puede tener de 8.000 a 11.115 kilocalorías/metro cúbico, lo que equivale a 900 y 1.250 BTU/pie cúbico, respec-tivamente. De acuerdo con las definiciones da-das anteriormente, esto significa que un gas que tenga 1.000 kilocalorías/m3 de poder calo-rífico aumentará la temperatura de un metro cúbico o 1.000 kilos de agua 1 °C, aproxima-damente, y si tiene 1.000 BTU aumentará la temperatura de 1.000 libras de agua 1 °F. El petróleo crudo tiene poder calorí-fico que va de 8.500 a 11.350 calorías por gra-mos o 15.350 a 22.000 BTU por libra. Así que, por medio del poder calorí-fico del gas natural en general o de sus com-ponentes en particular, y el poder calorífico de los crudos, es posible hacer cálculos que per-miten determinar que tantos metros cúbicos o pies cúbicos de gas equivalen a un metro cúbi-co o barriles de petróleo. Este tipo de equivalencia es de refe-rencia común en la industria. Específicamente, el precio que se le asigna a determinado gas se basa en una unidad de volumen: metro cúbico o pie cúbico. Sin embargo, como los volúme-nes de entrega por lo general son muy grandes se opta por el millar de metros o pies cúbicos. También se emplea el poder calorífico, expre-sado en millones de calorías o de BTU. En el caso de gases licuados, en vez del volumen o del poder calorífico, se hace referencia al peso en kilos o libras. Viscosidad del gas natural Así como la viscosidad es una carac-terísica física importante de los líquidos, tam-bién lo es para los gases. La unidad de medida en ambos casos es el poise, en honor al médi-co y físico francés J.L.M. Poiseuille († 1869). La definición de poise se deriva de la determinación de la fuerza requerida por cen-tímetro cuadrado para mover a velocidad de un centímetro por segundo un plano móvil y para-lelo a otro plano fijo distantes un centímetro entre sí y cuyo espacio está lleno del líquido o fluido objeto de la medición de viscosidad. La viscosidad del gas natural es ex-presión de su resistencia al flujo y tiene aplica-ciones importantes en la producción, procesos plano móvil 1 cm fluido Fig. 5-14. Expresión gráfica que complementa la definición verbal de la viscosidad en poise aplicable a los gases e hidro-carburos líquidos. plano fijo F
- 224. 224 E lP o z o I l u s t r a d o de acondicionamiento y mercadeo. Debido a los incrementos de temperatura a que puede ser sometido el gas natural, su viscosidad tiende a aumentar como resultado del incremento de la actividad molecular, si se mantiene a bajas pre-siones. En el caso de los líquidos, aumentos de temperaturas reducen su viscosidad. Tomando en consideración las rela-ciones entre las propiedades físicas de los componentes del gas natural (peso molecular, presión, temperatura, gravedad específica, etc.) los investigadores, por estudios, experi-mentos y observaciones, han enriquecido el acervo de información y correlaciones sobre la viscosidad y otras propiedades del gas natural. Por ejemplo, el gas metano, que porcentualmente es en casi todo caso el mayor componente del gas natural, a presión de una atmósfera y a temperatura de 10 °C y 204 °C muestra viscosidad de 0,0107 y 0,0163 centi-poises, respectivamente. Esto significa un in-cremento de viscosidad de 0,00003 centipoise por °C, debido al aumento de temperatura de 194 °C. Gradiente de presión del gas En las operaciones de perforación, producción, transporte y procesos de refina-ción y petroquímica, es necesario calcular el peso de los fluidos y del gas, y también el gra-diente de presión. En el caso de líquidos (agua, fluidos de perforación, crudos y otras substancias), si se conoce la densidad o la gravedad específica del líquido en cuestión se puede calcular su pe-so con respecto al agua. Si se desea obtener el gradiente de presión de una columna de dicho líquido basta con multiplicar el gradiente de presión del agua por la gravedad específica o densidad del líquido. El gradiente de presión del agua es, en el sistema métrico decimal, 0,1 kilogramo/cm2/metro de profundidad, y en el sistema angloamericano es 0,433 libras/pulgada cuadrada por pie de profundidad. Pero al tratarse del cálculo del gra-diente de presión de la columna de gas en el pozo, las mismas características y propiedades físicas del gas y sus componentes introducen una cantidad de factores que deben ser toma-dos en cuenta. Estos factores son: composición del gas, su peso molecular, gravedad especí-fica, factor de compresibilidad, presiones es-táticas de fondo y de superficie, temperatura, profundidad del pozo y verticalidad del pozo. Todos estos factores inducen a que en la deri-vación de las ecuaciones integrales apropiadas se induzcan asunciones que facilitan la meto-dología del procedimiento. A través del estudio, de observacio-nes prácticas y de la experiencia, variedad de ecuaciones, tablas, gráficos y datos sobre las características y composiciones del gas, se pue-de hacer el cálculo del gradiente de presión. Una manera directa de obtener pre-siones a lo largo de la profundidad del pozo es por medio del medidor de presión de fondo. Este registro permite graficar la relación pre-sión- profundidad, la cual dará una idea más precisa del gradiente y de presión bajo condi-ciones estáticas y también de flujo, si se desea. De igual manera, utilizando un medidor de temperatura de fondo se puede obtener un re-gistro de temperatura-profundidad. Con datos específicos de presión y de temperatura se ha-ce más expedita la utilización de ciertas ecua- P2 P1 P2 V dP + h = 0 ZRT P1 M dP P = L Fig. 5-15. Estas ecuaciones indican que la presión influye so-bre el volumen y la longitud de la columna y otras caracterís-ticas del gas mencionadas en páginas anteriores.
- 225. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 225 ciones y, por ende, el cálculo de los gradientes de presión y de flujo. Presión de burbujeo y presión de rocío En el caso de un gran volumen de lí-quido (petróleo) que contiene un cierto volu-men de gas disuelto y que se encuentran en equilibrio en el yacimiento, se observará que a medida que se reduce la presión se registrará una presión que permitirá el inicio del despren-dimiento de una burbuja de gas. A esta presión se le denominará presión de burbujeo. A me-dida que continúe disminuyendo la presión, más gas seguirá desprendiéndose de la fase líquida. Un ejemplo común y corriente de este mecanismo se observa cuando muy cuida-dosa y muy lentamente se destapa una botella de gaseosa. Es muy importante conocer la pre-sión de burbujeo en el caso de yacimientos pe-trolíferos para obtener el mayor provecho del gas en solución como mecanismo de produc-ción del petróleo. La presión de rocío y su mecanismo se observa cuando un volumen de gas que contiene pequeñísimas cantidades de líquidos en equilibrio se somete a compresión. La pre-sión a la cual aparece la primera gota de líqui-do es la presión de rocío. Como en el comportamiento de es-tos dos mecanismos es indispensable tomar en consideración otros factores (temperatura, ca-racterísticas del gas y del petróleo, relaciones gas-petróleo y líquidos-gas, etc.) se depende mucho de análisis de laboratorio y de corre-laciones establecidas que proporcionan los da- Fig. 5-16. Ecuaciones como éstas permiten por tanteo asumir presiones hasta satisfacer las condiciones deseadas y la gráfi-ca de relación presión-profundidad sirve para determinar el gradiente. presión profundidad P1 = P2 en 0,01877 GL Ta Za n = Fig. 5-18. Miniplanta de gas en las operaciones petroleras en el sur del estado Monagas. P1 líquido P2 líquido P3 gas líquido P4 gas líquido Fig. 5-17. Determinación de la presión de burbujeo, Pb , y evolución del gas disuelto en el petróleo durante el proceso de aba-timiento de la presión del yacimiento.
- 226. 226 E lP o z o I l u s t r a d o tos necesarios para lograr las soluciones deseadas. Presión o tensión de vapor La presión o tensión de vapor de un elemento puro a determinada temperatura es aquella que se deriva de la presencia de la fase líquida en equilibrio con la fase vaporizada. Todos los líquidos tienden a vapori-zarse mientras que permanezcan expuestos abiertamente a la acción del aire, y se vaporizan más rápidamente si son sometidos a aumentos de temperatura. Por ejemplo, el agua contenida en un recipiente abierto tiende a vaporizarse im-perceptiblemente. Si el recipiente se pone al fuego se notará que a medida que aumenta la temperatura, el agua empezará a burbujear. Cuando la temperatura alcance 100 °C, a pre-sión de vapor de una atmósfera, se ha logrado su punto de ebullición. Hidrocarburos °C El punto de ebullición de los hidro-carburos parafínicos y otros elementos relacio-nados con los procesos, a una atmósfera de presión, está bien definido. Es interesante notar que ciertos hi-drocarburos y componentes del gas natural, así como otros gases que pueden estar asociados (nitrógeno, oxígeno, dióxido de carbono o sulfu-ro de hidrógeno) hierven a temperaturas muy bajas. Fig. 5-19. En el laboratorio de análisis de P-V-T se determina el comportamiento de los hidrocarburos gaseosos y líquidos para pronosticar el tipo de explotación del yacimiento. Tabla 5-5. Punto de ebullición de hidrocarburos parafínicos y otros elementos Metano - 161,5 Etano - 88,6 Propano - 42,0 Iso-Butano - 11,7 n-Butano - 0,5 Iso-Pentano 27,8 n-Pentano 36,0 Iso-Hexano 60,2 n-Hexano 68,7 Iso-Heptano 90,0 Heptano 98,4 Iso-Octano 99,2 n-Octano 125,6 Nitrógeno - 195,8 Aire - 194,3 Oxígeno - 183,0 Dióxido de carbono - 78,5 Sulfuro de hidrógeno - 60,3 temperatura fase gaseosa fase líquida punto crítico presión Fig. 5-20. El conocimiento de la presión y temperatura crítica de un gas es importante para apreciar la relación de fase gaseosa-líquida.
- 227. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 227 III. Generación de Hidrocarburos De acuerdo con las teorías sobre la generación de hidrocarburos en los estratos geológicos, juega papel importante la deposi-ción de material orgánico, el cual por descom-posición, acción de la temperatura y de la pre-sión subterráneas, a lo largo de los tiempos geológicos va pasando por etapas de madura-ción que lo transforman en kerógeno y final-mente en gas y/o petróleo (hidrocarburos). El kerógeno está formado por 80 a 90 % de carbono y 2 a 10 % de hidrógeno, prin-cipalmente. Contiene trazas de oxígeno, nitró-geno y azufre. Y es con estos ingredientes que la naturaleza fabrica gas solo, gas y petróleo o petróleo sin mucho gas, según las teorías orgá-nicas de la génesis de los hidrocarburos. Por observaciones de campo se ha constatado que las emanaciones o erupciones de gas libre o de gas acompañado de lodo pro-vienen de estratos someros, profundos o muy profundos. Y el flujo de estas emanaciones o erupciones es continuo o intermitente, con po-ca o mucha fuerza expelente. En las operaciones de exploración, cuando se usaban tacos de dinamita para pro-vocar vibraciones en la corteza terrestre, se dieron casos en los cuales al abrir hoyos de muy poca profundidad para colocar la dinami-ta surgió gas natural procedente de estratos ubicados casi a flor de tierra. De pozos muy llanos hasta los con-siderados muy profundos (6.000 metros) se ha verificado que los estratos pueden contener gas y petróleo o gas solo pero a medida que la perforación alcanza profundidades mayores de 9.000 metros, los pozos superprofundos mues-tran que la posible existencia de hidrocarburos sea puro gas solamente. Esta tendencia ha llamado la aten-ción de los expertos en el sentido de estimar si existe una profundidad a la cual se desvanecen las posibilidades de la presencia de hidrocar-buros líquidos y aumenta la probabilidad de encontrar gas únicamente. Cotejando y graficando la informa-ción de profundidad temperatura, generación de hidrocarburos y otros datos obtenidos de pozos someros, profundos, muy profundos y superprofundos, los expertos plantean si a profundidades mayores de 9.144 metros (30.000 pies) no se presentará la condición de destrucción de los hidrocarburos, petróleo y gas. Este planteamiento tiene validez cuando se consideran las intenciones de llevar la per-foración a profundidades mayores de 10.000, 11.000, 12.000 y hasta 15.250 metros. En un pozo superprofundo, 9.586 metros (31.442 pies), hecho en el sur de Okla-homa, se encontró azufre líquido y la perfora-ción fue parada. generación de hidrocarburos petróleo gas 0 3.048 (10.000) 6.096 (20.000) 9.144 (30.000) 93 (200) 177 (350) 260 (500) temperatura ° C (°F) profundidad, metros (pies) Fig. 5-21. Formación de hidrocarburos a partir de la materia orgánica y kerógeno en las rocas sedimentarias. John M. Hunt escribe y pregunta: ¿hay un límite de profundidad geoquími-ca para los hidrocarburos? Petroleum Engineer, marzo 1975, pp. 112-127.
- 228. 228 E lP o z o I l u s t r a d o Hasta ahora el equipo y la tecnología aplicada para perforar hasta 9.600 metros han respondido a las expectativas y se considera que las temperaturas, presiones y riesgos a pro-fundidades mayores pueden ser manejables. IV. Exploración para el Gas Los conocimientos y las técnicas básicas aplicadas a la búsqueda de hidrocarbu-ros convergen todas hacia precisar si las carac-terísticas y condiciones geológicas generales de las rocas ofrecen posibilidades de almace-nar y contener hidrocarburos en volúmenes comerciales, especialmente crudos. De allí que, por medio de estudios, fundamentalmente aerofotográficos y/o de geología de superficie, reforzados por levantamientos geoquímicos, gravimétricos, magnetométricos, sismográficos y afines, hechos a escala local o regional, se busque la existencia de estructuras o trampas, cuyas características geológicas y petrofísicas respondan a las que conforman un buen yacimiento. Sin embargo, el explorador petrole-ro siempre ha aspirado a que las herramientas y técnicas de exploración le ofrezcan la posi-bilidad de detección directa y cualitativa de si la acumulación es de petróleo o de gas. Y gra-cias a los adelantos tecnológicos de estos últi-mos años, especialmente en la sismografía, es-tá logrando sus deseos. Adelantos técnicos en sismografía Todos los adelantos técnicos en las diferentes disciplinas de la exploración petro-lífera tienen por meta disminuir lo más posible el riesgo económico involucrado en la búsque-da de yacimientos de hidrocarburos. Las eroga-ciones anuales de la industria para estudios y perforación exploratoria son cuantiosas. Se in-crementan más estos desembolsos a medida que apremia la necesidad de hallar nuevos ya-cimientos para mantener y/o incrementar el potencial de producción y las reservas pro-badas de crudos y/o gas. De 1960 para acá se ha perfilado un gran auge científico en todas las disciplinas geofísicas y la tecnología aplicada a la explo-ración petrolera. Esta evolución se ha mante-nido firme en sismología y sismografía cuyos logros abarcan los siguientes rubros: • Adquisición de datos. Se cuenta con novedosos diseños y adaptaciones de equipos para operaciones en tierra, en aguas llanas y pantanosas y costafuera. Para la instalación y transporte del equipo se han diseñado y cons-truido camiones, furgones, helicópteros, aviones, lanchas, lanchones, barcazas, gabarras y barcos capaces de responder a cualquier exigencia. Fig. 5-22. Un equipo de perforación en sitios remotos es in-dicativo de que se están explorando las posibilidades de des-cubrir nuevos prospectos petrolíferos, gas y/o petróleo.
- 229. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 229 La eliminación casi total del uso de dinamita para inducción de ondas se debe al diseño y construcción de equipo neumático o de percusión. Se ha logrado refinamiento en el diseño y capacidad de captación de los geó-fonos, como también mayor poder de defini-ción de los equipos de registros de las ondas. La introducción del sistema tridimensional de registros ha dado muy buenos resultados en aumentar la exactitud de detalles de delinea-ción del subsuelo. La electrónica y el compu-tador han aumentado la capacidad y calidad de obtención de datos. • Procesamiento de datos. Si antaño era lento y exasperante el procesamiento de los datos sismográficos, actualmente la electró-nica, la computación, la capacidad de almace-namiento de datos y apoyos a fines de deli-neación, fotocopia, color, producción y monta-je permiten que el procesamiento se haga en horas, con mayor exactitud, nitidez y detalles. • Interpretación de datos. Durante estos últimos años las nuevas técnicas han hecho posible que los exploradores extiendan y profundicen más sobre las teorías, conceptos y aplicaciones de sus conocimientos a la inter-pretación de la sismología, la sismografía y es-tudios geológicos de las rocas. Han surgido adelantos en la inter-pretación de análisis de velocidad para deter-minar la existencia de estructuras y predecir la presencia de presiones anormales. Se ha refi-nado la técnica de detección de fallas y otros accidentes geológicos y características de las rocas. Se ha ampliado la precisión de investi-gación e interpretación de señales que apun-tan indicaciones sobre acumulaciones de hi-drocarburos. Sismogramas hechos hace años pueden ser reprocesados y reinterpretados, obteniendo así una fuente antigua de compa-ración adicionada a recientes levantamientos. Los adelantos científicos y técnicos en las diferentes ramas de las Ciencias de la Tierra han hecho que la exploración petrolera sea ahora una tarea multidisciplinaria en la que geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de petróleos, a su vez asistidos y apoyados en otros profesionales, confederen conocimien-tos, experiencias y esfuerzos para planificar campañas de exploración en tierra y/o costa-fuera. No obstante la disponibilidad de todos los recursos necesarios y el cumplimiento ca-bal de la permisería pertinente, hay dos fac-tores que merecen muchísima atención: el lí-mite de tiempo para las operaciones y las esta-ciones del año cuando han de iniciarse, con-ducirse y terminarse los trabajos de campo. Si no se estima bien, el factor tiem-po puede entrabar el progreso de los levanta-mientos deseados: geología de superficie, aero-fotogeología, sísmica, gravimetría, magnetome- Tabla 5-6. Inversiones para fortalecer el negocio. Actividades de exploración Operaciones 1994 1993 1992 1991 1990 Sísmica convencional, km 5.985 4.824 2.911 12.974 8.947 Sísmica tridimensional, km2 878 410 243 - - Pozos exploratorios acometidos 28 29 21 24 16 Reservas de crudos añadidas, MMB 525 467 340 235 545 Reservas de gas añadidas, MMMm3 68,86 73,40 101,9 169,9 394 Inversiones, MMBs. 30.466 19.856 12.741 13.277 5.817 Sísmica, MMBs. 12.165 5.351 3.221 6.115 1.818 Perforación exploratoria, MMBs. 17.676 14.170 9.300 6.545 3.999 Otras, MMBs. 625 335 220 617 - Fuentes: MEM-PODE, 1990-1993. PDVSA, Informe Anual, años 1990-1994, inclusives.
- 230. 230 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 5-23. Camión especialmente diseñado para actividades de exploración, el cual genera ondas sísmicas por impacto. Este pro-cedimiento sustituye el uso de la dinamita para generar ondas y evita el temor de la fauna silvestre a las explosiones. tría, geoquímica, petrofísica o perforación es-tratigráfica somera de cateo. Todo esto requie-re pensar en equipos, la mayoría de los cuales son obtenidos del extranjero, como también ciertos materiales y herramientas y determi-nado personal muy calificado. El programa de-finitivo de operaciones en tierra y/o costafuera debe realizarse durante las estaciones más apropiadas del año. El invierno tropical, o épo-ca de lluvias torrenciales, a veces imposibilita la movilidad de las cuadrillas sobre el terreno; y la época de huracanes en el mar Caribe plan-tea riesgos a la navegación. El color: adelanto significativo La presentación y observación de la configuración sismográfica en colores coadyu-va a resaltar los indicadores directos de la pre-sencia de hidrocarburos en las formaciones es-tudiadas. Los colores, codificados de acuerdo con la longitud de sus ondas en concordancia con la amplitud, frecuencia y velocidad de los registros, forman un cuadro pictórico que los expertos pueden interpretar profundamente para hacer aflorar detalles imperceptibles a simple vista. Fig. 5-24. Parte de un levantamiento sísmico en el que se ob-servan líneas rectas dibujadas sobre la estratigrafía para demar-car las fallas estructurales de las formaciones..
- 231. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 231 De allí que “puntos brillantes” en las trazas sismográficas puedan ayudar en la iden-tificación de la cúpula o cresta de la estructura, extensión de los estratos, cambios estratigráfi-cos, espesores de los estratos, indicaciones de fallas, presencia y confinamiento de fluidos y otros detalles con sus características generales y específicas. Todas estas apreciaciones acre-centan el poder de evaluación de los estudios de exploración sismográfica y tienden a incre-mentar las probabilidades de descubrimiento de nuevos yacimientos o la revalidación de áreas conocidas. Interesante es notar que los “puntos o trazas brillantes” tienen a su crédito significa-tivos descubrimientos de gas e importantes co-rrelaciones y revaluaciones de yacimientos re-cién descubiertos y añejos. V. Operaciones de Perforación para Gas La técnicas y modalidades de perfo-ración para pozos petrolíferos o gasíferos son idénticas. Lo que varía es la terminación debi-do a las características de producción del yaci-miento de gas solamente. Ubicación del yacimiento Si el yacimiento está en tierra firme o costafuera, su ubicación planteará aspectos operacionales que influirán sobre las decisio-nes pertinentes a las inversiones que tendrán que hacerse en perforación, en instalaciones de producción, sistemas de recolección y transporte por gasducto, plantas de tratamien-to y acondicionamiento del gas y líquidos, y finalmente utilización y mercadeo del gas y sus derivados. Espaciado de pozos Para el yacimiento petrolífero o de gas libre cada pozo representa un punto de drenaje. Por tanto, cada pozo debe drenar por sí una cierta área que contiene un cierto volu-men del petróleo o gas en sitio. El espaciado o distancia entre pozo y pozo se selecciona en función de las carac-terísticas del yacimiento, de las propiedades físicas de los hidrocarburos y de aspectos eco-nómicos que involucran abrir determinado nú-mero de pozos para obtener y manejar deter-minados volúmenes de producción primaria comercial hasta un cierto límite económico en el tiempo, o sea años de producción. Generalmente, los pozos quedan dispuestos en una configuración geométrica sobre el terreno. La distancia media entre po-zos indica la supuesta área de drenaje corres-pondiente a cada pozo. En la práctica se ha constatado que entre pozos petrolíferos pue-den ser de 90 a 600 metros, según las carac-terísticas del yacimiento y el crudo. En el caso de un yacimiento de gas la distancia es mayor, unos 1.800 metros debido a las características mismas del gas. Los yacimientos de gas en tierra o costafuera plantean consideraciones que son Fig. 5-25. La exploración costafuera ha logrado descubrir gran-des yacimientos de petróleo y de gas libre. Esta clase de pla-taforma integral de perforación se ha utilizado en muchos si-tios del mundo.
- 232. 232 E lP o z o I l u s t r a d o comunes, pero los de costafuera presentan además otros aspectos muy especiales. Por tanto, para este caso es importante considerar lo siguiente: • Profundidad de los yacimientos. • Extensión de los yacimientos. • Magnitud de las reservas probadas y probables. • Distancia costafuera. • Profundidad de las aguas. • Topografía y características del sue-lo marino. • Tipos de instalaciones para perfo-ración, producción y manejo del gas costa-fuera. • Alojamiento de personal. • Condiciones de los ambientes ma-rino y costero. • Navegación y transporte de sumi-nistros y personal; comunicaciones. • Inversiones, costos y rentabilidad. Terminación de pozos No hay diferencias fundamentales en la terminación de un pozo gasífero y un pozo petrolífero. El enfoque y la apreciación de las condiciones geológicas y del estado del hoyo prácticamente son idénticas. Sin embar-go, siempre surgirán consideraciones específi-cas acerca del más adecuado programa de sar-tas de revestimiento y las opciones que pue-dan presentarse según el número de yacimien-tos delineados para hacer terminaciones sen-cilla, doble, triple u otras alternativas inmedia-tas o futuras que aseguren el potencial y la producción de gas deseado. También requiere ciertas considera-ciones la terminación que se escoja si ha de ser a hoyo desnudo o entubado. Hoyo vertical, des-viado, horizontal o inclinado. O si es necesario el fracturamiento del yacimiento para mejorar su caudal de flujo, si es que la formación acusa muy baja permeabilidad. Y si la formación pro-ductora es muy deleznable escoger el tipo ade-cuado de empaque con grava para contrarrestar el desmoronamiento de la pared del hoyo y evi-tar el flujo de arena hacia el pozo. En el caso de la presencia de agen-tes corrosivos y/o de agua en el gas, será nece-sario pensar en el uso de revestidores y tubería Fig. 5-26. Las tres configura-ciones geométricas de distri-bución de pozos son válidas para productores de petróleo y para productores de gas li-bre. Lo que cambia en uno y otro caso es la distancia del espaciamiento entre pozos.
- 233. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 233 de educción más resistente a la corrosión y tomar medidas para facilitar la inyección de anticorrosivos al caudal de producción del po-zo. El agua producible también puede ser co-rrosiva y su presencia en el caudal de produc-ción puede escurrirse hasta inundar el fondo del pozo e impedir el flujo regular del gas ha-cia la superficie. VI. Comportamiento y Manejo del Yacimiento y Pozos El comportamiento y el manejo del yacimiento y de los pozos de gas influyen en la eficiencia de la producción y en el apro-vechamiento óptimo de las posibilidades de la mayor extracción de líquidos del gas natural. Los líquidos que puede contener el gas, como pentanos, hexanos y heptanos, se extraen en la superficie por medio de instala-ciones de separación, absorción, refrigeración y plantas diseñadas específicamente para tales fines. Además, componentes del gas, como el metano, el etano, el propano y los butanos pueden ser licuados mediante tratamientos apropiados. La gasolina natural o cruda y el condensado se aprovechan también para me-jorar mezclas y obtener mayor rendimiento de productos. En la industria petrolera es común oír que el gas de tal yacimiento es seco o hú-medo, magro, rico o muy rico en su contenido de líquidos, lo cual se expresa en una relación de volumen de líquidos de posible extracción de un determinado volumen de gas producido, expresado en galones o barriles por millón de pies cúbicos o en litros o metros cúbicos por millón de metros cúbicos de gas producido. Generalmente, se puede decir que el conte-nido de líquidos de un gas es magro si acusa entre 6 y 24 metros cúbicos de líquidos por millón de metros cúbicos de gas. Rico si con-tiene de 25 a 80 metros cúbicos y muy rico cuando rinde más de 80 metros cúbicos. El gas en el yacimiento El gas se encuentra en el yacimien-to a cierta presión y temperatura. La magnitud de la presión original es importante porque es el agente propulsor del flujo de gas del ya-cimiento al pozo y del fondo de éste hasta la superficie y las instalaciones conexas de tra-tamiento y manejo. Además, pronósticos de la declinación de la presión en relación al volu-men acumulado de gas producido servirán pa-ra determinar la presión que no puede auspi-ciar cierto volumen de flujo durante la vida productiva del yacimiento. También la apre-ciación del comportamiento de la presión ser-virá para determinar su declinación y acerca-miento a la presión de rocío, o sea la presión a la cual se empieza a manifestar la condensa-ción de los líquidos en el yacimiento. La presión y la temperatura son fac-tores tan importantes del gas en el yacimiento porque los líquidos que se condensen en el yacimiento humedecerán o mojarán la roca y ese volumen será difícil de extraerse, ocasio-nando así una pérdida económica. El flujo del gas: del fondo del pozo a la superficie Del yacimiento al fondo del pozo y de allí hasta el cabezal y luego a través de las instalaciones en la superficie, el comporta-miento del flujo de gas y sus componentes se rige por las relaciones antes mencionadas: pre-sión, volumen, temperatura (P-V-T). Lo importante es mantener estas re-laciones adecuadamente en el yacimiento y en el pozo, de manera que en esos dos sitios no haya condensación de líquidos para que en la superficie se obtenga la mayor extracción posi-ble de líquidos por medio de:
- 234. 234 E lP o z o I l u s t r a d o • Etapas de separación y control de amplios rangos de temperatura. • Estabilización de los líquidos por procesos adecuados. • Obtención de líquidos en separa-dores de alta presión, y • Estabilidad de los líquidos en las instalaciones de almacenamiento. Si el gas contiene agua, ésta tiene que ser removida para lograr gas seco que va a los mercados, donde se utiliza como combustible en las industrias y hogares. De igual manera, el gas tiene que ser desprovisto de arena y/o se-dimentos que se desprendan de la formación durante el flujo. Para lograr la limpieza del gas, éste se pasa por instalaciones de depuración específica diseñadas para tales fines. Moléculas de los componentes del gas (metano, etano, propano o butano) se mezclan con el agua en ciertas proporciones, bajo la acción de la presión y la temperatura, para formar sólidos que trastornan la eficiencia de las operaciones de tratamiento y transporte. Estos hidratos tienen la apariencia de una mez-cla aguada de color lechoso. Cuando el gas contiene sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono, nitrógeno, he-lio, mercaptanos u otros compuestos, es nece-sario someterlo a tratamientos de extracción para depurarlo adecuadamente. Estos tratamien-tos o procesos requieren equipos o plantas adi-cionales, de diseño y funcionamiento espe-cífico, además de substancias que se añaden al gas para lograr la depuración deseada. Por tan-to, este aspecto de las operaciones representa aumentos en inversiones y costos que deben ser amortizados mediante la rentabilidad de las operaciones. VII. Transporte y Entrega del Gas a los Mercados La parte final del manejo del gas la constituye el transporte desde las instalaciones de los campos y las entregas de volúmenes de-terminados a los mercados en ruta. Estas dos fases representan en la práctica el mercadeo y la comercialización del gas. De acuerdo con las modalidades mundia-les para este tipo de operaciones cabe mencio-nar aspectos interesantes.: • Se da el caso de que existen em-presas integradas cuyas operaciones (explora-ción, perforación, producción, transporte y mercadeo) están dedicadas exclusivamente al gas y no producen petróleo. Son empresas es-pecializadas en el negocio del gas. • Existen otras empresas integradas que se dedican mayoritariamente al petróleo y que pueden disponer de grandes volúmenes de gas asociado y de gas libre que las pueden inducir a comercializar el gas parcialmente o totalmente. Esto es que venden su gas a otras empresas y no se ocupan del mercadeo o po-drían optar por transportar, distribuir y vender gas directamente. • Hay casos en que el gas lo mane-jan varias empresas. Primero, la que lo produ- Fig. 5-27. En los centros de operaciones petroleras, el recibo y despacho de gas natural crudo, despojado y/o tratado se hace utilizando redes de tuberías de determinadas especificaciones.
- 235. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 235 ce y acondiciona. Segundo, la que lo transpor-ta y es dueña del sistema de gasductos, y ter-cero, la que se encarga de la distribución y venta del gas en determinados mercados de su competencia. Transporte El gas se transporta por tuberías -gasductos- cuyos diámetros pueden ser de 10 a 122 centímetros, según el volumen y la pre-sión requerida de transmisión. La longitud del gasducto puede ser de unos cientos de metros a miles de kilómetros, según la fuente de ori-gen del gas y los mercados que lo requieran. A medida que las distancias para transportar gas sean más largas, se presenta la consideración de comprimir el gas a presiones más elevadas para que llegue a los diferentes puntos de entrega en la ruta de la red de gas-ductos. Esto significa la necesidad de instalar estaciones de compresión en ciertos puntos. La compresión es un factor económico importante en la transmisión de gas por gasductos largos. La compresión del gas se puede ha-cer por etapas. Generalmente se emplea una primera, segunda y tercera etapas de compre-sión que pueden satisfacer las presiones re-queridas, al tomarse en consideración la pre-sión de entrada y la de salida, la relación de compresión, la temperatura de entrada y de sa-lida, el peso molecular del gas, para determinar Fig. 5-28. Los gasductos de gran diámetro y de muchos kiló-metros de longitud que transportan diariamente enormes volú-menes de gas requieren de estaciones de recompresión a lo largo del trayecto. la potencia de compresión requerida para de-terminado volumen fijo de gas, o sea 1.000.000 de pies cúbicos diarios o 28.320 metros cúbicos diarios. En la práctica, para este volumen y considerando todos los rangos de los paráme-tros antes mencionados, la potencia de la pri-mera etapa puede estar entre 30 y 120 caballos de potencia (c.d.p.), la segunda, entre 120 y 250, y la tercera, entre 250 y 325. Estos rangos de etapas y potencia cubren presiones de des-carga desde 25 a 3.500 lppc, o sea desde 1,75 a 246 kg/cm2. La Tabla 5-7 recoge la capacidad de varias instalaciones de gas natural en el país y destaca los cambios habidos entre 1975-1993. Tabla 5-7. El gas natural de Venezuela en cifras Renglones 1975 1983 1993 Reservas, MMMm3 1.197 1.568 3.909 Producción bruta, Mm3/d 104.133 87.030 115.518 Gasductos, km 3.339 4.220 6.631 Volumen transportado, Mm3/d 24.852 35.027 96.264 Vendido/usado como combustible, Mm3/d 29.181 40.608 41.830 Plantas de procesamiento 16 9 17 Capacidad efectiva, Mm3/d 65.145 55.618 91.451 Plantas de inyección 57 66 83 Número de compresores 258 294 357 Potencial total, c.d.f. (h.p.) 1.329.060 904.154 1.573.375 Capacidad de inyección, Mm3/d 118.914 128.190 178.789 Volumen inyectado, Mm3/d 57.447 37.907 37.240 Número de yacimientos 116 142 150 Fuente: MEM-PODE, años correspondientes.
- 236. 236 E lP o z o I l u s t r a d o Distribución De los campos de gas parten los gasductos principales hacia los centros de con-sumo. Sin embargo, en el trayecto puede ser que ramales del gasducto vayan a otros sitios para llevar gas a determinadas poblaciones y de igual manera, en ciertos puntos, pueden unírsele al gasducto principal otros que arran-can de campos diferentes de gas para comple-mentar los volúmenes deseados de entrega para toda la red. Al llegar a cada sitio de consumo, el gasducto principal alimenta la red secundaria de distribución que surte a la ciudad y a los diferentes tipos de grandes y pequeños usua-rios. El flujo de gas es continuo durante las veinticuatro horas del día y el suministro lo recibe cada cliente a presión y volumen cón-sonos con los requerimientos a través de medi-dores y reguladores que controlan la eficiencia del servicio. La capacidad de la red es siempre suficiente para atender variaciones en la de-manda, ya que desde los pozos y las instala-ciones de campo y a todo lo largo del sistema se cuenta con alternativas que garantizan el suministro. Por ejemplo, en países de clima frío, durante el invierno se consume mucho más gas que durante el otoño, la primavera o el verano. Para responder a los incrementos y picos volumétricos se carga la red con más gas incrementando la presión, lo cual puede ha-cerse gracias a la compresibilidad del gas. Entre países vecinos productores y consumidores de gas natural se hacen entregas por gasductos regionales de cientos de kilóme-tros de longitud. Ejemplos de esta modalidad los hay en Canadá/Estados Unidos/México; Rusia/Europa Oriental y Europa Occidental. En 1990 las entregas por fronteras en todo el mundo sumaron 640 MMm3/d. Además, la flo-ta mundial de metaneros para las entregas de gas natural licuado (GNL) entre terminales marí-timas, Fig. 5-29. Instalaciones para distribución de gas doméstico en La Haciendita, Cagua, estado Aragua. en 1990 transportó 198 MMm3/d. Estas cifras dan idea de la utilización y del negocio que representa el gas natural (ver Tabla 5-1). Para el año 2010 se estima que los volúmenes internacionales requeridos habrán aumentado 21 % y se necesitarán unos 600 a 800 $MMM pa-ra el gas transportado por gasductos y unos 60 $MMM para el GNL. En 1994 la flota metanera mundial hizo 1.619 viajes y entregó el equiva-lente a 395 MMm3/d de GNL, o sea, casi 50 MMm3 interanual de aumento respecto a 1990, según cifras de Oil and Gas Journal, julio 1991, p. 21, y enero 15, 1996, p. 45. Exportaciones de derivados del gas A propósito de las expectativas de los derivados del gas natural en los mercados mundiales, Venezuela ha participado durante años con modestas cifras de exportación hacia
- 237. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 237 Tabla 5-8. Exportaciones directas de derivados del gas, miles de barriles 1975 3.894 4.672 22 6.040 173 10.907 14.801 1983 415 740 - 393 288 1.421 1.836 1984 - 89 - 672 417 1.178 1.178 1985 - 1.151 - 679 - 1.830 1.830 1986 151 2.573 664 6.921 - 10.158 10.309 1987 959 1.985 596 6.168 99 8.848 9.807 1988 - 3.150 376 6.092 143 9.761 9.761 1989 - 2.403 304 7.100 230 10.037 10.037 1990 1.211 2.137 252 4.898 43 7.330 8.541 1991 1.170 1.318 377 6.114 - 7.809 8.979 1992 132 356 425 3.692 - 4.473 4.605 1993 676 221 465 3.232 198 4.116 4.792 los cinco continentes, principalmente con mayores volúmenes de butano y propano. Las cifras de la Tabla 5-8 confirman las realizacio-nes logradas. A partir de 1984, el sector petro-químico venezolano inició la expansión de sus actividades y comenzó a utilizar más insumos producidos en el país, a expensas de los volú-menes que podrían exportarse. VIII. El Precio del Gas En el país, la utilización del gas ha seguido ganando clientes, además de su uso en la propia industria para aumentar la extrac-ción adicional de petróleo mediante la inyec-ción a los yacimientos y como fuente de ener-gía en las operaciones. La utilización del gas natural, tanto aquí en Venezuela como en el resto del mun-do, está aumentando. Su precio se está equi-parando respecto al del petróleo, de acuerdo al poder calorífico. La equivalencia se expresa en $ por cada mil pies cúbicos o millón de BTU de gas en comparación con el precio del barril de petróleo. Se ha mencionado que el poder ca-lorífico del gas está entre 900 y 1.250 BTU por pie cúbico, cifras equivalentes a 8.000 y 11.115 kilocalorías por metro cúbico, respectivamente. Aproximadamente, una libra de petróleo crudo representa de 15.350 a 22.500 BTU. El poder calorífico exacto de una muestra de gas o de crudo se hace en el laboratorio. La Tabla 5-9 da una idea de los pre-cios semanales del mercado a futuro. Fecha Crudo liviano dulce Gas natural $/Brl. $MM BTU El comportamiento del mercado mundial de hidrocarburos, en lo que respecta a precios, fluctúa unos centavos de dólar hacia arriba o hacia abajo de un día para otro, a me-nos que ocurran eventos catastróficos que po-drían aumentar el precio significativamente. Sin embargo, ni los eventos catastróficos en los últimos años han sido capaces de influir drás-ticamente en el precio del petróleo. Fuente: MEM-PODE, 1975-1993. Gases Líquidos del Petróleo Año Gasolina Butano Iso-Butano Propano Mezclas Subtotal Total natural de GLP Tabla 5-9. Cotizaciones de precios a futuro 22-12-1995 19,17 2,85 29-12-1995 19,42 2,62 05-01-1996 19,97 2,93 19-01-1996 18,61 2,17 26-01-1996 18,07 2,31 02-02-1996 17,65 2,49 Fuente: Oil and Gas Journal, enero 8, 15, 22, 29 y febrero 5, 12, 1996.
- 238. 238 E lP o z o I l u s t r a d o Las naciones industriales como gran-des importadoras de hidrocarburos recurren a sus reservas estratégicas (inventarios acumula-dos) para complementar sus demandas diarias. Además, podrían imponer racionamiento del consumo propio, disminución de la velocidad del tránsito automotriz o la sustitución de un tipo de energía por otro para que no escaseen los suministros mientras dura el conflicto. En lo que va de esta década de los noventa, ni la invasión a Kuwait por Iraq ni la guerra del Golfo ni otros serios enfrentamien-tos en el Medio Oriente causaron desbarajustes en los precios mundiales de los hidrocarburos. La capacidad de balance del caudal diario mundial de crudos entre productores no-OPEP y los de la OPEP es tal que las divergencias pendientes y las que puedan suscitarse tienen que ser ahora objeto de entendimiento entre todos: productores, importadores, distribuido-res y consumidores. Además del suministro y los precios, está en juego el equilibrio económi-co del mundo. Sin duda, el gas será en el futuro fuente importante de energía para Venezuela. Las reservas probadas para 1983 acusaron 1.562.332 millones de metros cúbicos, mayori-tariamente gas asociado. Afortunadamente, los descubrimientos de yacimientos de gas no aso-ciado hechos en 1981 y 1982, en tierra y costa afuera, fueron contabilizados y reforzaron in-mensamente el potencial de futuras reservas y capacidad de producción. Para 1990, el país llegó a duplicar holgadamente sus reservas res-pecto a 1983 al contabilizar 3.428.560 millones de metros cúbicos. En 1993, la cifra fue de 3.909.098 millones de metros cúbicos (MEM-PODE, 1993). Fig. 5-30. La importancia que seguirá adquiriendo la industria del gas en el futuro se podrá apreciar por la capacidad mun-dial de sus instalaciones y la producción de líquidos. Tabla 5-10. Instalaciones, producción y capacidad de la industria mundial del gas natural 1983* 1997** Número de plantas 1.367 1.568 Capacidad de gas, MMPCD 129.306 190.616 Gas manejado, MMPCD 74.926 130.855 Producción, b/d Etano 318.440 410.486 Propano 542.304 471.248 Iso-Butano 38.740 102.955 n-Butano 180.130 195.092 Gas líquido mezclado 94.600 492.867 Gas líquido crudo 1.012.488 2.065.300 Gasolina natural desbutanizada 273.017 542.802 Otros 297.457 593.105 Total 2.757.176 4.873.855 * Oil and Gas Journal, July 16, 1984. No se incluyen países socialistas. ** Oil and Gas Journal, June 2, 1997. Incluye todos los países al 01-01-1997.
- 239. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 239 Tabla 5-11. Venezuela: producción y distribución del gas natural, 1983-1995 1983 31.766 12.866 1.725 17.165 1.525 2.290 1.943 2.794 8.235 369 1984 32.574 12.030 1.756 18.788 1.488 2.307 2.244 2.847 9.495 370 1985 32.996 12.428 1.617 18.951 1.625 2.367 2.107 2.676 9.814 362 1986 36.275 12.040 2.775 21.460 2.386 2.871 1.981 2.909 10.886 427 1987 36.236 11.359 3.690 21.187 2.600 2.737 2.227 2.705 10.479 439 1988 38.457 12.939 3.727 21.791 2.763 2.676 3.089 2.577 10.141 545 1989 38.922 14.001 2.613 22.308 2.770 2.938 3.224 2.660 10.170 546 1990 41.763 13.242 3.449 25.072 3.106 2.956 4.062 3.016 11.365 567 1991 42.326 13.283 3.616 25.427 3.525 3.233 6.069 3.137 8.897 566 1992 42.476 13.599 3.494 25.383 3.766 3.565 6.110 2.840 8.555 547 1993 42.164 11.726 3.388 27.050 1.437 4.059 10.708 2.814 7.467 565 1994 44.487 12.175 3.545 28.767 4.092 9.614 13.625 5.087 2.948 1.436 1995 48.359 13.207 3.562 34.600 4.627 5.075 16.682 3.742 3.845 629 1/ Incluye pérdidas o ganancias por transferencias. Fuentes: MEM, Dirección de Petróleo y Gas. División Técnica de Gas Natural. MEM-PODE, 1993, p. 58; 1994, 1995. millones de metros cúbicos Distribución de otros usos Año Producción Inyectado Arrojado Otros Transformado Sometido a impuestos No sometido a impuestos Donado bruta usos productos y Combustible Vendido Combustible Vendido mermas 1/
- 240. 240 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. ALTIERI, V. J.: Gas Analysis and Testing of Gaseous Mate-rials, American Gas Association, New York, 1945. 2. BALESTRINI, César: Economía Minera y Petrolera, Uni-versidad Central de Venezuela, Caracas, 1959. 3. BAPTISTA, Federico G.: Historia de la Industria Petrolera en Venezuela, Creole Petroleum Corporation, Caracas, 1966. 4. BRECHT, Christoph: “Gas - Energy of the Future”, en: Hydrocarbon Processing, November 1980, p. 76. 5. BROWN, George Granger: Deviation of Natural Gas from Ideal Gas Laws, Clark Bros. Co. Inc., Olean, New York. 6. CARO, Rubén A.: Utilización del Gas en Venezuela, Cor-poración Venezolana del Petróleo, Caracas, marzo 1962. 7. CENTENO, Roberto: Economía del Petróleo y del Gas Na-tural, Editorial Tecnos, Madrid, 1974. 8. Compressed Air and Gas Data, Ingersoll-Rand Co., Phil-lipsburgh, New Jersey. 9. CONICIT: Fuentes Energéticas. Una Perspectiva Venezo-lana, Conicit, Caracas, 1977. 10. CURRI, R.N.: “Gas BTU Measurement Inconsistencies Examined”, en: Oil and Gas Journal, July 21, 1980, p. 56. 11. DIEHL, John C.: Natural Gas Handbook, Metric Metal Works, Erie, Pennsylvania, 1927. 12. FOWIER, E.D.; RHODES, A.F.: “Checklist Can Help Specify Proper Wellhead Material”, en: Oil and Gas Journal, January 24, 1977, p. 62. 13. FRICK, R.W.; HEGGLUND, J.W.: “Financing Internatio-nal Oil and Gas Projects”, en: World Oil, May 1981, p. 207.
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- 242. 242 E lP o z o I l u s t r a d o - “LNG Shipments in 1994 set records”, January 15, 1996, p. 45. 25. Oil and Gas Production, Engineering Committee, Inter-state Oil Compact Commission, Oklahoma City, Okla-homa, 1951. 26. PENNER, S.S.: Thermodynamics, Addison-Wesley Pub-lishing Co., Reading, Massachusetts, 1968. 27. PEREZ ALFONZO, Juan Pablo: La Dinámica del Petróleo en el Progreso de Venezuela, Dirección de Cultura, Uni-versidad Central de Venezuela, Caracas, 1965. 28. RIVERO G., Miriam: “Con Super Octanos arrancó la petroquímica en Oriente”, en: Diálogo Industrial, Corpo-ven, N° 37, Año XII, julio/septiembre 1991. 29. SEATON, Earl: “Pipeline Economics U.S. Pipeline System Continues to Grow”, en: Oil and Gas Journal, August 11, 1980, p. 59. 30. STANDING, M.B.: Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon System, Reinhold Publishing Corpora-tion, New York, 1952. 31. STEPHENS, Maynar M.; SPENCER, O.F.: Natural Gas En-gineering, Volume II, The Pennsylvania State College, Pennsylvania, 1949. 32. STRIGHT, Daniel H.: “Routine Evaluation of Gas Well Performance”, en: Oil and Gas Journal, June 1, 1981, p. 133. 33. STULL, D.R.; PROPHET, H.: Janaf Thermodynamical Ta-bles, U.S. Bureau of Standards, Washington D.C. 34. The Chemical and Engineering Dictionary, The Chemical Publishing Company of N.Y., Inc., New York, 1942. 35. VALLENILLA, Luis: Auge, Declinación y Porvenir del Petró-leo Venezolano, Editorial Tiempo Nuevo, Caracas, 1973.
- 243. C a pí t u l o 5 - G a s N a t u r a l 243 36. VILLALBA, Rodrigo: La Industria del Gas Natural en Vene-zuela, Corporación Venezolana del Petróleo, Caracas, 1971. 37. WELT, Ted: “Gas Processors Worldwide are Building for a Bigger Future”, en: Oil and Gas Journal, July 14, 1980, p. 67.
- 246.
- 247. 247 C ap í t u l o 6 - R e f i n a c i ó n Indice Página Introducción I. Una Idea, un Informe: una Industria • El trabajo de Silliman • La destilación a altas temperaturas • Utilización del vapor de agua • El petróleo como fuente de iluminantes II. Crudos para las Refinerías • Tipificación de crudos • Selección de hidrocarburos • Evaluación de crudos • Complejidad de la evaluación • Terminología • El laboratorio • El aspecto económico III. La Química del Petróleo • Ejemplos de la estructura molecular Serie parafínica CnH2n+2 Serie olefínica CnH2n Naftenos (CnH2n) x Aromáticos CnH2n-6 • La comercialización del petróleo IV. Los Procesos de Refinación (A) • La utilización de energía • De los equipos de refinación • Tecnología • Metalurgia 249 252 253 254 254 255 256 257 258 260 261 262 263 264 265 267 267 268 269 269 270 270 271 274 274 275
- 248. 248 E lP o z o I l u s t r a d o V. Los Procesos de Refinación (B) • Procesos de destilación • Desasfaltación • Refinación con disolvente • Desceración o desparafinación con disolvente • Exudación de parafina • Proceso térmico continuo (“Thermofor”) con utilización de arcilla • Tratamiento con ácido-arcilla • Oxidación de asfalto • Descomposición térmica • Descomposición térmica catalítica fluida • Reformación catalítica • Extracción de azufre VI. La Refinación y la Demanda de Productos • El nuevo patrón de refinación de la Refinería de Amuay • Disposición de las plantas • Los procesos seleccionados Proceso “Flexicoking” (Exxon) Proceso “Flexicracking” (Exxon) (Desintegración Catalítica) Proceso de Isomerización “Butamer” (Universal Oil Products) Proceso de Alquilación “HF” (Acido Fluorhídrico, Universal Oil Products) • Inversiones VII. Factores Complementarios • Suministro de crudos y otros hidrocarburos • Almacenamiento • Instrumentación • Seguridad industrial VIII. Evolución de la Refinación en Venezuela • Cronología de la refinación en Venezuela Referencias Bibliográficas 275 276 277 277 278 278 278 278 279 280 281 282 283 286 287 288 288 288 290 290 291 291 292 292 292 293 294 294 295 308
- 249. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 249 Introducción En los cinco capítulos anteriores (1. ¿Qué es el Petróleo?; 2. Exploración; 3. Per-foración; 4. Producción; 5. Gas Natural) se ex-plican conceptos fundamentales sobre la consti-tución de los hidrocarburos, su generación y captura en las formaciones geológicas y las actividades que la industria petrolera realiza diariamente para buscar, cuantificar y producir yacimientos petrolíferos y/o gasíferos. Este sexto capítulo trata de la refinación de los hi-drocarburos. La idea original (1853) de refinar el petróleo para convertirlo en iluminante con fines comerciales fue el motivo que indujo a la crea-ción formal de la primera empresa petrolera. Este primer paso fue muy positivo y trascendente. De los primeros análisis rudi-mentarios de refinación se pudo constatar que esta nueva fuente para iluminantes respondía a las expectativas de los interesados. Mas, la des-tilación por rangos de alta temperatura rindió productos que se distinguían por sus caracte-rísticas de color, fluidez, combustión y deter-minados porcentajes de rendimientos subse-cuentes de la muestra original. Las últimas par-tes remanentes mostraron cualidades que eran aptas como lubricantes y grasas, y los residuos finales también prometieron oportunidad de tratamiento si se hubiese dispuesto del equipo apropiado, de la fuente de energía que gene-rase muy altas temperaturas y de la tecnología requerida. De entonces acá, los adelantos cien-tíficos y tecnológicos en la refinación de cru-dos livianos, medianos, pesados y extrapesa-dos o mezclas de ellos son testimonio del pro-greso industrial de los últimos cuarenta y un años del siglo XIX, y más ampliamente del auge vertiginoso de la utilización de los hidro-carburos en los años finales del siglo XX. Sin los casi 3.000 derivados del petróleo y del gas natural, todas las actividades que conforman el diario quehacer se verían comprometidas. Ciertamente se depende del petróleo mucho más de lo que en verdad diariamente se observa. No son solamente las gasolinas, grasas y lubricantes que diariamente consume el transporte automotor privado y público. Es también el transporte marítimo, ferrocarrilero y aéreo. Son los derivados que van para las in-dustrias de la construcción, la agropecuaria, la textilera, la metalmecánica, la farmacéutica, la eléctrica, la minera, la del calzado, la de ali-mentos, la automotriz, la aviación, los astille-ros, las de fabricación de artículos del hogar, las de las comunicaciones; las oficinas, fábri-cas, talleres; consultorios, clínicas y hospitales; y tantos otros sitios donde son indispensables los diferentes productos extraídos del petróleo. Todo lo antes mencionado indica el porqué es tan importante el uso racional de los derivados del petróleo, especialmente aquellos que se consumen en el transporte. Pues es ne-cesario pensar que el petróleo es un recurso natural no renovable. Sus características y pro-piedades son tan singulares y la variedad de sus derivados tan extensa que difícilmente se puede contar con otra materia prima capaz de sustituirlo plenamente. Fig. 6-1. Parte de los equipos e instalaciones específicas que conforman el Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 250. 250 E lP o z o I l u s t r a d o Cada refinería representa una insta-lación de diseño y complejidad específicas, que corresponde a procesos únicos. Las plan-tas pueden ser muy sencillas, como son las de destilación primaria, o pueden constituir un extenso tren de procesos de alta tecnología para obtener determinados productos semiela-borados y/o definitivos. Cada refinería es pri-mordialmente un centro de química e ingenie-ría química aplicada, cuyo funcionamiento dia-rio se afinca también en muchas otras ramas de la ingeniería y especialidades afines. Pero por sobre toda la ciencia y toda la tecnología, todas las instalaciones novedosas y todos los insumos más adecuados, ese funcionamiento eficaz descansa diariamente sobre la prepara-ción y la experiencia del personal que maneja la refinería. La capacidad de carga, o sea la dieta o el volumen diario de determinado(s) crudo(s) que se refina(n), y los diferentes procesos y plantas con que cuenta cada refinería son el re-sultado de estudios técnicos y económicos, ba-sados en la demanda y oferta de productos, en las características y proyecciones del mercado, en la fuente de suministro de crudos al más lar-go tiempo posible, en las inversiones, en los costos de operaciones, en la rentabilidad y en los aspectos futuros de comercialización de nuevos productos por modificación o adición de plantas a la refinería. Puede ser que la refine-ría supla el mercado local, el regional, el nacio-nal o en parte ciertos y determinados mercados de ultramar. Por tanto, su complejidad y capa-cidad se ajustarán a estos requerimientos. La refinería representa en sí un en-clave tecnológico altamente autosuficiente. Por las características y exigencias de las operacio-nes, los servicios básicos, como son fuerza y luz eléctrica, gas, agua, vapor, aire, refrigera-ción y calor, deben funcionar confiablemente. Las operaciones de refinación son continuas, veinticuatro horas al día todo el año, excepto por desperfectos o accidentes imprevisibles. Sin embargo, como de tiempo en tiempo es necesario parar equipos o plantas para revisio-nes y mantenimiento, estas paradas se hacen de acuerdo con un plan detallado de trabajo que garantiza el mínimo entorpecimiento de las operaciones. La magnitud y el alcance de las ope-raciones mundiales de refinación son extensas. La producción diaria de millones de barriles de crudos, con algunos altibajos, está precisamente orientada a cumplir con los requerimientos de las refinerías, que a la vez satisfacen diariamente la demanda de los consumidores de productos derivados de los hidrocarburos. Las cifras de la Tabla 6-1 dan idea de estas operaciones. Tabla 6-1. Producción mundial de crudos, capacidad de refinación y producción de gas Año Producción Capacidad Producción de crudos de refinación de gas (miles b/d) (miles b/dc) (MMm3/d) 1986 56.184 73.231 5.434,9 1987 55.358 72.518 5.747,0 1988 57.928 73.153 6.026,4 1989 58.873 74.086 5.590,7 1990 60.365 72.714 5.689,8 1991 59.966 73.798 5.778,1 1992 59.978 73.686 5.766,7 1993 59.553 74.138 5.927,8 1994 60.521 74.167 5.980,9 1995 61.445 74.452 6.092,3 Fuentes: MEM-PODE, 1990,1993. Oil and Gas Journal, December 19, 1994; December 18 y 25, 1995; March 11, 1996.
- 251. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 251 Sobre las cifras anteriores cabe una observación. La diferencia entre la producción y la capacidad instalada de refinación no es tan grande si se toma en cuenta que esta última, por razones obvias, casi nunca se utiliza cien-to por ciento. Además, en los campos petrole-ros, en las terminales y en las propias refine-rías cada día hay millones de barriles de cru-dos almacenados, disponibles para cubrir défi-cits temporales en la producción o demandas inusitadas en la dieta diaria de las refinerías. Por otra parte, la producción de gas equiva-lente a barriles de petróleo representa un buen volumen adicional de hidrocarburos líquidos. La producción mundial total de gas en 1995 acusó 6.093,3 MMm3/d, equivalente a 38,2 millones de barriles diarios de petróleo. Si el contenido de todo ese gas fuese magro, rico o muy rico, se podría obtener un promedio de 15, de 52 o de 80 m3 de líquidos por 1.000.000 de m3 de gas, respectivamente. Esto equivale a la producción de 574.903; 1.989.824; ó 3.066.148 b/d de líquidos, respectivamente, si todo el gas fuese tratado. Sin embargo, sólo cierto porcentaje del volumen total del gas producido es en rea-lidad tratado y procesado. La idea de mencio-nar estas cifras es para mostrar la importancia de los líquidos que pueden extraerse del gas y su contribución a los volúmenes de produc-ción y de refinación. Fig. 6-2. Vista parcial del Centro de Refi-nación Paraguaná y sus complejas insta-laciones.
- 252. 252 E lP o z o I l u s t r a d o I. Una Idea, un Informe: una Industria La refinación de hidrocarburos ante-cede por muchas décadas el comienzo formal de la industria petrolera (1859) como gestión comercial. Las primeras destilaciones rudimen-tarias de crudos se hicieron por los años 1788 y 1798, pero los productos obtenidos no en-contraron utilización práctica y los esfuerzos se esfumaron. Por el año 1846, el geólogo cana-diense Abraham Gesner inventó una lámpara para ser utilizada con combustible extraído de la lutita bituminosa. Sin embargo, este adelan-to de la época tampoco cosechó la apreciación pública que entonces pudo haber merecido. Quizá se debió a las dificultades mecánicas de extraer el petróleo de la lutita, a los costos de extracción y a la imposibilidad de obtener vo-lúmenes adecuados de combustibles. Aún hoy la extracción de crudo de la lutita es objeto de investigación y consideraciones como fuente alterna de energía. En 1853, George H. Bissell y su socio Jonathan G. Eveleth se interesaron en una ema-nación de petróleo en el condado de Venango, estado de Pennsylvania, y se hicieron la si-guiente pregunta: ¿Por qué no puede ser utili-zado el petróleo como iluminante, siempre y cuando se disponga de una fuente abundante? Antes de proseguir con sus inquietu-des y expectativas comerciales, Bissell y Eve-leth encomendaron al profesor Benjamin Silli-man hijo, del Colegio de Yale, que hiciese un análisis del crudo de Venango. El 16 de abril de 1855 quedó concluido el análisis y el infor-me fue remitido a los interesados. Este análisis fue el fundamento para la creación de la Penn-sylvania Rock Oil Company of New York, el 30 de diciembre de 1854. El 28 de agosto de 1859, el coronel Edwin Drake, encargado de las ope-raciones de la empresa, terminó en la finca de los Hibbard, cerca de Titusville, Pennsylvania, el pozo iniciador de la industria petrolera. Fig. 6-3. Desde los comienzos (1853) de las gestiones por establecer el petróleo y la industria petrolera (1859) como fuente de iluminantes, el laboratorio fue y continúa siendo sitio indispensable para el progreso científico y tecnológico del petrolero.
- 253. El trabajo deSilliman C a p í t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 253 El análisis de crudo y el informe res-pectivo hechos por el profesor Silliman consti-tuyen muestras sobresalientes de la tecnología química aplicada de la época y del arte de re-dacción, no obstante las limitaciones de los re-cursos disponibles entonces. El informe describe las característi-cas generales del crudo: color, viscosidad, olor, densidad, susceptibilidad al calentamiento (ebu-llición y vaporización), dificultad para incen-diarse, propagación de la llama y abundancia de humo, manchas de grasa que deja sobre el papel, sus cualidades como lubricante y la in-alterabilidad de su consistencia por exposición al aire. Al tratar lo antes mencionado concluye que el petróleo examinado puede ocurrir en abundancia en los predios de los interesados y que podría extraerse abriendo pozos en gran-des extensiones de tierra que año a año pro-ducirían sin decaer. Termina esta parte con es-tas preguntas: ¿Qué valor tendrá para las artes y para qué usos podrá ser empleado? Fig. 6-4. Benjamin Silliman, hijo. Para determinar los productos que podrían obtenerse de la muestra, ésta fue so-metida a la destilación térmica mediante la re-gulación de rangos de temperatura en baño de María con agua y luego con aceite de linaza para promover el aumento de temperatura por encima de 100 °C (212 °F). El proceso fue te-dioso y dificultoso, pero la muestra original de 304 gramos y densidad de 0,882 (28,9 °API) Tabla 6-2. Análisis original (1855) de una muestra de petróleo de Venango, Pennsylvania, E.U.A., por B. Silliman, hijo Fracción Temperatura Peso Densidad Características °C gramos 1 100 5 _ Agua acidulada. 2 140-150 26 0,733 Aceite incoloro, muy liviano y limpio. 3 150-160 29 0,752 Ligeramente amarillento, muy transparente, limpio. 4 160-170 38 0,766 Más amarillento y distinto al anterior. 5 170-180 17 0,766 De más color, más consistente y olor empireumático. 6 180-200 16 0,800 De mucho más color y más denso que el anterior, y los dos siguientes mucho más. 7 200-220 17 0,848 8 220-270 12 0,850 Total destilado 160 Total residuo 144 Total cantidad original 304
- 254. 254 E lP o z o I l u s t r a d o rindió ocho fracciones destiladas para un total de 160 gramos y dejó 144 gramos de residuo. Interesantes fueron estos resultados, tanto por las apreciaciones y conclusiones lo-gradas, que daban respuestas a las expectati-vas de los interesados y del investigador por la técnica empleada en la conducción de los ex-perimentos. La densidad de los destilados obte-nidos corresponde, respectivamente, en °API, a: 61,4; 56,7; 53,2; 53,2; 45,4; 35,4; 34,2. Todos fueron productos muy livianos, lo cual indica que las temperaturas finales, de 220-270 °C, no fueron suficientes para destilar el residuo (144 gramos) totalmente. Si se hace un cálculo pon-derado de lo obtenido, los 155 gramos de des-tilados reconstituidos tendrían 51 °API. En el informe se anotan importantes consideraciones que cubren puntos como los siguientes: • El experimento se realizó funda-mentalmente en la creencia de que el crudo contenía varios tipos de productos diferentes y con diferentes grados de ebullición. • Con el baño de María con agua no se pudo destilar la muestra más allá de 100 °C y por ello se optó por la linaza. • Las temperaturas de ebullición de los productos presentaron ciertas anomalías, pero la ebullición fue progresiva. • La variedad de productos obteni-dos, en concordancia con las temperaturas, indicó que eran mezclas de otros productos o que fueron producidos por la acción de la tem-peratura y el cambio químico ocurrido durante el proceso. • El examen químico de todos estos aceites demostró que estaban compuestos por carbono e hidrógeno y probablemente estos mismos elementos tienen la misma relación numérica. • Para verificar la reacción de cier-tos elementos químicos sobre los derivados o de éstos sobre aquéllos, se emplearon: cobre, ácidos sulfúrico, nítrico, hidroclorhídrico, acé-tico y crómico; hidratos de potasa, sodio y cal-cio, y algunos blanqueadores. • Una muestra del crudo fue vapori-zada y produjo gas de hidrógeno casi puro; 455 gramos de crudo se convirtieron en 0,2833 m3 de gas que al quemarse como iluminante produjo una llamada intensa, con humo en el mechero corriente pero que al probarse en la lámpara de Argand emitió una llama perfecta. La destilación a altas temperaturas Una de las limitaciones con que tro-pezó la realización del análisis fue la resisten-cia del equipo de vidrio a mayores tempera-turas. El producto o derivado número 8 se lo-gró a 270 °C (518 °F). El profesor Silliman seleccionó equipo hecho de metal para la destilación y utilizó un alambique de cobre de unos 23 li-tros de capacidad. En resumen la muestra de crudo de 560 onzas (15,9 kilogramos) rindió los resultados indicados en la Tabla 6-3. Es interesante notar las experiencias obtenidas de este segundo análisis, como fue-ron: el cambio del equipo; la destilación de un 93 % de esta muestra en comparación con 52,6 % de la primera, gracias a las más altas temperaturas; el tratamiento de unos productos con agua hirviendo y finalmente la presencia de cristales de parafina en el producto número 5. Si se considera que para la fecha se estaba en las gestiones de indagación de posi-bilidades de crear una industria y que el éxito dependería de la transformación de la materia prima, sin duda, la conducción y resultados de estos análisis, mirándolos retrospectivamente, tienen un gran valor científico, técnico, empre-sarial e histórico. Utilización del vapor de agua Haciendo uso de la tecnología y de las aplicaciones ensayadas para esa época, el
- 255. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 255 Tabla 6-3. Análisis de crudo de Venango a más altas temperaturas, por B. Silliman, hijo Producto Temperatura Peso Densidad Características 1 280 3,685 0,792 Aceite liviano, color ligero. Acídico. Acido 2 300 3,486 0,865 Aceite amarillento, más viscoso. 3 357 4,819 - Aceite marrón oscuro. Fuerte olor 4 371 0,482 - De color más ligero y más fluido que el 5 399 2,381 - Más denso y más oscuro que el crudo profesor Silliman optó por someter muestras del crudo a tratamientos con vapor para ver si con calor húmedo y a altas temperaturas la destilación rendía mejores resultados. Desafortunadamente, no pudo lograr vapor a temperatura mayor de 143 °F y aunque obtuvo destilación abundante hasta esa tempe-ratura, fue imposible separar los productos de más altas temperaturas de ebullición. El petróleo como fuente de iluminantes Los análisis y experimentos realiza-dos sirvieron para contestar las preguntas que se formularon los promotores para crear la Pennsylvania Rock Oil Company of New York. Esto es, si el petróleo podría ser utilizado co-mo iluminante. Efectivamente, varios de los produc-tos obtenidos del crudo de Venango fueron utilizados en los diferentes tipos de lámparas disponibles. Estas lámparas quemaban aceites de procedencia vegetal o animal. Los experimentos y datos registra-dos dieron información sobre el comportamiento de los derivados del petróleo en lo referente a: removido por ebullición con agua fresca. empireumático. En reposo se acumuló sedimento negrusco que al lavarlo con agua hirviendo le removió casi totalmente su olor desagradable y el fluido se tornó a un color más ligero y perfectamente brillante. producto anterior. original. Al enfriarse, se llena de una masa densa de cristales perlíticos. Estos cristales son parafina. tipo de llama, intensidad de la luz (medida con un fotómetro especialmente diseñado en esa época), producción de hollín o carbón, com-portamiento de la mecha de las lámparas, du-ración de determinado volumen de cada ilumi-nante, comparación de costos entre los ilumi-nantes de la época. Por ejemplo, 1.000 pies cú-bicos de gas (28,3 m3) tenían los siguientes precios: New Haven $4; Nueva York $3,50; Fi-ladelfia y Boston $2. El aceite de ballena se vendía a $2,50 el galón (3,78 litros), el de colza a $2, trementina a $0,68 y otros aceites vege-tales a $0,50. Desde el aspecto comercial de los iluminantes, ésta era la situación del mercado al cual aspiraban concurrir los patrocinadores de la primera empresa petrolera estadouniden-se en formación. No escapó tampoco al profesor Silli-man la posibilidad que ofrecía la materia prima que había analizado como fuente para la ob-tención de lubricantes. Mencionó en su infor-me que había enviado muestras a Boston para que se hiciesen ensayos en un aparato espe-cial. Consideró que algunos de los aceites ob- °C kilos
- 256. 256 E lP o z o I l u s t r a d o tenidos mostraron las características importan-tes de los lubricantes porque no se engomaban ni se tornaban ácidos o rancios a la intemperie y resistían competentemente las temperaturas gélidas. De 1860 en adelante, la refinación, como una rama integral de la industria petrole-ra en ascenso, comenzó a competir en el mer-cado de los iluminantes y a desarrollar, a través de la química y de la ingeniería química aplica-das, tecnología para aumentar el número de derivados y el rendimiento de los diferentes ti-pos o clases de petróleo. II. Crudos para las Refinerías “Teóricamente, es posible producir cual-quier tipo de producto refinado de cualquier tipo de crudo pero no es común lograrlo económicamente”. W.L. Nelson Constatada la utilidad del petróleo como fuente de iluminantes, y en la medida en que se incrementaba el auge de descubrir yaci-mientos, la industria petrolera empezó a perfi-larse y a desarrollarse con vehemencia. La fie-bre del petróleo se apoderó de los promotores estadounidenses y para 1860 la producción al-canzó 1.395 b/d. Hasta entonces, las fuentes prepon-derantes de energía eran el sol, el viento, la ma-rea, las corrientes de agua, la fuerza muscular humana y animal, la madera y el estiércol. El aceite de ballena era supremo como iluminante y el carbón se utilizaba para alimentar las má-quinas de vapor que servían al transporte ferro-viario y marítimo, y que luego, en la generación de electricidad, tuvo su auge y apogeo durante el período 1850-1914. Después de la Primera Guerra Mundial (1914-1918), el petróleo se con-virtió en la fuente esencial de energía. La creciente importancia mundial del petróleo extendió su búsqueda a todas par-tes del mundo y, poco a poco, empezaron a darse significativos descubrimientos con el con-siguiente aumento de producción. En Vene-zuela se inició la actividad petrolera en 1878, con la fundación de la Compañía Nacional Mi-nera Petrolia del Táchira, cuyas concesiones de 100 hectáreas estaban ubicadas cerca de Rubio, a 15 kilómetros al oeste de San Cristóbal, esta-do Táchira. En 1882 la Petrolia erigió en La Alquitrana una modesta y pequeña refinería (alambique) de 2.270 litros/día de capacidad para obtener querosén. Este significativo pero muy modesto esfuerzo local se mantuvo hasta 1934, pero no prosperó. En la primera y segunda décadas del siglo XX la atención de los petroleros extran-jeros, principalmente estadounidenses y anglo-holandeses, se volcó sobre Venezuela. Las pri-meras pesquisas culminaron en 1914 con el descubrimiento del gran campo de Mene Gran-de por el primer pozo exploratorio y descubri-dor Zumaque-1. Este descubrimiento fue tan significativo que para 1917 la empresa anglo-holandesa Caribbean Petroleum Company ha-bía construido una refinería de 2.000 b/d de Fig. 6-5. La idea de crear y desarrollar (1859) la industria pe-trolera se fundamentó en que sería fuente segura sustitutiva de los iluminantes de la época.
- 257. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 257 Fig. 6-6. Reproducción artística de la refinería de La Alquitrana, 1882, cerca de San Cristóbal, de la empresa venezolana Petro-lia capacidad y una terminal en San Lorenzo para hacer las primeras exportaciones de crudos y productos venezolanos. La importancia y expansión petrole-ra mundial y la participación de Venezuela la destacan las siguientes cifras: Tipificación de crudos Generalmente, en el lenguaje petro-lero corriente, los petróleos crudos se clasifi-can como livianos, medianos, pesados o ex-trapesados. Dicha clasificación está estrecha-mente vinculada a la gravedad específica o ín- del Táchira, creada en 1878. Tabla 6-4. Producción de petróleo crudo 1860 1.395 - - 1880 82.241 - - 1890 408.594 - - 1920 1.887.353 1.261 1.208 1940 5.889.920 502.270 2.065.044 1960 21.753.300 2.846.107 13.865.536 1970 45.454.000 3.708.000 26.302.037 1975 52.549.000 2.976.251 31.947.218 1980 59.705.000 2.167.759 36.047.662 1985 53.211.000 1.681.045 24,2 39.439.692 1990 60.365.000 2.136.936 25,9 42.930.737 1991 59.966.000 2.388.390 25,2 43.802.499 1992 59.978.000 2.390.196 25,2 44.677.311 1993 59.553.000 2.475.040 24,8 45.580.701 1994 60.493.000 2.726.989 24,3 46.536.052 1995 61.855.800 2.799.000 24,6 47.557.687 Fuentes: MEM-PODE, 1995. Oil and Gas Journal, December 30, 1996, p. 40. Venezuela Año Producción mundial Producción °API Producción acumulada b/d b/d miles de barriles
- 258. 258 E lP o z o I l u s t r a d o dice de grados API de cada crudo. La clasifi-cación da idea de la viscosidad o fluidez de cada crudo. Más allá de esto, no aporta conoci-mientos específicos sobre las características y composición de los crudos. Sin embargo, la gravedad °API se utiliza universalmente para la catalogación y establecimiento de diferenciales de precios, tomando también en consideración otros factores como el contenido de azufre y/o metales, sal, corrosividad o rendimiento espe-cífico de determinado producto dado por un crudo en particular. Otra modalidad que utiliza el refina-dor de petróleos para tipificar los crudos es la “base” de la composición de cada crudo. Sin embargo, aunque esta clasificación no es muy adecuada, tiene aceptación de uso general. Por tanto, el crudo puede ser catalogado como de base aromática, nafténica o parafínica, se-gún los resultados del análisis químico por ran-gos de temperatura de destilación y los corres-pondientes porcentajes de cada base. La base está atada al punto de ebu-llición de determinadas fracciones y a otras propiedades físicas que infieren en el rendi-miento de gasolina o fracciones de bajo punto de ebullición (250-275 °C a presión atmosféri-ca) -parafínicas- o las de alta ebullición -lubri-cantes- (390-415 °C a presión atmosférica) que se catalogan nafténicas. Cuando algún crudo contiene una cantidad apreciable de hidrocar-buros aromáticos (benceno, tolueno, xileno) se clasifican como de base aromática. Crudos de este tipo son muy escasos. Como los crudos y los productos tie-nen muchas características distintivas, físicas y químicas, la tipificación no es sencilla. Sin em-bargo, la fórmula: 3 TB K = _________________ S En la que: K = Factor de caracterización. TB = Punto promedio de ebullición molal (temperatura absoluta). S = Gravedad específica (a 60 °F ó 15,5 °C). se ha convertido en una expresión de aplicación universal por su sencillez y rela-ción con otras propiedades, de tal manera que casi todos los datos obtenidos por análisis en el laboratorio servirían para calcular el factor de caracterización de los productos. La Tabla 6-5 da factores de caracterización de algunos crudos venezolanos. Selección de hidrocarburos Todo refinador conoce al dedillo el crudo o mezcla de crudos de la dieta de su re-finería y el patrón de refinación de las plantas para obtener determinados productos. Su ex-periencia y conocimientos le permiten diluci-dar sobre el efecto que ciertos tipos de hidro- Fig. 6-7. En las operaciones de la industria se utilizan viscosí-metros específicos, de fabricación y calibración adecuadas, pa-ra medir la fluidez de los líquidos.
- 259. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 259 Tabla 6-5. Ejemplos de factores de caracterización de crudos venezolanos Boscán Bachaquero Jusepín Guara La Rosa °API 9,5 14,0 32,4 37,7 25,3 carburos pueden tener sobre las propiedades (Excelente, Regular a Buena, Pobre) de los productos deseados. La Tabla 6-6 (según Stor-mont, 1963) da idea sobre la complejidad y al-ternativas de selección de los hidrocarburos para tales fines. Para el refinador, la selección de crudos es muy importante, ya que el crudo o los crudos requeridos tienen que satisfacer una variedad de preguntas, tales como: • ¿Cuáles son los productos que se desea producir? - Gases licuados y gasolina natural. - Gasolinas para motores y combus-tibles para propulsión a chorro o cohetes. Sol-ventes. Combustibles para tractores. Querosén. Combustibles para calefacción. Combustible Diesel. Otros combustibles. Lubricantes para motores y máquinas. Grasas para diversos equipos y usos. Solventes de variadas especifi-caciones. Coque. Asfalto. Negrohumo. Azufre. Productos medicinales. Insecticidas. Yerbici-das. Productos químicos o productos muy es-peciales. Insumos para la petroquímica. • ¿Qué tipo de crudos se requieren? - Además de identificarlos normal-mente como condensados, livianos, medianos, pesados o extrapesados, los crudos tienen que ser evaluados física y químicamente en sus propiedades para clasificarlos como: parafíni- Temperatura 250 °F 12,20 11,75 11,90 11,90 11,93 450 °F 11,60 11,40 11,65 11,60 11,63 550 °F 11,40 11,15 11,70 11,70 11,57 750 °F 11,40 11,30 11,85 11,82 11,70 Promedio 11,65 11,40 11,80 11,75 11,70 Fuente: Venezuelan Crude Oils, Nelson, Thery, Medina et al., MMH (hoy MEM), 1952. Tabla 6-6. Los petróleos crudos y el tipo de productos que rinden Productos Parafínicos Isoparafínicos Nafténicos Aromáticos Mezclas normales Solventes Alto tenor P P R-B E E Bajo tenor E E P P P Gasolina Octanaje P R-B R-B E R-B Querosén Combustibilidad E E R-B P P Combustible jet Punto de humo E E R-B P P Punto de congelación P R-B E E R-B Combustible Diesel Número cetano E E R-B P P Punto de fluidez P R-B E E R-B Aceite lubricante Viscosidad P E E B R-B Indice de viscosidad P E R-B P R-B Grasa Punto de licuación E P P P P Susceptibilidad como insumo para desintegración térmica P R-B E R-B R-B Susceptibilidad como insumo para reformación R-B R-B E P R-B
- 260. 260 E lP o z o I l u s t r a d o cos, isoparafínicos, nafténicos, aromáticos o mezclas dosificadas para producir la cantidad y calidad de derivados propuestos. Hay que identificar la fuente segura y confiable de su-ministro, los volúmenes requeridos diariamen-te, precio, transporte y otros costos. • Evaluación de crudos requeridos. - Análisis de laboratorio. Resultados de pruebas en planta piloto para verificar los aspectos deseados de la comercialización de productos. • Evaluación de la refinería. - Construcción de una nueva refine-ría o adecuación de plantas existentes y/o adi-ción de nuevas plantas y procesos. Inter-cambio de productos semielaborados o finales entre refinerías propias o de otras empresas. • Aspectos económicos. - Inversiones para una nueva refine-ría o para adecuación de plantas existentes o adición de nuevas plantas. Costos de operacio-nes. Alternativas. Rentabilidad. Evaluación de crudos La evaluación de crudos consiste en determinar por análisis de laboratorio la cali-dad y características de los productos que pue-den extraerse de determinado crudo o de una mezcla de crudos compatibles. Además, a cada producto extraído se le identifica por un grupo de factores clave adicionales que sirven para que el refinador o interesado puedan apreciar y considerar las ventajas o desventajas de refi-nar ese crudo. Cada crudo tiene propiedades y ca-racterísticas únicas. Cada mercado tiene nece-sidad de determinados productos. El mercado es dinámico y al correr del tiempo la demanda de productos muestra tendencias y cambios debido a factores como aumento de población, diversificación de los medios de transporte, progreso industrial manufacturero, diversifica-ción de las actividades agrícolas y pecuarias y todas las otras actividades productoras de bie-nes y servicios del país. Todo esto hace que los refinadores de crudos se mantengan atentos y bien informados sobre la disponibilidad de crudos para satisfacer la demanda futura. Para ello, solicitan de las empresas productoras de crudos: evaluación de fecha reciente, muestras de crudos para hacer sus propias evaluaciones, disponibilidad de suministros, información so-bre terminal de embarque, precios y condicio-nes de contratos de compra-venta. Para cubrir el tema detalladamente, un ejemplo de evaluación de crudos servirá para apreciar el contenido y los detalles de la información, tal como aparece en los catálogos de crudos de las empresas petroleras o en las publicaciones especializadas. Fig. 6-9. Los análisis de crudos y de sus derivados garantizan la calidad y los resultados de las operaciones. Fig. 6-8. A la izquierda, una muestra de crudo y a la derecha, los derivados querosén, aceite Diesel, gasolina de aviación, aceite lubricante, gasóleo desulfurado y gasóleo sin desulfurar.
- 261. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 261 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 Complejidad de la evaluación • ¿Cuán compleja y extensa debe ser la evaluación? Depende del interés del refinador por conocer algunas o todas las propiedades y características físicas y químicas del crudo que responda a sus requerimientos. La evaluación Tabla 6-7. Análisis de crudo Lagunillas pesado País Venezuela Empresa PDVSA Petróleo y Gas Terminal Amuay o La Salina Tipo Asfáltico, no parafínico Gravedad 17,8 °API Azufre, % peso 2,18 Viscosidad, SUS a 100 °F 1.025 Precio - Fecha - Nafta liviana Desbutanizada Rendimiento, % vol. 2,8 Punto final, °F 225 Gravedad, °API 66,7 Azufre, % peso 0,016 Nafta pesada Rendimiento, % vol. 7,4 Punto de ebullición inicial (P.E.I.) °F 225 Punto de ebullición final (P.E.F.) °F 430 Gravedad, °API 43,7 Azufre, % peso 0,10 Factor K 11,45 Aromáticos, % vol. 16,2 Combustible Diesel Rendimiento, % vol. 31,1 P.E.I., °F 350 P.E.F., °F 750 Azufre, % peso 1,11 Número cetano 37 Indice Diesel 40 Viscosidad, SUS a 100 °F 43 Gasóleo pesado (amplio rango) P.E.I., °F 650 P.E.F., °F 850 Azufre, % peso 1,84 Gravedad, ° API 21,0 Gasóleo pesado (1.040 °F) Residual Rendimiento, % vol. 35,3 Gravedad, °API 4,8 Azufre, % vol. 3,25 Viscosidad, SUS a 275 °F 1.810 Asfalto (penetración 85-100) Rendimiento 46,9 Gravedad, °API 7,4 Penetración a 77 °F 95 Viscosidad, seg. Furol a 275 °F 194 Nota: para apreciar varios análisis de crudos venezolanos, ver el Capítulo 1 “¿Qué es el Petróleo?”. C5 30 10 20 30 40 50 0 + 5 10 15 20 25 30 0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0 90 80 70 60 50 40 rendimiento porcentual del crudo punto real de ebullición, °F número de octanaje (research) porcentaje de azufre porcentaje volumétrico acumulativo del crudo desbutanizado C4 y fracciones más livianas del volumen + 2,0 cc de tetraetilo claro Fig. 6-10. Gráficos de relaciones entre las características de un análisis de crudo desbutanizado.
- 262. 262 E lP o z o I l u s t r a d o tiene un costo y requiere tiempo. Algunos re-fineros optan por hacer las evaluaciones en sus propios laboratorios o refinerías y para ello so-licitan muestras suficientes de crudos de los productores de petróleo. Por ejemplo, sobre el crudo propia-mente dicho, los interesados podrían satisfacer sus expectativas conociendo solamente algu-nos de los siguientes factores: - Gravedad °API. - Viscosidad cinemática a varias temperaturas. - Temperatura de fluidez, °F o °C. - Presión Reid de vapor (a cierta tempera-tura). - Contenido de agua y sedimentos, % vol. - Contenido de sal, lbr/1.000 brls. - Contenido de azufre, % del peso. - Contenido de cera, % del peso. - Residuo Conradson de carbón, % del peso. - Asfaltenos, % del peso. - Factor de caracterización, K. - Contenido de metales (vanadio/níquel), ppm. - Porcentaje volumétrico de C4 (butano) y fracciones más livianas. - Contenido de H2S, ppm. - Contenido de asfalto, % del peso. De igual manera, los derivados o productos obtenidos del petróleo tienen cada uno propiedades y características físicas y quí-micas que les distinguen, y sirven para que los refinadores clasifiquen los crudos según los re-querimientos de sus refinerías Todos los análisis de las propieda-des y características de los derivados son im-portantes. Algunos análisis son comunes a to-dos los derivados y otros específicos son par-ticularmente importantes porque dan fe de la calidad regular, buena o excelente que posee el derivado para satisfacer determinadas espe-cificaciones. Para dar idea de la importancia de cierto factor para determinados derivados, a manera de ejemplo, se mencionan en parénte-sis algunos derivados: - Rango de temperatura, °F o °C, al que se obtiene el derivado (todos). - Rendimiento volumétrico, porcentaje (todos). - Gravedad °API (todos). - Presión Reid de vapor, lppc o kg/cm2 (com-bustibles). - Azufre, % del peso (todos). - Octanaje, sin y con aditivo (para gasolinas). - Parafinas, % vol. (para gasolinas, naftas). - Naftenos, % vol. (para gasolinas, naftas). - Aromáticos, % vol. (para gasolinas, naftas, querosén). - Viscosidad, Saybolt o cinemática, a deter-minada temperatura (todos). - Punto de congelación, °F o °C (combus-tibles). - Punto de anilina, °F o °C (querosén, nafta, gasóleo). - Punto de humo, mm (querosén, destilados). - Indice Diesel (querosén, gasóleo, diesel). - Número de luminiscencia (querosén) - Punto de fluidez, °F o °C (todos). - Residuo Conradson de carbón, % del peso (residuales). - Contenido de metales, ppm (gasóleo, re-siduales). - Indice de cetano (querosén, gasóleo, diesel). - Nitrógeno, ppm (gasóleos). - Factor de caracterización (todos). - Atomos de carbono, % del peso (especial para algunos). - Punto medio (50% de ebullición, °F, según ASTM, todos). - Mercaptanos, ppm (gasolina, naftas, que-rosén). - Constante de gravedad de anilina (combus-tible para jets). - Número de bromo, % peso (combustible para jets). - Goma, a °F o °C mg/100 litros (gasolinas, combustibles para jets). - Relación hidrógeno-carbono (especial para algunos). - Tiempo de quema (combustión), horas (querosén, combustibles). Terminología Casi todos los factores mencionados anteriormente, correspondientes a la evaluación o análisis de crudos se explican por sí mismos. No obstante, aparecen algunos que merecen ser
- 263. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 263 definidos más ampliamente para mayor apre-ciación de su importancia y aplicación. • A.S.T.M. American Society of Testing Mate-rials (Sociedad Americana para Pruebas de Ma-teriales). Conjunto de normas y procedimien-tos para tales fines. • Goma, mg/100 litros Apreciación de la cantidad de goma en las gasolinas, resultado del tipo de crudo utilizado. La goma afecta las características de combustión. Puede removerse por tratamiento químico o inhibidores. • Indice de cetano C16H34. Indicador de ignición del querosén, Diesel o gasóleos. Equivalente al por-centaje por volumen de una mezcla de cetano, 1-metilo naftalina (C10H7CH3), para producir el mismo retardo de la ignición que el acusado por el combustible objeto de la prueba. • Indice Diesel Indicador de la buena calidad de ig-nición del combustible. Se calcula utilizando los siguientes factores del combustible: °API x Punto de anilina (°F) I.D. = _____________________________ 100 • Mercaptanos Compuestos que contienen azufre, de olor desagradable. Están presentes en los derivados de alto contenido de azufre. • Número de bromo Indica la cantidad de olefinas en los derivados. La cantidad de bromo (miligramos) que reacciona por gramo de muestras es el nú-mero indicador. • Octanaje Con o sin aditivo. Calidad antideto-nante (pistoneo) de las gasolinas. Mientras más alto sea el número menos posibilidad de deto-nar tendrá el combustible. Se define por el por-centaje volumétrico de iso-octano (C8H18) que debe mezclarse con heptano normal (C7H16) para que produzca la misma intensidad de deto-nación del combustible sometido a prueba en la máquina especial de contraste. • Punto de anilina La temperatura más baja a la cual la anilina y un solvente (como la gasolina) se mezclan completamente y sirve para indicar el tipo de hidrocarburos presentes en el solvente. El contenido de hidrocarburos aromáticos es mayor cuando la temperatura es más baja. • Punto de humo Altura, en milímetros, de la llama que puede lograrse al quemar querosén en una lámpara tipo estándar sin producir humo. • Residuo Conradson de carbón Apreciación del contenido de car-bón de aceites lubricantes derivados de los crudos de bases diferentes. • Tiempo de quema Tiempo determinado durante el cual debe consumirse un volumen específico de los derivados del petróleo que se usan como ilumi-nantes en el hogar y quehaceres industriales. El laboratorio El laboratorio de la refinería tiene la función de evaluar las características y propie-dades de los crudos y otros hidrocarburos con que se alimenta la refinería y también el con-trol de calidad de los derivados o productos que diariamente se producen. Estas dos tareas son importantísimas y se realizan siguiendo normas y procedimien-tos de análisis y evaluaciones universalmente aprobadas y aceptadas por la industria petrole-ra y entes de control. Además, en el laboratorio pueden analizarse la pureza y calidad de muchas subs-tancias y productos químicos requeridos de proveedores para las diversas operaciones y procesos de la refinería, como también mu-chos aspectos químicos de los elementos que
- 264. 264 E lP o z o I l u s t r a d o constituyen los insumos de servicio para las plantas (agua, vapor, aire, gases) y de los efluentes y desechos, que deben ser inocuos para proteger el ambiente. En casos especiales, cuando se cuenta con los recursos requeridos, el labora-torio puede también colaborar en investigacio-nes básicas y/o tecnología aplicada al mejora-miento o creación de productos, al funciona-miento y mantenimiento de las plantas y al di-seño de nuevos procesos. Muchas de las mejoras de los pro-ductos, ajustes y reformas en los procesos, re-diseño de instalaciones, innovaciones en la conducción de las operaciones y otras contri-buciones eficaces en materia de refinación se han originado en las mismas refinerías, gracias al intercambio de conocimientos y experien-cias entre el personal de operaciones y de ser-vicios de apoyo, y a contribuciones externas desde los centros propios y/o privados de in-vestigación y tecnología. El aspecto económico Todas las operaciones petroleras es-tán relacionadas entre sí por el aspecto eco-nómico: inversiones, costos, gastos, rendimien-to, productividad, rentabilidad. La diferencia positiva entre egresos e ingresos es el termó-metro indicador de la gestión administrativa. La gama de productos que salen de la refinería (rendimiento) tienen cierto precio unitario en el mercado, que representa el in-greso bruto por producto (Ibp). Además, toda refinería tiene que pagar costos de transporte (Ct) y costos de refinación (Cr), por tanto hay un rendimiento bruto comercial (Rbc). Rbc = Ibp - Ct - Cr Por otra parte, la refinería compra el determinado volumen de crudo(s) que requie-re diariamente (Ccr), así que la ganancia bruta (Gb) de la refinería es: Gb = Rbc - Ccr Como podrá apreciarse, los precios de venta de los productos, los costos de transporte y refinación, y el costo de los crudos que alimentan a la refinería, son todos renglones que influyen sobre la ganancia bruta de las operaciones. Los precios de los crudos, sujetos como están a cambios influidos por la oferta y la demanda, y a otras acciones incontrolables por el refinador, hacen que la refinación pueda ser afectada sensiblemente. De allí que otras obligaciones ineludibles, como impuestos e in-tereses, puedan mermar la ganancia neta. Y si los resultados contables no son suficientemen-te positivos, no habrá cómo satisfacer las ex-pectativas de retribución de los accionistas y la capacidad futura de las operaciones. Las siguientes dos tablas, suministra-das por Paulino Andréu, gerente del Programa de Refinación del Instituto de Desarrollo Profe-sional y Técnico del CIED, recogen detalles comparativos importantes acerca del funciona-miento y aspectos económicos de tres refine-rías. La refinería sencilla utiliza procesos bási-cos de destilación; la designada media, se de-sempeña con procesos de craqueo catalítico fluido, y la de conversión profunda es mucho más compleja por la extensión e interrelación de sus plantas de fraccionamiento; de despojo de fracciones livianas; de procesos de descom-posición profunda como coquificación retarda-da; de fraccionamiento de productos craquea-dos, estabilización o fraccionamiento de pro-ductos de procesos anteriores; alquilación de olefinas; plantas de absorción y, finalmente, mezclas de productos semielaborados para ob-tener productos finales, principalmente destila-dos y gasolinas.
- 265. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 265 Tabla 6-8. Comparación de tres refinerías de diferente complejidad de operaciones Margen de refinación, $/Brl Refinerías y tipos de conversión Conceptos Sencilla Media Profunda Ingreso por productos 19,02 21,48 22,72 Costo del crudo (17,82) (17,82) (17,82) Margen bruto 1,20 3,66 4,90 Costos variables (0,19) (0,39) (0,56) Costos fijos (0,73) (1,39) (2,02) Margen neto 0,28 1,88 2,32 Capacidad, MBD 100 100 100 Ingresos, $MM/año 10,20 68,60 84,70 Inversión requerida, $MM 300-400 500-700 900-1200 Amortización, años 34 9 12 Tabla 6-9. Rendimientos típicos de los tres tipos de refinerías de la Tabla 6-8 100 80 60 40 20 III. La Química del Petróleo En la información anterior de este y los otros capítulos se han identificado los hi-drocarburos de diferentes maneras, tomando en consideración sus variadas propiedades físi-cas y características como gas, líquidos, semi-sólidos y sólidos. Pero en las operaciones de refinación lo fundamental es la química del pe-tróleo o de los hidrocarburos. La química del petróleo es sencilla pero también es complicada. Sencilla porque los miles de productos derivados son com-puestos de dos elementos básicos, hidrógeno y carbono (hidrocarburos). Complicada porque cada hidrocarburo tiene características y pro-piedades físicas y químicas únicas y diferentes, y porque, además, la presencia de otros ele-mentos exige tratamientos y procesos espe-ciales para lograr finalmente productos de cali-dad garantizada. Los átomos de carbono y de hidró-geno se atan para formar cadenas sencillas, co-mo el caso de la serie parafínica, pero en otras 5 5 20 25 50 35 25 35 13 45 42 Otros Gasolinas Destilados Residuales conversión profunda (coquización) conversión media (craqueo catalítico fluido) conversión sencilla 0 porcentaje
- 266. 266 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 6-11. La importancia de la investigación sobre la química de los hidrocarburos la destaca la portada de la revista Visión Tecnológica, reproducida con permiso de Intevep. series forman ramificaciones, configuraciones de doble unión, anillos o ligaduras que con-forman la nomenclatura y sistematización de la química orgánica.
- 267. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 267 Ejemplos de la estructura molecular Serie parafínica Hidrocarburos saturados normales. CnH2n+2 Tabla 6-10. Ejemplos de la estructura molecular Nombre común Fórmula química Fórmula estructural Estado Punto de ebullición, °C METANO CH4 ETANO C2H6 PROPANO C3H8 BUTANO C4H10 PENTANO C5H12 HEXANO C6 H14 HEPTANO C7H16 OCTANO C8H18 NONANO C9H20 DECANO C10H22 etc, etc. hasta PENTA TRICONTANO C35H72 H H__C__H H H H H__C__C__H H H H H H H__C__C__C__H H H H H H H H H__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H gas - 161,5 gas - 88,3 gas - 44,5 gas - 0,6 líquido 36,2 líquido 69,0 líquido 98,4 líquido 125,8 líquido 150,7 líquido 174,0 sólido *33115 * Todas las temperaturas de ebullición corresponden a presión atmosférica (760 mm de mercurio), pero ésta corresponde a 15 mm de mercurio.
- 268. 268 E lP o z o I l u s t r a d o BUTANO C4H10 HEXANO C6 H14 OCTANO C8H18 Serie olefínica CnH2n Estos tipos de hidrocarburos tienen relativamente poca saturación. Se asemejan a los parafínicos pero tienen dos átomos de car-bono ligados por una unión doble. Se presen-tan en los tres estados. Ejemplo: ISO-HEXANO C6 H14 La fórmula estructural se puede re-presentar así: Dentro de esta serie, los isómeros, aunque tienen la misma fórmula química gene-ral y el mismo peso molecular (de allí “ISO”, que significa igual) poseen distintas propieda-des físicas: Ejemplos H H H H H__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H H H H H H H H__C__C__C__C__C__C__C__C__H H H H H H H H H gas CH3(CH2)2CH3 líquido CH3(CH2)4CH3 líquido CH3(CH2)6CH3 ISO-BUTANO C4H10 H H__C__H H H H__C__C__C__H H H H H H__C__H H H H H H__C__C__C__C__C__H H H H H H ISO-OCTANO C8H18 H H H_ C_H_H_C_ H H H H H__C__C__C__C__C__H H H H H H__C__H H Gas Líquido Sólido Etileno C2H4 Amileno C5H10 Ceroleno C27H54 Propileno C3H6 Hexileno C6H12 Moleno C30H60 Butileno C4H8 Eicosileno C20H40 H_C =C_H H H ETILENO H H C=C H H ETILENO
- 269. Naftenos C ap í t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 269 Los naftenos son derivados de ciclopentano y ciclohexano, llamados también cicloparafinas, cuyas fórmulas estructurales se representan de las maneras siguientes: C C C C H H Debe notarse la ausencia de dos átomos de hidrógeno entre la fórmula general CnH2n+2 (serie parafínica) y la fórmula CnH2n correspondiente a los derivados. Ejemplos de algunos naftenos o ci-cloparafínicos: Nombre Fórmula Punto Aromáticos CnH2n-6 de ebullición °C Los aromáticos se encuentran en pequeñas cantidades en casi todos los crudos. El benceno, el tolueno y el xileno (BTX) se pueden extraer en las refinerías para utilizarlos como insumos de procesos petroquímicos o como solventes. CICLOPENTANO C5H10 H HH H C H C H C H H H H CICLOHEXANO C6H12 H HH H C H C H C H H C H H CHC2H 2 2 CH2 CH2 CH2 CH Ciclopropano [CH2]3 -34 Ciclobutano [CH2]4 -15 Ciclopentano [CH2]5 -49 Ciclohexano [CH2]6 81 Cicloheptano [CH2]7 119 Nombre Fórmula Punto de ebullición °C Benceno C6H6 80 Tolueno C7H8 111 Ortoxileno C8H10 144 Metaxileno C8H10 139 Paraxileno C8H10 138 BENCENO C6H6 H C H CH CH HC C HC H C H H C C C C H H C H
- 270. 270 E lP o z o I l u s t r a d o ORTOXILENO C8H10 La comercialización del petróleo La constante aplicación de conoci-mientos y adelantos químicos en las refinerías han hecho posible que la comercialización del petróleo continúe progresando firmemente. Ma-yor rendimiento y mejores productos de cada tipo de crudo son cada día posibles por la des-integración, recombinación y enriquecimiento de los átomos de carbono e hidrógeno mediante la utilización de nuevos conceptos, mejores ca-talizadores, empleo de aditivos, nuevos proce-sos, avanzados diseños de plantas y novedosas normas de control de las operaciones. Ejemplo de la comercialización -que significa dar a una materia prima o productos características y condiciones para la venta- son los crudos pesados. Hasta hace pocos años es-tos crudos eran difíciles de vender por su alta viscosidad, contenido de sal, azufre, metales y a veces la presencia de sulfuro de hidrógeno. Hoy es posible tratarlos, acondicionarlos y pro-cesarlos ventajosamente y se ha mejorado ex-traordinariamente el rendimiento por barril y la calidad de los productos. No obstante los adelantos logrados, todavía hay mucho por descubrir e inventar pa-ra continuar enriqueciendo la ciencia y la tecno-logía de la refinación de los hidrocarburos. Como se verá más adelante en la cronología de la refinación en Venezuela, la in-dustria venezolana de los hidrocarburos ha desplegado consistentemente una dinámica vi-sión estratégica y comercial en la expansión de la capacidad y en el empleo de las caracterís-ticas modernas de procesamiento en sus plan-tas en Venezuela y en el exterior. IV. Los Procesos de Refinación (A) Los procesos de refinación son muy variados y se diferencian unos de otros por los conceptos científicos y tecnológicos que los fundamentan para conformar una cadena de sucesos que facilitan: • La destilación de crudos y sepa-ración de productos. • La destilación, la modificación y la reconstitución molecular de los hidrocarburos. • La estabilidad, la purificación y mejor calidad de los derivados obtenidos. TOLUENO C7H8 CH3 CH3 CH3 CH3 CH3 CH3 CH3 METAXILENO C8H10 PARAXILENO C8H10 Fig. 6-12. Tanqueros cargando distintos productos en los mue-lles del Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 271. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 271 Fig. 6-13. Por la noche, la iluminación de las instalaciones de la refinería produce la silueta de una urbe con rascacielos. Todo esto se logra mediante la utili-zación de plantas y equipos auxiliares, que sa-tisfacen diseños y especificaciones de funcio-namiento confiables, y por la introducción de substancias apropiadas y/o catalizadores que sustentan reacciones químicas y/o físicas de-seadas durante cada paso del proceso. La utilización de energía Un aspecto común a todas las opera-ciones de refinación es que requieren energía. Esta energía se utiliza y consume de varias ma-neras, por procesos endotérmicos o exotérmicos: • Para el calentamiento y la conver-sión del agua en vapor, o para su enfriamiento. • Para el calentamiento de los hi-drocarburos hasta sus correspondientes tem-peraturas de ebullición (factor de caracteriza-ción), o para enfriamiento de los mismos. • Para el funcionamiento de inter-cambiadores o permutadores de calor, que fa-cilitan el enfriamiento o calentamiento de flui-dos en contracorriente. • Para el enfriamiento o refrigera-ción de líquidos. • Para el funcionamiento de equipo rotativo (turbinas, bombas, compresores, venti-ladores, etc.). La energía primaria puede obtenerse del gas natural, de los gases, productos y resi-duos derivados de las mismas operaciones de la refinería; de la electricidad generada en sitio o de otras fuentes. Así como la refinería produ-ce energía, representada por una extensa gama de productos específicos, también necesita energía para realizar las operaciones mecáni-cas, eléctricas y químicas requeridas en los procesos.
- 272. 272 E lP o z o I l u s t r a d o La generación y el consumo eficiente de energía en la refinería es renglón económico importante de las operaciones. Por tanto, a fe-chas determinadas, se evalúan datos y costos para cotejar si los índices de generación, utili-zación y consumo de energía concuerdan con la buena práctica y recomendaciones técnicas que abarcan estos aspectos de las operaciones. Por ejemplo, el agua se utiliza en la refinería para enfriar (m3 de agua por m3 de carga de ciertas plantas); para generar vapor (m3 de agua por m3 de crudo o de hidrocarbu-ros de carga); y agua adicional para todas las otras necesidades afines de los procesos y con-sumo de todas las instalaciones y dependen-cias de la refinería. El volumen diario de agua requerida depende de la complejidad de la refinería, o sea el número y tipo de plantas y procesos en operación, más un porcentaje adicional para cubrir usos misceláneos y pérdidas. Así que, si una refinería, cuya capaci-dad de carga es de 20.000 m3/d (125.800 b/d), y requiere para generar vapor 0,25 m3 de agua/m3 de carga, el volumen diario será de 5.000 m3 de agua (58 litros/segundo/día). Si el agua costara Bs. 95 por m3, por este solo concepto el monto sería de Bs. 475.000 diarios, o Bs. 23,75 por m3 de carga. Mas, se necesita una cierta cantidad de calor (energía) para convertir el agua en va-por. La fuente que transfiere calor al agua puede ser el gas natural, los gases o combustibles pro-ducidos en la misma refinería, o la electricidad. La temperatura y presión, y la calidad del vapor, dependen de los procesos y de otros requerimientos adicionales. El vapor necesario puede tener desde presión atmosférica y 100 °C hasta 40 kg/cm2 y 300 °C o más. Volviendo al caso anterior del agua requerida, 5.000 m3, si se desea calentar esa masa (M) de agua al punto de ebullición (100 °C), se necesitará una cierta cantidad de ener-gía (Q). La caloría (Cp) se define como la can-tidad de calor requerida para aumentar la tem-peratura de un kilogramo de agua un grado centígrado. Si el agua que entra a la caldera tiene una temperatura de 35 °C, y debe ser ca-lentada a 100 °C, entonces ÆT es 65 °C. De allí: Q = M x Cp x ÆT Q = 5.000.000 kg/d x 1 cal/kg/°C x 65 °C Q = 325 millones de calorías al día Como el sistema de generación de vapor, por razones mecánicas de combustión y otras, no tendrá ciento por ciento de eficiencia, debe tomarse en cuenta este aspecto. Si se considera que su eficiencia es de 80 %, la can-tidad requerida de calorías será mayor. Por tanto: 325 x 106 Q = ___________________ = 406,25 x 106 calorías/día 0,80 Si se opta por utilizar como combus-tible el gas natural, y su poder calorífico es de 10.000 kilocalorías/metro cúbico, el volumen de gas requerido será: Fig. 6-14. El manejo y el uso del agua son actividades esencia-les en la refinería.
- 273. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 273 406,25 x 106 calorías/d V = _____________________________ = 40.625 m3/d 100.000 kilocalorías/m3 El valor del gas consumido se estima en Bs. 24 por metro cúbico. Así que, el costo del combustible es: Combustible = 24 x 40.625 = 975.000 Bs./día Lo que equivale al siguiente costo de combustible por metro cúbico de agua con-vertido a vapor: 975.000 Cv = _______________ = 195 Bs./m3 5.000 Las apreciaciones que anteceden son ejemplos sencillos y corrientes de uno de los aspectos de la utilización y costo de ener-gía. Estos, sumados a tantos otros, representan al final lo que cuesta mantener la refinería fun-cionando y, por ende, calcular el costo de ma-nufactura de cada producto. Otros ejemplos de la utilización de la energía son los que corresponden al calenta-miento y ebullición de los hidrocarburos (proce-sos endotérmicos) o los que se efectúan median-te generación de energía (procesos exotérmicos). En el caso de la desintegración del etano, por el proceso de deshidrogenación, para producir etileno y liberar hidrógeno, se re-quiere utilizar energía a razón de unas 1.067 ki-localorías/ kilogramo de carga: Fig. 6-15. En la refinería es básico el calentamiento del crudo para someterlo después a procesos subsiguientes. C2H6 C2H4 + H2 Etano Etileno + Hidrógeno Gas Gas Gas separador al recuperador de calor regenerador aire para combustión catalizador regenerado al fraccionador despojador vapor catalizador usado tubería de transferencia del reactor carga combinada de gas y petróleo Fig. 6-16. Esquema de una unidad original de craqueo catalíti-co fluido.
- 274. 274 E lP o z o I l u s t r a d o En el caso de utilizar butileno más propileno, por el proceso de polimerización, para obtener heptano, la reacción libera ener-gía a razón de unas 454 kilocalorías/kilogra-mos de carga. Como se ha observado, en las ope-raciones de refinación se manejan presiones, volúmenes y temperaturas (relaciones P-V-T) por las cuales se auspician reacciones químicas y/o efectos físicos y químicos sobre las mo-léculas de los hidrocarburos para lograr la des-tilación y separación de productos, la desinte-gración, modificación y reconstrucción mole-cular y, finalmente, la estabilidad, purificación y calidad de la gama de productos. Todas estas reacciones y recombinaciones pueden requerir la utilización de substancias químicas adecua-das o elementos sólidos (catalizadores) para lograr los fines deseados. De los equipos de refinación Cada refinería presenta al observador un conjunto de recipientes, unidos por una ex-tensa red de tuberías, que funcionan bajo con-diciones específicas (relaciones P-V-T) de entra-da y salida de la carga, según las características de cada proceso y sus equipos auxiliares. Tecnología Los recipientes o vasos, generalmen-te de forma cilíndrica, se asemejan a grandes y altas torres que a distancia dan la impresión de una silueta de rascacielos. El diseño, la fabrica-ción y, finalmente, la erección en sitio de estos recipientes, se hacen tomando muy en cuenta normas, especificaciones y procedimientos téc-nicos que a través de los años han sido proba-dos y aceptados por la industria petrolera, uti-lizando sus propios recursos y/o colaboración de empresa de servicios especializados, labo-ratorios, talleres, universidades y asociaciones de profesionales petroleros y afines. Los detalles de las normas, especifi-caciones y procedimientos se encuentran en las publicaciones de las siguientes organizacio-nes internacionales: • Instituto Americano del Petróleo (A.P.I.) • Sociedad Americana para Pruebas de Materiales (A.S.T.M.) • Instituto Americano de Ingenieros de Minas, Metalúrgicos y de Petróleos (A.I.M.E.) • Sociedad Americana de Química (A.Ch.S.). • Instituto Americano de Ingenieros Químicos (A.I.Ch.E.) C4H8 + C3H6 C7H14 Butileno + Propileno Heptano Gas Gas Líquido vapor de agua embudo productos escape de gas regenerador carga de reflujo del reactor comienzo subiente insuflador de aire subiente del reactor reactor Fig. 6-17. Unidad del proceso patentado “Flexicracking”, de Exxon, para conversión catalítica de un sinnúmero de cargas para reducirles el peso molecular y producir olefinas, gasoli-nas de alto octanaje, destilados medios y otros productos.
- 275. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 275 Fig. 6-18. Mediante la utilización de modernas aplicaciones de la informática, los refinadores mantienen el control diario del funcionamiento de las plantas y el rendimiento de las operaciones. • Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (A.S.M.E.) • Asociación Americana de Refina-dores de Petróleo (N.P.R.A.). • Asociación Nacional de LP-Gas (N LPG A). • Asociación de Procesadores de Gas Natural (N.G.P.A.) • Y otras fuentes, como las revistas especializadas, que cubren tópicos de actuali-dad e informan sobre el estado de la tecnolo-gía y procesos de refinación, expuestas en reu-niones de asociaciones, mesas redondas, foros, jornadas técnicas, congresos y exposiciones. Metalurgia Como a la refinación corresponde procesar crudos y gases de características muy especiales, que a veces son de cierta corrosivi-dad y también el empleo de substancias quími-cas corrosivas, los metales que se usan para fa-bricar los equipos necesarios tienen que res-ponder a normas de metalurgia específicas que garanticen durabilidad y buen funcionamiento. El alto contenido de azufre, la pre-sencia de sulfuro de hidrógeno, sal, la hume-dad, ácidos utilizados en los procesos, atacan todo el equipo de refinación, el equipo auxi-liar y la red de tuberías. De allí que la corro-sión sea combatida constantemente mediante la utilización de equipos hechos de metales re-sistentes y la práctica de un mantenimiento preventivo eficaz. Los aceros que se usan para fabricar equipos de refinación representan un extenso surtido de aleaciones de níquel y hierro, cro-mo y níquel, molibdeno; aleaciones de cobre, manganeso, vanadio, silicón y otras. Por tanto, la necesidad de emplear aleaciones especiales para fabricar los equipos significa precios más altos que se justifican por el funcionamiento y la durabilidad más eficien-tes y prolongadas. V. Los Procesos de Refinación (B) Cada proceso tiene sus características y equipos para producir determinado número de productos. La refinería puede contar con un
- 276. 276 E lP o z o I l u s t r a d o seleccionado número de procesos para satisfa-cer la variedad de productos requeridos por la clientela. De cada planta salen productos ter-minados o productos semielaborados que para impartirles sus características y calidad finales son procesados en otras plantas. Procesos de destilación Los procesos de destilación atmos-férica y destilación al vacío son clásicos en la refinación. La diferencia entre el proceso at-mosférico y el de al vacío es que este último permite obtener más altas temperaturas a muy bajas presiones y lograr la refinación de frac-ciones más pesadas. La carga que entra a la torre de des-tilación atmosférica se somete previamente a temperatura de unos 350 °C en un horno especial. El calentamiento del crudo, como se observó en el análisis hecho por el profesor Silliman, permite que, por orden del punto de ebullición de cada fracción o producto, se des-prendan de las cargas, y a medida que se con-densan en la torre salen de ésta por tuberías laterales apropiadamente dispuestas desde el tope hasta el fondo. Ver Figura 1-10, p. 47. La torre lleva en su interior bandejas circulares que tienen bonetes que facilitan la condensación y recolección de las fracciones. Además, al salir los productos de la torre pasan por otras torres o recipientes auxiliares para continuar los procesos. Ver Figura 6-34, p. 284. Fig. 6-19. Cada proceso de refinación tiene por fines específi-cos amplificar la comercialización de los crudos y de los co-rrespondientes productos logrados. Todo esto se fundamenta en una investigación tenaz. calentador (horno) butano carga mezcla de crudos base mixta, nafténico, parafínico gasolina liviana propano estabilizador torre de destilación fraccionadora despropanizadora Fig. 6-20. Otra instalación para destilación atmosférica.
- 277. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 277 de fraccionamiento lubricante liviano Cuando la temperatura de ebullición de ciertos hidrocarburos es superior a 375 °C se recurre a la destilación al vacío o a una combi-nación de vacío y vapor. La carga con que se alimenta el proceso al vacío proviene del fondo de la torre de destilación atmosférica. Desasfaltación A medida que se obtienen los pro-ductos por los diferentes procesos, muchos de ellos requieren tratamiento adicional para remo-verles impurezas o para aprovechar ciertos hi-drocarburos. Para estos casos se emplean sol-ventes. Muchos de estos tipos de procesos es-tán protegidos por el registro comercial de mar-ca o patente de invención. La desasfaltación con propano se utiliza para extraer aceites pesados del asfalto para utilizarlos como lubricantes o como carga a otros procesos. Este proceso se lleva a cabo en una torre de extracción líquido-líquido Refinación con disolvente Los productos que salen de la torre de vacío (destilados, lubricantes livianos, me-dios y pesados) y de la torre desasfaltadora torre torre al vacío gasóleo liviano carga calentador crudo reducido gasóleo pesado betún asfáltico gasolina blanca querosén calentador gasóleo pesado destilado medio pesado torre al vacío Fig. 6-21. Flujograma de destilación al vacío. torre desasfaltadora con propano carga de propano líquido recuperación de propano betún asfáltico carga de asfalto crudo desasfaltado recuperación de propano Fig. 6-22. Flujograma de desasfaltación con propano. carga disolvente torre desasfaltadora con propano lubricante liviano descerado lubricante pesado descerado recuperación de disolvente lubricante (extracto) destilado lubricante liviano medio pesado crudo desasfaltado lubricante medio descerado residuo pesado desasfaltado recuperación de disolvente Fig. 6-23. Flujograma de refinación con disolvente. carga procedente de Fig. 6-23 dura media blanda blando aceite exudado medio parafina exudada dura Fig. 6-24. Flujograma de la planta de exudación.
- 278. 278 E lP o z o I l u s t r a d o (residuo desasfaltado) pueden ser tratados con disolvente. Desceración o desparafinación con disolvente Desde los tiempos de extracción ru-dimentaria del aceite y/o grasa de las lutitas bi-tuminosas se han empleado métodos diferen-tes para descerar o desparafinar los destilados del petróleo. Muchos de estos métodos son mecánicos: exprimidoras (prensa); exudación (con vapor); asentamiento por enfriamiento, o centrífugación. Los más modernos utilizan di-solventes que mezclados con los destilados de petróleo y posteriormente sometidos a enfria-miento permiten la cristalización de la cera y su separación por filtración. (Ver Figura 6-25). Exudación de parafina En la secuencia de procesos que se viene explicando, aquellos residuos blando, medio y parafina cruda dura que salen del fil-tro rotatorio de desceración, se pueden puri-ficar más utilizando una planta de exudación. destilados lubricantes desparafinados lubricantes refinados descerados aceite refinado descerado para cilindros de máquinas de vapor Los productos que salen de esta planta (aceite exudado, exudaciones blanda, media y parafina exudada dura) son tratados más adelante con ácido y arcilla y pasados por filtros y exprimidoras (prensa). Proceso térmico continuo (“Thermofor”) con utilización de arcilla Varios procesos de crepitación cata-lítica (descomposición térmica molecular) tie-nen uso en los grandes complejos refineros. De igual manera, los procesos para desulfu-ración de gasolinas. Casi todos estos procesos tienen sus características propias y aspectos es-pecíficos de funcionamiento. El proceso que muestra la Figura 6-26 tiene por objeto pro-ducir lubricantes de ciertas características y es alimentado por los productos semielaborados que salen de las plantas de procesos con disol-ventes (refinación y desparafinación). Tratamiento con ácido-arcilla A medida que ha progresado la ciencia y la tecnología de la refinación, ha co-brado importancia el uso de substancias quími- destilado lubricante liviano medio pesado propano líquido refrigerador gas propano filtro rotatorio disolvente residuo pesado desasfaltado disolvente parafina cruda dura a planta de exudación liviano medio pesado liviano medio pesado residuo blando medio Fig. 6-25. Flujograma del proceso de desceración o desparafinación con disolvente.
- 279. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 279 percolador vapor lubricante liviano de alto índice de viscosidad lubricante mediano de A.I.V. lubricante pesado de A.I.V. lubricante pesado para mezcla de aceites para motores lubricante liviano de índice medio lubricante mediano de índice medio lubricante pesado de índice medio agua despojador cas (ácidos) para contribuir al tratamiento de los crudos y derivados. Entre los ácidos son varios los que se utilizan en los procesos: áci-do sulfúrico, ácido clorhídrico, ácido fluorhí-drico, ácido fosfórico. La utilización de ácidos trae el as-pecto de corrosión de los equipos y para que éstos sean más durables y funcionen mejor hay que recurrir al uso de metales y aleaciones apropiadas para su fabricación, y durante las operaciones la implantación de un programa muy estricto de mantenimiento. En el tratamiento ácido-arcilla, el ácido sulfúrico actúa como un removedor de material asfáltico y resinoso, y la arcilla sirve para absorber esos materiales. La purificación y tratamiento final de la carga se efectúa en un agitador que contiene más arcilla y cal, y en el exprimidor, tipo prensa. La carga que alimenta a esta etapa de la refinación proviene de las plantas de des-tilación al vacío, desparafinación con disolven-te y de exudación de parafinas. Oxidación de asfalto Las emanaciones o rezumaderos pe-trolíferos (menes) fueron los primeros produc-tores lubricante liviano de bajo índice de viscosidad lubricante medio de bajo índice de viscosidad lubricante pesado de bajo índice de viscosidad lubricante liviano de índice medio lubricante medio de índice medio lubricante pesado de índice medio exprimidor O filtro tipo prensa ácido sulfúrico arcilla cal agitador agitador desechos de ácidos y sedimentos de la planta al vacío de la planta de desparafinación de la planta de exudación de parafina parafina blanda refinada parafina mediana refinada parafina pesada refinada Fig. 6-27. Proceso de tratamiento con ácido-arcilla. de asfalto, un asfalto burdo. Por contacto prolongado con la atmósfera, el petróleo ema-nado se oxidaba y la gente lo utilizaba para ca-lafatear embarcaciones, para ciertas aplicacio-nes en la construcción de viviendas, para im-permeabilizar objetos y embalsamar cadáveres y hasta como substancia medicinal. Hoy continúan los asfaltos teniendo aplicaciones muy útiles, gracias a la refinación, que los elabora de acuerdo a especificaciones determinadas para ser utilizados en las indus-trias de la construcción, vialidad, revestimien- carga quemador de arcilla arcilla transportador de arcilla transportador de arcilla nafta TLA S TLA torre lavadora de arcilla S secadora Fig. 6-26. Proceso térmico continuo (“Thermofor”) con utiliza-ción de arcilla. gasóleo pesado asfalto planta de exudación de asfalto aire calentador carga carga (crudo reducido) (residuos pesados) Fig. 6-28. Oxidación de asfalto.
- 280. 280 E lP o z o I l u s t r a d o tos, pinturas y aplicaciones misceláneas en muchas otras industrias menores. En este ejemplo, la carga para pro-ducción de asfaltos en la refinería puede ob-tenerse de la planta de alto vacío (residuos pe-sados) o de la planta de destilación atmosféri-ca (crudo reducido) que prepara la carga para la planta de descomposición catalítica en lecho fluido. (Ver Figura 6-28). Descomposición térmica La limitación de generación de altas temperaturas durante el primer análisis de des-tilación de petróleos (Silliman, 1855) no permi-tió lograr la descomposición molecular. Sin embargo, con la erección de las primeras plan-tas de destilación se logró obtener temperatu-ras más altas y por falla, error u omisión se gasolina a planta de gas gas a separadora de H2S gas gasolina gasolina torre de producción de coque coque calentador gasóleo (descomposición térmica) (descomposición térmica) descubrió y apareció al instante (1861) que hi-drocarburos más pesados (combustóleos) y naftas podían producir derivados más livianos (querosén, gasolinas y otros) que eran imposi-ble de desprenderse a menores temperaturas. Esta observación acrecentó la pro-ducción de querosén, que para la fecha era el producto de más consumo. El desarrollo y la tecnificación del proceso, así como ramifica-ciones del mismo, tomaron auge en el período 1910-1921. Al proceso de descomposición o de-sintegración molecular o crepitación térmica se le bautizó “cracking”, onomatopéyicamente cra-queo, craquear. (Ver Diccionario de la Lengua Española, Real Academia Española, 1970). Fundamentalmente, la carga para es-te proceso la constituyen gasóleo pesado y/o gas calentador de aceite pesado torre de reacción torre de expansión residuo torre fraccionadora de descomposición calentador aceite liviano carga carga crudo reducido gasóleo pesado torre fraccionadora Fig. 6-29. Flujograma del proceso de descomposición térmica.
- 281. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 281 regenerador aire crudo reducido, suplidos por otras plantas de las refinerías. Las temperaturas para la descompo-sición térmica están en el rango de 200-480 °C y presión de hasta 20 atmósferas. La descomposi-ción térmica se aplica también para la obtención de etileno, a partir de las siguientes fuentes: eta-no, propano, propileno, butano, querosén o combustóleo. Las temperaturas requeridas están en el rango de 730-760 °C y presiones bajas de hasta 1,4 atmósferas. (Ver Figura 6-29). Descomposición térmica catalítica fluida Las mejoras e innovaciones logradas en los procesos de descomposición térmica, se obtuvieron muy especialmente durante y des-pués de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945). El proceso utiliza un catalizador, aire comprimi-do y vapor, a temperaturas (120-535 °C) y pre-siones (3,50-7,0 atmósferas) controladas de acuerdo a los requerimientos de cada recipiente. Como su nombre lo indica, el ele-mento más importante en este tipo de proceso es el catalizador, cuya función es actuar como un absorbente para depurar la carga de mate-ria indeseable y obtener del craqueo de gasó-leos y aceites diesel, gasolinas de alto octanaje. El catalizador puede ser hecho de arcillas, me-tales o material sintético en forma granular, de pelotas, de pastilla, de cápsulas, etc. El diseño y elaboración de cataliza-dores es una importante rama de las operacio-nes de refinación catalítica. Todavía no se ha producido el catalizador ideal. Las característi-cas tales como tamaño de partículas, grado o calidad del material, propiedades absorbentes, capacidad de absorción y regeneración, son, calentador carga crudo reducido carga gasóleo pesado emulsión de cal vapor destilado vapor catalizador regenerador reactor catalizador gastado gasolina gas despojador destilado para asflato evaporador al vacío (preparación de carga) torre de fraccionamiento gasóleo pesado gasóleo liviano reducido crudo Fig. 6-30. Flujograma del proceso de descomposición térmica catalítica fluida.
- 282. 282 E lP o z o I l u s t r a d o además del costo, importantes en la selección de catalizadores. El catalizador puede perma-necer fijo, en forma de filtro en el recipiente o puede incluirse a través de la carga o emplear-se un polvillo que se hace mover como un flui-do utilizando un chorro de aire o hidrocarbu-ros vaporizados. (Ver Figura 6-30). Reformación catalítica El proceso de reformación catalítica representa un gran avance en el diseño, utili-zación y regeneración de los catalizadores y del proceso en general. Los catalizadores de platino han permitido que mayores volúmenes de carga sean procesados por kilogramos de catalizador utilizado. Además, se ha logrado mayor tiempo de utilización de los catalizado-res. Esta innovación ha permitido que su apli-cación sea muy extensa para tratar gasolinas y producir aromáticos. La reformación catalítica cubre una variedad de aplicaciones patentadas que son importantes en la manufactura de gasolina (“Ultraforming”, “Houdriforming”, “Rexforming” y otros). La carga puede provenir del proce-samiento de crudos nafténicos y parafínicos que rinden fracciones ricas en sustancias aro-máticas. Por la reformación catalítica se logra la deshidrogenación y deshidroisomerización de naftenos, y la isomerización, el hidrocra-queo y la ciclodeshidrogenación de las parafi-nas, como también la hidrogenación de olefi-nas y la hidrosulfuración. El resultado es un hi-drocarburo muy rico en aromáticos y por lo tanto de alto octanaje. (Ver Figura 6-31). carga gasolina pesada querosén calentador calentador gasolina de motor separador de gas recirculación de hidrógeno gas reactor reactor reactor torre fraccionadora torre estabilizadora calentador hidrógeno Fig. 6-31. Flujograma del proceso de reformación catalítica.
- 283. Extracción de azufre a planta de gas líquido magro de absorción torre de absorción despojadora La extracción de azufre del petróleo y de sus derivados, del gas natural y gases pro-ducidos en la refinería representa un impor-tante porcentaje del azufre que se consume en el mundo. El azufre se utiliza en procesos y preparación de compuestos para muchas otras industrias: química, metalúrgica, caucho sinté-tico, agricultura (insecticidas, herbicidas y fun-gicidas), pulpa y papel, farmacéutica y explo-sivos. En construcción de vías se ha experi-mentado para utilizarlo como recubrimiento de carreteras. C a p í t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 283 gas con hidrógeno sulfuroso líquido rico de absorción azufre planta H2S carga de azufre Fig. 6-32. Flujograma para extracción de azufre. Fig. 6-33. Azufre a granel, producto de la desulfuración. Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 284. 284 E lP o z o I l u s t r a d o gasolina y gas separador Fig. 6-34. Productos de la refinación de hidrocarburos. querosén craqueo craqueo gasoil fracción pesada horno base de lubricantes residuos pesados fraccionamiento al vacío torre de fraccionamiento fracción pesada compresor tratamiento químico
- 285. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 285 gas gases fraccionamiento fraccionamiento filtro prensa (desparafinación) polimerización hidroformación tratamiento ácido oxidación polimerización o alquilación polimerización o alquilación neutralización solventes tratamiento químico gas residual gas licuado gasolina de motor gasolina de aviación gasolina de motor combustible de aviación querosén combustible de aviación querosén aceite combustible industrial (Diesel oil) gasoil aceites lubricantes parafinas aceite combustible asfalto
- 286. 286 E lP o z o I l u s t r a d o VI. La Refinación y la Demanda de Productos Originalmente, el tren de procesos de una refinería es concebido para responder a la demanda de determinados productos por determinados mercados. Sin embargo, al correr del tiempo, los cambios de disponibilidad de los tipos de crudos que conforman la dieta bá-sica de la refinería, como también los cambios en la demanda de productos o la ampliación de los mercados que se atienden, siempre apuntan hacia la reorientación del patrón de refinación. Circunstancias como las menciona-das antes son responsables por las modifica-ciones del patrón de refinación a lo largo de los años en las refinerías venezolanas: El Pali-to, Puerto La Cruz, Amuay y Cardón. Por ejemplo, al 31 de diciembre de 1977, el cambio en la disponibilidad de crudos venezolanos indicó que las reservas probadas de 18.035 millones de barriles se componían de 56 % de crudos livianos y medianos y 44 % de crudos pesados y extrapesados. En los años siguientes, a partir de 1978, las filiales opera-doras de PDVSA continuaron expandiendo sus programas de exploración y en 1994 las reser-vas probadas de crudos sumaron 64.878 mi-llones de barriles y las de gas 3.967 millones de metros cúbicos, que representan 24.000 mi-llones de barriles de petróleo equivalente. La relación reservas/producción del país está asegurada holgadamente por sesenta años. Sin embargo, no obstante la importancia de las cifras mencionadas antes, el negocio exige mantener programas de exploración acordes con las perspectivas de la industria pe-trolera mundial. Durante esos años también se prosi-guió con el desarrollo de la Faja del Orinoco y las reservas recuperables de petróleo pesado/ extrapesado del área sumaron 270.000 millones de barriles. Esta cifra es fenomenal. Equivalente a 5,8 veces toda la producción acumulada de petróleo del país durante 1914-1994. Mas, en relación con la producción de crudos de 1994, las reservas probadas de la Faja son suficientes para 282 años de abastecimiento. Por tanto, el reto está en comercializar al máximo este volu-men de reservas a través de esfuerzos propios y/o asociaciones para tener mayor cobertura de investigación sobre comercialización de hidro-carburos y mayor penetración de mercados. Es-to significa que, debido a la preponderancia de crudos pesados/extrapesados para procesarlos ventajosamente, los patrones de refinación tie-nen que ser modificados. Las modificaciones implican instalar nuevas plantas y procesos a los esquemas exis-tentes de refinación para ampliar la capacidad/ cambios requeridos por la disponibilidad de crudos, las exportaciones de crudos y produc-tos y las demandas del consumo nacional. Fig. 6-35. Las instalaciones de almacenamiento de crudos y productos son partes esenciales de las refinerías. Diariamente se recibe materia prima y se despachan productos.
- 287. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 287 Tabla 6-11. Nuevo patrón de refinación, Amuay, 1982 El nuevo patrón de refinación de la Refinería de Amuay Refinería Refinería Diferencia original modificada La Tabla 6-11 muestra cómo la dieta anterior de la Refinería de Amuay fue modifica-da (1982) para lograr disminuciones en las car-gas de crudos livianos y medianos y aumento en el procesamiento de crudos pesados y extra-pesados, con el consiguiente aumento en la producción de gasolinas y reducción de pro-ductos, representados por combustibles resi-duales de bajo y alto contenido de azufre. A. Dieta de crudos (miles de barriles diarios) Crudo liviano 35 - (35) Crudo mediano 390 280 (110) Crudos pesados y extrapesados 25 170 145 Total 450 450 B. Productos (miles de barriles diarios) Gasolinas 76 129 53 Destilados 58 58 - Combustibles residuales de bajo contenido de azufre 188 180 (8) Combustibles residuales de alto contenido de azufre 160 102 (58) Observación: ( ) Disminución Refinería Refinería Diferencia original modificada Fig. 6-36. Vista parcial de las instalaciones del com-plejo de cambio de patrón de refinación, en Amuay, Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 288. 288 E lP o z o I l u s t r a d o Disposición de las plantas isomerización desintegración catalítica La Figura 6-37 muestra cómo las nue-vas cuatro plantas (“Flexicoking”, Desintegra-ción Catalítica, Isomerización y Alquilación) fueron dispuestas en el circuito de plantas existentes para obtener el nuevo patrón de re-finación en la Refinería de Amuay. Los procesos seleccionados Cuando es necesario cambiar el pa-trón de refinación y se ha decidido cuáles son los cambios y qué tipo de plantas deben construirse, el interesado recurre a firmas es-pecializadas y solicita cotizaciones sobre los procesos y/o construcción de plantas que sa-tisfagan sus requerimientos. Es oportuno mencionar que tanto los procesos como los diseños y construcción de plantas están generalmente amparados por el derecho internacional que rige a la ciencia y a la tecnología en materia de descubrimiento, in-vención y/o registro de marcas de fábricas. Y en el caso particular de los procesos de refinación, la situación es más exigente por lo tan especia-lizado de la materia, por la experiencia y garan-tías que deben avalar a los procesos, por el re-ducido número de empresas que investigan y dedican esfuerzos a esta rama, y por las inver-siones y recursos requeridos para tales fines. En el caso de los procesos y plantas seleccionadas para Amuay prevaleció el crite-rio de mayor eficiencia y flexibilidad presente y futura de la refinería; comprobada eficiencia técnica, experiencia y disponibilidad de recur-sos de los oferentes; menores costos de licen-cias y más completo aporte de servicios de in-geniería y adiestramiento de personal venezo-lano -profesional y técnico- por las empresas y fabricantes de equipos participantes en el cam-bio de patrón de refinación de Amuay. Proceso “Flexicoking” (Exxon) La aplicación general se basa en el manejo de cualquier carga de hidrocarburos que pueda ser bombeada, inclusive arena bitu-minosa. Es particularmente adaptable para re-mover el alto contenido de metales y/o carbón que quedan en los residuos de la carga tratada a temperaturas de 565 °C o más en plantas al vacío. crudo destilación atmosférica flexicoking fraccionadora de naftas destilación al vacío desulfuración butano normal gasolina querosén gasóleo combustible alquilación Fig. 6-37. Ubicación de las cuatro nuevas plantas dentro del circuito general de instalaciones en Amuay, Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 289. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 289 Los productos líquidos logrados pueden ser mejorados mediante la hidrogena-ción. El coque bruto obtenido puede ser gasi-ficado. Luego de removerle el sulfuro de hidró-geno, el gas puede ser utilizado en los hornos de procesamiento, inclusive los de las plantas de hidrógeno. Además del coque producido, las otras fracciones más livianas producidas pueden ser procesadas en equipos convencio-nales de tratamiento. La planta seleccionada tiene una ca-pacidad de procesamiento de 52.000 b/d, y convierte el asfalto o residuo de procesos al vacío en destilados. De acuerdo con las especificaciones y detalles de funcionamiento de la planta “Flexicoking”, los requerimientos de servicios por barril de carga son los siguientes: Vapor (a 42 kg/cm2man), kilos 91 Vapor requerido (a 9 kg/cm2man), kilos 45 Electricidad, kwh 13 Agua para enfriamiento, litros 1.325 Agua para alimentación de calderas, litros 114 Aire para instrumentos y servicios, m3 0,71 La desintegración catalítica hace po-sible el tratamiento de una variedad de crudos en su estado original y de los derivados trata- Fig. 6-38. Planta Flexicoker del nuevo patrón en Amuay, Cen-tro de Refinación Paraguaná, estado Falcón, para entonces (1982) la más grande en su tipo en el mundo. Permite con-vertir asfaltos en gasóleos, naftas, gases y coque. productos del reactor a la fraccionadora reciclaje vapor carga de residuos coque de purga calentador generador de vapor ciclo terciario depurador tipo Venturi partículas finas de coque vapor aire gasificadora remoción de azufre azufre partículas finas de coque gas de coque depuradora del reactor Fig. 6-39. Flujograma de la planta y proceso “Flexicoking” instalado en Amuay, Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 290. 290 E lP o z o I l u s t r a d o dos por hidrogenación, desintegración o des-asfaltación para lograr productos de menor pe-so molecular como olefinas, gasolina de alto octanaje, destilados medios y otros que se pue-den convertir adecuadamente. Proceso “Flexicracking” (Exxon) (Desintegración Catalítica) El proceso “Flexicracking” es adap-table a las necesidades tecnológicas en lo refe-rente al tipo de carga, al factor de caracteriza-ción de la carga, requerimientos del reactor y del regenerador en cuanto a diseño y a los as-pectos mecánicos y de seguridad de funciona-miento como también a los sistemas de control de emisiones y recuperación de energía deri-vada de los gases producidos. La unidad de desintegración catalítica instalada en Amuay convierte los destilados livia-nos en naftas, y su capacidad es de 74.300 b/d. El requerimiento típico de servicios para este tipo de unidad, por barril de carga, es como sigue: Electricidad (para soplador de aire), kwh 4-7 Vapor requerido, kilos 7-27 Vapor producido, kilos 23-80 Agua para enfriamiento (aumento de 17 °C), litros 151-227 Catalizador, gramos 45-68 Cuando se toma en cuenta la capaci-dad diaria de cada planta y los insumos (servi-cios) requeridos para mantener funcionando los procesos se aprecia que los gastos de la re-finería son bastantes. En la Figura 6-40 se detallan los reac-tores y los componentes generales del proceso. Proceso de Isomerización “Butamer” (Universal Oil Products) Este proceso permite, mediante reacción catalítica, transformar butano normal en su isómero, isobutano. El isobutano se re-quiere como insumo para producir componen-tes de gasolina de muy alto octanaje en el pro-ceso de alquilación. vapor receptáculo de rebusadura productos gas de combustión del regenerador regenerador carga para el reactor soplador de aire subiente del reactor reactor Unidad con subiente y receptáculo vapor receptáculo de rebusadura gas de combustión del regenerador carga para el reactor soplador de aire tubería de transferencia para el reactor reactor productos Unidad con tubería de transferencia regenerador Fig. 6-40. Proceso “Flexicracking”. Detalles de las partes internas de unidades de craqueo catalítico (proceso “Flexicracking”, de Exxon) utilizadas en Amuay, Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 291. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 291 separador separador separador isobutano carga de butano estabilizador reactor En la Figura 6-41 presentamos el flu-jograma y los componentes del proceso de iso-merización “Butamer”. Proceso de Alquilación “HF” (Acido Fluorhídrico, Universal Oil Products) El proceso se emplea para la com-binación de isobutano con olefinas tales como propileno o butileno para producir componen-tes para la gasolina de alto octanaje. El isobutano logrado mediante el proceso de isomerización se emplea como car-ga para su alquilación con propileno, butileno, amilenos u olefinas de alto punto de ebullición. El flujograma de la Figura 6-42 mues-tra la interrelación de las corrientes y las insta-laciones requeridas para realizar el proceso. La carga entra en íntimo contacto con el catalizador que lo constituye el ácido fluorhídrico. El efluente pasa por un recipiente de asentamiento. La parte ácida, o sea el ácido fluorhídrico, es bombeada al reactor. El pro-ducto que sale por la parte superior del reci-piente calentador de asentamiento, se despoja de isobuta-no n-butano hidrógeno y componentes más livianos en la despo-jadora y lo que sale del fondo de ésta es alqui-lato para gasolina de motor. La producción diaria de alquilatos en Amuay es de unos 14.200 barriles. Inversiones La modificación del patrón de refina-ción de la Refinería de Amuay requirió una in-versión estimada en Bs. 5.300 millones, canti-dad que incluye capital y gastos, infraestructura y capacitación de personal. Un 68 % de la inver-sión fue destinada a partidas para atender de-sembolsos en Venezuela que incluyeron: mate-riales, contratos de construcción y servicios, in-geniería, transporte, sueldos y salarios y otros gastos afines. Además del aporte técnico propio, la participación técnica de las empresas nacio-nales y extranjeras colaboradoras en este pro-yecto sumaron 2,6 millones de horas/hombre. Las obras de construcción y erección de plan- gas combustible Fig. 6-41. Flujograma del proceso y disposición de las piezas que conforman la planta de Isomerización “Butamer”, de Universal Oil Products, utilizada en Amuay, Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 292. 292 E lP o z o I l u s t r a d o recipiente de asentamiento tas exigieron 20 millones de horas/hombre y participaron en este esfuerzo un total de 450 profesionales y técnicos y unos 6.000 artesanos y obreros, sin incluir el personal de la nómina normal de la refinería. Una obra de esta magnitud y alcance requiere, además, la previsión de ampliación de servicios en los renglones de vivienda, agua, fuerza y luz eléctrica, gas, teléfono, asistencia médica y los otros que complementan los re-querimientos de la calidad de vida moderna en los centros petroleros. Aspecto de especial atención dentro de todo el esquema de modificación del pa-trón de refinación fue la preparación del per-sonal venezolano: profesionales, técnicos y obreros especializados para encargarse del arranque, funcionamiento y mantenimiento de las plantas y nuevas instalaciones. Esto se hizo mediante la participación directa, en Venezuela y en el exterior, del personal seleccionado que trabajó en todas las fases del proyecto. de ácido fluorhídrico calentador propano VII. Factores Complementarios Para mantener las plantas funcionan-do continuamente, toda refinería, pequeña o grande, depende de otras operaciones e instala-ciones complementarias claves. Suministro de crudos y otros hidrocarburos El suministro diario de crudos y otros hidrocarburos requeridos por la refinería se transporta, como es el caso en Venezuela, por tanqueros, oleoductos y/o gasductos. Esto implica una programación detallada y firme de despachos desde las fuentes de suministros y de recibo por parte de la refinería. Almacenamiento Para contar con un volumen adecua-do de crudos y otros hidrocarburos líquidos, que garantice el funcionamiento continuo de las plantas por un cierto número de días, toda refinería dispone de un almacenamiento apro-piado, constituido por tanques y/o embalses. carga de olefina producto n-butano alquilatos para gasolina de motor reactor carga de butanos despropanizadora despojadora iso despojadora regenerador Fig. 6-42. Flujograma del proceso y disposición de las piezas que conforman la planta de Alquilación, de Universal Oil Products, utilizada en Amuay, Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón.
- 293. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 293 Los tanques y embalses alimentan diariamente a la refinería y lo sustraído se re-pone con las entregas provenientes de los cen-tros de suministros (campos petroleros, termi-nales u otras refinerías), de manera que siem-pre hay un volumen adecuado por si en casos de fuerza mayor se demora la entrega o recibo de los crudos y otros hidrocarburos requeridos. En el caso de un gasducto que ali-menta a una refinería con gas para uso como combustible, siempre se prevé que dicho gas-ducto forme parte de una red que tiene sufi-ciente flexibilidad para hacer reajustes entre los diferentes sitios de abastecimiento (yaci-mientos de gas) para cumplir con la entrega diaria de gas a la refinería. Sin embargo, en casos extremos, los excedentes de gas de las mismas operaciones de las plantas pueden ser usados en caso de emer-gencias o puede apelarse también al uso de combustibles producidos por la misma refinería. Otro aspecto del almacenamiento es el requerido por los diversos productos (gaso-linas, querosén, combustóleos, lubricantes, as-falto, azufre, etc.), que diariamente produce y despacha la refinería hacia los diferentes cen-tros de consumo, nacionales y/o extranjeros. De todo esto se puede apreciar que el recibo de hidrocarburos que llegan para la refinería y de despacho de productos desde la refinería hacia los centros de consumo son dos actividades diarias que involucran modalidades técnicas y procedimientos muy eficaces para manejar volúmenes de miles y miles de barriles continuamente veinticuatro horas al día. Instrumentación Todos los procesos y funcionamien-to de las instalaciones de la refinería requieren de controles apropiados para realizar automáti-camente medidas de presión, de vacío, de tem-peraturas, de dosificación de cargas y aditivos, de niveles, de volúmenes, de funcionamiento correcto de equipos o sus componentes, de alerta, de alarma, de interrupción de operacio-nes, de incendios y de todas aquellas otras se-ñales que indiquen a los operarios la marcha de las operaciones. El avance tecnológico y las contribu-ciones obtenidas a través de la electrónica, la computación y la telemetría permiten un con-trol central de las más importantes y delicadas operaciones en las plantas y sistemas de servi-cio. También existen controles mecánicos y neumáticos, pero cada vez más en desuso, pa-ra equipos cuyo funcionamiento requiere me-nos vigilancia. Toda la gama de instrumentación aplicada se ha convertido en una especialidad que requiere de ingenieros, técnicos y opera-rios especializados para que el funcionamien-to de toda la red sea mantenida a la más alta confiabilidad. Todos los aspectos de transmisión, recopilación, lectura, interpretación, grafica-ción y almacenamiento/rescate de datos de cualquier género y de cualquier magnitud per-tenecen ya al vasto imperio de la comunica-ción moderna llamada informática, cuyos ejem-plos más esenciales hoy son los satélites, las Fig. 6-43. Vista parcial del extenso sistema de almacenamien-to para crudos y productos, formado por tanques y un embal-se de gran volumen.
- 294. 294 E lP o z o I l u s t r a d o computadoras, los teléfonos celulares, Inter-net, la radio, la televisión y la prensa. Seguridad industrial En cada una de las diferentes activi-dades que componen las operaciones petro-leras (exploración, perforación, producción, refinación, petroquímica, transporte y merca-deo) es esencial contar con y poner en prácti-ca normas de seguridad industrial. Este es un renglón que ocupa la atención y la decidida colaboración de todo el personal de la indus-tria a todos los niveles. Esto tiene que ser así para resguar-dar la integridad física del personal, de los equipos e instalaciones y para mantener las operaciones sin interrupciones todo el tiempo posible. Las fallas y paros en las operaciones ocasionan costos innecesarios. Los siniestros pueden representar pérdidas irreparables al personal y la destrucción de equipos e instala-ciones merman temporalmente la productivi-dad de la empresa. A todo lo largo de la historia petro-lera han ocurrido accidentes pero también se han logrado muchísimos éxitos que opacan los ratos adversos vividos. Los éxitos demuestran la tenacidad con que la industria emplea sus me-jores recursos y tecnologías disponibles para que las operaciones se realicen con seguridad. VIII. Evolución de la Refinación en Venezuela La pionera de la refinación en Vene-zuela fue la empresa venezolana Petrolia del Táchira que, en 1882, erigió en su sitio de pro-ducción y operaciones en La Alquitrana, cerca de Rubio, estado Táchira, un pequeño alambi-que de 15 b/d de capacidad para suplir de querosén a las poblaciones vecinas en la cor-dillera andina. Significativo es el hecho de ha-ber mantenido la Petrolia sus actividades de re-finación hasta 1934. Para ese año, la refinación en el país había alcanzado 22.466 b/d. En el período 1900-1910 las empre-sas Val de Travers y New York Bermúdez Company se establecieron en Pedernales, Del-ta Amacuro, y Guanoco, estado Sucre, respec-tivamente, para extraer asfalto de los rezuma-deros existentes en estos sitios. Para tales fines, ambas empresas construyeron modestas plan-tas procesadoras de asfalto que aunque no re- Fig. 6-44. La seguridad es objetivo prioritario en las refinerías, dada la naturaleza de las operaciones y productos que se manejan.
- 295. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 295 Capacidad de refinación (barriles por día de operación y crudo procesado) Amuay 635.000 475.000 Cardón 305.000 282.600 Puerto La Cruz 199.000 117.900 El Palito 118.000 117.800 Bajo Grande 15.400 6.600 San Roque 5.400 5.200 Total Venezuela 1.277.800 1.005.100 Fuente: MEM-PODE, 1995, p. 59. presentaron ni siquiera la tecnología de refina-ción de la época, tienen el mérito de haber contribuido tempranamente al procesamiento rudimentario de hidrocarburos en el país. Al descubrirse el campo Mene Gran-de (1914) e iniciarse en firme la exploración petrolera, al correr de los años (1917-1939), las empresas concesionarias empezaron a cons-truir pequeñas refinerías para satisfacer prime-ramente los requerimientos de combustible pa-ra sus propias operaciones en la mayoría de los casos y muy pocas plantas para suplir cier-to porcentaje del creciente consumo nacional. Para 1939 la refinación en el país llegó a 40.000 b/d, cuya composición aproximada de productos se especifica en la siguiente tabla: b/d % El articulado y el Reglamento de la Pto. La Cruz Ley de Hidrocarburos de 1943 fueron instru-mentos nacionales fundamentales para todas las actividades petroleras venezolanas y particular-mente establecieron las bases para el futuro progreso y expansión de la refinación de hidro-carburos en el país. Cronología de la refinación en Venezuela Durante los años de desarrollo de la industria venezolana de los hidrocarburos, El Palito Amuay Cardón Bajo Grande El Toreño San Roque zona en reclamación Fig. 6-45. Refinerías en operación, 1995. Gasolinas 4.983 12,65 Querosén 510 1,29 Gasóleo y Diesel 5.122 13,00 Combustóleo pesado 26.948 68,38 Asfalto y aceites para caminos 1.845 4,68 Total 39.408 100,00
- 296. 296 E lP o z o I l u s t r a d o 1914-1942, la refinación de crudos y la manu-factura de productos en el país representaron volúmenes y metas muy modestas. A partir de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos de 1943, los sucesivos gobiernos delinearon estipu-laciones y futuras obligaciones que debían cum-plir las concesionarias en este tipo y parte de las operaciones petroleras. Los resultados logrados durante 1943-1975 fueron halagadores. Posteriormente, 1976-1996, Petróleos de Venezuela y sus filiales han expandido sus operaciones en el país y en el exterior, de ma-nera que Venezuela ha ganado prestigio en tecnología y en el comercio petrolero. 1882 • La empresa venezolana Petrolia del Táchira construyó en La Alquitrana, cerca de Rubio, estado Táchira, un alambique de 15 b/d de capacidad para destilar petróleo pro-ducido de sus pozos. 1900 • La Val de Travers Asphalt Com-pany construyó una pequeña planta para tra-tamiento de asfalto en el área de Pedernales, Delta Amacuro. • La Uvalde Asphalt Paving Co. construyó una pequeña planta para tratamien-to de asfalto en Carrasquero, estado Zulia. 1910 • La New York Bermúdez Com-pany construyó en Guanoco, estado Sucre, una pequeña planta para tratamiento de asfalto. 1917 • La Caribbean Petroleum Company construyó en San Lorenzo, estado Zulia, una re-finería de 2.000 b/d de capacidad. Subsiguien-tes expansiones aumentaron su capacidad: 1926, 10.000 b/d; 1938, 38.000 barriles diarios. 1925 • La Lago Petroleum construyó en el área La Rosa/La Salina (Cabimas), estado Zulia, una refinería de 1.700 b/d de capacidad. Pos-teriores ampliaciones aumentaron su capaci-dad: 1938, 10.000 b/d; 1941, 20.000 b/d. 1929 • La West India Oil Company constru-yó en La Arriaga (Maracaibo), estado Zulia, una pequeña refinería de 2.500 b/d de capacidad. • La Venezuelan Gulf Oil Company construyó en Cabimas, estado Zulia, una plan-ta de 1.800 b/d de capacidad. 1929/1931 • La Colon Development Company construyó en las áreas de Casigua, El Calvario y La Rivera, estado Zulia, tres pequeñas refine-rías cuya capacidad combinada fue de 700 b/d. 1938 • La Standard Oil Company of Vene-zuela construyó en Caripito, estado Monagas, una refinería cuya capacidad inicial fue de Fig. 6-46. La empresa venezolana Petrolia del Táchira, pionera de la refinación de crudos en Venezuela, comenzó sus opera-ciones en 1882 y las mantuvo hasta 1934.
- 297. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 297 26.000 b/d. Expansiones: 1957: 60.000 b/d; 1961: 70.000 b/d. 1939 • La Mene Grande Oil Company construyó en Oficina, estado Anzóategui, una pequeña refinería de 900 b/d de capacidad. • La Socony-Vacuum Oil Company construyó en Guario, estado Anzóategui, una pe-queña refinería de 100 b/d de capacidad. 1947 • La Compañía Shell inició en Car-dón, estado Falcón, operaciones de su gran re-finería con capacidad inicial de 30.000 b/d. Subsecuentes ampliaciones expandieron esa capacidad substancialmente. 1974: 369.000 b/d. • La Texas Petroleum Company ini-ció operaciones de su refinería en Tucupita, Delta Amacuro, de 10.000 b/d de capacidad. 1950 • La Venezuelan Gulf Refining Co. arrancó su refinería con capacidad inicial de 30.000 b/d ubicada en Puerto La Cruz, estado Anzoátegui. Subsecuentes ampliaciones aumen-taron su capacidad. 1974: 159.000 b/d. • La Sinclair Oil and Refining Com-pany inauguró su refinería de capacidad inicial de 30.000 b/d, ubicada en El Chaure, estado An-zoátegui. Ampliaciones posteriores aumentaron su capacidad. 1974: 40.000 b/d. • La Creole Petroleum Corporation construyó en Amuay, estado Falcón, su nueva refinería que con el tiempo se convirtió en la mayor del país. Capacidad inicial: 60.000 b/d. Ampliaciones: 1954: 145.000 b/d; 1955: 224.000 b/d; 1957: 328.000 b/d; 1958: 343.200 b/d; 1959: 348.700 b/d; 1963: 378.700 b/d; 1967: 408.700 b/d; 1976: 568.700 b/d; 1972: 630.000 b/d; 1974: 670.000 b/d. 1952 • La Phillips Petroleum Company construyó e inició operaciones de su refinería de 2.100 b/d de capacidad para producir para-fina en su campo San Roque, estado Anzoáte-gui. Ampliada luego a 4.500 b/d y a 5.300 b/d. 1958 • Comenzó operaciones la refinería del Instituto Venezolano de Petroquímica, con capacidad de 2.500 b/d, ubicada en Morón, es-tado Carabobo. La refinería fue luego traspasa-da (1964) a CVP y ampliada a 25.000 b/d. 1960 • La Mobil Oil Company construyó su refinería en El Palito, estado Carabobo, con una capacidad inicial de 55.000 b/d, que luego amplió a 80.000 b/d y más tarde a 106.000 b/d. • Por resolución del Ministerio de Minas e Hidrocarburos, el IVP transfirió a la CVP la Refinería de Morón, estado Carabobo. Fig. 6-47. C.J. Brown dedicó esfuerzos, sin éxito, para fortale-cer las operaciones de la Petrolia del Táchira. En 1933 opinó que las posibilidades de rehabilitación de pozos en La Alqui-trana eran exiguas.
- 298. 298 E lP o z o I l u s t r a d o • Por primera vez, el volumen anual de crudos procesados por las refinerías vene-zolanas llegó a 859.195 b/d (136.612 m3/d). 1964 • El Ministerio de Minas e Hidrocar-buros encomendó a la CVP la ampliación de la Refinería de Morón, estado Carabobo. 1965 • El volumen de crudos procesados por las refinerías venezolanas llegó durante el año a 1.033.859 b/d (164.384 m3/d). 1967 • La CVP y la Compañía Shell de Ve-nezuela firmaron un contrato de tres meses pa-ra suministrar gasolina a las estaciones de ser-vicio de la primera. • La Creole Petroleum Corporation presentó al Ministerio de Minas e Hidrocarbu-ros un proyecto para construir una planta de-sulfuradora de crudos. • Se sancionó la Ley que cubre los aspectos referentes a la desulfurización de hi-drocarburos. Contiene estímulos para este tipo de procesamiento, para promover la desulfuri-zación de crudos venezolanos. • La Sinclair Oil Co. arrancó en su campo Sinco, estado Barinas, una pequeña re-finería de 5.000 b/d de capacidad (800 m3/d). • CVP logró acuerdos con la Creole Petroleum Corporation, la Shell, la Mene Gran-de, la Texas, la Mobil y la Phillips, para abaste-cer de gasolinas a las estaciones de la CVP. 1968 • El Ejecutivo Nacional y la Creole fir-maron un acuerdo para construir una planta de-sulfurizadora de hidrocarburos en Amuay, estado Falcón, según ley aprobada el 20 de julio de 1967. La planta tendría un costo de Bs. 528 millones y podría procesar 100.000 b/d (16.000 m3/d). • Es inaugurada la expansión de la refinería de la CVP (18.500 b/d, 2.950 m3/d), en Morón, estado Carabobo • El gobierno de los Estados Unidos aprobó la inversión de la Creole para la cons-trucción de la planta desulfurizadora de hidro-carburos en Amuay, estado Falcón. • Se realizó en Lima, Perú, la Prime-ra Reunión de Expertos (Refinerías) de ARPEL y participaron representantes de la CVP. • El Ministerio de Minas e Hidro-carburos y la Compañía Shell de Venezuela fir-maron un acuerdo para eregir una planta de Desulfurización, de 50.000 b/d (8.000 m3/d) de capacidad, en Cardón, estado Falcón. La CVP tendría 50 % de participación en el gasducto que se construiría desde la Costa Bolívar, esta-do Zulia, a Cardón. El IVP tuvo prioridad sobre la producción de azufre. • La CVP y el IVP solicitaron ofertas para la construcción de una refinería de 157.000 b/d (25.000 m3/d) en el Zulia. En la compañía mixta las dos empresas controlarían, por lo me-nos, 51 % del capital. CVP abastecería la refine-ría con crudos pesados y dispondría de la mitad de las gasolinas producidas. 1969 • La Shell inauguró en la Refinería Cardón, estado Falcón, su complejo de desul-furización, primero en su clase en Venezuela. 1970 • Desde la refinería de la Shell, en Cardón, estado Falcón, se despachó el primer cargamento de residual desulfurizado hacia los Estados Unidos. • El Ministerio de Minas e Hidrocar-buros encargó a su Centro de Evaluaciones el otorgamiento de los permisos para transportar y almacenar gases licuados del petróleo (GLP), y para construir las instalaciones correspondientes.
- 299. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 299 • El Ejecutivo Nacional confirmó ha-ber recibido oferta de la Creole para construir una planta de gas licuado. • El Ministerio de Hacienda resolvió aumentar en 5 céntimos por litro el precio al detal de la gasolina de más alto octanaje, des-de el 15 de noviembre. • La Creole vendió a El Salvador el primer cargamento de azufre elemental proce-dente de su planta desulfurizadora en la Refi-nería de Amuay, estado Falcón. • La CVP anunció que construiría en 1971 una planta de liquefacción de gas en el estado Zulia. 1974 • La CVP y la Shell firmaron un con-trato sobre investigación para la desmetaliza-ción de los crudos pesados venezolanos. 1977 • PDVSA formuló programas para el cambio de patrón de refinación de sus ope-radoras. 1978 • La Sociedad Venezolana de In-genieros de Petróleos (SVIP) objetó la instala-ción de una planta experimental de coque en la Refinería de Amuay, de Lagoven, en el esta-do Falcón. • Progresó la remodelación de la unidad de Desintegración Catalítica en la Refi-nería Cardón, de Maraven, en el estado Falcón, como también los trabajos iniciales para el cambio de patrón de refinación en las refine-rías de Amuay, de Lagoven, en el estado Fal-cón, y en la de El Palito, de Corpoven, en el estado Carabobo. 1979 • Concluyó la remodelación de la unidad de Desintegración Catalítica en la Re-finería Cardón, de Maraven. • Siguieron su curso normal todos los proyectos del plan de cambio de patrón de refinación. 1980 • Prosiguieron satisfactoriamente los trabajos para el cambio de patrón de refina-ción en las refinerías El Palito, de Corpoven; Amuay, de Lagoven; y Cardón, de Maraven. 1981 • A fin de año concluyó el proyecto de Cambio de Patrón de Refinación en la Refi-nería El Palito, de Corpoven, estado Carabobo, a un costo de $US 433 millones. Este proyecto añade 60.000 b/d de gasolina para el mercado nacional. • Siguieron su curso normal los pro-yectos en las refinerías de Amuay y de Cardón. 1982 • Comenzaron a funcionar en la Refi-nería El Palito, Corpoven, estado Carabobo, las nuevas plantas de Destilación al Vacío: 65.000 b/d; la de Desintegración Catalítica: 42.000 b/d; y la de Alquilación: 22.000 b/d. Costo total del proyecto: Bs. 1.800 millones. • Comenzaron a funcionar en la Refinería de Amuay, de Lagoven, estado Falcón, las plantas de Desintegración Catalítica: 42.000 b/d; la de Alquilación: 14.200 b/d; y la de Co-quización Fluida: 52.000 b/d. En su género, la planta de Flexicoquización fue a la fecha la más grande del mundo. • En la Refinería Cardón, de Mara-ven, estado Falcón, se terminó la construcción de la planta de Mezcla y Envasado de Lubri-cantes a un costo de Bs. 225 millones y capaci-dad de 3.800 b/d por turno. 1983 • En la Refinería Cardón se terminó también la construcción de la planta de Alqui-lación, con capacidad de 19.000 b/d. Esta plan-
- 300. 300 E lP o z o I l u s t r a d o ta aumentó la producción de gasolina de la re-finería a 94.000 b/d. • También en la Refinería Cardón se concluyó la construcción de la planta experi-mental de Hidrodesmetalización con capaci-dad de 2.500 b/d, de fondo de vacío, crudo Tía Juana pesado (12 °API). Costo total: Bs. 400 millones. • El cambio de patrón de refinación de Lagoven, realizados entre 1977 y 1983, repre-sentaron una inversión de Bs. 8.268 millones. Las nuevas plantas permiten aumentar el pro-cesamiento de crudos pesados en 150.000 b/d, la producción de gasolina en 77.000 b/d, y la de destilados en 30.000 b/d, logrando también la reducción en la producción de residuales de alto contenido de azufre. • Se inició la construcción de la ex-pansión de la planta de Lubricantes en la Re-finería de Amuay, estado Falcón, de Lagoven. Costo estimado del proyecto: Bs. 170 millones. Esta planta incrementará en 700 b/d la produc-ción de bases lubricantes. • Se concluyó satisfactoriamente el acuerdo firmado con la Veba Oel A.G. de Ale-mania Federal cuyo objetivo es la diversifica-ción de mercados, profundización de las ex-portaciones y comercialización de los crudos pesados/extrapesados venezolanos. 1984 • El 24 de noviembre culminó en Valencia, estado Carabobo, el Primer Semina-rio sobre Refinación, auspiciado por PDVSA y sus empresas filiales. • Se finalizó la ampliación del siste-ma de asfalto de la Refinería de Amuay, la cual aumentó su capacidad de exportación del pro-ducto de 14.000 a 24.000 b/d y la capacidad de almacenaje a 200.000 barriles. El costo de los trabajos fue de Bs. 64 millones. • El 13 de diciembre ocurrió un ex-tenso y voraz incendio en el complejo hidro-desulfurador de la Refinería de Amuay, de Lagoven. Sin embargo, quince días después del siniestro comenzaron a funcionar cuatro plantas de destilación, el complejo de lubrican-tes y la unidad de desintegración catalítica. 1985 • En marzo, Lagoven terminó los trabajos de reconstrucción de 400 tubos de di-ferentes diámetros dañados durante el incen-dio de diciembre pasado, ocurrido en Amuay. En abril reanudaron operaciones la primera y segunda plantas de Hidrógeno, quedando res-tablecidas la producción y exportación de ga-solina sin plomo, y destilados y combustible residual de bajo azufre. • Culminó la construcción y comenzó a prestar servicios la expansión de la planta de Lubricantes en la Refinería de Amuay, de Lago-ven, para aumentar la producción a 2.200 b/d. El costo total del proyecto fue de Bs. 146 millones. • Se aprobó el proyecto de conver-sión de la Refinería Cardón, de Maraven. Entró en la fase de planificación la planta de BTX (benceno-tolueno-xileno) de la Refinería El Pa-lito, de Corpoven. • PDVSA tomó en arrendamiento por cinco años la refinería de Curazao, mane-jada por la nueva filial Isla. El 14 de noviem-bre Isla comenzó a despachar y exportar pro-ductos. La refinería procesa 140.000 b/d de crudos venezolanos. 1986 • Prosiguieron los estudios de inge-niería básica para el proyecto de la Expansión del Flexicoquizador y Producción de Coque Grado Anodo, para la Refinería de Amuay, uti-lizando firmas consultoras venezolanas y per-sonal de Lagoven e Intevep en Venezuela y en el exterior. • El Ejecutivo Nacional autorizó a Petróleos de Venezuela la adquisición del 50 %
- 301. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 301 de las acciones de Nynas Petroleum, de Suecia, y también a aumentar su participación en las re-finerías de la Ruhr Oel, de Alemania Occidental. • Petróleos de Venezuela firmó carta de intención con la Union Pacific Corporation, empresa estadounidense, para comprarle la mitad de la Champlin Petroleum, de Tulsa, Oklahoma. • Intevep recibió en Estados Unidos la primera patente del proceso HDH™ (Hidro-craqueo- Destilación-Hidrotratamiento) para la conversión y mejoramiento de crudos pesados con alto contenido de metales y asfaltenos. • El Grupo Químico, de las empre-sas Grupo Mendoza, comenzó a operar una planta de lubricantes químicos. • Petróleos de Venezuela convino con la firma sueca Axel Johnson, la compra del 50 % de la Nynas Petroleum. • El Ejecutivo Nacional autorizó a Petróleos de Venezuela a comprar 50 % de la Citgo, de Tulsa, Oklahoma, importante refina-dora y distribuidora de productos en los Esta-dos Unidos. • En 1986 Venezuela contó con siete refinerías en el país y ocho en el extranjero con una capacidad total instalada de refinación de 2 millones b/d. Durante el año, las refinerías del país procesaron 877.000 b/d de crudo, equi-valente a 72 % de la capacidad instalada. La par-ticipación en la capacidad instalada en las refi-nerías del exterior fue de 388,9 miles de b/d, equivalente a 43,2 % del total. 1987 • Progreso sostenido durante el año se anotaron todos los grupos de profesionales, técnicos y personal auxiliar que trabajaron en la continuación de los proyectos de refinación de PDVSA y sus filiales, programados y apro-bados en años anteriores. 1988 • Se completó la primera fase del proyecto de Interacción Amuay-Cardón, que permitirá el intercambio de productos entre ambas refinerías a través de tres poliductos. Por el propanoducto, Amuay envió a Cardón 135.000 barriles de isobutano y otras mezclas. • Continuaron satisfactoriamente los trabajos de los proyectos de construcción de la planta de BTX en la Refinería El Palito, de Cor-poven. Remodelación de dos plantas de Desti-lación al Vacío en Cardón, por cuenta de Mara-ven. Expansión de la planta de Flexicoquiza-ción en la Refinería de Amuay, de Lagoven. 1989 • Petróleos de Venezuela, dueña de la mitad de las acciones de la Champlin, com-pañía refinera ubicada en Corpus Christi, Te-xas, adquirió la otra mitad de las acciones. • Fue ampliada a 64.000 b/d la ca-pacidad del Flexicoquizador de la Refinería de Amuay, de Lagoven. • Mediante la remodelación de una unidad de Destilación al Vacío, Maraven aumen-tó en 4.000 b/d la producción de destilados en la Refinería Cardón y, por ende, redujo la pro-ducción de residuales. 1990 • Petróleos de Venezuela adquirió la totalidad de las acciones de la Citgo, empresa refinadora y comercializadora de hidrocarbu-ros, ubicada en Tulsa, Oklahoma. • Citgo adquirió la mitad de las ac-ciones de la empresa estadounidense Seaview, dueña de una refinería en Paulsboro, New Jersey. • La Refinería de Amuay, de Lago-ven, celebró cuarenta años de operaciones in-interrumpidas. El nivel de procesamiento de las instalaciones llegó a 438.000 b/d, y la capa-cidad de destilación a 577.000 b/d, las más al-tas cifras logradas en los últimos dieciséis años.
- 302. 302 E lP o z o I l u s t r a d o • Lagoven inició el desarrollo de cuatro proyectos para actualizar y optimar la tecnología/capacidad de producción de su Re-finería de Amuay: hidrogenación selectiva de butadienos; producción de MTBE/TAME (me-til- ter-butil-éter/ter-amil-metil-éter); recupera-ción de olefinas e hidrógeno del gas de refine-rías; y construcción de una planta de Coquiza-ción Retardada de 30.000 b/d. • En la Refinería El Palito, de Corpo-ven, fue inaugurado el complejo de instalacio-nes de BTX que producirán los siguientes pro-ductos en toneladas métricas por año: benceno 59.000; tolueno 17.000 y ortoxileno 49.000 pa-ra abastecer la petroquímica nacional. • Las refinerías Cardón, de Maraven, y El Palito, de Corpoven, iniciaron sus proyectos de construcción de instalaciones MTBE/TAME. 1991 • Citgo, de Tulsa, Oklahoma, en su totalidad filial de Petróleos de Venezuela, ad-quirió de ésta a toda la Champlin, refinadora ubicada en Corpus Christi, Texas. Citgo fortale-ce así su posición en el mercado de productos en el suroeste de los Estados Unidos. • Citgo, poseedora de la mitad de las acciones de Seaview, refinadora ubicada en Paulsboro, New Jersey, Estados Unidos, adqui-rió la totalidad de las acciones de Seaview y constituyó la nueva empresa Citgo Asphalt and Refining Company (CARCO). • Inaugurado en el complejo Jose, estado Anzoátegui, de Corpoven, la planta de MTBE de 1.370 tm/d. • La empresa sueca Nynas Petro-leum, en la que Petróleos de Venezuela es dueña del 50 % de las acciones, adquirió de la TARMAC el negocio de manufactura y distribu-ción de asfalto de refinería en el Reino Unido y Suecia. • Se hizo la interconexión de las re-finerías de Amuay y Cardón por tres poliductos. • Los trabajos de expansión en la Refinería de Amuay, de Lagoven, permitieron este año aumentar en 23.000 b/d la capacidad de la unidad de Desintegración Catalítica para llevarla a 108.000 b/d de gasóleos al vacío y producir olefinas para la unidad de Alquila-ción; nafta catalítica y destilados para el mer-cado interno y de exportación. • En la Refinería de Amuay, el pro-yecto de Coquización Retardada reducirá la producción de residual de alto azufre, al pro-cesar 34.000 b/d de brea para obtener produc-tos livianos y coque. Los beneficios para la Na-ción serán de unos 7.500 millones de bolívares al año. • Corpoven completó los proyectos de ampliación de la unidad de Craqueo Catalí-tico en la Refinería El Palito y casi duplicó la capacidad de la unidad de Alquilación en su Refinería de Puerto La Cruz. • Petróleos de Venezuela concretó acuerdos con la firma alemana Veba Oel A.G. para la adquisición parcial de la refinería de Schwedt y mayor participación en la refinería de Neustadt, ambas en Alemania. 1992 • La capacidad instalada de refina-ción de Petróleos de Venezuela en Estados Unidos, a través de Citgo y sus filiales de pro-piedad total, llegó este año a 564.000 b/d, y 76.500 b/d (50 %) en la empresa Chicago/The Uno-Ven Co. Además, en Europa, PDVSA tiene capacidad porcentual instalada en nueve refi-nerías que suman 236.375 b/d y la Refinería Isla S.A. (Curazao), arrendada, con capacidad de 310.000 b/d. Total general en el extranjero: 1.186.875 b/d. Este año, la capacidad instalada de destilación atmosférica en las siete refine-rías venezolanas fue de 1.182.000 b/d y el vo-lumen de crudo procesado 940.000 b/d. • En la Refinería de Amuay se com-pletó el proyecto de Hidrogenación Selectiva
- 303. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 303 de Butadieno, para la disponibilidad de 3.000 b/d de componentes de alto octanaje para mez-clas de gasolinas. • En Europa, Nynas adquirió la em-presa Briggs Oil, en Gran Bretaña, con instala-ciones que incluyen dos refinerías: la de Dun-dee, en Escocia, como propiedad plena, y la de Eastham, cerca de Liverpool, Inglaterra, en un 50 %. Estas adquisiciones afianzan a Nynas en el mercado de asfalto y lubricantes en ese continente. 1993 • Citgo y Lyondell Petrochemical Company constituyeron en Estados Unidos la nueva empresa refinadora Lyondell-Citgo Re-fining Company Ltd., que mejorará y ampliará su actual refinería en Houston, Texas, con ca-pacidad de 130.000 b/d de 22 °API para pro-cesar 200.000 b/d de crudo de 17 °API. Citgo comercializará todos los productos de esta re-finería. Citgo posee una gran flexibilidad ope-racional a través de sus refinerías de conver-sión profunda que le han permitido responder a los retos de la política ambiental y la racio-nalización de las actividades de refinación en los Estados Unidos. • Para responder a las exigencias del mercado alemán, la Ruhr Oel puso en funciona-miento en el complejo de Gelsenkirchen, una unidad de Destilación al Vacío de 32.000 b/d y una de Craqueo Catalítico de 20.000 b/d. • La prestigiosa revista Fortune menciona a Petróleos de Venezuela en el pues-to 54 entre las empresas que más venden en el mundo. • Citgo, a través de la refinería que tiene en Savannah, Georgia, con capacidad de 28.000 b/d, se convirtió en la compañía líder de asfalto terminado en la costa oriental de los Estados Unidos, al atender 41% del mercado. 1994 • Los 743 días de operaciones ininterrumpidas logradas por el Flexicoquiza-dor de la Refinería de Amuay, de Lagoven, con carga promedio de 61,9 mil b/d significó un récord mundial de este tipo de planta, en to-dos los sentidos. • La Refinería de Amuay estrenó su nueva planta de Coquización Retardada (pro-yecto CRAY) diseñada para procesar 34.000 b/d de brea, proveniente de otros procesos prima-rios de refinación, para generar valiosos pro-ductos blancos para la exportación. • El proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón (PARC), de Maraven, consti-tuyó el de mayor envergadura acometido por la industria petrolera nacional para convertir 90.000 b/d de residuales en productos blancos. La ejecución global de todas las obras llegó a 78 % del total este año y los desembolsos su-maron Bs. 159.500 millones. • En la Refinería Cardón, de Mara-ven, comenzaron a funcionar las plantas de MTBE (metil-ter-butil-éter) y de TAME (ter-amil-metil- éter) para integrarse al sistema de pro-ducción de 40.000 b/d de gasolina reformula-da, mediante la tecnología ETHEROL, propie-dad de Intevep, filial de PDVSA. Costo: Bs. 6.049 millones. • Petróleos de Venezuela firmó un nuevo contrato de arrendamiento por veinte años para operar la Refinería Isla (Curazao). El contrato estipula la incorporación de nuevas instalaciones para modernizar el funcionamien-to de la refinería. 1995 • Lagoven inauguró una nueva unidad Recuperadora de Azufre de 360 tm/d de capacidad en su Refinería de Amuay. Esta tercera planta aumenta la producción de la empresa a 10.000 tm/d.
- 304. 304 E lP o z o I l u s t r a d o 1996 • Maraven inauguró el jueves 14 de marzo las plantas e instalaciones conexas de su proyecto PARC (Proyecto de Adecuación de la Refinería Cardón). Costo: $2.500 millones, que representan una planta de Coquización Retardada de 60.000 b/d; una Hidrotratadora de Destilados de 48.500 b/d; una Hidrotrata-dora de Nafta de 60.000 b/d; una Reformadora Catalítica de 45.000 b/d; dos plantas de Azufre, de 220 tm/d cada una; una planta de Trata-miento de Amino, de 470 tm/d, y una Despo-jadora de Agua Acidulada, de 1.500 tm/d. Fig. 6-48. Las refinerías del Centro de Refinación Paraguaná, estado Falcón, a 40 kilómetros una de otra en línea recta por la costa, están ubicadas sobre el golfo de Venezuela, con salida directa al mar Caribe. La posición geográfica de ambos comple-jos permite abastecerlos por gasductos, oleoductos y tanqueros desde los campos petroleros de la cuenca de Maracaibo. Geográficamente bien ubicadas, ambas refinerías despachan sus productos a terminales del exterior por tanqueros, y en el país por tanqueros y vía terrestre. Para mayor eficiencia y soporte de sus operaciones, las dos refinerías están interconectadas y a partir del 1° de enero de 1998, de acuerdo con la transformación organizacional anunciada a mediados de julio de 1997 para toda la corporación, todas las refinerías pasaron a ser manejadas por la Unidad PDVSA Refinación y Comercio, de la División PDVSA Manufactura y Mercadeo, de PDVSA Petróleo y Gas. A partir de esa fecha, Amuay y Cardón forman el Centro de Refi-nación Paraguaná.
- 305. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 305 Tabla 6-12. Resumen de la capacidad nominal de refinación Refinería Empresa Ubicación 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Lagoven Amuay, Falcón 635,0 635,0 635,0 635,0 635,0 635,0 Maraven Cardón, Falcón 300,0 300,0 305,0 305,0 305,0 305,0 Bajo Grande, Zulia 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 15,4 Corpoven El Palito, Carabobo 110,0 110,0 110,0 110,0 110,0 118,0 El Toreño, Barinas 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 5,0 Puerto La Cruz, Anzoátegui 199,0 199,0 199,0 199,0 199,0 199,0 San Roque, Anzoátegui 5,3 5,3 5,3 5,3 5,3 - A. Total Venezuela 1.269,7 1.269,7 1.274,7 1.274,7 1.274,7 1.277,8 Refinería Empresa Ubicación Petróleo procesado, b/d Lagoven Amuay, Falcón 438,0 474,5 444,6 440,1 430,3 475,0 Corpoven El Palito, Carabobo 98,5 102,0 104,5 100,0 110,0 117,8 El Toreño, Barinas 5,1 5,1 5,2 4,3 2,0 - Puerto La Cruz, Anzoátegui 145,6 145,9 109,7 135,5 113,2 117,9 San Roque, Anzoátegui 5,2 5,1 4,7 5,2 5,2 5,2 Maraven Cardón, Falcón 244,7 274,2 265,5 259,6 271,6 282,6 Bajo Grande, Zulia 1,9 7,4 7,2 5,2 5,4 6,6 B. Total 917,1 1.014,2 941,4 949,9 937,7 1.005,0 Porcentaje utilización B/A 72,2 79,9 73,9 74,5 73,6 78,7 Fuentes: MEM-PODE, 1994, p. 48; 1995, p. 59. Oil and Gas Journal, December 18, 1995, p. 41. Lagoven, Resumen de Actividades, 1995, p. 15. MBD por día de operación Tabla 6-13. Capacidad de las refinerías venezolanas Capacidad de carga Total El Palito El Toreño Puerto La Cruz San Roque Amuay Cardón Crudo, b/d 1.177.000 115.000 4.800 195.000 5.200 571.000 286.000 Dest. vacío, b/dc 548.370 63.000 - - 1.770 336.000 147.600 Op. térmica 134.100 - - - - 52.100 82.000 Craq. cat., b/dc 234.900 52.000 13.000 - - 97.200 72.700 Ref. Cat., b/dc 9.200 9.200 - - - - - Hidrocraq. cat., b/dc 9.200 9.200 - - - - - Hidrotrat. cat., b/dc 275.400 - - - - 63.000a 32.300a 149.000b 31.100b (a) Tratamiento de destilados. (b) Pretratamiento de carga para la unidad de craqueo catalítico. Capacidad de producción A/P/D, b/dc 64.700 20.000 - 4.100 - 17.800 22.800 Aromat./Isomer., b/dc 22.800 3.500 - - - 9.800 9.500 Lubricantes, b/dc 8.100 - - - - 2.100 6.000 Hidrógeno, MMpcd 111,8 6,8 - - - 81 24 Asfalto, b/dc 39.800 - - - - 39.800 - A/P/D = Alquilación/Polimerización/Dimerización. Fuente: Oil and Gas Journal, December 18, 1995, p. 90.
- 306. 306 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 6-14. Petróleo procesado y rendimiento, refinerías venezolanas 1990 1991 1992 1993 1994 1995 A. Producción de petróleo, MBD 2.136,9 2.388,4 2.390,2 2.475,0 2.617,4 2.799,0 B. Petróleo procesado, MBD 917,1 1.014,2 941,4 949,9 937,7 1.005,0 Tipo de crudo procesado, MBD Liviano 405,0 397,4 334,5 389,8 378,7 446,4 Mediano 457,2 515,7 551,0 429,4 458,6 429,0 Pesado 54,9 101,1 55,9 817 100,4 129,6 Total crudos 917,1 1.014,2 941,4 949,9 937,7 1.005,0 Porcentaje B/A 42,9 42,5 39,4 38,4 35,8 37,7 Productos, MBD Porcentaje de rendimiento G.L.P. 7,9 7,1 7,6 9,1 8,2 9,2 Naftas/gasolinas 169,2 149,0 162,8 171,4 138,3 164,5 Gasolina de motor 166,5 173,4 175,1 182,9 189,3 198,3 Querosén/turboquerosén 74,5 79,0 81,7 81,8 75,1 92,0 Otros destilados 243,5 295,8 245,4 243,3 262,0 285,7 Residual bajo azufre 6,6 9,6 8,1 7,4 9,0 9,2 Residual alto azufre 242,9 286,1 236,8 235,1 250,6 228,0 Asfaltos 30,7 28,1 29,2 26,9 25,5 27,4 Lubricantes y bases 6,2 7,4 7,5 8,0 7,2 6,8 Otros 6,3 7,3 7,8 8,0 6,7 19,2 Subtotal 954,3 1.042,8 962,0 973,9 971,9 1.040,3 Consumo 61,5 64,0 64,8 68,9 64,0 66,5 Propio (pérdidas)/ganancias (9,4) (8,8) (13,7) (18,2) (10,4) (16,9) Total productos 1.006,4 1.098,0 1.012,1 1.023,6 1.025,5 1.090,0 Fuente: MEM-PODE, Dirección de Refinación y Petroquímica, 1994, p. 49; 1995, p. 61.
- 307. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 307 Tabla 6-15. Refinerías de PDVSA en el exterior País Capacidad Participación Suministro de crudo instalada PDVSA por PDVSA, 1994 MBD MBD MBD Antillas Neerlandesas Refinería Isla, Curazao 310 310 186 Estados Unidos Lake Charles, Louisiana 320 320 145 Corpus Christi, Texas 140 140 129 Paulsboro, New Jersey 84 84 35 Savannah, Georgia 28 28 13 Houston, Texas 265 29 135 Lemont, Illinois 153 77 130 990 678 587 Europa Gelsenkirchen, Alemania 226 113 Neustadt, Alemania 144 36 Karlsruhe, Alemania 174 29 192 Schwedt, Alemania 240 45 Nynasham, Suecia 25 13 Antwerp, Bélgica 14 7 Gothenburg, Suecia 11 6 64 Dundee, Escocia 10 5 Eastham, Inglaterra 26 6 256 870 260 512 Total 2.170 1.248 1.285 Fuente: Petróleos de Venezuela, Informe Anual, 1995, p. 33.
- 308. 308 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. ALEXANDER, Mary: How Petroleum Hydrocarbons Are Named, Oil and Gas Journal, 24-8-1953, p. 124. 2. American Society of Mechanical Engineers (A.S.M.E.): Boiler and Pressure Vessel Committee, New York, 1971. 3. A.S.T.M. (American Society of Testing Materials): Ben-zene, Toluene, Xylene and Solvent Naphtha, Philadelphia, September 1956. 4. CONANT, James B.; BLATT, Albert H.: The Chemistry of Organic Compounds, The Macmillan Company, New York, 1947. 5. CRAM, D.J.; HAMMOND, G.S.: Química Orgánica, McGraw- Hill Book Company, Inc., New York, 1963. 6. Foninves: La Refinación del Petróleo en Venezuela, Caracas. 7. Hydrocarbon Processing: “1980 Refining Process Hand-book”, September 1980, p. 93. 8. KALICHEVSKY, Vladimir A.; KOBE, Kenneth A.: Petro-leum Refining with Chemicals, Elsevier Publishing Com-pany, New York, 1956. 9. KALICHEVSKY, Vladimir A.: Modern Methods of Refining Lubricating Oils, Reinhold Publishing Corporation, New York, 1938. 10. KEENER, Joseph; KEYES, Frederick G.: Thermodynamics Properties of Steam, John Wiley and Sons, New York, 1944.
- 309. C a pí t u l o 6 - R e f i n a c i ó n 309 11. Lagoven S.A., Caracas: 1. MPRA, Sept. 1980 2. Proyecto de Modificación del Patrón de Refinación de la Refinería de Amuay. 12. MACKIE, W.F.; FIELD, John; BASKIN, R.M.; MARTINEZ PONTE, J.R.: Refinación, Capítulo VI, pp. 319-371, Con-vención Nacional de Petróleo, Ministerio de Minas e Hi-drocarburos, Caracas, 1951. 13. MARTINEZ, Aníbal R.: Chronology of Venezuelan Oil, George Allen and Unwin Ltd., Ruskin House-Musseum Street, London, 1969. 14. Ministerio de Energía y Minas, Caracas: 1. Memoria y Cuenta (anual). 2. PODE (anual), años 1984 a 1994. 15. NELSON, W.L.: Petroleum Refinery Engineering, McGraw- Hill Book Company, Inc., New York, 1958. 16. NELSON, W.L.: Evaluation of Crude Oils and Stocks, The Science of Petroleum, Oxford University Press, Oxford, England. 17. NELSON, W.L.: “Question on Technology”, en: Oil and Gas Journal: 1. “Which Processes are important in Gasoline Manufac-ture”, 8-4-1963, p. 77. 2. “Clean-Water Needs of Refineries”, 2-1-1963, p. 80. 3. “Complexity of World Refineries”, 2-11-1964, p. 69. 4. “What Are Average Distillation Curves of Crude Oils”, 14-10-1968, p. 126.
- 310. 310 E lP o z o I l u s t r a d o 18. Oil and Gas Journal: - “Guide to World Crudes”, April 26, 1976, p. 112; May 10, 1976, p. 85; May 24, 1976, p. 78; June 7, 1976, p. 139; June 21, 1976, p. 137; July 5, 1976, p. 98. - “Worldwide Refining”, December 18, 1995. - “Worldwide Construction Update”, April 8, 1996. 19. PERRY, R.P.; CHILTON, C.H.: Chemical Engineers Hand-book, McGraw-Hill Kosakusha, México, 1973. 20. RHODES, Anne K.: “Venezuelan refiner completes $2.5- billion refinery expansion”, en: Oil and Gas Journal Special, March 18, 1996, pp. 51-62. 21. ROSSINI, F.D.; MAIR, B.J.; STREIFF, A.J.: Hydrocarbons From Petroleum, Reinhold Publishing Corporation, New York, 1953. 22. SILLIMAN Jr., Benjamin: The First Scientific Analysis of Petroleum, 1855. A Facsimile of a Report on the Rock Oil, or Petroleum, From Venango County, Pennsylvania, print-ed By Paul H. Giddens, Meadville, Pennsylvania, 1949. 23. STORMONT, D.H.: “How to Be Sure You Are Buying the Right Crude for Your Needs”, en: Oil and Gas Journal, 5-04- 1963, p. 108. 24. The Babcock and Wilcox Company: Steam - Its Genera-tion and Use, New York, 1955. 25. The Chemical Publishing C.: Chemical and Engineering Dictionary, New York. 26. Petróleos de Venezuela S.A.: Informe Anual, años 1984 a 1995, Caracas.
- 312.
- 313. 313 C ap í t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a Indice Página Introducción I. El Crecimiento de la Industria Petroquímica • Insumos para producir gasolinas y caucho sintético (Buna) II. Derivados del Gas Natural • Construcción de plantas III. Procesos Petroquímicos • Producción de etileno • Los derivados del etileno • Plantas y procesos para el etileno • Versatilidad del propileno IV. El Desarrollo de la Petroquímica Venezolana • El complejo petroquímico Morón • El complejo petroquímico Zulia-El Tablazo • El complejo petroquímico Anzoátegui-Jose • Las empresas mixtas asociadas a Pequiven • Cronología de la industria petroquímica en Venezuela • Cobertura de los mercados V. El Futuro de la Petroquímica Referencias Bibliográficas 315 315 318 318 320 322 323 323 324 326 329 329 330 330 331 334 338 339 341
- 315. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 315 Introducción La petroquímica es la más joven de las industrias a base de los hidrocarburos. Su verdadero surgimiento ocurre en los Estados Unidos en la década de los años veinte. Sin embargo, el vocablo petroquímica apareció en las publicaciones técnicas petroleras muchísi-mos años después y correspondió la primicia a la revista semanal The Oil and Gas Journal en su entrega del 25 de junio de 1942. Este detalle lexicológico pasó inadvertido, quizá por la na-turaleza misma de su fundamento y por la ob-via familiaridad de la comunidad petrolera con la terminología geológica y química. Las raíces de la petroquímica se en-cuentran en la industria del carbón mineral y en la industria química clásica que se desarrollaron antes de la Primera Guerra Mundial (1914-1918). Los países europeos productores de carbón em-pezaron casi tres siglos atrás a utilizarlo como fuente directa de energía y para aplicaciones en la industria siderúrgica. Al correr de los años, la pulverización y la gasificación del carbón desem-bocaron en la extracción de combustibles. Por otra parte, la industria química europea, fuerte en el procesamiento y la refinación de aceites animales y vegetales, aportó sus tecnologías y experiencias para la comercialización petroquí-mica del carbón. Ejemplo de este desarrollo es el proceso Fischer-Tropsh que utilizaron los alema-nes durante la Segunda Guerra Mundial para abastecerse de gasolinas y otros combustibles mediante la licuefacción del carbón. Entre la Primera (1914-1918) y la Se-gunda Guerra Mundial (1939-1945), el petróleo cobró auge como fuente principal de energía y desplazó al carbón. Durante la Segunda Guerra Mundial empezó a destacarse la importancia de la petroquímica como contribuyente al esfuerzo bélico de los aliados, especialmente en los Esta-dos Unidos. De entonces acá, esa contribución ha adquirido importancia mundial y práctica-mente casi todos los países poseen plantas pe-troquímicas en menor o mayor escala. En el suplemento del Diccionario de la Lengua Española, Real Academia Española, décimanovena edición, 1970, página 1.410, se define petroquímico, ca, así: “Dícese de la in-dustria que utiliza el petróleo y el gas natural como materias primas para la obtención de pro-ductos químicos”. Lo interesante de esta cita es la fecha de aceptación del vocablo por la Academia. Sin embargo, el vocablo había entrado muchos años antes a la jerga petrolera de los países hispanos. Por ejemplo, los primeros pasos para la creación de la industria petroquímica venezolana se die-ron en 1953. El Ejecutivo Nacional mediante de-cretos N° 367 y 368, del 29 de junio de 1956, adscribió el Instituto Venezolano de Petroquími-ca al entonces Ministerio de Minas e Hidrocar-buros, hoy Ministerio de Energía y Minas, y lo dotó del Estatuto Orgánico correspondiente. I. El Crecimiento de la Industria Petroquímica La Segunda Guerra Mundial (1939- 1945) marcó el crecimiento de la industria pe-troquímica, especialmente en los Estados Uni-dos debido a su gran número de plantas de tratamiento y extracción de líquidos del gas natural y a su gran capacidad de refinación de hidrocarburos. El inmenso volumen de pro-ducción autóctona de crudos en los estados de California, Kansas, Louisiana, Oklahoma y Te-xas, sirvió para que la petroquímica se expan-diese rápidamente. Asegurado el volumen de materias primas requeridas, y dada la capacidad de las instalaciones disponibles sólo había que hacer-les a éstas modificaciones y/o ampliaciones, pe-ro también se instituyó un programa de cons-trucción de nuevas plantas para satisfacer los suministros exigidos por la guerra, a saber: ga-
- 316. 316 E lP o z o I l u s t r a d o solinas sintéticas para la aviación, cauchos o gomas sintéticas para una multiplicidad de usos, y una serie de componentes básicos para la manufactura de explosivos. Para responder a los retos plantea-dos, los expertos estadounidenses en las cien-cias y tecnologías de la química del petróleo, de la refinación de hidrocarburos, de la petroquí-mica y de diseño y manufactura de todo tipo de equipos requeridos, se volcaron violentamente a dar respuestas a la variedad de problemas plan-teados, los cuales resolvieron aceleradamente. Los siguientes ejemplos son testimo-nio de la reorientación e interacciones logradas en las operaciones de refinación y la petro-química de entonces en expansión. Nelson Fig. 7-1. Flujograma general de varios procesos químicos fluidos. cámara de reacción del catalizador recirculación Las líneas discontinuas representan operaciones alternas. calentador o enfriador carga Proceso Ejemplo Ajuste de temperatura Uso de cámara del tipo de insumo (equipo) de reacción o catalizador Desintegración o reformación Gasóleo o nafta Calentador, tipo serpentín Térmica o catalítica Alquilación hidrofluórica Isobutano o isobuteno Enfriador de agua Ninguna Desulfuración Gasolina Calentador, tipo serpentín Bauxita Alquilación de neoxano Isobutano y etileno Calentador, tipo serpentín Ninguna Polimerización fosfórica Propano, isobutano, etc. Calentador, tipo serpentín Acido fosfórico Deshidrogenación de isobuteno Isobutano Calentador, tipo serpentín Oxido de cromio en alúmina Deshidrogenación de butadieno Isobuteno Calentador, tipo serpentín Oxido de cromio en alúmina Isomerización de butano Butano Calentador a vapor Acido hipoclórico y cloruro
- 317. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 317 (ref. 8) publicó un esquema fundamental del flujograma general que sirve a varios procesos químicos, con acotaciones sobre aspectos ope-racionales como se indica en la Figura 7-1. Este esquema fue muy útil para los técnicos y operarios de las refinerías pequeñas. La emergencia bélica requería modificaciones rápidas y sencillas en las instalaciones exis-tentes para obtener productos básicos y suplir las necesidades de combustibles para la aviación. Simultáneamente, para satisfacer exigencias más profundas y de mayor alcance, se pro-cedió con la investigación para crear nuevos procesos y los respectivos diseños requeridos para la construcción de nuevas plantas. C A B fuentes de recursos alternos de recirculación D separador o vaporizador sistema de fraccionamiento E Sistema de fraccionamiento Producto del separador Para recirculación Desecho Producto principal Residuo desintegrado Recirculación de gasóleo por B Gas por D Gasóleo por C Recirculación de ácido Isobutano por C ---- Alquilato por B Ninguno Nada Sulfuro por D Gasolina por B Gasolina cruda por A Isobutano por B Gas por D Gasolina por A Gasolina cruda por A Olefinas por C Gas por D Gasolina polimerizada por A Aceite pesado por A Nada Hidrógeno por D Isobuteno (impuro) por B Polímeros pesados por A Nada Hidrógeno por D Butadieno (impuro) por B Gas de desechos por E Acido hidroclórico por D Gas por E Isobuteno por B
- 318. 318 E lP o z o I l u s t r a d o Insumos para producir gasolinas y caucho sintético (Buna) Para producir estos dos productos a la brevedad posible, utilizando insumos fácil-mente asequibles, Nelson (ref. 8) sugirió las si-guientes combinaciones y mezclas de volúme-nes que debían utilizarse en los respectivos procesos (Figura 7-2). Consideradas en la actualidad, estas recomendaciones son históricas si se toma en cuenta que fueron hechas en 1942, escasamen-te a siete meses de verse involucrado Estados Unidos en la Segunda Guerra Mundial por el ataque a Pearl Harbor, Hawaii. De entonces acá, tanto nuevos procesos químicos y petro-químicos como novedosos diseños y avanza-das modalidades de construcción de plantas han logrado mayor eficiencia y diversidad en las operaciones. II. Derivados del Gas Natural El gas natural se ha convertido en uno de los principales insumos de la industria petroquímica moderna. Sus derivados propor-cionan una variada gama de substancias pri-marias que a través de subsecuentes procesos y tratamientos se van transformando y multi-plicando en otros semiproductos o productos que al final todos, en una forma u otra, son parte esencial de todas las actividades cotidia-nas de una vida moderna. 106,53 m3 gasolina natural 15,9 m3 isopentano 477 m3 gasolina natural 55,65 m3 gasolina catalítica 159 m3 gasolina de 91 octanos 1.303,80 m3 crudo de alto octanaje 143,1 m3 gasolina de 72 octanos 1,05 cc tetraetilo de plomo por litro 23,85 m3 isopentano 159 m3 gasolina de 100 octanos 278,25 m3 crudo promedio 159 m3 butanos 79,50 m3 alquilatos 111,30 m3 gasóleo O esta alternativa 1.113 m3 crudo promedio 23,85 m3 isopentano 79,50 m3 alquilato 55,65 m3 gasolina catalítica 1,05 cc tetraetilo de plomo por litro 9.540 m3 gasolina natural 2.305,50 m3 n-butano 1.160,70 m3 butadieno 1.000 toneladas de caucho crudo sintético tipo Buna S 318 m3 bencina 56.677 m3 etileno 286,20 m3 estireno 1,05 cc tetraetilo de plomo por litro Fig. 7-2. Relaciones de insumos y mezclas fundamentales para producir gasolinas de alto octanaje y caucho sintético.
- 319. AGUA-MONOXIDO DE CARBONO SULFURO DIMETILICO ISOBUTILENO DIMITIL SULFOXICO ISOPRENO POLIISOPRENO USOS Solventes Sabores artificiales Odoríferos Solvente Medicinas 319 Neumáticos Mangueras Cintas transportadoras Zapatos Artículos médicos y deportivos Partes mecánicas RESIDOLES PLASTIFICANTE RESINAS POLIESTER RESINAS FENOLICAS Para cloruro de polivinilo Laminado de madera Pintura y caucho HIDROGENO ACIDO GLICOLICO ETILENGLICOL ACETALDEHIDO PENTAERITRITOL TRIMETILPROPANO EXAMETILENT TRAMINA AMONIACO Resinas Barnices Productos farmacéuticos Plastificantes Insecticidas Aceites Explosivos Barnices Resinas Aceites Catalizadores Productos farmacéuticos Textiles Explosivos Fungicidas Mordientes Fungicidas ETER DIMETILICO FORMALDEHIDO ACETATO DE ETILO ACIDO ACETICO ACIDO SULFURICO ACIDO ACETICO ALCOHOL ACETICO NORMAL ANHIDRIDO ACETICO ACETATO DE VINILO Solvente Sabores artificiales Perfumes Cerdas artificiales Industria farmacéutica Rayón Solventes Plastificantes Fluidos hidráulicos Detergentes Resinas Fibras Productos farmacéuticos Mordientes Perfumes Explosivos 2-ETIL-HEXANOL Plastificantes Antiespumantes Humectantes Solventes PENTAERITRITOL Resinas Barnices Productos farmacéuticos Plastificantes Insecticidas Explosivos Drogas Perfumes Sabores artificiales Productos fotográficos ACETALDEHIDO ACRILATO DE ETILO Polímeros Pinturas acrílicas ACIDO SULFURICO MONOXIDO DE CARBONO AMONIACO ACIDO ACETICO ACETATO DE ETILO ACETONA CIANHIDRINA DIOXIDO DE CARBONO UREA HIDROGENO AMONIACO PROPILENO ETILENO BUTANO HIDROGENO GASOLINA NATURAL Anestésico Síntesis orgánicas Análisis químicos Solventes Fumigantes Solventes Plastificantes Aditivos Recubrimientos Resinas acrílicas Telas, películas para embalar, adhesivos, ais-lamientos películas fotográficas, piscinas, partes de auto-móviles y aviones, acabado de muebles y la-minados Fertilizantes Resinas eléctricos, “cinta” magnética, Fertilizantes Acido nítrico Sulfato de amonio ETERES DE ETILENGLICOL FIBRAS Y RESINAS POLIESTER Ver Figura 7-7 Ver Figura 7-5 ISOBUTILENO Caucho sintético N. PROPANOL ISOBUTANOL METIL-ETIL-CETONA Catalizador Solventes Síntesis orgánicas Esteres butílicos Solventes Butiraldehído Acetato de celulosa Esteres acéticos Acido cloroacético Esteres de celulosa (fibras y lacas) Aspirina ETILENO Solventes, recubrimientos, plásticos y otros Síntesis ANHIDRIDO ACETICO ETANOL Adhesivos, recubrimientos, alcohol polivinilo y butiral, copolímero con cloruro de vinilo y otros Agentes de superficie activa y carvaryl, car-varyl (insecticida), aditivo gasolinas, dimetil formamida (solvente), medicina (mono, di y tri) RESINAS ACRILICAS Decoración, neveras, plásticos reforzados, recubrimientos, adhesivos, acabados de tex-tiles y cueros RESINAS POLIESTER ETILENGLICOL P. XILENO FORMALDEHIDO ALCOHOLES SUPERIORES ETANOL GAS NATURAL GLP METANO METANOL ETANO/PROPANO ETER ETILICO ACETATO DE VINILO METIL AMINAS METACRILATO DE METILO DIMETIL TEREFTALTO Esteres propílicos Peróxido de hidrógeno Solventes Fig. 7-3. Procesos y productos derivados del gas natural.
- 320. 320 E lP o z o I l u s t r a d o El flujograma anterior expresa muy bien la cadena de transformación del gas natu-ral al someterlo a procesos petroquímicos. El Capítulo 5 explica los aspectos técnicos fundamentales de los hidrocarburos gaseosos y líquidos que componen el gas na-tural y es recomendable repasar el contenido de ese capítulo al leer éste sobre Petroquímica. Construcción de plantas Al terminar la Segunda Guerra Mun-dial en 1945, los países que habían estado in-volucrados directamente en el conflicto comen-zaron a dedicar esfuerzos a la expansión de sus actividades petroquímicas y muchos otros que no contaban antes con instalaciones para estas actividades se iniciaron en el negocio. De manera que veinte años después (1965) se habían construido y estaban funcio-nando en el mundo 943 plantas de diferentes capacidades y variedad de operaciones, distri-buidas como se indica en la Tabla 7-1. Todos los años, las empresas petro-leras y petroquímicas revisan y reformulan sus programas y proyecciones de actividades para responder a la demanda inmediata y futura de crudos y de gas, de donde se obtienen los mi-les de productos requeridos para las modalida-des de la vida moderna. De allí que la capacidad instalada de las plantas existentes y las características de los procesos empleados sean objeto de estudios y evaluaciones para decidir qué medidas deben tomarse para satisfacer la demanda de produc-tos. Al final de cuentas, estas medidas englo-ban una variedad de aspectos que afectan las operaciones. Por ejemplo: • Disponibilidad, tipo y característi-cas de la materia prima: gas y/o petróleos y derivados. • Capacidad actual e interrelación de las plantas y procesos instalados. • Modificaciones y/o ampliaciones a la capacidad actual y a las interrelaciones de las plantas y procesos utilizados. • Adiciones de nuevas plantas y procesos para expandir o interrelacionar más eficazmente las plantas y procesos existentes. • Construcción de nuevos comple-jos, totalmente separados y/o diferentes a los existentes. • Evaluación de la disponibilidad de recursos financieros, humanos y físicos para acometer las medidas propuestas. • Estudios sobre el comportamiento y proyecciones del mercado nacional e inter-nacional y sus efectos sobre inversiones, pro-ducción y rentabilidad. • Apreciación de la ciencia y tecno-logías actuales y/o promesas de investigacio-nes en desarrollo o formulaciones para inves-tigaciones inmediatas o futuras. Tabla 7-1. Plantas petroquímicas en funcionamiento, 1965 Región No. de plantas Porcentaje País No. de plantas Porcentaje mundial mundial Norteamérica 516 54,7 Estados Unidos 492 52,2 América Latina 53 5,6 México 18, Argentina 11, 38 4,0 Brasil 9 Medio Oriente/Africa 7 0,7 Israel 3, Suráfrica 3 6 0,6 Europa Occidental 238 25,2 Francia 71, Italia 34, 148 15,7 Reino Unido 43 Australia/Asia 129 13,8 Japón 94, Australia 19 113 12,0 Total 943 100,0 797 84,5
- 321. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 321 Es importante apreciar cómo empe-zó a crecer la industria petroquímica mundial y los avances logrados veinte años después de la Segunda Guerra Mundial. Llama la atención el número de plantas construidas en países sin recursos de hidrocarburos en su subsuelo, sig-nificativamente en Europa Occidental y Austra-lia/ Asia. Para entonces, en 1965, en Venezuela, en el complejo Morón, estado Carabobo, la manufactura de productos petroquímicos y sus respectivos volúmenes en toneladas métricas fue de: fertilizantes 299.205; clorosoda 17.489; explosivos 983 y material para usos en minas 46.421. La industria petroquímica venezolana estaba comenzando. Su futuro, desde el punto de vista de suministros, era promisorio. Vene-zuela tenía entonces una producción diaria de crudos de 3,4 millones de barriles y 112 millo-nes de metros cúbicos de gas natural, cifras respaldadas por grandes volúmenes de reser-vas probadas. A partir de 1974 la construcción de plantas petroquímicas se orientó a producir más amoníaco, urea, polietileno, bencina, óxi-do de etileno, glicol, metanol, estireno, cloruro de polivinilo, propileno y polipropileno. Por tanto, en los años 1974-1984, inclusives, Tabla 7-2, los esfuerzos, planes y programas anuales de construcción fueron extensos. Países que antes no figuraban en la lista de poseedores de plantas petroquímicas comenzaron a mostrar desde 1981 un buen número de programas de construcción de plantas, entre ellos: Bolivia 15; China 31, Rumania 27 y Arabia Saudita 19. Es-tas cifras destacan la importancia que cada vez más adquirió entonces la petroquímica como industria mundial. Además, es muy importante mencio-nar los beneficios concomitantes que en esos años se lograron en las ciencias y las tecnolo-gías petroquímicas. En corto tiempo se produ-jeron adelantos muy significativos en la con-cepción y utilización de nuevos procesos pe-troquímicos; novedosos diseños para la cons-trucción, pruebas y arranque de plantas; mejor utilización de las materias primas y mayor pro-ductividad en las operaciones. Las metas alcan-zadas entonces hicieron posible que la petro-química sea hoy la gran industria transforma-dora de hidrocarburos. La construcción mundial de plantas petroquímicas en los años señalados permitió el aumento significativo de la manufactura de productos y la globalización de la industria. En pocos años, la petroquímica se convirtió en factor decisivo de la industrialización de mu-chos países, especialmente en el Lejano Orien-te y Asia. Característico de la industria petro-química es su tecnología fundamental de pro- Tabla 7-2. Construcción mundial de plantas petroquímicas, 1974-1984 Región No. de plantas Porcentaje País No. de plantas Porcentaje mundial mundial regional Norteamérica 639 14,0 Estados Unidos 497 10,9 77,8 América Latina 788 17,2 Brasil 229 5,0 29,1 Asia/Pacífico 1.104 24,2 India 253 5,6 22,9 Japón 252 5,5 22,8 Europa (Occidental) 866 19,0 España 150 3,3 17,3 Europa (Oriental) 621 13,6 Unión Soviética 196 4,3 31,6 Medio Oriente/Africa 548 12,0 Turquía 106 2,3 19,3 Total mundial 4.566 100,0 1.683 36,9 Fuente: Oil and Gas Journal, April 23, 1984, p. 108. Mayor número de construcciones
- 322. 322 E lP o z o I l u s t r a d o cesos que está en constante progreso y auna-do a esto la construcción de plantas. Los catá-logos técnicos de la industria ofrecen más de 200 procesos petroquímicos para satisfacer las expectativas más exigentes de cualquier opera-dor en caso de exigir una planta o complejo radicalmente nuevo; modificar o convertir a otros fines instalaciones existentes, o cambiar procesos existentes para añadir nuevas instala-ciones complementarias. Todas las opciones de modificación en las operaciones conllevan optimar la utiliza-ción de las materias primas, para ampliar la di-versificación de productos, aumentar los volú-menes de productos y asegurar mayores már-genes de ganancia neta a través de la produc-tividad integral. La Tabla 7-3 refleja la actividad petroquímica mundial de los últimos años. Las cifras destacan el auge que la construcción de proyectos petroquímicos ha mantenido en el área Asia/Pacífico. Durante los años 1974-1984, 1985-1989 y 1990-1995 se lo-graron las significativas cifras de 24,2; 40,2 y 43,2 %, respectivamente, de los proyectos pe-troquímicos activos en el mundo. Países como Japón, la antigua Unión Soviética, Corea del Norte, Corea del Sur, Filipinas, Hong Kong, China y otros, sin tener suficientes recursos pro-pios de hidrocarburos convencionales (excepto Rusia y China), han logrado desarrollar una in-dustria petroquímica pujante, acorde con el po-tencial industrial de la región y las inmensas perspectivas de consumo de su población, 3.428 millones de habitantes (1996). III. Procesos Petroquímicos Actualmente existen más de 200 pro-cesos petroquímicos, en su mayoría desarrolla-dos y patentados por firmas alemanas, estado-unidenses, francesas, inglesas, italianas y japone-sas. La dedicación de esfuerzos y recursos para la investigación, experimentación y desarrollo de nuevos procesos no se detiene. Tampoco se deja de evaluar y buscar vías para mejorar y hacer más eficaces los procesos conocidos. La investigación, la experimentación y el desarrollo de procesos han mantenido a la industria petroquímica en constante rejuvene-cimiento y le han dado flexibilidad para sortear los cambios en las materias primas disponibles, para resistir las arremetidas de la inflación, pa-ra soportar los incrementos de costos y para atender la demanda de una extensa variedad de productos. Cada proceso tiene sus característi-cas propias de funcionamiento en lo que se refiere a la materia prima o semielaborada que constituye el insumo básico. La selección de procesos y la manu-factura de productos químicos son casi ilimita-das pero la cadena de procesos, la capacidad y la variedad de productos de un complejo pe-troquímico están en función de las condiciones Tabla 7-3. Resumen mundial de proyectos petroquímicos activos Región 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Norteamérica 219 222 227 199 157 181 América Latina 207 184 177 138 121 129 Europa 315 281 222 238 222 237 Africa 26 41 36 32 23 31 Cercano Oriente 132 118 127 111 99 95 Lejano Oriente 650 633 575 574 594 680 Australia 41 60 61 63 53 58 Total mundial 1.590 1.539 1.425 1.345 1.269 1.411 Fuente: Hydrocarbon Processing, octubre, años 1991, 1993, 1995.
- 323. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 323 Fig. 7-4. El flujograma de cada proceso representa el conjunto de elementos específicos necesarios para realizar el tratamiento de la materia prima en las etapas requeridas y producir determinados semiproductos o productos. Los elementos básicos son: reactores, condensadores, desgasificadores, destiladores, recicladores, deshidratadores, despojadoras, desulfuradoras, neutrali-zadores, separadores, reformadores, absorbedoras, y muchas más, con sus respectivos equipos complementarios para manejar los servicios requeridos: agua, vapor, gas, refrigeración, calefacción, medición, control y seguridad. del mercado, de los aspectos económicos y de la rentabilidad de las operaciones. Producción de etileno El etileno es el caballito de batalla de la manufactura de productos químicos. Se obtiene de los líquidos del gas natural, de las naftas, de los gasóleos y del metano. La prefe-rencia de una de estas fuentes depende de las posibilidades y confiabilidad del suministro y del precio. El aumento de la capacidad mundial de instalaciones de etileno ha sido sostenido. Entre las cifras de 1983 y 1995 destacan en au-mento las correspondientes a Asia/Pacífico y Norteamérica (Tabla 7-4). Los derivados del etileno De los derivados del etileno se con-feccionan diariamente una casi inagotable se-rie de artículos que se utilizan en todas las actividades de la vida moderna. Esta prodigio-sidad del etileno ayuda a conservar muchos otros recursos minerales y vegetales que antes constituían las fuentes principales para la ob-tención de esos artículos. Además, tanto la abundancia del gas y de los derivados del pe-tróleo como la tecnología moderna de la ma-nufactura de plásticos y otros artículos a partir del etileno, han permitido que los precios de todos esos artículos sean más asequibles a la totalidad de la población mundial. La Figura 7-5 recoge muy sucinta-mente varios derivados básicos e intermedios y productos finales que se obtienen del etileno. Tabla 7-4. Capacidad mundial de etileno, 1.000 tm/año Area 1983 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Africa s/d 709 885 885 885 983 1.105 Asia/Pacífico 8.135 7.481 12.465 14.362 15.267 15.955 16.427 Europa Occidental 16.531 15.875 16.890 17.825 18.655 18.938 19.132 Europa Oriental/Rusia s/d 6.855 6.453 6.083 6.043 6.013 6.879 Medio Oriente s/d 3.031 3.187 3.112 3.402 4.641 3.979 Norteamérica 19.104 21.529 24.334 25.196 25.209 26.418 26.916 América Latina 3.600 2.165 2.205 2.436 2.911 3.651 3.340 Total mundial 47.370 57.645 66.419 69.899 72.372 76.599 77.776 Fuente: Oil and Gas Journal, September 26, 1983, p. 60; September 10, 1990, p. 51; April 1, 1991 p. 22; March 29, 1993, p. 45; April 25, 1994, p. 36; April 17, 1995, p. 34.
- 324. 324 E lP o z o I l u s t r a d o Resinas de polietileno Oxido de etileno Etil-benceno Plantas y procesos para el etileno El tratamiento de la carga de hidro-carburos para la obtención de etileno se basa en la pirólisis en presencia de vapor de agua, o sea la descomposición química u otro cam-bio químico logrado por la acción del calor, sin considerar la temperatura envuelta en el pro-ceso. Según el tipo de carga y el diseño y las especificaciones de la planta, la temperatura impartida a la carga en el horno al comienzo Etileno • Botellas • Envases • Juguetes • Protección de cables • Tubería • Películas y láminas Alta densidad • Películas y láminas • Protección de cables • Envases • Películas en papeles Baja densidad Eteres de glicol • Líquido para frenos • Solventes • Anticongelantes • Celofán • Explosivos • Fibras • Películas • Secadores de gas • Agentes de activación superficial Glicoles Aminas • Absorbedores de gases ácidos • Agentes de activación superficial • Textiles • Cosméticos • Fibras • Acetato de celulosa • Aspirina Etanol Acetaldehído Anhídrido acético Acido acético • Solventes • Acetato de etilo • Plásticos de estireno • Caucho sintético • Plásticos • Mezcla de tetraetilo de plomo • Tetraetilo de plomo • Caucho de alta tenacidad • Alcoholes • Dibromuros de etileno Estireno Dicloruro de etileno Cloruro de vinilo Cloruro de etileno Fig. 7-5. Procesos del etileno y productos derivados.
- 325. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 325 del proceso puede estar en el rango de 220 a 920 °C. Los hornos o calentadores son del tipo de serpentín y la carga conjuntamente con el vapor fluye por los tubos. Al salir la carga del horno comienza a ser sometida a los dife-rentes pasos requeridos por el determinado proceso seleccionado: enfriamiento, fracciona-miento, catálisis, separación, compresión, re-moción de sustancias coadyutorias, seca-miento, recirculación u otros para obtener por operaciones intermedias coproductos olefíni-cos y aromáticos conjuntamente con el etileno. Para la producción de óxido de etileno y glico-les se emplean, con el etileno, el aire o el oxí-geno como agentes oxidantes. La carga primaria para la producción de etileno puede lograrse de los siguientes de-rivados del petróleo: etano, propano, etanol, naftas livianas o pesadas, querosén, gasóleo o gasóleos producidos al vacío, líquidos del gas natural y gases producidos en la refinería. El etileno tiene las siguientes carac-terísticas: Fórmula química: C2 H4 Peso molecular: 28,0 Gravedad específica: 0,35 a 60 °F (15,5 °C) Peso, kg/litro: 0,35 Temperatura de ebullición: - 103,7 °C Pureza típica: 99,0 - 99,5% CH2 CH2 H H C = C H H El siguiente flujograma (Figura 7-6) es similar al de la planta de olefinas del complejo petroquímico Zulia-El Tablazo, estado Zulia. carga horno deetanizadora Fig. 7-6. Flujograma de un proceso para obtención de etileno. secadora etileno propileno metano hidrógeno etano propano vapor de alta presión vapor de alta presión torre de enfriamiento fraccionadora de gasolina combustóleo pirolítico enfriador y separación de hidrógeno carga de gas comprimido y removedor de gas ácido desmetanizadora fraccionadora de etileno despropanizadora fraccionadora de propileno gasolina pirolítica debutanizadora H2 H2 mezcla de C4's Fuente: C.E. Lummus, Hydrocarbon Processing, Nov. 1981, p. 155.
- 326. 326 E lP o z o I l u s t r a d o Versatilidad del propileno El propileno, como coproducto en la producción de etileno o como derivado se-cundario de las operaciones de refinación, vía el craqueo térmico y catalítico, es riquísima fuente para la manufactura de productos que finalmente se convierten por otros procesos en una infinidad de artículos utilizados diariamen-te en muchas actividades de la vida moderna. Las características del propileno son: Formula química: C3H6 Peso molecular: 42,1 Temperatura de ebullición: - 47,7 °C Densidad °API: 50,8 Gravedad específica: 0,78 a 60 °F (15,5 °C) Peso, kg/litro: 0,70 Poder calorífico bruto como gas a 15 °C, kilo-cal/kilo: 11.688 Neto: 10.938 CH3 • CH CH2 H H H C CH = C H H
- 327. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a • • Fig. 7-7. Procesos del propileno y productos derivados. 327 Amoníaco • • • • Isopreno • Neumáticos • Zapatos • Artículos médicos y deportivos Caucho poli-isopreno • Neumáticos • Aislamiento eléctrico • Solvente del SBR • Plastificantes • Plastificantes • Detergentes Butadieno Anhídrido ftálico Caucho poli-isobutileno-isopreno Oxo alcoholes Plastificantes ftálicos Acido adípico Plastificantes adípicos Propileno tetrámero Dodecilbenceno Benceno Etanolaminas Alkilbenceno sulfonatos Isopropanol Propenil-alcohol Acetona Bis- Fenol A Resinas epoxy • Adhesivos • Recubrimiento • Laminación Fenol Epilclorhidrina Poliacrilonitrilo • Textiles Acrilonitrilo Caucho polibutadieno acrilonitrilo • Neumáticos • Mangueras Butadieno • Rodillos de impresión • Láminas • Películas • Tuberías • Conductores eléctricos • Baldosas • Recubrimiento de alambres • Botellas • Zapatos Plásticos Polipropileno Poliestireno Polietileno PVC • Resinas poliéster • Liga para frenos • Plastificantes Glicoles Propilén-clorhidrina Oxido de propileno • Poliuretanos • Agentes tenso activos • Resinas fenólicas • Agentes tenso activos • Herbicidas • Aspirina Fenol Acetona Derivados clorados • Pesticidas • Agentes tenso activos • Plastificantes • Solventes Propileno Cumeno • Intermediario para orgánicos y farmacéuticos • • • •
- 328. USOS Recubrimientos, par-tes de refrigeradoras y aparatos de aire acon-dicionado, artículos del hogar, enseres 328 E l P o z o I l u s t r a d o Etilbenceno Estireno Poliestireno Etileno Benceno Nafta aromática Propileno Formaldehído Cumeno Fenol Moldeo, bakelita, laca, adhesivos SBR-PB Neumáticos, calzados, mangueras, cintas trans-portadoras Plásticos reforzados, (botes, piscinas, etc.), fibras, espumas plastifi-cantes, acabados de muebles y pisos Resinas poliéster Recubrimientos, lacas, barnices Resinas maleicas Hexacloro benceno Lirdako HCB 24 insecti-cida fungicida, síntesis orgánica Acetona Síntesis de metilisobuti-lacetona, metilisobutil-carbinol, metacrilato de metilo, acetato de ce-lulosa, pinturas, bar-nices, lacas, limpieza y secado Resinas fenólicas Bisfenol A Resinas epoxi Recubrimientos de tan-ques, tuberías, etc., an-ticorrosivos, adhesivos, plásticos reforzados con fibra de vidrio Acetona Epiclorohidrina Acido sulfúrico Monocloro benceno Ciclo hexano Ciclo hexanona Caprolactama Nailon 6 Fibras y resinas de moldeo, llantas y teji-dos plásticos Sulfato de amonio Acido adípico Nailon 6/6 Fibras, llantas, tela im-permeable Dodecil benceno Detergentes Fibras textiles poliesté-ricas, cordeles de llan-tas, láminas plásticas P - Xileno O - Xileno Acido tereftálico Dimetril tereftalato Polietilén tereftalato Metanol Etilenolicol Plastificantes de PVC y otros plásticos Ftalatos plastificantes Resinas poliéster Resinas aloudicas Plásticos reforzados, (botes, piscinas, etc.), fibras, espumas plastifi-cantes, acabados de muebles y pisos Lacas, recubrimientos, esmalte al horno Anhídrido ftálico Oleum Polioles Trinitro-tolueno Toluendoso cianato Explosivos Poliuretano Colchones, rellenos, ais-lantes, recubrimientos, empaque, textiles Dinitro-tolueno Tetrámero de propileno Otros Xilenos Tolueno Anhídrido maleico Fig. 7-8. Procesos de la nafta aromática para obtener BTX y derivados.
- 329. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 329 IV. El Desarrollo de la Petroquímica Venezolana Vistos el desarrollo y la importancia de las actividades petroquímicas iniciadas des-pués de la Segunda Guerra Mundial, Venezuela optó en 1953 por una mayor utilización del gas natural y ciertos derivados del petróleo a través de los procesos petroquímicos. Para lograrlo creó la Petroquímica Nacional, adscrita al enton-ces Ministerio de Minas e Hidrocarburos. De ese año acá, la industria petro-química venezolana ha evolucionado en su es-tructura y organización, para finalmente ser transformada (1977) en Petroquímica de Vene-zuela S.A. (Pequiven), responsabilidad directa y filial de Petróleos de Venezuela S.A. El complejo petroquímico Morón Las bases para las primeras plantas petroquímicas venezolanas se echaron en Mo-rón, estado Carabobo, en 1956 y para 1958 es-tuvieron Fig. 7-9. Vista parcial del complejo petroquímico Morón. listas la planta de Clorosoda, una pe-queña refinería experimental para procesar cru-dos pesados y la planta Mezcladora de Fertili-zantes. Años más tarde (1962, 1963, 1965, 1968, 1971, 1977) se tomaron decisiones y ac-ciones pertinentes que modificaron, mejoraron, ampliaron y modernizaron las operaciones del complejo Morón, de la siguiente manera: Planta Capacidad instalada Insumos Productos (coproductos) Amoníaco 198.000 TMA Gas natural/aire Amoníaco, dióxido de carbono Urea 248.000 TMA Amoníaco/dióxido de carbono Urea Sulfato de amonio 79.200 TMA Amoníaco/ácido sulfúrico Sulfato de amonio Acido nítrico 61.000 TMA Amoníaco/aire Acido nítrico (53 % conc.) 9.900 TMA Acido nítrico/ácido sulfúrico (98 % conc.) Acido sulfúrico 198.000 TMA Azufre elemental/aire Acido sulfúrico/oleum (98 % conc.) 16.500 TMA (106 % conc.) (OLEUM) Acido fosfórico 165.000 TMA Acido sulfúrico/roca fostática Acido fosfórico Superfosfato triple 99.000 TMA Roca fosfática/ácido fosfórico Superfosfato triple en polvo Granulados 290.000 TMA (1) (1) Acido fosfórico/amoníaco (1) Fosfato diamónico (capacidad variable) 303.600 TMA (2) (2) Superfosfato triple, potasa, (2) Fertilizantes NPK urea, sulfato de amonio y (nitrógeno/fósforo/potasio) relleno -según fórmula- para mezclar con amoníaco 462.600 TMA (3) (3) A partir de superfosfato (3) Superfosfato triple triple en polvo en combinación con vapor
- 330. 330 E lP o z o I l u s t r a d o El complejo petroquímico Zulia-El Tablazo El complejo petroquímico Zulia-El Tablazo, ubicado al norte de los Puertos de Altagracia, Costa Oriental del Lago de Mara-caibo, estado Zulia, fue concebido en 1965. Los trabajos de construcción de las plantas se iniciaron en 1969, y ya para 1976 estaban con-cluidas en su mayor parte. El complejo dis-pone de área suficiente para ampliación de las plantas existentes y para la adición de otras. La construcción de este complejo au-mentó significativamente la expansión de las ac-tividades petroquímicas venezolanas e impulsó el aprovechamiento del gas natural como fuen-te básica de insumos para este tipo de opera-ciones. El Tablazo comenzó con las siguientes plantas y capacidad instalada de productos: Fig. 7-10. Vista parcial del complejo petroquímico Zulia-El Tablazo. Planta Capacidad instalada Insumos Productos (coproductos) Clorosoda 40.000 TMA Sal común Cloro Soda cáustica 45.000 TMA Soda cáustica Acido clorhídrico 16.500 TMA Cloro/hidrógeno Acido clorhídrico Hipoclorito de sodio Procesamiento 4.676,8 Mm3/d Gas natural Etano: 145.200 TMA de gas natural Propano: 177.000 TMA (Corpoven S.A.) Gas residual: 3.741,5 Mm3/d Butano: 115.500 TMA Gasolina natural: 79200 TMA Olefinas 150.000 TMA Etano/propano Etileno 94.000 TMA Propano Propileno Cloruro de polivinilo 40.000 TMA Etileno/cloro Cloruro de polivinilo (Petroplas) vía monocloruro de vinilo por craqueo de dicloruro de etileno El complejo petroquímico Anzoátegui-Jose Jose, ubicado a 15 kilómetros de Puerto Píritu y a 28 kilómetros de Barcelona/Puerto La Cruz, es el nombre regional del punto geográ-fico en la costa centro norte del estado Anzoá-tegui donde está el complejo petroquímico e industrial “General José Antonio Anzoátegui”, de Pequiven. El desarrollo petroquímico de Pequiven en oriente tiene un gran futuro porque la re-gión es rica en gas natural. En Monagas y An-zoátegui, la producción diaria bruta de gas en 1995 fue de 72,7 millones de metros cúbicos aproximadamente, equivalente a 54,8 % de la producción nacional, y petróleo 1,063 millones de barriles por día o 38 % del volumen total del país. Por tanto, los nuevos descubrimientos de yacimientos petrolíferos en la región re-fuerzan la posición industrial y empresarial de Pequiven. Los volúmenes de metano, butano e
- 331. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 331 isobutano que requiere el complejo Anzoáte-gui- Jose provienen del complejo criogénico de Oriente. El complejo Anzoátegui-Jose tiene una superficie de 740 hectáreas y Pequiven ha uti-lizado hasta ahora 262 hectáreas, donde se han instalado las plantas y todos los servicios de agua, electricidad, gas, generación de vapor y otras instalaciones como oficinas administrati-vas, servicio de bomberos, sistema de interco-municaciones, clínica, vigilancia, sistema de disposición de efluentes industriales, manteni-miento para satisfacer los requerimientos de las operaciones de las empresas Super Octa-nos, Metor y Supermetanol. (Ver el resumen de actividades de Pequiven en la Tabla 7-5). El desarrollo del complejo Anzoátegui- Jose es demostración de la experiencia y com-petitividad de Pequiven, cuya cultura empre-sarial no escatima esfuerzos por mantener actualizada la capacidad de sus recursos humanos, revisión permanente de los procesos de trabajo, uso de la tecnología moderna para fortalecer la productividad de sus plantas, atención esmerada y consciente a la conser-vación del ambiente y relaciones interactivas con las comunidades donde realiza sus opera-ciones y con el resto del país. Las empresas mixtas asociadas a Pequiven La decisión gubernamental (1960) de permitir la participación asociada de empresas venezolanas y extranjeras en el negocio petro-químico fue muy acertada. Hoy esa modalidad empresarial ha fortalecido a Pequiven y ha lo-grado para el país avances en la tecnología y manufactura de productos petroquímicos (ver Tabla 7-5). En resumen, existen 17 empresas operadoras (1995). De las 26 plantas en fun-cionamiento, con capacidad total de 5.771 - 6.036 MTMA, 25 están en los estados Anzoá-tegui, Fig. 7-11. Vista parcial del complejo petroquímico Anzoátegui-Jose. Carabobo y Zulia, y una en Barranquilla, Colombia. La información de la Tabla 7-6 cubre detalles de la capacidad de producción y tipos de productos. Las cifras demuestran el progreso lo-grado por Pequiven y las empresas mixtas res-pecto al aumento sostenido de la producción y diversificación de productos como sigue: • Olefinas y Plásticos: ácido clorhí-drico, cloro, dicloruro de etileno, etileno, piro-gasolina, monómero de cloruro de vinilo (MCV), cloruro de polivinilo (PVC), polietileno de alta densidad; polietileno de baja densidad, polietileno lineal de baja densidad, polipropi-leno, propileno y soda cáustica. • Fertilizantes: ácido fosfórico, ácido nítrico, ácido sulfúrico, amoníaco, caprolacta-ma, fosfato diamónico, fosfato tricálcico, gra-nulados de NPK, nitrato de potasio, oleum, ro-ca fosfática, solución de amoníaco, sulfato de amonio, sulfato de sodio, urea. • Productos Industriales: alquilben-cenos, tálico anhídrido, benceno-tolueno-xile-no (BTX); clorofluorometanos, glicol de etile-nos, metanol, metil-ter-butil-éter (MTBE), óxido de etileno, polifosfato de sodio, tetrámero de propileno/tres.
- 332. 332 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 7-5. Estructura participativa de Pequiven en la industria petroquímica Empresas Ubicación Productos Capacidad Usos Socios Participación Empresas filiales: MTMA* % Petroplas Complejo Zulia-El Tablazo PVC 47 Plásticos Pequiven 100,0 International Empresa de inversión Pequiven 100,0 Petrochemical Holding Ltd. (IPHL) Empresas mixtas: Cloro Vinilos Complejo Zulia-El Tablazo Cloro/soda cáustica 120/135 Tratamiento de agua Pequiven 48,29 del Zulia EDC/MCV 260/130 Detergentes The Law Deventure Trust Corp. 51,71 Plásticos Monómeros Barranquilla (Colombia) Fertilizantes 400 Fertilizantes Pequiven 33,44 Colombo- Caprolactama 30 Nailon 6 Petroplas 13,79 Venezolanos Sulfato de sodio 20 Industria química IFI 33,44 Fosfato tricálcico 40 Pecuario Ecopetrol 13,79 DSM 5,54 Metor Complejo Jose Metanol 750 Formaldehído Pequiven 37,50 Componente Mitsubishi Corporation 23,75 de gasolina Mitsubishi Gas Chemical 23,75 MTBE Empresas Polar 10,00 Acido acético IFC 5,00 Solvente Nitroven Complejo Zulia-El Tablazo Amoníaco 600 Fertilizantes Pequiven 90,00 Urea 800 IFI 10,00 Olefinas Complejo Zulia-El Tablazo Etileno 350 Plásticos Pequiven 40,67 del Zulia Propileno 130 Resinas The Law Deventure Trust Corp. 59,33 Detergentes Fibras Oxidor Valencia (Carabobo) Anhídrido ftálico 18 Resinas Pequiven 11,43 Acidos Carboxílicos de Venezuela 88,57 Plastilago Complejo Zulia-El Tablazo Polietileno de 100 Plásticos Pequiven 49,00 alta densidad Grupo Zuliano 31,45 (PEAD) Atochem 15,00 Mitsui Petrochemical 4,55 Polilago Complejo Zulia-El Tablazo Polietileno de 70 Plásticos Pequiven 40,00 baja densidad Grupo Zuliano 30,00 (PEBD) Atochem 30,00 Pralca Santa Rita (Zulia) Oxido de etileno 16 Emulsificantes Pequiven 49,00 Etilenglicoles 66 Demulsificantes Corimon 16,00 Detergentes Olin Corporation 25,00 Solventes IFC 10,00 Produsal Estado Zulia Sal industrial 400 Materia prima Pequiven 30,00 para clorosoda Cargill 70,00 Produven Complejo Morón Clorofluorometanos 10 Refrigeración Pequiven 50,00 Propelentes Atochem 50,00
- 333. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 333 Propilven Complejo Zulia-El Tablazo Polipropileno 84 Plásticos Pequiven 49,40 Grupo Zuliano 17,80 Promotora Venoco 17,80 Mitsui Petrochemical 15,00 Química Venoco Complejo Zulia-El Tablazo Tetrámero de propileno 39 Detergentes Pequiven 17,65 Guacara (Carabobo) Trímero de propileno 28 Industrias Venoco 55,00 Alquilbencenos 70 Shell Química de Venezuela 17,65 Industrias Carrimari 9,70 Resilín Complejo Zulia-El Tablazo Polietileno lineal 150 Plásticos Pequiven 48,00 de baja densidad IPHL 28,50 (PELBD) Combustion Engineering 19,50 Latino Sociedad Financiera 4,00 Supermetanol Complejo Jose Metanol 690 Formaldehído Pequiven 31,26 Componente Ecofuel 31,26 de gasolina Metanol Holding Ltd. 18,74 MTBE Banca Commerciale Italiana 18,74 Acido acético Solvente Super Octanos Complejo Jose Metil-ter-butil-éter 500 Componente Pequiven 49,00 (MTBE) oxigenado Ecofuel 49,00 de gasolina Sociedad Financiera Mercantil 2,00 Tripoliven Complejo Morón Polifosfato de sodio 44 Detergentes Pequiven 33,33 Valquímica 33,33 Foret 33,33 Otras participaciones: Copequim Cloro Vinilos del Zulia 100,00 Grupo Zuliano IPHL 49,00 Mercado Nacional de Capitales 51,00 Indesca Complejo Zulia-El Tablazo Realiza trabajos de investigación aplicada en las Petroplas 33,33 áreas de operaciones y comercialización de las Estizulia 33,33 empresas productoras de plásticos y presta Polilago 33,33 asistencia técnica a los usuarios de estas resinas. *MTMA- Miles de toneladas métricas anuales. Fuente: Pequiven S.A. Tabla 7-5 continuación Empresas Ubicación Productos Capacidad Usos Socios Participación MTMA* %
- 334. 334 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 7-6. Producción bruta consolidada de Pequiven, MTMA Productos 1978-1979 1980-1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Olefinas y Plásticos Etileno 9,3 1.242,8 177 140 139 216 334 386 Propileno 2,4 462,0 66 57 58 87 126 142 Plásticos y otros - - - - - 157 388 387 Subtotal 11,7 1.704,8 243 197 197 460 848 915 Fertilizantes Nitrogenados Urea 356,0 4.978,5 648 710 497 741 728 861 Otros 349,7 4.073,9 602 743 625 196 396 953 Subtotal 705,7 9.052,4 1.250 1.453 1.122 937 1.124 1.814 Productos Industriales Amoníaco 248,4 4.070,6 666 547 660 651 614 728 Cloro 11,3 220,1 29 21 47 59 98 110 Soda cáustica 15,5 302,1 35 28 53 67 110 126 PVC - 291,8 18 30 25 37 41 36 Otros 6,3 85,0 31 158 300 597 395 329 Subtotal 281,5 4.969,6 779 784 1.085 1.411 1.258 1.329 Total 998,9 15.726,8 2.272 2.434 2.404 2.808 3.230 4.058 Observaciones: Durante los años 1978-1992, inclusives, Pequiven manejó los complejos Zulia-El Tablazo y Morón. En 1993-1995 incluye, además, el manejo de las empresas mixtas Nitroven, Cloro Vinilos del Zulia y Olefinas del Zulia. Cronología de la industria petroquímica en Venezuela 1953 • Se creó la Petroquímica Nacional, depen-diente de la Dirección de Economía del Minis-terio de Minas e Hidrocarburos, con el pro-pósito de impulsar el desarrollo económico del país a través de la industrialización del gas na-tural y de algunos derivados del petróleo. 1956 • En virtud del Decreto Presidencial N° 3 de fecha 29 de junio, se transformó la Petroquí-mica Nacional en el Instituto Venezolano de Petroquímica, bajo la forma de instituto autó-nomo adscrito al Ministerio de Minas e Hidro-carburos. • Se presentó el proyecto de desarrollo del complejo Morón, el cual constaba de 13 plan-tas, incluyendo la Refinería Experimental y la planta de Aromáticos. 1957 • El Instituto Venezolano de Petroquímica (IVP) adquirió los derechos de concesiones mineras de las minas de pirita (Aroa) y roca fosfática (Riecito). 1958 • Concluyó en el complejo Morón la construc-ción de las plantas de Cloro-Soda, Refinería Experimental y Mezcladora de Fertilizantes. 1960 • Por Decreto N° 132 del 17 de junio, se modi-ficó la organización mediante un nuevo Estatu-to Orgánico que le permitió al IVP la forma-ción de empresas mixtas. 1962 • En el complejo Morón se pusieron en mar-cha las plantas de Acido Sulfúrico, Molienda de Roca Fosfática y Superfosfato Simple. MTMA: miles de toneladas métricas anuales. Fuentes: Petróleos de Venezuela S.A. Informe Anual, años 1978-1992, inclusives. Pequiven, Informe Anual, años 1993-1995, inclusives.
- 335. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 335 1963 • Se aprobó la instalación en Morón del com-plejo de explosivos, el cual constaba de las si-guientes plantas: Dinamita, Nitroglicerina, Agentes de Voladura y Nitrocelulosa. 1964 • El Ejecutivo Nacional congeló los precios de los fertilizantes y a través del IVP aportó los costos de transporte y seguros. • Arrancaron las plantas de Acido Fosfórico, Superfosfatos en polvo, Amoníaco, Acido Nítri-co, Urea y Nitrato de Amonio. • Se contrató un estudio para determinar los procedimientos de instalación de un nuevo complejo petroquímico. 1965 • Se elaboró un plan quinquenal de desarrollo de la industria petroquímica, el cual contempló la instalación de un complejo petroquímico en El Tablazo, estado Zulia. • Se realizaron estudios de factibilidad para la ampliación del complejo Morón, mediante la incorporación de nuevas plantas de fertilizan-tes nitrogenados y fosfatados que permitirán suplir la demanda nacional. • Se traspasó la refinería de Morón a la Corpo-ración Venezolana del Petróleo (CVP). 1966 • Se iniciaron los trabajos de la planta de Aci-do Sulfúrico en Morón. • Se constituyó la primera empresa mixta, Química Venoco. 1967 • Mediante acuerdos firmados por los gobier-nos de Colombia y Venezuela se creó, en marzo, la empresa Nitroven y, en diciembre, la empresa Monómeros Colombo-Venezolanos. 1968 • Se inauguró oficialmente el complejo de ex-plosivos de Morón. • Se inició la operación de la planta de Acido Sulfúrico (600 toneladas métricas diarias). • Se otorgó la buena pro para la construcción de la planta de Olefinas y servicios en el com-plejo El Tablazo. • Se otorgó la buena pro para la construcción de las plantas de Urea, Granulados NPK, Acido Fosfórico, Molienda de Roca Fosfática y Amoníaco en el complejo Morón. • Se otorgó la buena pro para la planta de Amoníaco, en El Tablazo. 1969 • Se otorgó la buena pro para la construcción de las plantas de Urea, Acido Fosfórico, Granu-lados NPK y Molienda de Roca Fosfática, en Morón. 1971 • Se amplió la planta de Nitrocelulosa del complejo de explosivos de Morón y se contra-tó la planta de Cloro-Soda de El Tablazo. 1972 • Se iniciaron las operaciones de las plantas de Nitroven y Estizulia, en El Tablazo. 1973 • Se inauguraron las plantas de Amoníaco, Urea, Granulados NPK y Acido Fosfórico, en Morón. 1974 • Mediante Decreto N° 142 del 4 de junio, se creó una comisión para la evaluación técnico-económica y administrativa de los proyectos de Aprovechamiento de los Recursos de Hi-drocarburos y de Minerales no metálicos para la producción de bienes de la industria quími-ca y petroquímica en la región Nor-Oriental (COPENOR). 1975 • En enero, el Ejecutivo Nacional emitió el Decreto N° 707, mediante el cual se creó el Consejo Nacional de la Industria Petroquímica
- 336. 336 E lP o z o I l u s t r a d o (CONIP) con el objeto de impulsar el desarro-llo de la industria petroquímica conforme a una política coherente que permita el adecua-do aprovechamiento de los recursos naturales no renovables. • En julio, un grupo de gente de negocios pre-sentó un estudio de factibilidad para desarro-llar varios complejos petroquímicos en el país, denominado PENTACOM. • En agosto se aprobó la Decisión 91 del Acuerdo de Cartagena que establece el marco para el desarrollo petroquímico en los países miembros. 1976 • La Secretaría Técnica del CONIP presentó el Plan de Desarrollo de la Industria Petroquímica para el período 1976-1981. • Mediante Decreto Presidencial N° 1389 del 1° de enero se asignó a Petróleos de Venezuela (PDVSA) la instrumentación de los complejos petroquímicos de Paraguaná y Oriente. • En julio se creó la empresa Venezolana de Fertilizantes C.A. (VENFERCA), con el propósi-to de comercializar los fertilizantes producidos por el IVP y realizar las importaciones nece-sarias de estos productos. 1977 • El Ejecutivo Nacional, mediante Decreto N° 2.004 del 11 de enero, ordenó la reorganiza-ción del IVP. • En marzo se traspasaron las instalaciones del complejo de explosivos de Morón a la Compa-ñía Anónima Venezolana de Industrias Milita-res (CAVIM). • En julio, el Congreso de la República pro-mulgó una ley de Conversión del IVP en Socie-dad Anónima. • En virtud del Decreto Presidencial N° 2.454 del 25 de noviembre, se transformó el IVP en la empresa Petroquímica de Venezuela S.A. (PEQUIVEN), adscrita al Ministerio de Energía y Minas. 1978 • En marzo, la industria petroquímica pasó a ser responsabilidad directa de Petróleos de Ve-nezuela, integrándose como una de sus filiales. • En septiembre, la empresa mixta Nitroven pa-só totalmente a ser administrada por Pequiven. 1980 • En junio, Pequiven adquirió todas las accio-nes de la empresa mixta Petroplas. 1981 • En marzo se eliminó totalmente el subsidio a los fertilizantes. • En diciembre, PDVSA le cedió a Pequiven la totalidad de las acciones que la primera tenía en Palmaven. Esta última se encargó de las ac-tividades antes ejercidas por VENFERCA. 1982 • Pequiven, Palmaven y los ministerios de Energía y Minas y de Agricultura y Cría suscri-bieron un acuerdo para que cesara la importa-ción de fertilizantes por terceros. 1983 • Por primera vez desde su fundación (1956), la Petroquímica Nacional logró utilidad neta de Bs. 27,4 millones. • Comenzó a funcionar en El Tablazo la plan-ta de Polietileno de Alta Densidad de la empre-sa mixta Plastilago, en la que Pequiven tiene el 49 % de las acciones. Capacidad de la planta: 60.000 tm/año; costo: Bs. 600 millones. 1984 • Por primera vez desde su fundación, la in-dustria petroquímica venezolana efectuó un aporte a la hacienda pública nacional por la cantidad de Bs. 167 millones. 1985 • Los resultados financieros del año permitie-ron definitivamente que Pequiven cancelara el
- 337. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 337 déficit acumulado durante toda la vida anterior de la petroquímica estatal. 1986 • En el complejo Morón se comenzó la cons-trucción de una nueva planta de Acido Sulfú-rico y la ejecución del proyecto de mezclas de fertilizantes a granel. • El Ejecutivo Nacional decretó la exoneración del Impuesto sobre la Renta (ISLR) por cinco años para las nuevas empresas que, constitui-das con capital extranjero asociado con capital privado nacional, participen como empresas mixtas en el sector petroquímico. 1987 • Pequiven cumplió diez años como filial de PDVSA. Sus resultados financieros fueron posi-tivos los últimos cuatro años. • Como parte del programa de expansión, Pe-quiven formó tres nuevas empresas para pro-ducir MTBE. La participación en cada empresa será: Pequiven 49 %, los otros socios 49 % y 2 % reservado a suscripción pública. 1988 • Pequiven continuó fortaleciendo su plan y programas de expansión. En las empresas mix-tas se concretaron proyectos para aumentar la producción de sulfato de aluminio (Ferralca), polietileno de alta densidad (Plastilago), anhídri-do maleico (Oxidor) y polifosfatos (Tripoliven). • Se constituyeron dos nuevas empresas mixtas: Petropropano para producir propileno, y Nitro-riente para producir amoníaco. Ambas plantas formarán parte del complejo petroquímico de Oriente, en construcción. • Durante el mes de noviembre comenzó a funcionar la ampliación de 20.000 toneladas métricas adicionales de poliestireno de la em-presa mixta Estizulia, en El Tablazo. 1989 • En el complejo petroquímico de Morón ini-ció su producción la nueva planta de Acido Sulfúrico de 264.000 toneladas métricas anua-les de capacidad. • Se constituyó la nueva empresa mixta Resilín para producir polietileno lineal de alta y baja densidad. Son accionistas: Pequiven, Grupo Zuliano, Latino Sociedad Financiera y Combus-tion Engineering. • Comenzaron a funcionar los laboratorios pa-ra resinas termoplásticas de la empresa mixta Investigación y Desarrollo C.A. (INDESCA), ubicados en el complejo Zulia-El Tablazo. 1990 • En el complejo “General José Antonio An-zoátegui”, en Jose, estado Anzoátegui, la em-presa mixta Super Octanos comenzó a produ-cir MTBE. • En el estado Zulia, la empresa mixta Propil-ven comenzó la producción de polipropileno. • Se constituyó la empresa Estirenos del Lago (Estilago). • Se creó la empresa mixta Cerasol para pro-ducir ceras especiales, en asociación con Rep-sol, de España. 1992 • La estrategia empresarial para abastecer el mercado interno y penetrar el mercado inter-nacional se concretó en la firma de dos acuer-dos de suministros. Uno con la Shell para su-plir etileno y propileno a razón de 40.000 to-neladas métricas anuales (TMA) y 12.000 TMA, respectivamente. Otro con la empresa Chemag para el suministro de 28.000 TMA de etileno y 16.000 TMA de polipropileno. • Con Mitsui, de Japón, se firmó un contrato de exportación de 40.000 TMA de monocloru-ro de vinilo. • Con Polilago se firmó un acuerdo de venta de etileno por 75.000 TMA y otro con Resilín por 150.000 TMA. • En El Tablazo, estado Zulia, se puso en ser-vicio la planta de Clorosoda para producir 120.000 TMA de cloro y 135.000 TMA de soda. También comenzó a funcionar la planta de
- 338. 338 E lP o z o I l u s t r a d o Olefinas II, cuya capacidad de producción es de 350.000 TMA de etileno y 130.000 TMA de propileno. • Comenzó a producir la planta de Fosfato Tri-cálcico de la empresa mixta Monómeros Co-lombo- Venezolanos. • Se constituyeron las empresas Supermetanol y Metanoles de Oriente (Metor), ambas en el área de Jose, estado Anzoátegui, para producir 670.000 y 375.000 TMA de metanol, respecti-vamente. 1993 • Se exportaron por primera vez volúmenes significativos de urea y fertilizantes granulados desde Morón. Se sustituyó el uso de urea gra-nulada importada por urea perlada nacional. 1994 • Las empresa mixtas Metor y Supermetanol iniciaron actividades, lo cual significó contar con 1,4 millones de TMA de metanol. • La producción de polietileno lineal de baja densidad, 150.000, fue inaugurada por la plan-ta de la empresa Resilín. • Los resultados de los programas de expan-sión de instalaciones y de diversificación de manufactura de productos de Pequiven y las empresas mixtas se resumen así: 1994 Producción Venta Bs. MTM MTM MM 1995 • Pequiven, a través de su filial International Petrochemical Holding Ltd., adquirió 49 % de las acciones del Grupo Zuliano, también socio en tres empresas mixtas que operan en El Ta-blazo, estado Zulia. • El ingreso neto corporativo durante 1995 lle-gó a 34.447 millones de bolívares. Las empre-sas mixtas asociadas a Pequiven contribuyeron al ingreso con 5.380 millones de bolívares. 1996 • El lema de plan de negocios 1996-2005 de Pequiven es: multiplicar por dos. Desarrollo petroquímico para crear valor. • Zonas de producción de Pequiven en Vene-zuela; capacidad instalada en miles de tonela-das métricas/año (MTM/A): Complejo Zulia-El Tablazo Etileno 250 Propileno 130 Cloruro de polivinilo (PVC) 45 Complejo Morón Amoníaco 198 Urea 248 Sulfato de amonio 80 Acido fosfórico 75 Granulado NPK/DAP 330 Acido sulfúrico 462 Oleum 43 Roca fosfática 60 Complejo Jose Metanol 1.440 MTBE 500 Refinería El Palito BTX 125 Fuentes: MEM, Carta Semanal N° 20, 21 de mayo de 1982. PDVSA, Informe Anual, años 1983-1984, inclusives. Pequiven, Informe Anual, años 1991-1995, inclusives. Cobertura de los mercados En la medida en que la expansión y diversificación de las instalaciones y de la pro-ducción fueron cumpliéndose, Pequiven y sus asociados fortalecieron su desempeño empre-sarial y comercial. Aseguraron su presencia en los mercados tradicionales y ampliaron sus ac-tividades mediante nuevos clientes. Pequiven 3.230 3.465 86.642 Empresas mixtas 2.046 2.362 125.590 Total 5.276 5.827 212.232
- 339. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 339 Lo recorrido en la década de los no-venta demuestra los adelantos realizados en ventas y exportaciones hacia Bélgica, Holanda, Estados Unidos, Curazao, República Dominica-na, Costa Rica, Colombia, Chile y Brasil, ade-más del mercado nacional. V. El Futuro de la Petroquímica Tanto las operaciones petroquímicas como las operaciones petroleras están sujetas al comportamiento de los mercados internacio-nales. Pues, es natural que siendo los deriva-dos del petróleo y del gas los insumos básicos para los procesos petroquímicos, cualquier co-sa que suceda en esas dos ramas de la indus-tria necesariamente repercutirá en la petroquí-mica mundial. Por ejemplo, la disminución en el consumo de petróleo en 1981 y 1982 repercu-tió en la refinación de crudos, lo cual también afectó a la industria petroquímica tanto en las operaciones como en los proyectos y planes. En casi todos los países del mundo se hicieron reajustes, tomando en consideración factores nacionales e internacionales como: • Capacidad de producción de las plantas. • Eficiencia de las plantas. • Tipos de productos elaborados. • Demanda y precios de productos. • Costo, rentabilidad y beneficios. Tabla 7-7. Ventas e ingresos consolidados Años Pequiven Empresas Total mixtas 1991 MTM 2.120 1.480 3.600 MMBs. 25.496 36.225 61.721 1992 MTM 2.264 1.637 3.901 MMBs. 30.154 48.222 78.376 1993 MTM 2.157 1.557 3.714 MMBs. 32.819 58.515 91.334 1994 MTM 3.465 2.362 5.827 MMBs. 86.642 125.590 212.232 1995 MTM 4.438 2.903 7.341 MMBs. 135.561 189.200 320.761 Total, MTM 14.444 9.939 24.383 Total, MMBs. 310.672 453.752 764.424 Nota: MTM: miles de toneladas métricas; MMBs.: millones de bolívares. Fuente: Pequiven, Informe Anual, 1995. Todo esto planteó a cada empresa petroquímica decisiones y acciones nada fáci-les de tomar y ejecutar, ante el crecimiento o disminución porcentual de la demanda anual para cada producto. Por ejemplo: ¿Qué pro-yecciones deben hacerse para el mercado del amoníaco, de la urea, del etileno, del propile-no u otros hasta cubrir toda la gama de pro-ductos que interesan a cada empresa? Sin du-da, no obstante el dominio de la tecnología, Tabla 7-8. Pequiven: mercado nacional/exportaciones Conceptos/años 1991 1992 1993 1994 1995 Total Mercado Nacional MTM 1.626 1.821 1.377 2.596 3.375 10.795 MMBs. 21.256 25.978 23.856 51.341 89.479 211.910 Exportaciones MTM 494 444 780 869 1.063 3.650 MMBs. 4.240 4.176 8.963 29.301 46.082 92.762 Total, MTM 2.120 2.265 2.157 3.465 4.438 14.445 Total, MMBs. 25.496 30.154 32.819 80.642 135.561 304.672 Fuente: Pequiven, Informe Anual, 1995.
- 340. 340 E lP o z o I l u s t r a d o los otros factores antes mencionados son par-tes importantes del negocio. Sin embargo, la variadísima produc-ción de la petroquímica es tan importante para todas las actividades de la vida moderna que se hace difícil pensar que su futuro no sea más brillante e importante que lo hasta ahora logra-do. Puede asegurarse que a medida que nues-tra civilización valorice y racionalice más sobre la correcta utilización y consumo del petróleo y del gas natural, surgirá con mayor énfasis la importancia económica e industrial de la pe-troquímica. En Venezuela, la producción petro-química está orientada, en el tiempo, a cubrir las necesidades del mercado local. Para la dé-cada de los años noventa aumentará la pro-ducción de plásticos y en el renglón urea ha-brá suficiente para exportar. Sin embargo, en otros renglones, como los compuestos aromá-ticos y sus derivados, variedades de alcoholes industriales, caucho sintético y una gama de solventes, hay posibilidad de desarrollar una producción creciente para satisfacer la expan-sión industrial del país. El país tiene los insumos básicos, petróleo y gas, requeridos por la industria pe-troquímica. Los volúmenes de estos suminis-tros destinados a esta industria no representa-rán mayor disminución de las disponibilidades para la exportación. Las operaciones petro-químicas requieren de tecnología muy diversi-ficada y especializada y, por lo tanto, recursos humanos muy calificados en la gran variedad de procesos necesarios para la transformación más completa del gas y del petróleo en miles de productos petroquímicos. La fortaleza de la petroquímica ve-nezolana se refleja en su rápido proceso de re-habilitación (1977-1982). Bajo la tutela de Petró-leos de Venezuela reorganizó y reestructuró sus cuadros, planificó y ejecutó el rescate y mejo-ramiento de sus instalaciones y, sobre la mar-cha, agilizó su capacidad productiva para borrar la deuda que arrastraba, y de 1983 en adelante comenzó a rendir cuentas positivas hasta con-vertirse en la moderna Pequiven de hoy. Tabla 7-9. Pequiven a lo largo de los años 1977 (605) 1978 (435) 1979 (493) 1980 (365) 1981 (63) 1982 (22) 1983 27 1984 885 1985 742 1986 796 1987 1.097 1988 1.021 1989 1.733 1990 1.845 1991 2.293 1992 2.547 1993 983* 1994 11.314 Ganancias y pérdidas (MMBs.) 12000 11000 10000 9000 8000 7000 5000 4000 3000 2000 1000 0 200 400 600 800 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 605 435 493 365 63 22 27 742 796 1985 1986 6000 885 1097 1021 1733 1845 2293 2547 11314 983* 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 * Efecto de la paridad cambiaria e inflación. Fuente: PDVSA, Informe Anual, años citados.
- 341. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 341 Referencias Bibliográficas 1. CRAM, Donald J.; Hammond, George S.: Química Orgáni-ca, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1963. 2. EGLOFF, Gustav: “Petroleum Chemical 1950 and 2000”, en: Oil and Gas Journal, June 15, 1950, p. 99. 3. GOLDBERG, Morris: English-Spanish Chemical and Me-dical Dictionary, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1947. 4. GOLDSTEIN, Richard Frank: The Petroleum Chemical In-dustry, John Wiley and Sons, New York, 1950. 5. HATCH, Lewis F.; MATAR, Sami: “From Hydrocarbons to Petrochemicals” (serie de artículos publicados desde mayo 1977, N°1), en: Hydrocarbons Processing, 1977, 1978, 1979, May 1980. 6. Hydrocarbons Processing: “Petrochemical Handbook Issue”, 1979, 1980, 1981. 7. Ministerio de Energía y Minas, Caracas. - “Antecedentes y Perspectivas del Sector Petroquímico Venezolano”, en: Carta Semanal, N°1, 8-1-1982. - “Cronología de la Industria Petroquímica en Venezue-la”, 1953-1981, en: Carta Semanal, N° 20, 21-5-1982. - Petróleo y Otros Datos Estadísticos, 1994. 8. Nelson, Wilbur L.: Oil and Gas Journal: A. “Refining and Petro-Chemistry”, June 25, 1942, p. 146. B. “Possibilities of the Petrochemical Industry Are Now Developing”, May, 13, 1943, p. 38. C. “The Word Petrochemical”, September 1, 1952, p. 117. D. “Petrochemical Feed Stocks and Products”, July 11, 1955, p. 137. 9. Oil and Gas Journal: A. “Petroleum Industry Has Become Largest Producer of Chemicals”, February 10, 1945, p. 66. B. “Petroleum Enters Into Production of Almost All Mo-dern Articles”, August 4, 1945, p. 56.
- 342. 342 E lP o z o I l u s t r a d o C. “Five-Year Petrochemical Research-Program Planned”, December 14, 1950, p. 127. D. “Forecast for Petrochemicals”, September 1, 1952, p. 103. Resumen del informe preparado por la Comisión de la Administración de Materiales de la Presidencia pa-ra el Presidente de los Estados Unidos. E. “Petrochemicals in USA and Abroad”, September 1, 1964, p. 89. 10. Pequiven - Petroquímica de Venezuela S.A., Caracas. Publicaciones: A. “Utilidad y Uso de Nuestros Productos”, en: Revista Pequiven, Mayo-Junio 1982, p. 18. B. Fertilizantes y Productos Industriales. C. The Venezuelan Petrochemical Industry. D. Pequiven y sus Empresas Mixtas. E. La Industria Petroquímica Venezolana. F. Complejo Zulia - El Tablazo. G. Complejo Morón. H. “Hacia un desarrollo petroquímico basado en la ven-taja comparativa del gas”, en: Informe Anual, 1994. I. “Plan de Negocios de Pequiven 1996-2005”, en: Temas Pequiven, N° 1. J. Revista Pequiven, Enero/Febrero/Marzo 1996. K. Informe Anual, 1995. 11. Petróleos de Venezuela: Informe Anual, 1995. 12. Petróleo Internacional: “Petroquímica” - Informe Económi-co (número especial), septiembre 1981. 13. RODRIGUEZ, Luis Manuel; FERRO, Jaime: Reseña sobre Asuntos Petroleros en Venezuela, Ediciones de la Contra-loría, Caracas, 1981. 14. Standard Oil Company (New Jersey): Glossary of Petro-chemical Terms, New York, June 1959. 15. STOBAUGH Jr., Robert B.: Petrochemical Manufacturing and Marketing Guide. Vol. 1: Aromatics and Derivatives (1966). Vol. II: Olefins, Diolefins and Acetylene (1968), Gulf Publishing Company, Houston, Texas.
- 343. C a pí t u l o 7 - P e t r o q u í m i c a 343 16. STOBAUGH Jr., Robert B.: “Oil’s Stake in Petrochemical to Grow”, en: Oil and Gas Journal, September 1, 1969, p. 129. 17. WETT, Ted: Oil and Gas Journal: A. “Petrochemical Report”, March 21, 1977, p. 89. B. “Annual Petrochemical Number”, April 2, 1979, p. 79. C. “Annual Petrochemical Number”, April 14, 1980, p. 77. D. “Petrochemical Report”, March 29, 1982, p. 81. 18. WILSON Jr., Phillips J.; COAL, Joseph H.: Coke and Coal Chemicals, McGraw-Hill Book Company, Inc., New York, 1950. 19. ZIEGENHAIN, W.T.: “Wide Variety of Chemicals Made From Refinery Gases”, en: Oil and Gas Journal, June 25, 1942, p. 185.
- 346.
- 347. 347 C ap í t u l o 8 - T r a n s p o r t e Indice Página Introducción I. Oleoductos • El tendido de oleoductos • Características de las tuberías • El flujo de fluidos por tuberías • Tecnología fundamental de diseño • Otros aspectos del diseño • Inversiones y costos • Mantenimiento • Los oleoductos del país II. Gasductos • Apreciaciones básicas • Recolección del gas • Características de las tuberías • El flujo de gas por gasductos • La compresión del gas • La medición del gas III. Tanqueros • El tanquero petrolero original • Identificación visual de los buques • Evolución del tanquero • Los supertanqueros • El canal de Suez y los tanqueros • Fletamento y fletes • Puertos/terminales • Abanderamiento de buques IV. La Flota Petrolera Venezolana • La flota del lago • La flota remozada • Creada PDV Marina • Consolidación de la flota • Alcance de las actividades 349 352 353 354 354 356 358 359 361 362 363 363 363 364 365 366 368 372 372 373 374 376 378 381 382 383 384 384 385 387 387 388
- 348. 348 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 392
- 349. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 349 Introducción Al iniciarse la producción del primer pozo petrolero (1859), en Pennsylvania, abier-to para propósitos comerciales y con fines de crear la industria de los hidrocarburos, nació también la rama del transporte. Era necesario llevar el crudo del po-zo a los sitios de separación, tratamiento y al-macenamiento en el propio campo. De allí, transportarlo luego a los lugares cercanos o le-janos de refinación o de exportación. Final-mente, transportar grandes volúmenes de pro-ductos a los puntos de consumo. Al comienzo la tarea no fue fácil, pero la falta de medios e instalaciones apropia-das estimuló la creatividad de los pioneros. Inicialmente se valieron de troncos de árboles, que agujerearon longitudinalmente, o del bam-bú, para construir ductos. Las secciones las unían con abrazaderas metálicas rudimentarias que sujetaban con remaches o pernos que la mayoría de las veces cedían y causaban filtra-ciones. Poco a poco se las ingeniaron para con-trarrestar esas dificultades y optaron por el uso de tuberías de hierro, de pequeños diámetros. En pocos años (1859-1865), el alma-cenamiento y el transporte de petróleo ganaron la atención de las siderúrgicas y comenzó la fa-bricación de tubos, de recipientes metálicos, bombas y muchos otros equipos y herramientas requeridos por el sector, que se perfiló como gran cliente de la industria metalmecánica. Al principio, para el transporte de crudo a cortas distancias por vía terrestre y/o fluvial se utilizaron barriles, cuyas duelas esta-ban sujetas en los extremos y en el medio por flejes muy ceñidos para impartirle mayor her-meticidad. Para la época había una gran varie-dad de barriles de diferentes volúmenes, utili-zados para almacenar líquidos y sólidos. Pero en 1866 alguien optó por adoptar lo que se lla-mó Fig. 8-1. Los primeros campos petroleros fueron verdaderos laberintos. Estados Unidos, década de 1860. la “Regla de Virginia Occidental”, que de-finía al barril para cargar petróleo como un re-cipiente hermético capaz de contener 40 galo-nes, y una ñapa de “dos galones más a favor del comprador”. Y así hasta hoy, el barril pe-trolero universalmente aceptado tiene 42 galo-nes, equivalentes a 159 litros. Las dimensiones originales de este barril han podido ser, apro-ximadamente: altura: 88 centímetros y diáme-tro: 48 centímetros. La utilización de barriles de madera por la industria petrolera incrementó la produc-ción de esas fábricas. Con el tiempo se fabri-caron de metal y a medida que fue evolucio-nando el transporte de crudo por otros medios, desapareció su uso para este menester. Sin em-bargo, ha quedado el barril como el símbolo y referencia de volumen de la industria no obs-tante que también se usan otras unidades de peso y/o volumen en las transacciones petrole-ras: toneladas larga y corta; tonelada métrica; metro cúbico; galón y barril imperiales; pie cú-bico, y unidades volumétricas menores como el litro, el cuarto de galón imperial para sólidos o líquidos, equivalente a 69,355 pulgadas cúbicas (1.136,5 cc) o el cuarto de galón estadouniden-se para líquidos, equivalente a 67,20 pulgadas cúbicas (1.101 cc). Hoy la industria petrolera usa una variedad de recipientes para envasar los pro-ductos derivados del petróleo. Pero todavía uti-
- 350. 350 E lP o z o I l u s t r a d o liza el barril metálico para envasar aceites, lubri-cantes, asfaltos y hasta ciertos combustibles cu-yo envío a áreas remotas así lo requieren. A medida que se descubrían nuevos yacimientos en las cercanías de las vías flu-viales, la incipiente industria petrolera estado-unidense comenzó a diversificar los medios de transporte de petróleo en la década de 1860. De los campos petroleros comenzaron a ten-derse oleoductos de corta longitud y pequeño diámetro a las orillas de los ríos, dando así ori-gen a las primeras terminales, donde el pe-tróleo se embarrilaba para ser luego transpor-tado por lanchones, barcazas o gabarras a dife-rentes sitios. Los ferrocarriles que pasaban cerca de los campos estadounidenses se convirtieron también en transportadores de petróleo. Al correr del tiempo se desató una acérrima com-petencia entre los ferrocarrileros, las empresas de oleoductos y las flotillas de transporte flu-vial y terrestre por la supremacía del negocio. Pero finalmente, por razones obvias, los oleo-ductos ganaron la opción para transportar pe-tróleo por tierra. Al comenzar la exportación de cru-dos, el transporte marítimo original consistió en llevar barriles llenos de petróleo de un sitio a otro. Sin embargo, bien pronto, en 1863, al velero “Ramsey” se le instalaron unos tanques metálicos en sus bodegas para llevar petróleo a granel, además del cargamento en barriles. El transporte a granel hacía temer por el peli-gro de incendio. No obstante, se insistió en equipar con tanques a muchos veleros, y a uno de éstos, el “Charles”, de 794 toneladas, se le instalaron 59 tanques en sus bodegas y se mantuvo en servicio durante cuatro años hasta incendiarse en 1872. Este incidente llamó poderosamente la atención y volcó el interés de los armadores por normas de seguridad que debían ponerse en práctica y la necesidad de construir tanque-ros de metal para el transporte de crudos. El desarrollo y consecuente incre-mento de la producción de petróleo impulsó los medios de transporte. La iniciación y la Fig. 8-2. El barril original utilizado por la industria fue fabrica-do por algunas empresas en sus propias instalaciones. Fig. 8-3. El barril de metal reemplazó al de madera. Hoy una gran variedad de recipientes de metal se utiliza en las activi-dades petroleras.
- 351. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 351 competencia de la industria petrolera en Rusia en 1863 contribuyó al desarrollo del transporte petrolero terrestre, fluvial y marítimo. Las ex-periencias y logros iniciales se multiplicaron rápidamente en la medida en que la industria estableció operaciones en cada país. La Primera Guerra Mundial (1914- 1918) puso de manifiesto la importancia del petróleo como futura fuente de energía. La aviación y los vehículos motorizados de enton-ces presagiaban grandes innovaciones. Las ma-rinas mercantes y de guerra contemplaban cambios substanciales en el reemplazo del car-bón por los hidrocarburos. Todas estas expec-tativas se transformaron en realidad años más tarde e influyeron poderosamente en todos los aspectos del transporte de hidrocarburos en los años 1919-1939. Durante la Segunda Guerra Mundial (1939-1945) surgieron nuevos retos en el trans-porte terrestre, fluvial y marítimo de crudo, combustibles y otros derivados del petróleo. La ciencia, la investigación y las tecnologías petroleras y afines respondieron con rapidez a las necesidades planteadas. Por ejemplo, se acometió la fabricación de tuberías de gran diámetro (508 y 610 mm) para el tendido de oleoductos y poliductos de grandes longitudes (2.360 y 1.860 km) en Estados Unidos. El trans-porte de crudos y/o productos por los ferro-carriles estadounidenses llegó a descargar dia-riamente en un solo punto del estado de Penn-sylvania Fig. 8-4. El desarrollo de la producción de petróleo hizo que los ferrocarriles participaran en el transporte, utilizando un va-gón especial de carga. hasta 1.250 vagones, equivalente a un promedio de 332.500 barriles. Para las áreas de combate se diseñaron tuberías livianas y de pequeños diámetros, de fácil y rápido tendido, capaces de mantener el suministro de combus-tible a máxima capacidad para las tropas. Tam-bores y tanques especiales, de goma, de cau-cho o de metal liviano, fueron ideados y pro-bados con éxito. En cuanto al transporte fluvial, los astilleros produjeron nuevos diseños para la construcción de lanchones, barcazas y gaba-rras, a fin de responder a los requerimientos de transporte de crudos y/o combustibles y otros derivados del petróleo. Y para el trans-porte marítimo, el tanquero T-2, de 138.500 ba-rriles de capacidad, fue el precursor de los cambios y adelantos que años después ocurri-rían en este sector del transporte petrolero. radar puente habitaciones de la tripulación tanques para agua sucia caldera y máquinas mangueras para carga y descarga tanques para agua de lastre proa tanques para carga tanque para aceite combustible combustible para barcos bulbosa Fig. 8-5. Silueta de un tanquero moderno y distribución de sus instalaciones; la proa bulbosa sirve para eliminar olas inducidas por la velocidad de la nave.
- 352. 352 E lP o z o I l u s t r a d o La importancia de la mención de to-dos estos detalles se debe a que la tecnología que auspicia los adelantos logrados en el trans-porte de hidrocarburos se ha mantenido en constante evolución y nuevos equipos, mate-riales y herramientas son las respuestas a los tiempos, circunstancias y retos planteados. A continuación se analizan en detalle aspectos relevantes respecto a oleoductos, gasductos y tanqueros, principales medios utilizados por la industria para el transporte de hidrocarburos y sus derivados. I. Oleoductos La experiencia y las modalidades del transporte de crudos por tuberías (oleoductos) han dado respuestas satisfactorias a las necesi-dades de despachar y recibir diariamente gran-des volúmenes de petróleo liviano, mediano, pesado y extrapesado desde los campos petro-líferos a las refinerías y/o terminales ubicadas a corta, mediana o grandes distancias, en un mismo país o países vecinos. El oleoducto se ha hecho necesario porque transporta crudo ininterrumpidamente veinticuatro horas al día, salvo desperfectos o siniestros inesperados, y a precios que difícil-mente otros medios de transporte podrían ofre-cer, en igualdad de condiciones. Además, no sólo facilitan el transporte terrestre de petróleo, sino que también se utilizan oleoductos sub-marinos para llevar a tierra la producción de ya-cimientos ubicados costafuera, y a veces a gran-des distancias como en el lago de Maracaibo, el golfo de México, el mar del Norte y otras áreas. Varios oleoductos conectados entre sí pueden formar un sistema o red de oleoduc-tos cuyo servicio de transporte se utiliza local, regional, nacional o internacionalmente. Los adelantos en la investigación y diseño de oleoductos y las experiencias cose-chadas por la industria petrolera en esta rama del transporte, han permitido extender esos conocimientos al transporte de sólidos por tu-berías. Tal es el caso del transporte del carbón. Varias empresas petroleras estadounidenses han experimentado con éxito el diseño y fun-cionamiento de carboductos, utilizando un medio líquido, generalmente agua, para man-tener en suspensión el carbón fragmentado y facilitar el desplazamiento. Esta idea tiene la ventaja del despacho y entrega diaria continua de grandes volúmenes a larga distancia, y en un tiempo y costo que pueden competir favo-rablemente con otros medios de transporte. Fig. 8-6. Tanquero suministrando combustible en alta mar du-rante la Segunda Guerra Mundial (1939-1945). Fig. 8-7. Oleoducto.
- 353. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 353 El tendido de oleoductos El tendido de oleoductos se hace sobre una trocha o vereda que en la construc-ción de caminos o carreteras equivaldría a la fase primaria de la apertura de la ruta de pe-netración. Generalmente, se empieza la trocha de un extremo a otro, pero esto no niega que para lograr una apertura rápida la trocha pue-da comenzarse por ambos extremos. En reali-dad, cuando el oleoducto es muy largo se opta por hacer la trocha simultáneamente por tra-mos intermedios que se van uniendo según un programa definido de trabajo. Subsecuentemente, como sucede con la trocha, puede optarse por hacer el tendido simultáneo del oleoducto desde varios tramos con el propósito de acelerar la terminación de la obra, ganarle tiempo al tiempo y evitar condi-ciones atmosféricas adversas: lluvias continuas, desbordamientos de ríos, terrenos intransitables con maquinarias y equipos pesados y otros obs-táculos que hacen temporalmente imposible cumplir con el avance de la obra. Los tubos de diámetros pequeños pueden obtenerse con roscas en un extremo (espiga o macho) y una unión o anillo rosca-do internamente en el otro (caja o hembra) que facilitan el acoplamiento o enrosque de los tubos. Los tubos de diámetros mayores se fabrican con ambos extremos sin roscas y se acoplan por medio de un cordón de soldadu-ra. Luego de terminada la obra, el oleoducto es probado a determinada presión y si no hay fu-gas o fallas estructurales se declara apto para el servicio. Generalmente, el oleoducto va ten-dido sobre soportes, ubicados a determinada distancia entre sí, de manera que la tubería queda a una cierta altura para evitar que se corroa por contacto directo con el suelo. Si la tubería tiene que estar en contacto con el suelo entonces se recubre con capas de materiales especiales para protegerla de la corrosión. En ciertos tramos no queda otra op-ción que enterrar la tubería y para esto se pro-tege con el recubrimiento adecuado. En el caso de que el oleoducto tenga que cruzar riachuelos o ríos muy angostos se opta por suspenderlo adecuadamente. Si se trata de ríos muy anchos, se puede elegir por tenderlo, debidamente re-cubierto y bien fondeado, sobre el mismo lecho del río o enterrarlo en una trinchera bien acon-dicionada o hacer el cruce por debajo del fondo del río por medio de un túnel. Fig. 8-8. Los ductos transportan diariamente grandes volúmenes de hidrocarburos, crudos y/o derivados, a las terminales para despacharlos luego al mercado nacional o hacia el exterior. Fig. 8-9. Para cruzar ríos angostos se opta por suspender la tu-bería por razones económicas, para proteger su integridad físi-ca y por conveniencia operacional.
- 354. 354 E lP o z o I l u s t r a d o yyyyyy yyyyyy yyyyyy En el caso de las tuberías (ductos) utilizadas para el transporte de hidrocarburos, el contacto del metal con el suelo y/o la atmósfera y el agua causa el deterioro de su composición física y resistencia debido al proceso de oxida-ción ocasionado por acción química o electro-química. Para contrarrestar el deterioro de las tuberías se recurre a la protección catódica, o sea la aplicación de una corriente eléctrica de tal manera que la tubería actúa como el cátodo en vez del ánodo de una pila electrolítica. Así se logra que esta corriente eléctrica ayude a mantener la tubería en buen estado. En el caso de cruzar un río, y si el oleoducto descansa sobre el lecho o va ente-rrado, o de igual manera cuando se tienden oleoductos costafuera, se toman previsiones muy estrictas para asegurar el funcionamiento eficaz del oleoducto. A veces se opta por ten-der una tubería gemela, en parte o en la totali-dad del trayecto, para tener el recurso de la continuidad del flujo en caso de falla de una de las tuberías. Características de las tuberías Para cada oleoducto se requiere un determinado tipo o clase de tubería. General-mente, las dos características más comunes de un oleoducto son el diámetro externo y la lon-gitud, y para identificarlo geográficamente se dice que arranca de tal punto y llega a tal sitio. Por ejemplo: oleoducto Temblador-Caripito, de 762 milímetros de diámetro (30 pulgadas) y 146 kilómetros de longitud (91,25 millas). Sin embargo, durante el proceso de diseño se toma en cuenta una variedad de fac-tores que corresponden al funcionamiento efi-caz y buen comportamiento físico del oleoduc-to. Es esencial el tipo o calidad de acero de los tubos. Según especificaciones del American Pe-troleum Institute (API) la serie incluye desde el grado B que tiene un punto cedente mínimo de resistencia de 2.531 kg/cm2 (36.000 lppc) hasta el grado X-70 cuyo punto cedente mínimo es de 4.921 kg/cm2 (70.000 lppc). Esta resistencia de-nota la capacidad que tiene el material (acero) para resistir la deformación (elongación) bajo la acción de fuerzas que puedan aplicársele. La competencia de la tubería es muy importante debido a que el flujo del petróleo por ella se logra por presión a lo largo del oleoducto. Por tanto, la tubería debe resistir también presiones internas porque de lo con-trario estallaría. En resumen, la competencia de la tubería está indicada por la calidad o grado del acero con que es fabricada; su resistencia a fuerzas longitudinales, externas e internas; diá-metros externo e interno; espesor y peso de la tubería por unidad lineal. El flujo de fluidos por tuberías El volumen de crudo transportado está en función del diámetro de la tubería y de la presión que se le imponga al crudo para moverlo (velocidad) por la tubería. Como po-drá apreciarse, la presión también está en fun-ción de la densidad (peso) y de la viscosidad (fluidez) del crudo. Fig. 8-10. Cuando el cruce es muy ancho se opta por deposi-tar la tubería en el lecho del río o utilizar un túnel de orilla a orilla. d V P V d2
- 355. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 355 La tecnología de la transmisión de flui-dos por tuberías arranca de los conceptos y apre-ciaciones formuladas a través de años por mu-chos investigadores. Originalmente, Poiseuille (1842) observó y propuso que la pérdida de pre-sión debido al flujo de agua por tubos de diáme-tros pequeños (capilares) era directamente pro-porcional a la velocidad e indirectamente propor-cional al cuadrado del diámetro interno de la tubería. __V__ d1 2 Darcy (1857) experimentó con tubos de mayor diámetro y observó que la pérdida de presión era, aproximadamente, directamen-te proporcional a la velocidad al cuadrado e indirectamente proporcional al diámetro inter-no de la tubería, V2 ____ d1 Esta significativa discrepancia requi-rió explicación, la cual fue dada en 1883 por Osborne Reynolds († 1912), físico inglés, quien demostró que así como un disco gira y mues-tra vibraciones a una cierta velocidad, pero que por encima o por debajo de esa velocidad gira imperturbablemente, de igual manera su-cede con los líquidos que se bombean por tu-berías. De allí que el tipo de flujo sereno (lami-nar) observado en tubos capilares por Poiseui-lle se tornase turbulento a más altas velocida-des, de acuerdo con los experimentos realiza-dos por Darcy. De estas observaciones y subse-cuentes experimentos, Reynolds dedujo la re-lación existente entre el diámetro interno de la tubería (d), la velocidad promedio del flujo (v), la densidad del fluido (s) y la viscosidad abso-luta del fluido (u), que expresó de la siguiente forma: _d_v_s_ u A esta relación abstracta se le dio, en honor a su proponente, el nombre de nú-mero de Reynolds. dvs R = ____ u Esta relación se aplica en la resolu-ción de problemas de hidráulica (transmisión de fluidos por tuberías) y de aeromodelismo en túneles de aerodinámica. Las dos figuras anteriores represen-tan ideas sobre los experimentos de Reynolds. Se valió Reynolds de la inyección de colorante al flujo y notó que en el caso de flujo sereno (laminar), el colorante se desplazó uniforme-mente sin difundirse pero en el caso de flujo turbulento, debido al incremento de velocidad, el colorante se dispersó por toda la corriente del líquido. d1 V tubería velocidad tubería velocidad eje eje A B Fig. 8-11. A= flujo laminar, B= flujo turbulento. P P
- 356. 356 E lP o z o I l u s t r a d o No obstante todo lo antes dicho, to-davía faltaba algo que debía considerarse para que las relaciones y ecuaciones formuladas por los investigadores nombrados fuesen ex-presiones matemáticas completas. En 1914, T.E. Stanton y T.R. Pannell consideraron la confirmación del número de Reynolds e introdujeron el coeficiente “f” de fricción, demostrando la relación directa y la existencia de un valor único de fricción para cada número Reynolds. De esta manera se des-lindó la incertidumbre en los cálculos y se es-tableció que la velocidad crítica está en el ran-go de número de Reynolds entre 2.000 y 3.000. O sea que el flujo sereno (laminar) termina al-rededor de 2.000 y el flujo turbulento comien-za alrededor de 3.000. El coeficiente de fricción tiene que ver con el flujo a todo lo largo de la tubería y su correspondiente valor para cada número de Reynolds puede obtenerse de gráficos (Rn vs. f) que traen los tratados, textos y artículos sobre la materia. Los conceptos y apreciaciones men-cionados sobre el flujo de fluidos son aplica-bles tanto para el petróleo, el gas y todos los otros fluidos que sean bombeados por tube-rías. En la práctica, se encontrará que las fórmulas matemáticas fundamentales aparecen con ciertas modificaciones de forma en sus tér-minos. Esto no contradice la exactitud de los cálculos sino que facilita su aplicación, en con-cordancia con los datos y situaciones dadas para el diseño de gasductos, oleoductos, poli-ductos o acueductos. Tecnología fundamental de diseño Las fórmulas matemáticas para el flu-jo de fluidos por tuberías contienen directa o indirectamente una variedad de términos. Es decir que algunos son evidentes por definición y magnitud, pero otros (indirectos) tienen que ser introducidos o convertidos para satisfacer la definición y magnitud del término en la fórmu-la. Por ejemplo: el coeficiente de fricción se obtiene utilizando el número de Reynolds, y éste se obtiene por medio de las fórmulas antes descritas. Si solamente se conoce la gravedad API del fluido hay que convertir ésta a densi-dad, utilizando la fórmula correspondiente. Así con varios otros. En general, los términos que aparecen en las fórmulas son los siguientes: Tabla 8-1. Sistemas y relaciones dimensionales Símbolo Significado Angloamericano Métrico Q Volumen barriles/hora (b/h) metros cúbicos/hora (m3/h) D, d Diámetro externo pies, pulgadas metros, centímetros D1, d1 Diámetro interno pies, pulgadas metros, centímetros t, e Espesor pies, pulgadas metros, centímetros f Coeficiente de fricción - Adimensional - g Aceleración por gravedad 32,2 pies/seg2 9,82 metros/seg2 h Presión hidrostática pies (altura) metros (altura) L Longitud pies, millas metros, km P Presión libras/pulgada cuadrada (lppc) kg/cm2 Rn Número de Reynolds -Adimensional - S Densidad libras por pie cúbico (lppc) kg/m3, gr/cc t Tiempo segundos segundos u, Z Viscosidad absoluta libras/pie-seg dina-seg/cm2 v, V Velocidad pie/seg metros/seg °t,°T Temperatura °F °C
- 357. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 357 Tabla 8-2. Ejemplos de fórmulas fundamentales para el flujo de fluidos por tuberías Fórmulas Observaciones V Poiseuille, fórmula original 1842. Flujo laminar. d2 V2 Darcy, fórmula original 1857. Flujo turbulento. d dvs Reynolds, fórmula (1883) para compensar discrepancias en los u experimentos de Poiseuille (flujo laminar) y Darcy (flujo turbulento). f, coeficiente de fricción Stanton y Pannell, 1914, introdujeron este factor como parte corres-pondiente 0.000668 ZLV Fórmula de Poiseuille, para flujo sereno y viscoso, según adaptación D2S de R.E. Wilson, W.H. McAdams y M. Seltzer, 1922. = 0,54 B S0,735 U0,265 1,735 Todas las fórmulas anteriores son P = fundamentales. Representan las consideracio-nes técnicas que originalmente condujeron a la utilización de ciertos conceptos y factores para su derivación y aplicación práctica. A medida que la investigación y las experiencias opera-cionales han aportado nuevas apreciaciones, estas fórmulas han sido refinadas y extendidas para lograr respuestas numéricas más exactas. Tal es el caso, que los departamentos de dise-ño de oleoductos, gasductos y poliductos de las firmas especializadas y de las petroleras tienen sus propias apreciaciones, preferencias y razones por determinada versión y aplica-ción del conjunto de fórmulas disponibles so-bre la materia. y fundamental para cada valor del número de Reynolds. Las nuevas versiones y aplicaciones de fórmulas revisadas y/o extendidas se deben a las modernas técnicas de fabricación de tubos y a los adelantos en la metalurgia aplicada en la fabricación. Por otro lado, la investigación con-ceptual y numérica se ha hecho más rápida, gracias a la computación electrónica, que per-mite el manejo simultáneo de una variedad de parámetros y hasta la proyección gráfica de re-laciones interparametrales para seleccionar el diseño óptimo según las características físicas de las tuberías (diámetros interno y externo, es-pesor, peso lineal, resistencia al estallido, etc.); comportamiento y tipo de flujo de acuerdo con las especificaciones del crudo, diámetro interno y longitud de la tubería; topografía de la ruta; 0,323 f LSV2 D5 Fórmulas de Fanning para flujo turbulento. 0,0538 f LSQ2 D5 Fórmula de Poiseuille, para flujo laminar y viscoso respecto de Rn, para tuberías múltiples en paralelo, 1934. Otra versión para calcular Rn. PD1 Fórmula de Barlow. 2 (resistencia al estallido) P= P = Rn = P = P = P Rn t1= D4,735 dvs 0,02381 S u Du = =
- 358. 358 E lP o z o I l u s t r a d o funcionamiento general del oleoducto e instala-ciones afines; inversiones, costos y/o gastos de operaciones y mantenimiento. Otros aspectos del diseño La longitud del oleoducto puede ser menos de una decena hasta varios miles de kilómetros. Por ejemplo, aquí en Venezuela, el oleoducto más corto es el Ulé-La Salina, estado Zulia, de 86 cm de diámetro y 4,10 km de lon-gitud, y capacidad de 103.500 m3/día. El oleo-ducto más largo, de 338 km de longitud y 50,80 cm de diámetro, conecta el campo de San Silvestre, estado Barinas, con la refinería El Pa-lito, estado Carabobo. Es muy importante tener una apre-ciación real de la ruta del oleoducto. El perfil topográfico del terreno servirá para ubicar las ocurrencias naturales que están en la vía: de-presiones, farallones, cerros, colinas, monta-ñas, llanuras, pantanos, lagunas, quebradas, riachuelos y ríos. Las diferencias de altitud o desnivel entre puntos de la vía, referidos al nivel del mar, y las distancias entre estos puntos, son datos im-portantes y necesarios para calcular la presión de bombeo requerida a todo lo largo del oleo-ducto, habida cuenta de otros factores, como son características del crudo, volumen máximo de crudo que podría bombearse diariamente y el diámetro y otros detalles de la tubería. En la práctica, en puntos de la ruta hay que incorpo-rar al oleoducto estaciones adicionales de bom-beo para garantizar el volumen del flujo desea-do. Esto es muchísimo más importante en el ca-so de oleoductos largos. La distancia entre es-taciones puede ser de 65 a 95 kilómetros o más, todo depende de la topografía del terreno y de los diferentes factores antes mencionados. En el caso de transporte de crudos pesados y ex-trapesados se utilizan hornos o plantas para ca-lentar el crudo y reducir su viscosidad. El desnivel entre dos puntos en la ruta de un oleoducto representa no solamente altura sino presión. Veamos. En capítulos ante-riores se ha mencionado el gradiente de pre-sión ejercido por los fluidos, según la densidad de cada uno. Para el agua se determinó que es de 0,1 kg/cm2/m de altura. Por tanto, si el desnivel o altura hi-drostática entre los puntos A y B de un oleo-ducto es de 1.000 metros, y el oleoducto trans-porta crudo de 35° API, entonces la presión re-presentada por la columna de crudo es 1.000 x 0,085 = 85 kg/cm2 (1.209 lppc). Esto significa que para bombear este crudo de A a B y si B está 1.000 metros más alto que A, entonces habrá que contrarrestar en A la presión de 85 kg/cm2. Además, habrá que añadirse a esa presión la presión requerida por la distancia entre los dos puntos, como también la pérdida de presión que por fricción ocasiona el flujo del crudo por la tubería, para lograr el bombeo del volumen diario de fluido deseado. Si el caso fuese contrario, o sea de B a A, el flujo sería cuestabajo y se requeriría menos presión (equivalente a 85 kg/cm2 y algo más) debido al flujo por gravedad. En este aspecto hay semejanza con el automóvil, que se le debe imprimir potencia Fig. 8-12. Tuberías de diversos diámetros y especificaciones son requeridas para manejar los crudos desde los campos a las terminales y refinerías.
- 359. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 359 (aceleración) durante la subida de la pendiente en el camino, y cuando se hace el recorrido cuestabajo, o sea por gravedad, se desacelera el vehículo; y para mayor control de la veloci-dad, como lo hace todo buen conductor se cambia de velocidad, de tercera a segunda o primera, según el grado de la pendiente, y se aplican los frenos económicamente. Los diámetros de tuberías para oleo-ductos abarcan una serie muy variada, desde diámetro externo de 101,6 mm (4 pulgadas) hasta 1.626 mm (64 pulgadas). Para cada diá-metro hay una variedad de diámetros internos que permiten escoger la tubería del espesor deseado y, por ende, tubos de diferente peso por unidad lineal. Por ejemplo, en el caso del tubo de 101,6 mm de diámetro externo se pue-den escoger 12 opciones de espesor que van de 2,1 mm hasta 8,1 mm, y cuyo peso es de 5,15 kg/metro hasta 18,68 kg/metro, respecti-vamente. De igual manera, para los tubos de 1.626 mm de diámetro externo existen 13 op-ciones de espesor que van de 12,7 a 31,8 mm y pesos de 505,26 hasta 1.250,15 kg/metro, respectivamente. Esta variedad de diámetros externos e internos, y naturalmente, espesores y peso lineal de los tubos, permiten la selección ade-cuada de la tubería requerida para satisfacer volúmenes y presiones de bombeo, como también aquellas características físicas y de resis-tencia que debe tener la tubería. Para cubrir los diferentes aspectos técnicos de diseño, cons-trucción, funcionamiento y mantenimiento de oleoductos existe un abundante número de publicaciones que recogen las experiencias logradas. Sin embargo, cada nuevo proyecto de oleoducto de por sí requiere un enfoque particular, un tratamiento adecuado y solu-ciones propias que, algunas veces, pueden exi-gir métodos extraordinarios. Inversiones y costos Las inversiones requeridas para un oleoducto se expresan finalmente en bolívares por kilómetro y están representadas por los si-guientes renglones: estudios preliminares y de-finitivos, abertura y acondicionamiento de la ru-ta, materiales (tubería, soldadura, recubrimien-tos, soportes, estaciones de bombeo), mano de obra y misceláneos. En el caso particular de oleoductos que transportan crudos pesados o extrapesa-dos, reclaman especial atención los siguientes factores: el diámetro de la tubería y la presión de bombeo debido a las características del cru-do; el revestimiento de la tubería, ya que para transportar estos tipos de crudos por tuberías se opta por mantenerlos a cierta temperatura para bajar la viscosidad y facilitar el bombeo. Esto implica también la posibilidad de dispo-ner de estaciones adicionales de calentamiento en la ruta para mantener la viscosidad desea-da. Otra alternativa para reducir la viscosidad y facilitar el bombeo de crudos pesados y extrapesados es mezclarlos con otro crudo más liviano (diluente). Tabla 8-3. Costos promedio de oleoductos terrestres (incluido todo) Diámetro de tubería, mm (pulgadas) y $ milla Año 204 (8) 305 (12) 406 (16) 500 (20) 610 (24) 1997 605.483 557.359 699.239 1.043.055 1.277.548 1996 209.570 573.151 365.597 863.069 768.097 1995 410.750 469.715 298.617 863.069 768.097 1994 259.355 429.942 706.034 516.436 688.394 1993 264.238 389.570 489.737 956.379 2.605.300 1992 248.365 442.273 451.397 505.817 600.952 Fuente: Warren R. True, Pipeline Economics. Oil and Gas Journal, November 27,1995, p. 48; August 4, 1997, p. 46.
- 360. 360 E lP o z o I l u s t r a d o Además, otra opción es la de bom-bear crudo con agua para que ésta sirva como un reductor de fricción, pero esto requiere la disposición de medios para separar y manejar el agua en la terminal donde finalmente llegará el crudo. Todo esto implica desembolsos adi-cionales concomitantes con los requerimientos de lograr un transporte eficiente y económico de crudos. Como son tantos los renglones y los componentes afines que comprenden la cons-trucción de un oleoducto, el costo final, por razones obvias, tiende a variar de año a año. Y por las condiciones económicas mundiales ac-tuales estas variaciones son generalmente as-cendentes. Para dar idea sobre esta tendencia, vale examinar los registros cronológicos de costos estadounidenses, país donde anualmen-te se construyen miles y miles de kilómetros de oleoductos terrestres y submarinos en aspectos y condiciones topográficas y tecnológicas muy variadas, las cuales exigen tratamientos especí-ficos en el diseño, en el empleo de materiales, en la metodología de la construcción y en la Tabla 8-4. Relación porcentual de la inversión en oleoductos terrestres Diámetros en mm y pulgadas Ruta Materiales Mano de obra Misceláneos 201 (8) 1997* 6,6 9,1 64,7 19,6 1996 1,5 24,6 41,4 32,5 1995 7,1 27,0 39,9 26,0 1994 12,3 19,0 50,3 18,4 1993 14,2 20,2 45,5 20,1 1992 10,3 24,0 35,8 29,9 305 (12) 1997 5,0 17,8 59,0 18,2 1996 8,7 18,7 48,6 24,0 1995 92,0 15,6 46,5 28,7 1994 13,4 14,5 53,7 10,4 1993 17,2 17,2 46,4 19,2 1992 11,8 20,0 47,3 20,9 406 (16) 1997 6,3 15,9 59,6 18,2 1996 11,6 23,2 48,5 16,7 1995 4,7 33,9 39,0 22,4 1994 11,2 14,5 57,2 17,1 1993 15,9 20,7 44,7 18,7 1992 6,2 22,2 52,2 19,4 500 (20) 1997 - - - - 1996 8,5 16,9 46,2 28,4 1995 1,9 21,1 52,8 24,2 1994 7,4 20,3 43,0 29,3 1993 14,0 16,0 46,0 24,0 1992 5,2 26,8 47,7 20,3 610 (24) 1997 - - - - 1996 8,4 19,5 51,3 20,8 1995 0,7 33,9 52,8 12,6 1994 4,9 28,9 48,3 17,9 1993 5,5 25,1 47,2 22,2 1992 3,5 25,2 53,5 17,8 * Un solo proyecto de 38,3 millas. Fuente: Warren R. True, “Pipeline Economics”. Oil and Gas Journal, November 27, 1995, p. 48; August 4, 1997, p. 46.
- 361. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 361 disposición de instalaciones especiales cone-xas o auxiliares especiales. La construcción de oleoductos sub-marinos en mar abierto requiere atención es-pecial de otros aspectos que no se presentan en tierra. Entre ellos caben mencionarse: la profundidad de las aguas, las corrientes mari-nas, la calidad y topografía del suelo marino, la salinidad del ambiente, la temperatura de las aguas en diferentes épocas y latitudes, la fauna y flora marina a diferentes profundidades en la ruta, y las distancias mar adentro y su relación entre las instalaciones auxiliares y afines cos-teras y las ubicadas costafuera, como también el comportamiento del tiempo y las condicio-nes meteorológicas reinantes (vientos, mareas, oleaje, corrientes) durante la realización de los trabajos. Todo lo antes mencionado tiene su efecto sobre el diseño y los detalles del pro-grama de construcción de la obra. Ese efecto, combinado con los aumentos generales de precios de materiales, equipos, herramientas, transporte y remuneraciones al personal, se traduce en substanciales incrementos de costos por kilómetro de oleoducto. Tampoco es raro que en medio de tanta alza de costos predo-minen circunstancias que permitan en un tiem-po dado rebajas en las inversiones. Mantenimiento El mantenimiento es un aspecto im-portante de las operaciones y manejo de los oleoductos. El oleoducto, como sistema de transporte, tiene un punto de partida repre-sentado por un patio, donde se erige un cierto número de tanques y/o depósitos a flor de tie-rra (fosos) para almacenar el crudo que diaria-mente va a ser bombeado por el oleoducto. Los tanques y/o fosos deben man-tenerse en buen estado para evitar fugas o fil-traciones del petróleo almacenado. Además, el estado de limpieza del almacenamiento debe ser tal que el petróleo retirado esté libre de im-purezas: agua y/o sedimentos. El volumen y las características del petróleo que se recibe y despacha del almacenamiento es medido y fis-calizado para tener una relación cronológica del movimiento de crudos. Las bombas succionan petróleo de los tanques y lo descargan al oleoducto para llevarlo al punto de entrega. Estas bombas y sus instalaciones auxiliares de propulsión (me-cánicas y/o eléctricas) requieren atención y mantenimiento para que todo el tiempo fun-cionen eficazmente. El propio oleoducto requerirá tam-bién su cuota de atención y mantenimiento. Así como las venas y/o arterias del cuerpo humano se obstruyen por la deposición de substancias que se desprenden de la sangre, de igual mane-ra sucede a los oleoductos. Con el tiempo, se depositan en la pared interna del oleoducto capas de hidrocarburos y sedimentos finos (pa-rafina y arenilla o cieno) que paulatinamente reducen el diámetro del conducto. Tales obs-trucciones redundan en incrementos innecesa-rios de la presión de bombeo y reducción del volumen bombeado. Por esto, es necesario lim-piar el oleoducto de tales sedimentos. Otro aspecto del mantenimiento es cerciorarse de la competencia física del oleo-ducto, que aunque es un conducto de acero, está sujeto a fuerzas internas (bombeo, corro-sión, erosión, fatiga) que a la larga pueden de-bilitar su resistencia y causar filtraciones o es-tallidos. Para evitar interrupciones inesperadas en el funcionamiento y tomar medidas preven-tivas oportunamente, siempre es aconsejable conocer de antemano el estado físico del oleo-ducto, y esto se hace a través de observaciones visuales o exámenes de la tubería por rayos X u otros medios apropiados para luego proce-der a las reparaciones debidas. El final del oleoducto puede ser una refinería o la combinación de refinería y termi-
- 362. 362 E lP o z o I l u s t r a d o nal de embarque. Allí el volumen y la calidad de crudo entregado debe corresponder al despa-chado. De igual manera, las instalaciones de re-cibo en la refinería y/o terminal deben mante-nerse en buen estado físico y seguridad de fun-cionamiento, como se mencionó con respecto al patio de tanques, origen del oleoducto. Es muy importante todo lo relacio-nado con el mantenimiento de la ruta y del oleoducto y sus instalaciones para cuidar y mantener el ambiente. Si la ruta no está limpia, la maleza puede ser foco de incendios y si hay derrames se dificultan los trabajos de contin-gencia y reparación. Para evitar accidentes que puedan ser ocasionados por terceros, es necesario que cuando el oleoducto está enterrado se señalen debidamente aquellas partes de su ruta o cru-ces que puedan ser objeto de excavaciones o vayan a formar parte de algún proyecto. Los oleoductos del país La información sobre los oleoductos del país, manejados por las tres desaparecidas operadoras Lagoven, Maraven y Corpoven, da una idea de la extensión de las operaciones diarias de transporte de crudos. Tabla 8-5. Venezuela: principales oleoductos existentes por compañías al 31-12-1996 Empresa De A Longitud Diámetro Capacidad Volumen en km (cm) m3/día transportado durante el año m3 Lagoven Ulé Amuay N° 1 188,60 60,00 60.382 9.740.570 Ulé Amuay N° 2 230,30 60,00 65.149 14.142.100 Ulé 1/ La Salina 14,50 66,04 65.149 3.972.500 Pta. Gorda La Salina 7,90 53,00 51.484 5.736.290 Ulé La Salina 14,70 40,64 41.886 - Ulé 1/ La Salina 14,50 86,36 57.204 - Temblador Caripito 155,50 58,42 15.572 5.291.370 Morichal T. Pta. Cuchillo 70,00 61,00 10.328 1.287.090 Jusepín Travieso 26,00 51,00 37.342 12.298.860 Jusepín Travieso 26,00 66,04 21.452 7.071.050 Total Lagoven 748,00 425.948 59.539.830 Maraven Cabimas Pto. Miranda 44,20 86,36 73.396 15.413.300 Palmarejo Cardón 246,50 76,20 45.763 1.207.640 Pto. Miranda Cardón 227,50 76,20 43.763 16.922.850 Bachaquero Pto. Miranda 105,50 76,20 76.272 20.273.310 Motatán-2 San Lorenzo K-15 14,50 30,48 11.000 4.099.620 Mene Grande Misoa 17,00 30,48 7.945 206.570 Barúa Boquete 7,00 20,30 6.356 127.120 Boquete K-15 12,00 30,48 9.693 365.470 Total Maraven 674,20 274.188 58.615.880 Corpoven P.T. Anaco Pto. La Cruz 100,0 65,04 5.492 13.892.627 40,64 P.T. Anaco Km 52/Pto. La Cruz 100,0 40,64 5.492 - 73,00 30,48 inactiva P.T. Anaco Pto. La Cruz 100,0 40,64 5.492 11.199.272 30,48 P.T. Oficina Pto. La Cruz 155,57 76,20 67.056 15.683.430 P.T. Oficina Anaco 58,00 40,64 7.151 1.247.365 P.T. Travieso Pto. La Cruz 152,00 40,64 127.200 43.093.680 152,00 66,04 152,00 76,20 Las Palmas Pto. La Cruz 162,00 40,64 5.244 286.020 Silvestre El Palito 338,00 50,80 23.000 8.231.020 Maya Larga Silvestre 250,00 50,80 19.704 6.721.470 Total Corpoven 1.833,21 265.831 100.354.884 Bitor P.T. Oficina 2/ Jose 1/ 103,00 91,44 12.712 52,00 66,04 Total Bitor 155,00 12.712 Total Venezuela 3.410,41 978.679 218.510.594 1/ Lagoven tramo del proyecto de reemplazo del oleoducto Lagunillas-Ulé seccionando el oleoducto en Ulé. 2/ Bitor transporta Orimulsión®. Fuente: MEM-PODE,1996, Dirección de Petróleo y Gas, Cuadro N° 38.
- 363. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 363 II. Gasductos En todos los capítulos anteriores se ha mencionado el gas como componente esen-cial de los hidrocarburos y se relacionan dife-rentes aspectos sobre la asociación del gas con el petróleo, las características de su composi-ción, su comportamiento volumétrico bajo la acción de la presión y la temperatura y su com-presibilidad, su contenido de hidrocarburos lí-quidos, su utilización como energético, el gas en las refinerías y en la petroquímica como materia prima y otros aspectos tecnológicos referentes al manejo y a la utilización del gas. Mucho de lo anteriormente mencionado tiene aplicación en el transporte de gas por gasductos. Apreciaciones básicas Corrientemente, en los campos pe-trolíferos y/o gasíferos se habla de gas de baja, mediana y alta presión. Estas designaciones son importantes porque determinan la capaci-dad o fuerza propia (presión) de flujo que por sí tiene el gas producido de los pozos. La pre-sión hace posible la recolección del gas y su transmisión por tubería (gasducto) de determi-nada longitud y diámetro. El gas de baja presión difícilmente puede ser aprovechado comercialmente. Las razones que se sobreponen a su utilización son técnicas y económicas. Generalmente, el volu-men de gas solo o de gas asociado con petróleo que producen los pozos de baja presión es muy poco. Por tanto, la recolección de todo este gas implica cuantiosas inversiones en las instalacio-nes requeridas para manejarlo, como son: red de tuberías, compresión, medición, tratamiento y transmisión a sitios distantes. El gas de mediana y alta presión, siempre y cuando los volúmenes sean técnica y económicamente suficientes para ventas du-rante largo tiempo, ofrecen más posibilidades Fig. 8-13. En los sitios de entrega de grandes volúmenes diarios de gas se cuenta con instalaciones de medición y control de la eficiencia de las operaciones. de comercialización si hay mercados que ha-gan factible el éxito de las inversiones. El enfoque de los pasos prelimina-res básicos para la adquisición y preparación de la ruta que debe seguir un gasducto en tie-rra o costafuera, o combinación de ambas cir-cunstancias, se asemeja a lo mencionado para los oleoductos. Considerando que el gas se consu-me en quehaceres industriales y domésticos, al aspecto de su manejo y acondicionamiento para tales fines requiere especial atención a ciertos factores. Sobre los detalles del uso de la tec-nología de diseño y funcionamiento del gas-ducto y sus instalaciones conexas existen as-pectos que requieren tratamientos diferentes al oleoducto, por razones obvias. Recolección del gas Si el gas producido viene con pe-tróleo, un cierto número de pozos son conec-tados a una estación de flujo donde se separa la mezcla de gas y petróleo. El número de estaciones de flujo en el campo depende, nat-uralmente, de la extensión geográfica del
- 364. 364 E lP o z o I l u s t r a d o campo, ya que las distancias entre los pozos y sus correspondientes estaciones deben permi-tir que el flujo se efectúe por la propia presión que muestran los pozos. Esto representa la fa-se inicial de la recolección del gas. El gas separado en cada estación se mide y recolecta para ser pasado por plantas de tratamiento y acondicionamiento para lue-go ser comprimido a la presión requerida y comenzar su transmisión por el gasducto. El tratamiento y acondicionamiento puede ser la remoción de partículas de agua y sedimentos, sulfuro de hidrógeno, extracción de hidrocar-buros líquidos para que el gas tenga finalmen-te las características y propiedades que lo ha-cen apto para usos industriales y domésticos. Si la producción de gas proviene de un yacimiento netamente gasífero, quizás los pozos sean capaces de producir individualmen-te miles de metros cúbicos diariamente, y para asegurar el volumen de gas requerido sólo un número de pozos sería suficiente para abaste-cer el gasducto. Esta situación simplifica los as-pectos de la recolección, manejo, tratamiento y acondicionamiento del gas en el campo. Características de las tuberías Las características de las tuberías para la construcción de gasductos, oleoductos, poliductos y acueductos en la industria petro-lera aparecen en las recomendaciones publi-cadas por el API, como también en los textos y publicaciones especializadas. Las tuberías disponibles son capaces de satisfacer todas las exigencias. La verdadera escogencia está en que la tubería satisfaga los requisitos de fun-cionamiento y que esto se cumpla con la ma-yor economía posible de diseño sin compro-meter la eficacia de la instalación. Es menester recordar que cuando se trata de la construcción de este tipo de instala-ciones se está haciendo una obra para 15 ó 20 años de servicio. Su funcionamiento está atado a la vida productiva de los yacimientos que sirve. Fig. 8-14. La mezcla de gas y petróleo producida en el campo es llevada por tubería desde el cabezal de cada pozo hasta una estación de separación y recolección. Fig. 8-15. La separación del gas del petróleo y el posterior tratamiento de cada sustancia permiten que el petróleo sea en-tregado a los tanqueros en las terminales de embarque. El gas, como líquido, es embarcado en buques cisterna llamados me-taneros, de características especiales.
- 365. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 365 El flujo de gas por gasductos Para transportar diariamente un determinado volumen de gas de un punto a otro, y posiblemente volúmenes mayores en unos años, se requiere tender un gasducto. Igual sucede con un oleoducto, un poliducto o un acueducto, para transportar pe-tróleo, productos derivados de los hidrocarbu-ros y agua, respectivamente. En la industria petrolera, la longitud, el diámetro y la capacidad de los ductos pue-den ser respetables: miles de kilómetros, cien-tos de milímetros de diámetro y millones de metros cúbicos diarios de capacidad. Por ejem-plo, los gasductos más grandes del mundo se han tendido en Rusia. Uno de ellos, el de Ugen-goi (campo de gas ubicado cerca del golfo de Ob, en la periferia del círculo Artico) a Uzh-gorod (en la frontera con Checoslovaquia y a corta distancia de la frontera rusa con Polonia y Rumania) tiene una longitud de 4.620 kiló-metros, diámetro de 1.422 milímetros y capa-cidad diaria de entrega de 110 millones de me-tros cúbicos de gas para 1987. Esto, en energía equivalente, es igual a transportar, aproxima-damente, 670.000 b/d de petróleo. Los clientes para este gas son Checoslovaquia, Austria, Ita-lia, Alemania, Francia, Holanda y Bélgica. El concepto del flujo de gas por gas-ducto no difiere del de petróleo por oleoduc-tos, o sea fluido gaseoso y líquido. Sin embar-go, debido a las características y propiedades físicas de los gases y de los líquidos hay que tomar en cuenta ciertas diferencias al tratar ma-temáticamente el comportamiento del flujo de uno y otro por tuberías. Para el gas natural, se ha derivado un buen número de fórmulas aplicables a las condiciones del flujo. Por tanto, la nomencla-tura de las ecuaciones que se utilizan es muy específica en expresar y abarcar determinadas condiciones para casos generales y especiales. La nomenclatura y las ecuaciones se funda-mentan en las relaciones entre los siguientes términos: V Velocidad del gas, metro o pies por segundo. G Aceleración gravitacional, metros o pies por segundo/segundo. S Distancia de la caída del cuerpo, metro o pies. Q Volumen de gas a determinada presión (atmósferas, kg/cm2 o lppc). Presión de carga y presión de descarga. Volumen en metros cúbicos o pies cúbicos por hora o por día. d, D Diámetro interno de la tubería, centí-metros o milímetros, o pulgadas. p Caída o descenso de presión, de un punto de la tubería o otro; atmósferas, kg/cm2 o lppc o centímetros o pulga-das de agua para muy bajas presiones. S, G Gravedad específica del gas; aire = 1,293 gr/l. L Longitud de la tubería: km, metros, mi-llas, yardas o pies. C, K Constante para designar fricción, visco-sidad u otra constante, como aspereza interna de la tubería. T1,T2 Temperatura absoluta, grados Celsius o Fahrenheit. Po Presión absoluta básica, kg/cm2, lppc. P1 Presión absoluta de entrada o carga; at-mósferas, kg/cm2 o lppc. P2 Presión absoluta de salida o descarga; atmósferas, kg/cm2 o lppc. To Temperatura absoluta básica, grados Celsius o Fahrenheit. T Temperatura absoluta del gas fluyente, grados Celsius o Fahrenheit. F Coeficiente de fricción. Rn DUS utilizado para determinar el coefi- Z ciente de fricción (f), mediante gráficos apropiados.
- 366. 366 E lP o z o I l u s t r a d o Otros factores que se toman en con-sideración son los cambios que pudieran darse en diámetros de tuberías, por lo que es nece-sario convertir los diferentes diámetros y longi-tudes a equivalentes de una longitud y diámetro común. Además, en todo sistema de flujo, las curvas o cambios de dirección de la tubería, así como accesorios integrales de la tubería: codos, uniones, etc., ofrecen un grado de resistencia al flujo cuyo efecto es equivalente a cierta longi-tud adicional de tubería. De allí que todos estos detalles sean tomados en cuenta en los cálculos para que el gasducto funcione eficazmente. En la literatura técnica se encuentran las fórmulas de varios investigadores y autores como Pole, Spon, Molesworth, Cox, Rix, Towl, Unwin, Oliphant, Spitzglass y otras personali-dades, y entes como el Bureau de Minas de Es-tados Unidos, los fabricantes de material tubu-lar, las compañías de servicios petroleros espe-cializadas en transmisión de gas y las empresas de consultoría en la materia. Una de las fórmu-las más conocidas es la de T.R. Weymouth, cu-yas relaciones fundamentales son como sigue: Sin embargo, como en el diseño de un gasducto hay que tomar en cuenta tantos factores, una sola fórmula no puede abarcar todos los términos y situaciones consideradas. Por tanto, el diseñador recurre a la utilización de varias fórmulas. Con rangos o parámetros determinados para cada caso crítico, se va ar-mando entonces un programa de cálculo gene-ral y específico que finalmente da la solución adecuada al problema planteado. Tales solu-ciones se logran actualmente con gran rapidez y exactitud mediante la utilización de com-putadoras y graficadores electrónicos. La compresión del gas Para enviar gas de un sitio a otro, éste debe tener cierta presión y si no tiene pre-sión suficiente hay que imprimírsela utilizando compresores. Los compresores son máquinas diseñadas y fabricadas de acuerdo con normas técnicas precisas para satisfacer determinados requerimientos de baja, mediana y alta pre-sión, llamadas etapas de compresión. Ejemplos típicos de compresores sen-cillos de uso común en la vida diaria son: la bomba utilizada para llenar de aire las llantas de las bicicletas; el compresor que se usa en la es-tación de servicio para llenar de aire las llantas de los automóviles y la jeringa para aplicar in-yecciones hipodérmicas. Varias de las propiedades y concep-tos mencionados en el Capítulo 5 “Gas Natu-ral”, son muy importantes y aplicables en la transmisión de gas por tuberías. Para seleccio-nar el compresor o compresores requeridos es necesario conocer las siguientes propiedades del gas: peso molecular, gravedad específica, relación de poder calorífico específico, factor de compresibilidad, densidad del gas a condi-ciones normales y a condiciones de succión. En lo referente a las condiciones de funciona-miento del compresor deben estipularse los siguientes factores: presión de succión, presión de descarga, temperatura del gas succionado, presión básica, temperatura básica, temperatura ambiental, volumen o capacidad de flujo del compresor, caídas de presión en la tubería de succión y en la tubería de descarga, relación de compresión y eficiencia del sistema. Cuando se comprime gas, se realiza un trabajo mecánico que es equivalente al pro-ducto de la fuerza aplicada por la distancia recorrida, o lo que se traduce finalmente en la potencia del compresor, la cual se calcula uti-lizando las fórmulas matemáticas apropiadas que se fundamentan en los conceptos y pro-piedades antes mencionadas. 1/2 To (P2 1 - P2 2)D5 1/3 Q = 18,602 Po G.T.L.
- 367. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 367 Corrientemente, cuando se habla de la potencia de una máquina se dice que tiene tantos caballos de potencia o de fuerza. Por definición técnica, en el sistema métrico, un caballo de vapor representa el esfuerzo nece-sario para levantar, a un metro de altura, en un segundo, 75 kilogramos de peso, o sea 75 kilo-grámetros. En el sistema angloamericano es equivalente a 550 libras-pie por segundo (HP). La designación de la potencia, o caballos de fuerza (c.d.f.) o caballos de poten-cia, es la base para asignar precios de costo a las estaciones completas de compresión reque-ridas por el gasducto. Esta inversión se expre-sa en Bs./c.d.f. o $/HP. Durante el período 1° de julio de 1994 a 30 de junio de 1995 (Oil and Gas Journal, 27 de noviembre de 1995, p. 46), según permisos de construcción otorgados en los Estados Unidos por la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC), el precio míni-mo y máximo de instalación de compresores para ductos fue desde $314 hasta $5.286 por caballo de fuerza. El costo promedio fue $1.390 por c.d.f. y la distribución porcentual del costo fue así: equipo y materiales 52,4; mano de obra 17,4; terreno para erección de la estación 1,7; misceláneos (levantamiento topo-gráfico, ingeniería, supervisión, financiamien-to, administración y contingencia) 28,5. Esta información es muy útil si se considera que la construcción de gasductos en Venezuela requiere de ciertos equipos y mate-riales importados. Naturalmente, el tipo y las características de las máquinas escogidas (com-presores/ turbinas), como también las condicio-nes geográficas (transporte, construcción de la estación, emplazamiento del equipo y acceso-rios afines) influyen marcadamente en los cos-tos. De todas maneras, se apreciará que el cos-to del equipo de compresión instalado de por sí representa una cifra millonaria. En el caso de gasductos de gran diámetro y de miles de kiló-metros de longitud, que necesariamente re-quieren máquinas de compresión de muy alto caballaje, la inversión por este concepto es respetable. Para este tipo de proyecto se está considerando el diseño y manufactura de com-presores de 16.000 a 33.525 c.d.f. Para apreciar la aplicación y la regu-lación de la presión en la transmisión de gas por tuberías, basta con pensar en el sistema de servicio directo de gas doméstico que llega a los hogares venezolanos. El gas proviene de los campos petroleros, ubicados a mucha dis-tancia de las ciudades en la mayoría de los casos. En los campos se le imprime al gas determinada alta presión para lograr su trans-misión, y en tramos específicos del gasducto se refuerza la presión (por compresión) para que siga fluyendo a determinada velocidad y volu-men hacia el punto de entrega en la periferia de la ciudad, donde el gasducto se conecta con la red de distribución de gas de la ciudad. Al entrar el gas en la red de distribución co-mienza a regularse su presión, de manera que todos los sectores de la ciudad dispongan de un adecuado suministro. El gas que se consu-me en los quehaceres domésticos entra al ho-gar a muy baja presión, presión que a la vez es Fig. 8-16. En ciertos sitios en el trayecto terrestre o marítimo se dispone de instalaciones para comprimir y/o tratar el gas natural e impulsarlo hacia los centros de consumo o inyectar-lo en los yacimientos.
- 368. 368 E lP o z o I l u s t r a d o regulada a niveles más bajos mediante el ajuste de los controles que tienen los equipos que funcionan a gas (cocina, calentadores de agua, acondicionadores de aire, etc.). Así que, de presiones de cientos de kilogramos/centímetro cuadrado durante el recorrido del campo a la ciudad, finalmente, la presión del gas en el ho-gar puede estar entre 124 y 500 gramos de pre-sión por encima de la atmosférica. La medición del gas A todo lo largo de las operaciones de producción, separación, acondicionamien-to, tratamiento y transmisión de gas, se reciben y despachan volúmenes de gas que deben ser medidos con exactitud para cuantificar el flujo en distintos sitios. Debido a las propiedades y carac-terísticas del gas, su volumen es afectado por la presión y la temperatura. De allí que, para tener un punto de referencia común, el volu-men de gas medido a cualquier presión y tem-peratura sea convertido a una presión base y a una temperatura base que, por ejemplo, po-drían ser una atmósfera y 15,5 °C, o a más de una atmósfera y temperatura ligeramente ma-yor. El todo es ceñirse a una norma para que no haya discrepancias al considerar varios y diferentes volúmenes de gas medidos a presio-nes y temperaturas diferentes. En el sistema métrico, el gas para la venta se mide en metros cúbicos. En el sistema angloamericano en pies cúbicos. Un metro cúbico es equivalente a 35,2875 pies cúbicos. Otra manera de ponerle precio al gas para la venta en los mercados internacionales se basa en el poder calorífico del gas. Generalmente se indica el precio por millón de B.T.U. (Unidad Térmica Británica). Una B.T.U. es igual a 0,252 kilo-caloría. Para medir el gas de baja presión que se entrega a los consumidores, general-mente se utilizan medidores de lectura directa, fabricados de metal. Estos medidores tienen varios círculos graduados (relojes contadores) que, a medida que haya flujo, por medio de una aguja, marcan y totalizan el volumen de la corriente de gas. Los relojes marcan, respectivamente, fracciones de la unidad de volumen, unidad de volumen, miles, diez miles, cien miles y millo-nes de unidades. Corrientemente, en los Esta-dos Unidos, el gas para uso doméstico o indus-trial se vende a tantos dólares por cada mil pies cúbicos. En Venezuela se vende a tantos cénti-mos o bolívares por metro cúbico. La mecánica del medidor de gas se asemeja mucho a otros tipos de medidores de servicios, como el medidor de agua y el medi-dor de electricidad. Para los casos en que los volúmenes de consumo de gas o baja presión sean muy elevados, como en algunos talleres y fábricas, entonces se instalan medidores de alta capaci-dad. Estos medidores son provistos de disposi-tivos que marcan la presión gráficamente y el volumen entregado queda inscrito en los relo-jes contadores. De suerte que por estos regis-tros se puede disponer de datos permanentes para verificar el comportamiento del flujo. 1 0 9 2 8 3 7 4 5 6 un millón 9 0 1 8 2 7 3 6 5 4 cien mil 1 0 9 2 8 3 7 4 5 6 diez mil 9 0 1 8 2 7 3 6 5 4 un mil fracción uno metros cúbicos o pies cúbicos lectura: 0.000.000 700.000 90.000 5.000 795.000 Fig. 8-17. Serie de círculos de lectura que conforman el medidor de gas utilizado en ciertos sitios para contabilizar el consumo.
- 369. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 369 Los adelantos en la medición del flu-jo de gas por tuberías se deben a los perseve-rantes esfuerzos de los hombres que manejan las operaciones de campo y a las contribucio-nes de los investigadores que en los laborato-rios de flujo han diseñado y experimentado con instalaciones similares y/o totalmente avanzadas. De todo esto han surgido como dispositivos clásicos el tubo de Venturi, crea-ción del físico italiano G.B. Venturi († 1822), la boquilla o tobera y el disco plano de orificio. El tubo de Venturi y la boquilla o to-bera tienen aplicaciones prácticas en la medi-ción de fluidos, pero la configuración, la lisura de la superficie interna y otros detalles de con-fección les restan ciertos atributos que son difí-ciles de evitar e influyen sobre las característi-cas del flujo. Para medición de altos volúmenes de gas se usa el medidor de orificio. Este tipo de instalación requiere mucha atención en lo referente al diseño, funcionamiento y manteni-miento de sus componentes, no obstante ser una instalación sencilla y específicamente en lo referente a la abertura de un círculo (orifi-cio) perfecto en el centro del disco metálico. El cálculo del volumen de flujo por el orificio se fundamenta en los conceptos y prin-cipios de la física que rigen la dinámica del flujo y las relaciones entre el orificio y la tubería. El disco metálico debe ser instalado de tal manera que el centro del diámetro de la tubería y del orificio sean el mismo. Las bridas sirven para unir herméticamente las secciones de tubería y mantener el orificio bien sujeto. Cuando hay flujo por la tubería, co-rriente arriba en la zona cercana al orificio se crea un aumento de presión y corriente abajo en la zona cercana al orificio se aprecia una disminución de la presión. A cierta distancia más allá de la salida del flujo por el orificio se registra luego un aumento de presión, como se muestra en el dibujo. Esta diferencia de pre-siones es la base para los cálculos del flujo. Para medir las presiones se instala en la tubería un medidor. Los componentes presión h garganta tubo de Venturi flujo Fig. 8-18. Dispositivo para medir flujo por diferencial de pre-sión y es parte del ducto (tubo de Venturi). boquilla o tobera presión bridas h Fig. 8-19. Medidor de flujo por diferencial de presión utilizan-do una boquilla o tobera. h disco orificio bridas presión Fig. 8-20 Medición de flujo mediante el uso del orificio.
- 370. 370 E lP o z o I l u s t r a d o esenciales del medidor son un mecanismo de reloj que hace girar una carta circular o disco de cartulina delgada, debidamente graduado para girar una revolución completa durante tiempo determinado; las dos plumillas que, co-nectadas al mecanismo articulado interno del medidor, se mueven radialmente, según los cambios de presión, e inscriben sobre la carta un registro permanente de la presión diferen-cial y de la presión estática durante todo el tiempo del flujo. El cálculo del volumen de gas se hace mediante la aplicación de fórmulas mate-máticas como la siguiente: En la que: Q = Volumen de gas por hora o por día, en metros cúbicos (o pies cúbicos) a una presión y temperatura básicas correspondientes a C. C = Coeficiente a determinar, correspon-diente al diámetro del orificio utilizado. hw = Presión diferencial en centímetros (o pulgadas) de agua. Pf = Presión estática absoluta del gas en 2 kg/cm (o lppc). En la práctica, para realizar los cálcu-los se emplean tablas de extensiones, que con-tienen la expresión que multiplicada por C da el volumen de gas medido que corresponde a la sumatoria promedio del intervalo de tiempo y presiones graficadas en el disco. El coeficiente C se obtiene de la re-lación directa de multiplicación de los siguien-tes factores: • El factor básico de flujo del orificio, que se calcula tomando en cuenta el peso del volumen unitario y la gravedad específica del gas. • El número de Reynolds. • El factor de expansión. • El factor de la presión básica. • El factor de la temperatura básica. • El factor de la temperatura durante el flujo. • El factor de la gravedad específica. • El factor de la supercompresibilidad. Como podrá apreciarse, para la de-terminación de cada uno de estos factores hay que tomar en cuenta ciertos aspectos físicos y las características de los elementos de la insta-lación y del propio gas. Para manejar este tipo de instalaciones en todos sus aspectos, lo me-jor es consultar la información que sobre la Q = C hwPf Fig. 8-22. Instalaciones para el manejo de gas proveniente de yacimientos petrolíferos y/o gasíferos. Fig. 8-21. Instalación de almacenamiento de líquidos del gas natural en Jose, estado Anzoátegui.
- 371. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 371 materia publican las casas editoras especializa-das, las asociaciones de profesionales petrole-ros y las empresas de servicios petroleros es-pecializadas en esta rama específicamente. La Figura 8-23 muestra una instala-ción de un medidor de orificio, que tiene op-ción de funcionar midiendo las presiones des-de sitios ubicados en las bridas o desde sitios ubicados en el propio cuerpo de la tubería, corriente arriba y abajo desde el orificio. Para el diseño de la instalación existen normas y re-comendaciones que cubren las relaciones de diámetros de orificio y tuberías, y tubería y co-nexiones, así como las distancias de las cone-xiones en la tubería corriente arriba y abajo del orificio. De igual manera existen detalles que deben cubrirse respecto al funcionamiento y mantenimiento de los elementos. El manejo del gas natural, en todos sus aspectos, representa una actividad o rama muy importante de los hidrocarburos. Y son A A B B parte fundamental de esa actividad el transpor-te y la medición del gas, los cuales requieren la atención de un gran número de personas de diferentes disciplinas y experiencias en diferen-tes áreas: producción, transporte, refinación, pe-troquímica, mercadeo. III gasducto D E II C B I A flujo I. Medidor: A. armadura; B. disco; C. plumillas; D. poste; E. agarradera a la tubería. II. Conexiones: A. en la tubería; B. en las bridas. III. Orificio. Fig. 8-23. Instalación y componentes básicos de medición de gas por orificio. Tabla 8-6. Principales gasductos existentes en Venezuela al 31-12-1996 Empresa Desde Hasta Longitud Volumen diario km transportado Mm3 Corpoven Sistema Centro 1/ 2.236,30 7.968.285,0 Sistema Oriente 2/ 790,00 7.699.276,0 Total Corpoven 3.026,30 15.667.561,0 Maraven Pto. Miranda 3/ Cardón 218,90 Sistema Noreste del Lago 4/ 232,00 748.761,0 Sistema Central del Lago 5/ 341,00 1.699.565,0 Casigua La Fría 270,00 61.196,0 Total Maraven 1.061,9 2.509.522,0 Lagoven Quiriquire Caripito 19,60 Boquerón/Toscana Jusepín 45,50 205.574,0 Orocual/Toscana Jusepín 26,00 996.347,0 Ulé Amuay (N° 1) 238,00 27.285,0 Ulé Amuay (N° 2) 240,00 - Piedritas Veladero 240,00 - Total Lagoven 585,10 1.229.206,0 Total Venezuela 4.673,3 19.406.289,0 1/ Incluye los tramos: Anaco-Caracas, Sta. Teresa-Guarenas, El Cují-Litoral, Caracas-Valencia, Encrucijada/Morros-San Sebastián, Guacara-Morón, Morón-Barquisimeto, Lechozo-Charallave, Charallave-Figueroa, Charallave-Valencia y Nurgas. 2/ Incluye los tramos: Anaco-Pto. Ordaz, Anaco- Pto. La Cruz, M. Juan-Sta. Bárbara, La Toscana-Zinca y Guario-Merecure. 3/ Volumen incluido en el Sistema Central del Lago. 4/ Incluye los tra-mos: Puerto Miranda-La Paz, Mara-El Comején-Mara, La Paz-Sibucara, Palmarejo-Sibucara, Sibucara-S. Maestra, La Paz-S. Maestra, La Concep-ción- Boscán, La Lomita-Bajo Grande, Est. A-4-Boscán. 5/ Incluye los tramos: Bloque IV-San Lorenzo, El Boquete-San Lorenzo, San Lorenzo- Mene Grande, Bloque I-Las Morochas, Las Morochas-Lagunillas, Las Morochas-Tía Juana, Lago I-La Pica, Bloque I-La Pica, La Pica-El Tablazo, El Tablazo-Pagline, Bloque IX-La Pica. Fuente: MEM-PODE, 1996, Dirección de Petróleo y Gas, Cuadro N° 46.
- 372. 372 E lP o z o I l u s t r a d o III. Tanqueros En 1880 la producción mundial de crudos llegó a 82.241 barriles diarios y los Esta-dos Unidos, además de ser el gran productor, incursionaba sostenidamente en el transporte fluvial y marítimo del petróleo, que ya se perfi-laba como materia y carga importante en el co-mercio internacional. Para la época, el transporte de petró-leo se hacía en buques para carga sólida y pasajeros. Los hidrocarburos se envasaban en barriles o se depositaban en tanques inadecua-damente diseñados e instalados en los buques. El manejo de esta carga inflamable era tan ru-dimentario y las medidas de seguridad tan pre-carias que los incendios y las pérdidas llamaron poderosamente la atención, concluyéndose que la respuesta a esas tragedias estaba en el diseño y la construcción de una nave específica para tales fines. Y fue por ello que surgió el tan-quero petrolero a finales del siglo XIX. El tanquero petrolero original El primer tanquero petrolero fue el “Gluckauf” (Buena Suerte) diseñado por W.A. Riedeman, transportista alemán de petróleo, y construido en 1885 en los astilleros de New-castle- Fig. 8-25. A medida que aumentó el volumen de petróleo que requería ser transportado en barcos, evolucionó la tecnología de construcción de tanqueros. Upon-Tyne de la firma británica Sir W.G. Armstrong Whitworth and Company, Ltd. Este buque fue la respuesta inicial a las característi-cas de seguridad planteadas por la industria petrolera y el transporte marítimo y oceánico. El “Gluckauf” tenía 91,5 metros de longitud (eslora), capacidad de 2.307 toneladas brutas y velocidad de 10,5 nudos o millas náu-ticas. Sus tanques se podían llenar y vaciar uti-lizando bombas. Concebido el primer modelo, como lo fue la construcción del “Gluckauf”, la arqui-tectura y la ingeniería navales comenzaron lue-go a compilar experiencias y a expandir sus Fig. 8-24. El “Gluckauf”, primer tanquero petrolero, construido en 1885.
- 373. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 373 conocimientos para responder a una variedad de conceptos y relaciones sobre las caracterís-ticas de los tanqueros del futuro inmediato, ta-les como: • Tonelaje y velocidad (economía). • Distribución de la carga (tanques). • Carga y descarga (muelle, bombeo e instalaciones auxiliares). • Seguridad de la carga durante la nave-gación (movimiento del barco, condiciones at-mosféricas). • Expansión y contracción de la carga debido a sus características (almacenaje). • Comportamiento de la nave durante la navegación en condiciones atmosféricas extre-mas, en cuanto a temperatura, tormentas (dise-ño y estructura). • Dispositivo de seguridad (detectores, alarmas, apagafuegos, etc.). • Instalaciones y comodidades (para la tripulación). • Características de la nave y las termina-les petroleras alrededor del mundo (muelles, calado, seguridad). Todos los factores antes menciona-dos cobraron mayor atención al correr del tiem-po. Por ejemplo, el canal de Suez fue abierto al tráfico marítimo en 1869, y originalmente tuvo una profundidad de ocho metros. Luego, el 1° de enero de 1915, fue inaugurado el canal de Panamá, que permite la interconexión entre el océano Pacífico y el mar Caribe mediante la navegación por medio de esclusas. Una de las inconveniencias que pre-sentaban los primeros tanqueros petroleros era que estaban dedicados al transporte exclusivo de un tipo de carga muy específica y sucedió que por mucho tiempo navegaban de un sitio a otro haciendo viajes sencillos sin tener carga similar que llevar de regreso. Naturalmente, tal circunstancia influía sobre la eficiencia opera-cional y el aspecto económico del transporte. Identificación visual de los buques En la jerga marítima mercante y en la conversación corriente, generalmente todo buque se identifica por su nombre y nacionali-dad o bandera. Además, todo buque, bajo su nombre inscrito en la popa, lleva el nombre de su puerto sede. Pero todo buque, por su silue-ta, tiene también otras características que sir-ven para identificarlo por el tipo de servicio que presta: carguero, tanquero, metanero, mi-nero, trasatlántico, turismo, etc. Sin embargo, hay dos características: el tonelaje de desplaza-miento y las toneladas de peso muerto. Estas toneladas usualmente se miden en toneladas largas, equivalentes a 2.240 libras por tonelada larga (1,01818 tonelada métrica), que dan idea más concreta sobre el tipo o clase de buque. El tonelaje de desplazamiento es el peso de un buque, que es igual al peso del agua que desplaza (principio de Arquímedes). Las toneladas de peso muerto (TPM) son el peso de la carga más todos los pesos variables del buque, tales como el combustible, aceite, provisiones, agua, etc. La velocidad del buque, siempre ex-presada en el término marítimo de nudos o mi-llas náuticas (la milla náutica internacional es equivalente a 1.852 metros), da idea del tiem-po que tomaría para viajar de un puerto a otro y no se aprecia a menos que se sepa o se ob-serve el buque navegando a su máxima veloci-dad. Generalmente, los tanqueros no son velo-ces, por razones obvias. La capacidad de carga y la veloci-dad, como se verá más adelante, son dos facto-res muy importantes, y más cuando se trata del servicio que prestan los tanqueros alrededor del mundo. Hay otras dos marcas de identifi-cación de los buques que ayudan a visualizar sus características de carga y para la navega-ción. En la proa y en la popa llevan una co-lumna de números que indica el calado, por el
- 374. 374 E lP o z o I l u s t r a d o cual se puede apreciar la profundidad que al-canza la parte sumergida en el agua. En los costados, y a mitad de la longitud del buque, se podrá observar la marca o círculo de Plimsoll, que sirve para indicar la profundidad máxima a la cual puede legalmente ser cargado el buque. Esta marca se debe a Samuel Plim-soll (1824-1898), líder inglés de las reformas de la navegación marítima, quien en su obra “Our Seamen” (“Nuestros Marinos”, 1872) dio a co-nocer los peligros y las condiciones de tráfico marítimo para la época. Sus observaciones y recomendaciones fueron tomadas en cuenta en los tratados internacionales de navegación. En el círculo de Plimsoll aparecen las iniciales de la sociedad clasificadora del buque, pudiéndo-se así identificar las normas y reglas de cons-trucción utilizadas. Además, casi todas las empresas na-vieras de carga y/o pasajeros y las empresas in-dependientes transportistas de hidrocarburos y las mismas petroleras identifican sus buques por medio de emblemas y/o marcas que se desta-can en la chimenea del buque. Algunas empre-sas anteponen, para mejor identificación, el nom-bre de la empresa al nombre del buque. Evolución del tanquero Después de la Primera Guerra Mun-dial (1914-1918) hubo necesidad de disponer de buques de mayor capacidad para viajes más largos. En 1920 la producción mundial de pe-tróleo llegó a 1.887.353 b/d, equivalente a unas 265.413 toneladas largas diarias, y como podrá apreciarse, una buena parte de este pe-tróleo, como crudo o como refinado, debía ser transportado por tanqueros a través de todos los mares. Se escogió como deseable el tanque-ro de 13.000 toneladas de peso muerto y veloci-dad de 11 nudos. Para entonces las empresas petroleras internacionales poseían y operaban la mayoría de los tanqueros existentes. Durante el período 1920-1940, la in-dustria petrolera mundial creció significativa-mente y la producción alcanzó 5.889.920 b/d equivalente a 828.283 toneladas largas diarias. Este sostenido incremento en la producción de petróleo requirió también una flota mayor de tanqueros. Efectivamente, en 1939, al comienzo de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), la flota mundial de tanqueros tenía una capacidad de 11.586.000 toneladas, o sea 16,9 % de toda la flota marítima mundial. Si se toma en cuenta que el tanquero tipo de la época era el de 13.000 toneladas, el tonelaje mundial de tan-queros era equivalente a unos 891 buques. Pero durante la Segunda Guerra Mundial se diseñó y construyó con éxito un nuevo tipo de tanquero, que hasta ahora ha servido de refe-rencia y de comparación equivalente para los que se han construido después. Este tanquero, el T-2, tenía las siguientes características bási-cas: longitud (eslora) 159,45 m; calado: 9,15 m; peso muerto: 16.700 toneladas (145.158 barriles de petróleo); velocidad: 14,6 nudos. F T S W WNA TF TF = línea de carga en agua dulce tropical F = línea de carga en agua dulce T = línea de carga en verano S = línea de carga en invierno WNA = línea de carga en invierno en el Atlántico norte Fig. 8-26. Línea Plimsoll. L R Fig. 8-27. Emblema que indica el registro del buque por Lloyd.
- 375. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 375 Si se compara este tanquero con los dos tanqueros básicos anteriores y se establece su equivalencia se apreciará que por tonelaje y velocidad ninguno de los dos igualaba al T-2. Ejemplo: Gluckauf = 2.307 toneladas x 10,5 nudos = 0,0993 T-2 6.700 toneladas x 14,6 nudos Por tanto, puede decirse que el an-tiguo “Gluckauf”, era, aproximadamente, un décimo del T-2. O a la inversa, el T-2, por su tonelaje y velocidad correspondería a una su-perioridad equivalente 10 veces mayor. Si se considera y compara el segun-do tanquero tipo, el de 13.000 toneladas y 11 nudos de velocidad, construido después de la Primera Guerra Mundial, se apreciará que este buque representó aproximadamente 0,586 T-2. Terminada la Segunda Guerra Mun-dial, el restablecimiento de las relaciones co-merciales normales impuso un acelerado ritmo a todas las actividades. La industria petrolera retomó su camino y todas sus operaciones (exploración, perforación, producción, trans-porte, refinación, petroquímica, mercadeo y comercialización) se aprestaron debidamente para responder a los retos inmediatos y futu-ros. El petróleo y sus derivados fueron elemen-tos básicos para los programas de reconstruc-ción de las naciones afectadas directamente por la guerra y para todo el resto en general. La importancia del petróleo y sus derivados y, por ende, el transporte por tanqueros, como también la producción y exportación de Vene-zuela, pueden apreciarse por las siguientes cifras, que cubren la primera década después de la Segunda Guerra Mundial. 1234 6 5 5 5 7 5 5 5 7 5 5 5 1 puente 2 camarotes 3 camarotes 4 provisiones 5 tanques 6 sala de máquinas 7 sala de bombas carga carga carga Fig. 8-28. Compartimientos estanco de un tanquero de los primeros modelos.
- 376. 376 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 8-7. Producción mundial de petróleo y la flota petrolera 1945 1947 1949 1951 1953 1955 Mundo, MBD 7.109 8.280 9.326 11.733 13.145 15.413 Venezuela, MBD 886 1.191 1.321 1.705 1.765 2.157 Venezuela, MBD (1) 870 1.161 1.260 1.612 1.662 2.024 Los supertanqueros 1945 1947 1949 1951 1953 1955 Inmediatamente después de termi-nada la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), la industria petrolera en general reactivó todas sus operaciones. Todo el cuadro de pronósti-cos hacía patente que el transporte marítimo petrolero requeriría mayor número y mejores buques para reemplazar los tanqueros de pre-guerra y muchos de los utilizados durante la guerra. El tanquero tipo T-2 paulatinamente fue desapareciendo y finalmente quedó como buque de referencia. En efecto, los armadores indepen-dientes, como Stavros Spyros Niarchos, Aristó-teles Onassis, Daniel K. Ludwig, S. Livanos y otros, fueron los iniciadores de la nueva etapa, ordenando la construcción de buques más mo-dernos y de mayor tonelaje. Los siguientes ejemplos dan idea de cómo empezó el desa-rrollo de los supertanqueros: Al correr de los años aparecieron los gigantes de las clases o tipos de 100.000, 200.000, 300.000, 400.000 y cerca de 500.000 to-neladas de peso muerto, como el Globtik Tokyo (1973) de 483.664 toneladas, de la Norop Tan-kers Corporation. Años después (1979), fue cons-truido el Appama, renombrado luego Seawise Giant, propiedad de la Universal Carriers Inc., y cuyas características eran (1982) las más grandes para buques mayores de 500.000 toneladas. Tonelaje: 555.843 TPM; calado: 24,61 m; longi-tud total: 458,45 m; manga extrema (ancho) 68,87 m; velocidad: 15,5 nudos; número de tan-ques centrales y laterales: 12 y 16, respectiva-mente; capacidad de carga: 4.226.000 barriles; lastre permanente: 448.990 barriles; capacidad de bombeo (agua) con cuatro bombas: 22.000 toneladas por hora: potencia del eje impulsor: 50.000 HP (c.d.f.), y propela a 85 r.p.m.; consu-mo diario de combustibles por las máquinas: (1) Exportación directa de crudos y productos. Tabla 8-8. Flota petrolera mundial N° tanqueros 1.768 1.868 1.955 2.131 5.502 2.681 TPM, miles 21.668 23.585 24.932 28.255 35.732 41.623 Velocidad promedio, nudos 12,67 13,1 13,1 13,3 13,6 14,0 Tanqueros equiv. al T-2 1.129,2 1.271,4 1.152,3 1.544,1 2.003,5 2.398,1 Fuentes: MEM-PODE, 1980. API-Petroleum Facts and Figures: 1945, 1947, 1961, 1967, 1971. Tabla 8-9. El tiempo y el tanquero de mayor tonelaje Año Tanquero Tonelaje Propietario 1948 Bulkpetrol 30.000 Ludwig 1951 World Unity 31.745 Niarchos 1954 World Glory 45.509 Niarchos 1954 Al-Awal 46.500 Onassis 1956 Spyros Niarchos 47.750 Niarchos 1956 Universe Leader 84.750 Ludwig
- 377. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 377 205 toneladas; almacenaje tope de combustible: 13.951 toneladas. Haciendo comparación, este gigante era equivalente a 35,3 tanqueros T-2. Además, las empresas petroleras co-menzaron también a ampliar y a modernizar sus flotas, contribuyendo así a la disponibilidad de una capacidad de transporte cada vez mayor. En general, el transporte petrolero lo hacen las empresas con buques propios y/o alquilados. Y para satisfacer la variedad de re-querimientos de tonelaje específico y el tipo de carga, hay toda clase de tanqueros, desde los de pequeña capacidad (menos de 6.000 TPM) has-ta los de más de medio millón de toneladas. En el lenguaje de transporte marítimo petrolero hay tanqueros para llevar carga seca/petróleo, mine-rales/ petróleo como también los metaneros, as-falteros y los requeridos para productos de la petroquímica. La carga constituida por petróleo crudo y productos negros se denomina “sucia” y aquella representada por gasolinas y destila-dos se llama carga “limpia”. De allí que a los tanqueros se les identifique por el tipo de carga como buque para carga sucia o carga limpia. Además, muchos barcos sufren ave-rías que los imposibilitan para continuar en servicio y varios otros se hunden por colisión o fallas estructurales. Año a año, la composi-ción de la flota cambia y está detallada en el Registro de Tanqueros (compilación y publi-cación hecha por H. Clarkson Company Li-mited, de Londres). Este registro recoge la in-formación de los tanqueros de todas las na-ciones y además incluye una amplia serie de gráficos, tablas y pormenores sobre las carac-terísticas de cada tanquero activo. Tabla 8-10A. Flota mundial de tanqueros 1992 1993 1994 1995 1996 (1) Número de tanqueros 3.177 3.198 3.192 3.200 3.241 (2) Tonelaje, MTPM 274.342 280.109 278.181 277.362 281.396 Tabla 8-10B. Países con mayor número de tanqueros y tonelaje Liberia (1) 546 516 812 522 527 (2) 58.452 56.762 57.297 59.046 59.164 Estados Unidos (1) 234 224 218 197 198 (2) 14.538 13.353 12.203 11.238 11.256 Noruega (1) 221 209 202 194 195 (2) 21.417 20.295 19.192 18.817 18.979 Panamá (1) 294 322 323 345 362 (2) 30.484 34.942 34.659 35.966 37.983 C.E.I. (1) 91 89 199 66 62 (2) 3.279 3.102 3.231 2.576 2.290 Grecia (1) 202 233 235 228 223 (2) 22.442 26.220 26.973 25.554 25.347 Inglaterra (1) 120 98 97 92 91 (2) 15.376 10.158 10.211 9.546 9.205 Italia (1) 85 83 86 81 75 (2) 4.143 3.780 4.058 3.816 3.559 Total (1) 1.793 1.774 2.172 1.725 1.733 (2) 170.131 168.612 167.824 166.559 167.783 Porcentaje B/A (1) 56,4 55,5 68,0 53,9 53,5 (2) 62,0 60,2 60,3 60,0 59,6 MTPM = miles de toneladas de peso muerto; C.E.I = ex URSS. Fuente: MEM-PODE, 1996, Cuadro N° 135.
- 378. 378 E lP o z o I l u s t r a d o La flota petrolera mundial es inmen-sa y representa por sí sola una actividad que sobrepasa las operaciones de las flotas mer-cante y de guerra de muchos países juntos. Pa-ra tener una idea de la composición de la flota petrolera mundial ver Tablas 8-10 (A y B). Es sobresaliente que al correr de los años los grandes tanqueros de 100.000 TPM y más representen un buen porcentaje de la flota. Generalmente, la flota está constituida por buques de distintos tonelajes cuyos rangos pueden estar entre las siguientes clasificacio-nes de TPM: 6.000 - 19.999 20.000 - 29.999 30.000 - 49.999 50.000 - 69.999 70.000 - 99.999 100.000 - 199.999 200.000 - 239.999 240.000 - y más Para dar una idea de la distribución y propietarios de tanqueros, se ofrece la si-guiente información: El canal de Suez y los tanqueros Son importantísimas las influencias y las proyecciones que sobre el tráfico marítimo petrolero emergieron de los sucesos ocurridos en el canal de Suez durante 1956 por la nacio-nalización del canal y en 1967 por los enfren-tamientos árabe-israelí. Veamos: En 1955, por el canal de Suez pasa-ron 448 millones de barriles de petróleo del Medio Oriente hacia Europa. Este volumen re-presentó el 59,1 % de todo el petróleo despa-chado por esa zona hacia las naciones de Oc-cidente. Además, ese volumen de petróleo fue el 66 % de toda la carga que pasó por el canal ese año. Estos dos hechos destacan la impor-tancia del canal como acceso a Europa y la im-portancia del petróleo como parte del consu-mo total de energía de las naciones europeas y como componente del tráfico marítimo inter-nacional por el canal. Los datos son relevantes, porque, como se verá más adelante, los acontecimien-tos que tuvieron lugar en el canal fueron fun-damentales para el aceleramiento del desarro-llo de las tecnologías requeridas para la cons- Tabla 8-11. Distribución de la flota petrolera mundial, 1996 (1) Tanqueros 1.020 2.054 98 69 3.241 (2) Tonelaje, miles toneladas peso muerto 84.192 185.274 2.862 9.068 281.396 Porcentaje (1) 31,5 63,4 3,0 2,1 100,00 (2) 30,0 65,8 1,0 3,2 100,00 Fuente: MEM-PODE, 1996, Cuadro N° 136. Propietarios Compañías Compañías petroleras independientes Gobiernos Otros Total
- 379. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 379 trucción de tanqueros de mayor tonelaje pri-meramente y luego los supertanqueros. Hasta 1956, la profundidad del canal de Suez sólo permitía el paso de tanqueros de hasta 30.000 toneladas, pero algunos de los nuevos tanqueros de tonelaje ligeramente ma-yor lo cruzaban siempre que no fueran carga-dos a su entera capacidad. Ese año, Egipto de-cretó la nacionalización del canal y esta acción alteró momentáneamente el tráfico de buques de todo tipo. Sin embargo, la experiencia vivi-da alertó a la industria petrolera y a los trans-portistas de petróleo sobre un cierre prolonga-do del canal. Tal situación obligaría a todos los tanqueros, como sucedió años más tarde, a tomar la vía marítima larga por el cabo de Buena Esperanza, dando la vuelta por Africa para llegar a Europa y los Estados Unidos. En realidad, los tanqueros de gran tonelaje que se construyeron después de 1948 eran cada vez más grandes y la gran mayoría no podía ser admitida por el canal, por tanto se tenía ya su-ficiente experiencia de navegación alrededor del cabo. Pero la alternativa involucra distan-cias mayores, como puede observarse en el ejemplo que ofrece la Tabla 8-12. Las distancias muy largas de nave-gación tienen mucha influencia sobre las carac-terísticas de los buques y las modalidades del servicio: tonelaje del tanquero, tiempo de viaje, costos y gastos de operaciones, fletes, inversio-nes y rentabilidad. Adicionalmente a estos facto-res, se presenta la consideración de la disponi-bilidad de grandes terminales (puertos petrole-ros) Chipre mar Mediterráneo para acomodar los tanqueros gigantes du-rante sus operaciones de carga y descarga. Afortunadamente, el episodio de la nacionalización del canal de Suez no tuvo ma-yores consecuencias y el tráfico fue restituido pronto. No obstante, la preocupación de no contar permanentemente con el canal no se di-sipó sino que más bien constituyó un funda-mento para proseguir con la construcción de los supertanqueros. Siria Irak Líbano Israel Jordania Arabia Saudita mar Rojo Egipto canal de Suez río Nilo Fig. 8-29. El canal de Suez es vía indispensable para el tráfico marítimo y especialmente para los hidrocarburos que se ex-portan hacia Europa desde los campos petrolíferos del Medio Oriente. Tabla 8-12. Viajes desde el Medio Oriente: Rastanura Nueva York 8.290 46,0 11.815 65,6 Rotterdam 6.605 36,7 11.330 62,9 Southampton 6.220 34,6 10.995 61,1 * A velocidad de 15 nudos. MN= millas náuticas. Ida y vuelta* Ida y vuelta A Vía Suez, MN Días Vía El Cabo, MN Días
- 380. 380 E lP o z o I l u s t r a d o Durante 1956, la producción petrole-ra mundial alcanzó 16,8 millones de barriles diarios y la flota petrolera acusó 28,2 millones de toneladas, equivalente a 26,8 % del tonela-je de todos los buques del transporte mundial. Luego del cierre temporal (1956), el fondo del canal fue ensanchando y ahondado pa-ra dar paso a buques hasta de 45.000 toneladas. Lo que se temía sucedió, es decir, so-brevino un cierre prolongado del canal que lo mantuvo fuera de servicio desde el 6 de junio de 1957 hasta el 4 de junio de 1975, debido a la Guerra Arabe-Israelí de los Seis Días, que dejó 10 barcos hundidos en diferentes sitios de la vía de 161 kilómetros de longitud, 120 metros de ancho y 14 metros de profundidad. Este acon-tecimiento justificó y aceleró la construcción de los supertanqueros, que cada vez eran de ma-yor tonelaje, e intensificó el tráfico marítimo y especialmente el petrolero alrededor del cabo. Además, como consecuencia de todo esto, em-pezaron a aparecer las superterminales petrole-ras en varias partes para acomodar a los gran-des tanqueros y manejar los enormes volúme-nes de carga y descarga de petróleo. La importancia de los tanqueros ha llegado a ser tal que, en determinadas circuns-tancias, la falta de capacidad de almacenaje en Fig. 8-30. El canal de Panamá es otra vía muy importante para el tráfico marítimo convencional y petrolero. rutas de tanqueros oleoductos centros de producción y exportación canal de Suez canal de Panamá Fig. 8-31. El transporte de crudos y productos refinados se realiza continuamente las veinticuatro horas de cada día. En 1995, la producción diaria mundial de petróleo fue de 61.410.000 barriles.
- 381. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 381 diversos sitios del mundo ha sido solucionada temporalmente mediante la utilización de tan-queros, especialmente los de gran tonelaje. Fletamento y fletes El fletamento representa en las tran-sacciones navieras el documento mercantil que especifica el flete. Y el flete es el precio esti-pulado que se paga por el alquiler de un buque o parte de él para llevar carga de un sitio a otro. Generalmente, en la industria petro-lera, la gran mayoría de las empresas, y espe-cialmente las que manejan grandes volúmenes de crudos y/o productos propios, u obtienen de terceros volúmenes de crudos y/o productos, tienen su propia flota, pero además alquilan o utilizan buques de los transportistas indepen-dientes cuando las circunstancias lo requieran. Sin embargo, la disponibilidad de tanqueros en determinado período puede ser fácil o difícil, de acuerdo con la oferta y la de-manda de petróleo en los mercados mundia-les. Cuando se reduce la demanda, el requeri-miento de tanqueros tiende a bajar y, por ende, los fletes disminuyen. Al contrario, cuando se produce una demanda excesiva de transporte los fletes aumentan. La contratación de tanqueros, de acuerdo con las normas y relaciones tradicio-nales entre transportistas independientes y la industria, se rige por ciertas modalidades. Ejemplos: determinado buque puede ser con-tratado con el fin de hacer un viaje sencillo pa-ra llevar un cierto volumen de crudo y/o pro-ductos de un puerto a otro, de acuerdo con un contrato de fletamento. O el buque puede ser utilizado para hacer un viaje de una terminal a otra y de ésta a otra para llevar en ambos casos determinados volúmenes de carga. En ocasio-nes se opta por el alquiler de tanqueros por determinado número de viajes o de tiempo. En algunas circunstancias se puede optar por al-quilar un buque durante cierto tiempo sin tri-pulación y el arrendatario asume la respon-sabilidad de manejarlo como si fuera propio. Otras veces, el tanquero puede ser arrendado para ser utilizado como tanque de almacena-miento en determinado puerto o sitio. El costo o flete de transporte de la tonelada de hidrocarburos refleja la situación mundial de la demanda, como se mencionó antes. El flete es el precio que dentro de la competencia de la oferta y la demanda de tan-queros hace que el transportista pueda mante-nerse solvente, siempre y cuando su flota ofrezca las características deseadas y la admi-nistración de la flota sea eficaz. Este es un ser-vicio muy competido. El dueño de tanqueros, sea empresa petrolera con flota propia o empresa transpor-tista independiente, incurre en una variedad de desembolsos: inversiones, seguros, sueldos, salarios y bonificaciones al personal, manteni-miento y reparaciones de buques, deprecia-ción, avituallamiento y otras provisiones, so-brecostos, combustible y afines, derechos de puerto y de tránsito por canales. Por todo esto, cada buque debe mantenerse navegando y transportando carga el mayor número de días posible anualmente, por aquello de “barco parado no gana flete”. Las experiencias derivadas del transporte marí-timo petrolero, las circunstancias, los adelantos en el diseño y la construcción de buques, la cambiante composición de la flota y los apor-tes de los dueños de tanqueros y de los usua-rios han contribuido, conjuntamente con entes gubernamentales, a la estructuración y aplica-ción de los fletes. En este aspecto han sido importan-tes las contribuciones del Ministerio Británico de Transporte (M.O.T.); de la Comisión Maríti-ma Estadounidense (U.S.M.C.) y las de agentes y corredores de tanqueros de Londres y de Nueva York. Para el tráfico de cabotaje de tan-queros en los Estados Unidos se aplica desde
- 382. 382 E lP o z o I l u s t r a d o 1956 la tarifa de fletes ATRS (American Tanker Rate Schedule). A lo largo de los años se dise-ñaron otras modalidades de tarifas para el transporte marítimo internacional y, finalmente, en 1969, se produjo la llamada Escala Nominal Mundial de Fletes de Tanqueros (Worldwide Tanker Nominal Freight Scale, comúnmente designada Worldwide Scale) aceptada por todo el mundo. Así como el T-2 es el buque clásico de comparación entre buques, para la determi-nación del flete básico, en dólares estadouni-denses por tonelada, de manera que en cual-quier ruta el dueño del tanqueros reciba la misma rentabilidad, se escogió el buque de las siguientes características: 1. TPM (en verano), toneladas 19.500 2. Calado (agua salada en verano), metros 9,3 3. Velocidad, nudos 14 4. Consumo de combustible en puerto, T/D* 5 5. Consumo de combustible en alta mar, T/D* 28 6. Estadía en puerto, horas** 96 7. Arrendamiento fijo, $/D 1.800 8. Corretaje, % 2,5 * Combustóleo de alta viscosidad, 180 centistokes. ** Sólo para el propósito de cálculos (considerar otros aspec-tos sobre puertos, canales). Este tanquero es equivalente a 1,12 T-2. La escala mundial de fletes (“World-scale”) se revisa dos veces al año para incluir todos aquellos cambios y condiciones que afectan los fletes y el tráfico de tanqueros. Además, si mientras tanto se producen modifi-caciones o enmiendas, se notifica apropiada-mente a los interesados. El manual de referen-cia contiene información sobre los fletes vigen-tes que abarcan unos 1.400 puertos y termi-nales petroleras de distintas características en todo el mundo. Como el tráfico de tanqueros está sometido a una variedad de condiciones y cir-cunstancias, la tarifa básica Worldscale repre-senta 100 y las fluctuaciones por encima o por debajo de esa base se especifican en tanto por ciento. Así que el Worldscale 140 o Worldscale 80 significan 140 % u 80 % de la tarifa. Puertos/terminales Los puertos y las terminales maríti-mas y fluviales petroleras se rigen por las leyes de cada país y por los acuerdos internacio-nales que sobre la navegación y materias afi-nes hayan acordado las naciones signatarias. Como se ha podido apreciar, la flota petrolera mundial está compuesta por una can-tidad de buques de variado tonelaje y carac-terísticas que hacen imposible que todos los puertos y terminales puedan recibir a todos los buques. Hay limitaciones de calado y de mue-lles que imposibilitan atender a todos los bu-ques y más al tratarse de los supertanqueros de dimensiones y características excepcionales. Para estos supergigantes existen contadas ter-minales que en sí representan puntos de trans-bordo de carga, donde pueden almacenarse varios millones de barriles de petróleo para luego cargar tanqueros de menor tonelaje con destino a otros puertos. Para mantener debidamente infor-mados a los usuarios de los puertos petroleros se recopila y publica oportunamente informa- Fig. 8-32. Terminal de La Salina, lago de Maracaibo.
- 383. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 383 ción detallada que contiene datos y pormeno-res sobre: • Localización geográfica (longitud y la-titud). • Autoridad portuaria (reglamentos y or-denanzas). • Servicios de pilotaje. • Ayudas a la navegación (radio, faros, boyas). • Servicios de remolcadores (atraque y desatraque, anclaje). • Características máximas de los buques aceptables (eslora, manga, calado). • Instalaciones para carga y descarga (muelles, bombeo, deslastre). • Operaciones nocturnas. • Normas de seguridad. • Servicios (agua, combustible, avitualla-miento, hospedaje en tierra, atención médica, etcétera). • Medidas contra la contaminación am-biental. • Información meteorológica. Para los casos de vías marítimas de tránsito como son el canal de Suez y el canal de Panamá, existen regulaciones especiales para garantizar la seguridad del tráfico y de las instalaciones debido a la profundidad de las aguas, longitud y ancho de la vía. Si los bu-ques van cargados o en lastre y van en una u otra dirección (Norte-Sur/Sur-Norte) se deben tomar en cuenta la eslora, la manga y el cala-do, como también las indicaciones referentes a la velocidad del buque durante el viaje por estas vías. Por razones obvias, las medidas de seguridad son muy estrictas. Abanderamiento de buques Todos los tanqueros tienen nacio-nalidad y están provistos de la documentación necesaria que acredita su bandera. También, un buque de nacionalidad extranjera puede ser registrado bajo la bandera de otro país, y a este abanderamiento se le conoce como bandera de conveniencia. El servicio mercante es muy com-petido y por razones de los bajos impuestos con que algunas naciones pechan esta activi-dad han logrado abanderar un respetable nú-mero de tanqueros. Es interesante destacar que por or-den de tonelaje, y en ciertos casos por número de buques, el mayor porcentaje de las flotas está registrada en países que no producen pe-tróleo y son importadores netos de hidrocarbu-ros de toda clase: Liberia, Japón, Grecia, Pana-má y Singapur. Los más grandes productores de pe-tróleo del mundo: la C.E.I. (ex URSS), Arabia Saudita y Estados Unidos que durante 1995 pro-mediaron conjuntamente 21,6 millones de ba-rriles diarios de petróleo (equivalente a 35,1 % de la producción mundial), tienen en conjunto 19,6 y 9,6 % de los buques y del tonelaje de la flota, respectivamente. Sin embargo, debe men-cionarse lo siguiente: Rusia exporta grandes vo-lúmenes de crudo hacia Europa por oleoductos; Arabia Saudita, uno de los más grandes expor-tadores de petróleo del mundo, tiene una flota de 12 barcos, y sus exportaciones las transpor-tan, mayoritariamente, buques de otras bande-ras; los Estados Unidos, además de ser gran pro-ductor, es un gran consumidor de hidrocarburos que importa diariamente grandes volúmenes mediante la utilización de buques de otras ban-deras y sus exportaciones de crudos y produc-tos son ínfimas. No obstante, el tráfico de cabo-taje de tanqueros estadounidenses es respetable y todo el petróleo de Alaska, cuya producción es de aproximadamente 1,5 millones de barriles diarios (05-1995), se transporta por tanqueros. Las flotas petrolera y mercante re-presentan para cada país un apoyo naval que en breve plazo puede ser movilizado y adscri-to a las fuerzas militares en caso de emergen-cias. Por esta razón, muchas potencias se preo-
- 384. 384 E lP o z o I l u s t r a d o cupan porque dichas flotas mantengan sus bu-ques en adecuadas condiciones de servicio y sean manejados por personal competente. IV. La Flota Petrolera Venezolana La Primera Guerra Mundial (1914- 1918) retardó en cierto modo y por razones obvias el inicio de las actividades petroleras venezolanas en gran escala. Precisamente, el descubrimiento en 1914 del gran campo pe-trolífero de Mene Grande, estado Zulia, me-diante el pozo Zumaque-1, abierto por la Cari-bbean Petroleum Company (Grupo Royal Dutch/Shell), no empezó a tomar auge sino en 1917 cuando por primera vez empezó a en-viarse crudo venezolano a Curazao desde San Lorenzo. La flota del lago Los embarques se hacían utilizando dos gabarras de madera de 300 toneladas cada una llevadas por los remolcadores “Sansón” y “Don Alberto”. La distancia entre San Lorenzo y Curazao es de 320 millas náuticas y el viaje redondo tomaba entonces de siete a ocho días, dependiendo de las condiciones atmosféricas, que si eran malas se requería más tiempo y a veces los remolcadores y las gabarras sufrían averías. Se podrá apreciar que la navegación era muy lenta, la velocidad de esos remolca-dores estaba entre 3,3 y 3,8 nudos por hora para el viaje de ida y vuelta. El desarrollo de las operaciones pe-troleras venezolanas confirmó en poco tiempo las amplias perspectivas de producción de la cuenca geológica de Maracaibo y para la déca-da de los años veinte la exportación de crudos requirió mejores y más amplios medios de transporte. Barcos de guerra en desuso, de pe-queño calado y de 500 toneladas de capaci-dad, fueron reacondicionados para el servicio de transporte petrolero bajo bandera holande-sa, desde el lago hasta Curazao y Aruba. La “flota del lago” creció en conso-nancia con los aumentos de producción y de exportación de crudos. La navegación por el golfo de Venezuela y por la garganta de entra-da y salida al lago de Maracaibo, representada por el trecho Cabimas-Isla de Zapara, consti-tuía para la época 67,5 millas náuticas de recorrido peligroso. Las barras en la boca del lago ofrecían profundidades de agua de casi un metro a 5,25 metros. Además, las mareas, las corrientes, el movimiento de sedimentos y Fig. 8-33. Disposición de tanqueros cargando o descargando en las instalaciones de la terminal del Centro de Refinación Pa-raguaná, estado Falcón. Fig. 8-34. Buque Maritza Sayalero, transportador de productos de PDV Marina.
- 385. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 385 los cambios atmosféricos eran factores que contribuían a la peligrosidad de la navegación como también a la limitación del calado de los buques y, por ende, su tonelaje. Sin embargo, con el correr de los años el tonelaje de los bu-ques fue incrementándose de 300 a 500, 1.200, 2.000 y 4.000 toneladas a medida que el Go-bierno Nacional y las empresas petroleras con-jugaban esfuerzos para ahondar el canal de na-vegación y disponer el debido señalamiento para el tráfico de los buques, como también otras normas de seguridad. Los trabajos de mejora de seguridad de la navegación por el golfo de Venezuela y la garganta del lago de Maracaibo se intensifi-caron después de la Segunda Guerra Mundial. Y con la creación del Instituto Nacional de Ca-nalizaciones en 1952 se logró ahondar más el canal externo y el interno para permitir el trán-sito de buques de mayor tonelaje. Para 1954 ya entraban y salían tanqueros de 15.000 tone-ladas. Más tarde, para 1959, la flota venezolana de tanqueros fue modernizada y aumentada con buques de hasta 45.057 toneladas, gracias a los continuos trabajos de profundización de los canales y puertos petroleros en el lago de Maracaibo. La flota remozada Para 1973 la flota petrolera venezo-lana había adquirido un perfil y dimensiones diferentes. Estaba compuesta por buques entre los cuales se contaban algunos que podían ha-cer viajes internacionales, no obstante que su principal función había sido, básicamente, el servicio costanero venezolano y cuando más por el mar Caribe. Las siguientes Tablas 8-13 y 8-14 dan idea de la composición de la flota para los años 1973 y 1984. Tabla 8-13. La flota petrolera venezolana en vísperas de la nacionalización de la Industria CVP Independencia I 29.700 10 15,6 1973 2 Independencia II 29.700 10 15,6 1973 2 59.400 Creole ESSO Amuay 37.200 11,36 15,0 1960 15 ESSO Caripito 37.200 11,36 15,0 1960 15 ESSO Caracas 40.925 11,34 15,0 1959 16 ESSO Maracaibo 40.925 11,34 15,0 1959 16 ESSO La Guaira 10.905 6,82 12,0 1954 21 167.155 Shell SHELL Amuay 34.904 10,95 14,5 1960 15 SHELL Aramare 35.070 10,95 14,5 1960 15 SHELL Mara 45.057 11,65 16,0 1958 17 SHELL Charaima 15.100 8,31 12,5 1954 21 SHELL Caricuao 14.671 8,31 12,5 1954 21 144.802 Mobil NAVEMAR 54.307 12.65 16,0 1961 14 Total 425.664 (1) TPM. (2) calado, metros. (3) velocidad, nudos. (4) año de construcción. (5) años de servicio. Fuente: MMH, Carta Semanal N° 25, 21-06-1975. Características 1973 Empresa Buque (1) (2) (3) (4) (5)
- 386. 386 E lP o z o I l u s t r a d o Al aproximarse la nacionalización de la industria petrolera (1975), la flota tenía 13 barcos con un total de 425.664 toneladas y de ellos 10 buques con quince y más años de servicio. Prácticamente 85 % de las unidades necesitaban reemplazo por tiempo de servicio. Después de la nacionalización, va-rios buques viejos fueron retirados de servicio y reemplazados por unidades nuevas que reba-jaron substancialmente el total de años acumu-lados de servicio y aumentaron en 91,2 % el tonelaje total de la flota. En 1975, la edad glo-bal de la flota era de ciento noventa años pero en 1984 la flota fue complemente remozada. La suma de años de servicio de 20 barcos era de ochenta y dos años, y otros dos más nuevos no habían cumplido todavía un año navegando. El esfuerzo de Petróleos de Venezuela y sus filia-les por contar con una flota más grande apun-taba a la nueva orientación de adquisición de más clientes y mayor participación en los mer-cados petroleros. Tabla 8-14. Características de la flota petrolera venezolana al 31-12-1984 Empresa Buque (1) (2) (3) (4) (5) (6) Corpoven Independencia I B 29,5 10,93 16,0 1973 11 Independencia II B 29,3 10,93 15,6 1973 11 58,8 Lagoven Paria N 45,6 10,06 15,0 1983 2 Moruy B 45,5 10,06 15,0 1983 1 Santa Rita B 32,0 11,30 16,0 1978 6 (+) Quiriquire B 32,0 11,30 16,0 1978 6 (+) Caripe N 53,7 11,60 16,0 1981 3 (+) Sinamaica N 53,7 11,60 16,0 1981 3 Ambrosio N 61,2 11,58 15,6 1984 1 Morichal N 61,2 11,58 15,6 1984 0 Inciarte N 15,0 8,50 14,0 1984 0 Guanoco N 15,0 8,50 14,0 1983 1 414,9 Maraven Caruao B 31,9 11,33 15,7 1978 6 Pariata B 31,9 11,33 15,7 1978 6 (+) Transporte XX B 19,9 8,15 7,0 1974 10 Murachi N 60,6 12,90 16,0 1981 3 (+) Urimare N 60,6 12,90 16,0 1981 3 Borburata N 30,7 0,35 14,0 1981 3 Yavire GLP 8,0 7,60 15,0 1983 1 Paramacay GLP 8,0 7,60 15,0 1983 1 Intermar Trader* N/B 44,6 11,4 15,0 1982 1 Intermar Transporter* N/B 44,7 11,4 15,0 1982 1 340,5 Total propia/arrendada* 814,2 (1) tipo de cargamento: blanco, negro, gases licuados del petróleo. (2) peso muerto, miles de toneladas métricas. (3) calado, metros. (4) velocidad, nudos/hora. (5) año de construcción. (6) años de servicio. Barcos retirados de servicio (+). Fuente: Coordinación de Comercio y Suministro/Gerencia de Transporte Marítimo/PDVSA.
- 387. Creada PDV Marina C a p í t u l o 8 - T r a n s p o r t e 387 El crecimiento, el desarrollo y la im-portancia de las actividades petroleras de mer-cadeo de PDVSA y sus filiales condujeron a que la casa matriz aprobara en 1988 el plan rector de la flota, con miras a reemplazar viejas uni-dades y a expandir la capacidad de transporte marítimo nacional e internacional. Visión, misión y estrategia En 1988 las ventas diarias interna-cionales de PDVSA fueron de 1,24 millones de barriles de productos y 372.000 barriles de cru-dos. La visión, misión y estrategia comercial de Venezuela apuntaba a participar más en los mercados internacionales de productos deriva-dos de petróleo. Al efecto, para la fecha, la propiedad accionaria de PDVSA en cuatro refinerías de la República Federal de Alemania, dos en Estados Unidos, dos en Suecia y una en Bélgica y una arrendada en las Antillas Holandesas (Curazao) equivalía a que de una capacidad total instala-da de 1.333 MBD le correspondía una partici-pación de 796.720 b/d. Razón más que sobrada para que un gran exportador de petróleo como Venezuela tuviese una flota cónsona con sus compromisos empresariales. Consolidación de la flota • 24 de agosto de 1990. PDVSA y su filial Interven (inversiones en el exterior) crea-ron a Venfleet Ltd. • 29 de noviembre de 1990. PDVSA creó a PVD Marina y le traspasó Venfleet Ltd. •06 de diciembre de 1991. PDV Ma-rina creó a Venfleet Lube Oil. • 28 de mayo de 1992. PDV Marina creó a Venfleet Asphalt. • 1° de septiembre de 1992. Se inte-graron las flotas de las filiales Corpoven, Lago-ven y Maraven, y los servicios portuarios para formar las propiedades de PDV Marina. Lo que recibió PDV Marina de las fi-liales y cómo quedó constituida la nueva flota se resume en la tabla que sigue: Tabla 8-15. Características de la nueva flota petrolera bajo PDV Marina 1992 1996 Empresa Unidades PDV Marina Lagoven 10 tanqueros 25 tanqueros 7 remolcadores 4 producteros 3 lanchas 17 remolcadores 13 lanchas de apoyo Maraven 8 tanqueros 5 remolcadores Corpoven 2 tanqueros 5 remolcadores 5 lanchas PDV Marina 1 tanquero 8 tanqueros en construcción Personal Personal Marinos tanqueros 1.069 Tanqueros 746 Soporte oficinas 285 Gestión y soporte 415 Agenciamiento 27 Agenciamiento, Marinos remolcadores y lanchas 355 remolcadores y lanchas 372 Total 1.736 F/h efectiva 1.533 Fuente: PDV Marina, 1996.
- 388. 388 E lP o z o I l u s t r a d o Por razones del servicio y de las ca-racterísticas de los barcos, PDV Marina agrupa sus buques así: • Flota Lakemax: conformada por los tanqueros Zeus, construido en 1992, y los otros siete: Proteo, Icaro, Parnaso, Teseo, Eos, Nereo y Hero, construidos en 1993, en los as-tilleros de la Hyundai, en Corea del Sur. Todos pertenecen a la filial Venfleet. Son utilizados para el transporte de crudos y poseen cada uno las siguientes características comunes: - TMPM (toneladas métricas de peso muerto): 99.500 - Calado, metros: 12,9 - Velocidad, nudos/hora: 15 Además, la flota para crudos cuenta con los tanqueros cedidos a PDV Marina por La-goven (ver Tabla 8-14): Ambrosio, Morichal, Paria y Sinamaica, y por Maraven: Murachi. • Flota para transportar productos: la forman el Moruy (ex Lagoven), el Caruao (ex Maraven) y el Caura, y los bautizados en honor a las reinas de belleza Susana Duijm, Pilín León, Bárbara Palacios y Maritza Sayalero. Miles de toneladas de peso muerto total (MTPM): 301,1. Para transportar asfalto están los barcos Gua-noco e Inciarte, de 15,7 y 15,4 MTPM, respec-tivamente. Fig. 8-35. Tanquero Zeus de la flota Lake-max de PDV Marina para el transporte de crudos. Los cargueros de GLP son el Para-macay y el Yavire, de 11,8 MTPM cada uno. Alcance de las actividades PDV Marina como parte integral del negocio petrolero y filial de PDVSA atiende al servicio de cabotaje en el país mediante las entregas de cargamentos de productos, gases licuados del petróleo, líquidos de gas natural, asfalto y crudos. Además, cubre las entregas de hidrocarburos crudos y derivados en los mer-cados de Suramérica, el Caribe, Norteamérica, Europa y Asia. Por las características operativas de las unidades de la flota, el personal de PDV Marina tiene que ajustarse y cumplir con las re-gulaciones siguientes: Internas: Ley Penal del Ambiente; Ley de Navegación, Código de Comercio y Plan Nacional de Contingencia. Externas: Seguridad de la Vida Hu-mana en el Mar (SOLA); Ley Federal de Estados Unidos de Norteamérica, OPA-90, respecto a navegación marítima; Código Internacional de Gestión de Seguridad (I.S.M.C); Certificado de Gestión de Seguridad; Convenio Internacional sobre las Normas de Formación, Titulación y Guardia para la Gente de Mar (S.T.C.W. 1995).
- 389. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 389 Tabla 8-16. Plan de actividades de PDV Marina 1995 2000 Volumen total transportado 671 25 1.113 31 Servicio de cabotaje 196 47 418 100 Exportaciones 475 22 695 22 Flota controlada por PDV Marina Número de unidades Tanqueros 24 41 Remolcadores 17 19 Lanchas 8 15 Fuente: PDV Marina, 1996. MBD % MBD % El Palito Puerto Cabello Puerto La Cruz (Los Cocos) Bajo Grande zona en reclamación Maracaibo Amuay Las Piedras/Guaraguao Cumarebo Guanta Güiria Caripito Punta Cuchillo Puerto Miranda Palmarejo Punta Palmas La Salina Bachaquero San Lorenzo terminal petrolera Cardón Catia La Mar La Guaira Fig. 8-36. Puertos y terminales petroleras venezolanas.
- 390. 390 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 8-17. Distancia entre puertos y terminales petroleras (•) de Venezuela Puerto Estado Amuay • Falcón Bachaquero • Zulia Caripito • Monagas Catia La Mar • Distrito Federal Cumarebo Falcón El Palito • Carabobo Güiria Sucre La Salina • Zulia La Guaira Distrito Federal Amuay • - 230 652 244 110 206 584 121 248 157 5 Bachaquero • 230 - 864 456 322 418 796 114 232 127 232 Caripito • 652 864 - 419 563 483 81 750 413 791 654 Catia La Mar • 244 456 419 - 155 64 351 348 7 383 246 Cumarebo 110 322 563 155 - 117 495 231 158 249 112 El Palito • 206 418 483 64 117 - 415 312 71 351 208 Güiria 584 796 81 351 495 416 - 677 345 723 586 La Salina • 121 114 750 348 231 312 677 - 383 19 175 La Guaira 248 232 413 7 158 71 345 383 - 387 250 Lama 157 127 791 383 249 351 723 19 387 - 156 Las Piedras 5 23 2 654 246 112 208 586 175 250 156 Maracaibo 116 116 750 342 208 304 682 23 346 42 115 Palmarejo 105 127 739 331 197 299 671 14 335 54 104 Puerto Cabello 208 420 476 58 119 7 408 335 68 349 210 Puerto La Cruz • 387 599 298 151 298 215 230 511 145 526 389 Puerto Miranda • 108 121 742 151 200 302 674 7 338 50 107 Puerto Ordaz 901 1.113 449 668 812 732 378 998 662 1.040 903 Punta Cardón • 9 226 658 250 116 212 590 142 254 148 6 Punta Palmas (Sur) • 130 100 764 356 222 324 694 9 360 29 129 San Lorenzo • 226 50 860 452 318 420 792 93 456 74 225 Fuentes: Worldwide Marine Distance Tables, BP-Tanker Company Limited, 1976. Lagoven. Lama Zulia Las Piedras Falcón
- 391. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 391 (en millas náuticas) Puerto Miranda • Zulia Maracaibo Zulia Palmarejo Zulia Puerto Cabello Carabobo Puerto La Cruz • Anzoátegui Puerto Ordaz Bolívar Punta Cardón • Falcón Punta Palmas • (Sur) Zulia San Lorenzo • Zulia 116 105 208 387 108 901 9 130 226 116 127 420 599 121 1.113 226 100 50 750 739 476 298 742 449 658 764 860 342 331 119 298 200 812 116 222 318 208 197 7 215 302 732 212 324 420 304 299 408 230 674 378 590 696 792 682 671 335 511 7 998 142 9 93 23 14 335 511 7 998 142 9 93 346 335 68 145 338 662 254 360 456 42 54 349 526 50 1.040 148 29 74 115 104 210 389 107 903 6 129 225 - 13 306 485 8 999 112 14 112 13 - 297 474 7 981 101 27 125 306 297 - 208 300 728 214 322 418 485 474 208 - 477 547 393 499 595 8 7 300 477 - 991 104 22 122 999 881 728 547 991 - 907 1.013 1.109 112 101 214 393 104 907 - 126 222 14 27 322 499 22 1.013 126 - 98 112 125 418 595 122 1.109 222 98 -
- 392. 392 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. American Meter Co., Dallas, Texas. A. Orifice Meters (Bulletin E-2-R) Installation and Operation B. Orifice Meter Constants (Handbook-2) 2. American Petroleum Institute: Specification for Line Pipe, API Spec 5L, 31th edition, Dallas, Texas, March 1980. 3. BACHMAN, W.A.: “Move to Giant Tankers Fast Beco-ming Stampede”, en: Oil and Gas Journal, October 30, 1967, p. 47. 4. BARBERII, Efraín E.: El Pozo Ilustrado, Capítulo VIII “Transporte”, ediciones Lagoven, diciembre 1985. 5. BP-Tanker Company Limited: World-Wide Marine Dis-tance Tables, Londres, 1976. 6. Clarkson, H. and Company Limited: The Tanker Register, London, 1982. 7. COOKENBOO, Leslie Jr.: Crude Oil Pipelines and Competition in the Oil Industry, Harvard University Press, Cambridge, Massachussetts, 1955. 8. La Industria Venezolana de los Hidrocarburos, Petróleos de Venezuela y sus filiales, Capítulo 4 “Transporte y Almacenamiento”, Tomo I, primera edición, noviembre 1989, pp. 387-451. 9. LAM, John: Oil Tanker Cargoes, Neill and Co. Ltd., Edimburgo, 1954. 10. MARKS, Alex: Handbook of Pipeline Engineering Computations, Petroleum Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1979. 11. Ministerio de Minas e Hidrocarburos: Convención Nacional de Petróleo, Capítulo V, “El Transporte”, preparado por Mene Grande Oil Company, 1951.
- 393. C a pí t u l o 8 - T r a n s p o r t e 393 12. Ministerio de Energía y Minas: Memoria y Cuenta 1978, Transporte de Hidrocarburos Venezolanos, Carta Sema-nal N° 15, MEM, abril 14, 1979, p. 14. 13. MORENO, Asunción M. de: Transporte Marítimo de Pe-tróleo, Ediciones Petroleras Foninves N° 6, Editorial Arte, Caracas, 1978. 14. NELSON, W.L.: Oil and Gas Journal: A. “What Does a Tanker Cost”, 18-9-1961, p. 119. B. “USMC Rates”, 7-9-1953, p. 113. C. “More on Size and Cargoes of Tankers”, 6-6-1958, p. 136. D. “More on Average Tanker Rates”, 30-6-1958, p. 101. E. “How Tanker Size Affects Transportation Costs”, 9-12- 1960, p. 102. F. “Tanker Transportation Costs”, 3-6-1968, p. 104 y 10- 6-1958, p. 113. G. “Scale and USMC Tanker Rates”, 20-8-1956, p. 241. H. “What is the Average Cost of Tanker Transportation”, 21-10-1957, p. 134. I. “ATRS Schedule Becoming More Widely Used”, 23-5- 1960, p. 125. J. “Meaning of Spot Tanker Rates”, 26-5-1958, p. 117. 15. NICKLES, Frank J.: “Economics of Wide, Shallow VLCCS”, en: Ocean Industry, april 1974, p. 243. 16. Oil and Gas Journal: - “Pipeline Economics”, November 23, 1981, p. 79; August 11, 1980, p. 59; August 13, 1979, p. 67; August 14, 1978, p. 63. - “Soviet Press Construction of 56 in. Gas Pipelines”, June 14, 1982, p. 27. - “Tankers Getting Bigger”, February 20, 1956, p. 87. - “Why the Boom in Tankers”, February 25, 1957, p. 90. - “Pipelines or Tankers, Which Will Move Middle East Oil”, September 17, 1956, p. 253. - “Basis for Tankers Rates Makes Hit”, July 2, 1962, p. 74.
- 394. 394 E lP o z o I l u s t r a d o 17. Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleos: Primer Congreso Venezolano de Petróleo, 1962, Aspectos de la Industria Petrolera en Venezuela, Capítulo VI, “Trans-porte”, p. 579. Presentado por Venezuelan Atlantic Re-fining Co. Autores: Omar Molina Duarte, R.J. Deal, J.D. Benedict. 18. TAGGART, Robert: “A New Approach to Supertanker Design”, en: Ocean Industry, march 1974, p. 21. 19. WETT, Ted: “Tanker Trade Hit by Deep Slump. No End in Sight”, en: Oil and Gas Journal, march 1975, p. 37. 20. YONEKURA, Kunihiko: “Japanese Tanker-Building Facilities and Methods Being Improved by New Techniques”, en: Oil and Gas Journal, June 9, 1975, p. 67.
- 396. Capítulo 9 CarbónFósil
- 397. 397 C ap í t u l o 9 - C a r b ó n F ó s i l Indice Página Introducción • Utilización mundial del carbón • El carbón venezolano I. Carbones del Zulia S.A. (Carbozulia) • Asociaciones con otras empresas • El futuro, 1997-2006 • El ferrocarril • La terminal de aguas profundas II. Características del Carbón del Guasare III. Conservación del Ambiente e Impacto Regional Referencias Bibliográficas 399 399 400 400 401 401 402 402 403 403 405
- 399. C a pí t u l o 9 - C a r b ó n F ó s i l 399 Introducción El carbón fósil ha sido utilizado por la humanidad durante varios siglos. Gas deri-vado del carbón mediante el proceso de carbo-nización o destilación destructiva, empezó a consumirse en el siglo XVIII en Inglaterra para alumbrar las calles o iluminar los hogares, has-ta que fue sustituido por la electricidad. Antes del carbón se utilizaron el estiércol y la leña para hacer fuego. Todavía hoy, en remotas par-tes del planeta, se utilizan la leña y el estiércol. El carbón es producto de procesos naturales que comenzaron durante períodos geológicos milenarios como el llamado Anthra-colithicum, de 345 millones de años de edad, o el Cretáceo, de 70 millones. Los tipos o clases de carbón varían en densidad, porosidad, dure-za, brillo, composición química y propiedades magnéticas y eléctricas. Su color tiende a ser oscuro, predominando el negro. El tipo lignito es muy blando, el subbituminoso y bitumi-noso más duros y el antracito muy duro. Además de ser utilizado como fuen-te de energía, a través de la carboquímica se emplea para la preparación de químicos, tin-tes, drogas, antisépticos y solventes. Utilización mundial del carbón Como fuente natural de energía, el carbón es todavía importante. Las cifras de producción mundial de carbón son significati-vas y en equivalencia energética respecto al petróleo (crudos) y al gas natural ocupa el se-gundo lugar (ver Tabla 9-1). El Consejo Mundial de Energía esti-mó en 1995 las reservas mundiales de carbón en 1.031.610 millones de toneladas métricas, repartidas porcentualmente así: Rusia 23,4; Es-tados Unidos 23,3; China 11,1; Australia 8,8; India 6,8; Alemania 6,5; Suráfrica 5,4, y el res- Tabla 9-1. Producción mundial de energía de fuentes convencionales millones de toneladas equivalentes a petróleo Fuente/años 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 Petróleo 3.180 3.158 3.183 3.183 3.224 3.266 3.362 Carbón 2.272 2.203 2.195 2.132 2.182 2.219 2.264 Gas natural 1.789 1.820 1.831 1.861 1.881 1.915 2.009 Producción mundial 7.241 7.181 7.209 7.176 7.287 7.400 7.635 % Consumo mundial, 97,7 98,1 98,3 97,9 98,3 98,1 98,4 total Fuente: MEM-PODE, 1996. No se incluye energía nuclear. Fig. 9-1. Muestra de carbón de la mina Paso Diablo, Guasare, estado Zulia.
- 400. 400 E lP o z o I l u s t r a d o to de los países productores 14,7. A Venezuela se le adjudican 417 millones de toneladas, par-ticipación de 0,0004042 %. El carbón venezolano En el segundo gobierno (1839-1843) del general José Antonio Páez se pretendió es-timular la minería exonerando por cinco años de pagos nacionales y municipales a las minas metálicas y al carbón. Sin embargo, la minería prosperó muy poco y el carbón mucho menos, exceptuando el carbón de Lobatera, estado Tá-chira, de consumo local, y el carbón de Nari-cual, estado Anzoátegui, muy utilizado durante las primeras cinco décadas del siglo XX como combustible que cargaban los vapores de cabo-taje de la Compañía Venezolana de Navegación en el puerto de Guanta, estado Anzoátegui. La creación de la Corporación de la Región Zuliana (Corpozulia) en 1969 contó en-tre sus propósitos con explotar el carbón del Guasare y, al efecto, el Ministerio de Minas e Hi-drocarburos le confirió los derechos necesarios el 18 de febrero de 1974. Corpozulia hizo tra-bajos básicos experimentales en la zona deno-minada Paso Diablo y alrededores (caños Mira-flor, Feliz y Seco) con intenciones de un desa-rrollo de 5 millones de toneladas de carbón al año, lo cual exigió estudios más amplios pero que por circunstancias no se llevaron a la prác-tica las recomendaciones formuladas. En abril de 1985 el presidente de Corpozulia propuso que la explotación de las minas del carbón de Guasare, denominadas Paso Diablo, Socuy, Mina Norte y Cachiri, se transfiriera a Petróleos de Venezuela. Con la anuencia del Ejecutivo Nacional se iniciaron los contactos y relaciones con el equipo geren-cial designado por PDVSA para evaluar la fac-tibilidad y gestión eficiente de la explotación de las minas, lo cual concluyó con el traspaso de las acciones de Corpozulia a PDVSA el 28 de abril de 1986. I. Carbones del Zulia S.A. (Carbozulia) Petróleos de Venezuela compró al Fondo de Inversiones de Venezuela todas sus acciones de Carbozulia por Bs. 77 millones y todas las de Corpozulia por Bs. 100 millones. PDVSA constituyó la filial Carbozulia para en-cargarse de la explotación del carbón de la cuenca del Guasare, de 50 kilómetros de largo por 3 kilómetros de ancho y ubicada a 110 ki-lómetros al noroeste de Maracaibo. Sobre la marcha y durante el resto del año 1986 se tomaron las siguientes acciones: • Estructurar la nueva organización gerencial y administrativa. • Planificar la explotación y expor-tación del carbón del Guasare. • Mantener el progreso de los estu-dios de ingeniería básica del plan de minería. • Considerar las alternativas para el transporte del mineral y la construcción de un puerto. Para fines de 1987 la producción de carbón había llegado a 117.000 toneladas mé-tricas, de las cuales 58.700 fueron despachadas Fig. 9-2. Afloramiento de carbón en la región de Guasare. en el último trimestre del año a clientes en Ita-
- 401. C a pí t u l o 9 - C a r b ó n F ó s i l 401 Fig. 9-3. Núcleos de la columna carbonífera del prospecto Cachiri. lia y Francia. Carbozulia estaba cumpliendo con su planificación de explotación. Asociaciones con otras empresas Las proyecciones para incrementar la producción se fortalecieron, 1988-1990, me-diante la asociación de Carbozulia con Agip Carbone, de Italia, y Arco Coal, de Estados Unidos, para constituir dos nuevas empresas mixtas: Carbones del Guasare y Guasare Coal International. La producción de carbón siguió aumentando y colocándose con clientes en Norteamérica, Portugal, Suecia, Finlandia, Di-namarca y el Caribe. Además, en 1991, se ex-pandieron las asociaciones con la participación de nuevas empresas. Con A.T. Massey Coal, de Estados Unidos, y Cavoven de Venezuela, se hicieron planes para la explotación de la mina Norte; con la firma Cyprus Coal Company se firmó un convenio para explorar 13.600 hec-táreas de la mina Cachiri. En asociación con Shell Coal y Ruhr Kohle, Carbones del Guasare avanzó en los proyectos para aumentar la pro-ducción de las minas de Paso Diablo y Socuy, lo cual requerirá la construcción de una vía fé-rrea y una terminal de aguas profundas para reemplazar las instalaciones temporales actual-mente en servicio. Los esfuerzos propios y asociados de Carbozulia redundaron en establecer y man-tener en aumento la producción de carbón de la cuenca a un buen ritmo como lo muestra la Tabla 9-2. El futuro, 1997-2006 El plan de negocios que se propone realizar Carbones del Zulia, S.A., fundamenta-do en los lineamientos emanados de Petróleos de Venezuela S.A., consta de las siguientes ac-ciones: • Fortalecer la presencia del carbón de la cuenca carbonífera del Guasare en el mercado internacional y aprovechar las opor-tunidades que ese mercado brinda al negocio. • Desarrollar a su máxima capaci-dad de producción las minas de la cuenca car-bonífera del Guasare. • Disponer de la infraestructura de ferrocarril y puerto de aguas profundas. • Diversificar la lista de clientes por países y segmentos del mercado, con énfasis en el mercado metalúrgico. • Propiciar las asociaciones con ter-ceros, para incorporar el capital privado na-cional e internacional. Tabla 9-2. Carbones del Zulia S.A. Evolución operacional y financiera Concepto 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 Producción, MTM 1.553 1.516 1.606 2.094 3.567 4.297 4.042 Exportaciones, MTM 1.454 1.572 1.573 2.096 3.615 4.001 4.223 Ingresos, MMBs. 2.490 3.609 4.361 5.609 11.125 19.825 31.467 Fuente: Carbozulia, 1996.
- 402. 402 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 9-3. Proyección de la producción de carbón millones de toneladas métricas Minas 1997 1998 1999 2000 2001 2002-2006 Paso Diablo 4,4 6,5 6,5 6,5 8,0 10,0 Prospecto Socuy 0,5 2,0 2,0 2,0 4,0 8,0 Mina Norte 0,6 1,0 1,0 1,5 1,5 1,5 Prospecto Cachiri 0,3 0,6 0,6 1,5 1,5 1,5 Total 5,8 10,1 10,1 11,5 15,0 21,5 Fuente: Carbones del Zulia S.A., Plan de Negocios 1997-2006, Agosto 1996. Carbozulia aspira que para el año 2001 sus exportaciones lleguen a 21 millones de toneladas por año, lo cual exige la amplia-ción de la actual terminal de embarque (Santa Cruz de Mara) para manejar 6,5 millones de toneladas de carbón. También está programa-da la construcción del ferrocarril y la terminal de aguas profundas. El ferrocarril Para servir funcionalmente al pro-yecto de aumentos de producción de las mi-nas, las instalaciones del ferrocarril serán una terminal de descarga y su correspondiente sis-tema de almacenaje de carbón. Las caracterís-ticas de trabajo de estas instalaciones y sus complementos son: • El sistema de descarga de los va-gones tendrá capacidad para manejar 6.000 to-neladas métricas de carbón por hora. • El patio de almacenamiento podrá almacenar 1,5 millones de toneladas. • Las correas transportadoras de car-bón podrán manejar entre 3.000 y 6.200 tone-ladas métricas por hora. • Se tendrá un sistema supresor de polvo en todas las partes donde sea necesario. • Sistema de protección contra in-cendio. • Planta desalinizadora de 30 litros/ segundo para abastecer de agua dulce opera-ciones de la terminal. La vía férrea entre el puerto y la mi-na Paso Diablo tendrá 72 kilómetros; la distan-cia entre las minas Paso Diablo y Socuy es de 14 kilómetros. El equipo rodante consistirá de hasta seis locomotoras Diesel-Electric de 3.000 h.p. cada una y unos 218 vagones de 90 tone-ladas de capacidad cada uno, con sistema de descarga por el fondo. La terminal de aguas profundas Desde los comienzos, 1987, de la explotación del carbón de la cuenca del Gua-sare por Carbozulia, el transporte del carbón desde las minas hasta el embarcadero de Santa Cruz de Mara se ha hecho por carretera. Se cubre una distancia aproximada de 85 kilóme-tros, utilizando gandolas que en veinticuatro horas diarias hacen 320 viajes para llevar 16.000 toneladas métricas de carbón al puerto, de lunes a sábado e inclusive el domingo si fuese necesario. Del embarcadero, se lleva el carbón en gabarra al barco, anclado a unos 25 kiló-metros de distancia, prácticamente frente a Ma-racaibo. Hay seis gabarras que pueden llevar 2.500 toneladas cada una y cuatro con 1.500 toneladas de capacidad individual. Al barco se pueden llevar 20.000 toneladas diarias. La terminal de aguas profundas será construida en Pararú sobre el golfo de Vene-zuela, a unos 5 kilómetros al norte de Para-guaipoa, municipio Páez, estado Zulia, y que-dará unido a las minas por el ferrocarril.
- 403. C a pí t u l o 9 - C a r b ó n F ó s i l 403 De Pararú se extenderá hacia el mar un muelle de 3,5 kilómetros de largo y 7,5 me-tros de ancho, sobre pilotes. Será previsto el muelle de una correa transportadora de 9.000 tm/hora de capacidad y paso para un vehícu-lo de mantenimiento. Para complementar el servicio del muelle se hará y mantendrá el dra-gado de un canal de 1.800 metros de longitud por 200 metros de ancho y una profundidad de 16,6 metros para la salida de los barcos car-gados. El muelle tendrá dos atracaderos para barcos de hasta 120.000 toneladas. II. Características del Carbón del Guasare El carbón del Guasare pertenece en edad geológica al Paleoceno Superior/forma-ción Marcelina del Eoceno Inferior. Los trabajos de explotación y cuanti-ficación han identificado 2.436 millones de to-neladas de reservas y otro volumen hipotético de 8.489 millones de toneladas. En su conjun-to, este volumen de mineral representa 80 % de las reservas carboníferas del país. El carbón bituminoso del Guasare tiene propiedades muy buenas para uso ter-moeléctrico, para la industria del acero como sustituto del coque en altos hornos mediante la inyección en forma pulverizada, también se emplea en la industria del cemento. Otras pro-piedades relevantes son: Humedad total, % 6,5 - 8,5 Cenizas, % 6,5 - 8,5 Substancia volátil, % 33,0 - 36,5 Carbón fijo, % 46,0 - 53,0 Azufre, % 0,6 - 0,8 Valor calorífico bruto, BTU/libra 12.600 (kcal/kg) 7.000 (kcal/kg) neto 6.708 Fig. 9-4. Instalaciones de explotación del carbón de la mina Paso Diablo, Guasare, estado Zulia. La configuración y topografía del área se prestan a la explotación a cielo abier-to. Existen 11 grupos de betas de carbón, den-tro de una sección de 400 metros de espesor. Hay unas 22 betas que alcanzan 15 metros de espesor y espesores individuales segregados en exceso de 50 metros. III. Conservación del Ambiente e Impacto Regional Desde los comienzos de sus opera-ciones, 1976, Petróleos de Venezuela S.A. y sus filiales han tenido como guía las siguientes apreciaciones respecto a su entorno: “Nuestra norma básica es tomar todo tipo de precaución para prevenir accidentes que puedan poner en peligro nuestros trabajadores, contratistas, habitantes de las áreas donde ope-ramos o el medio ambiente en general”. Por tanto, para mitigar o minimizar los impactos que las operaciones de extrac-ción, manejo y aprovechamiento del carbón puedan tener en esa área de la región zuliana, Carbozulia S.A. y sus empresas asociadas han puesto en marcha procesos de recuperación
- 404. 404 E lP o z o I l u s t r a d o forestal o restauración ecológica, monitores de calidad del aire y aguas subterráneas y super-ficiales, y también otros tipos de controles del ambiente. La explotación de la cuenca carboní-fera del Guasare, además de tener un impacto sobre el ambiente, tiene importantes efectos beneficiosos sobre aspectos económicos y so-ciales del estado Zulia. En virtud de que Corpozulia mantie-ne la titularidad de las concesiones, la activi-dad carbonífera le origina a ese organismo un aporte monetario que servirá para impulsar otros proyectos de interés para la región. Las inversiones de Carbozulia y sus empresas asociadas generan en la región cam-bios importantes en el desarrollo industrial y en sus círculos conexos de manufactura y co-mercialización, especialmente tratándose de una zona fronteriza. La participación de Carbones del Zu-lia S.A. en el desarrollo general de la industria del carbón significa, además, contribuciones al desarrollo educativo de las poblaciones aleda-ñas, como es el caso del “Programa de Forma-ción Artesanal” vigente en la población de Carrasquero. La preparación de los recursos hu-manos de la zona, mediante la utilización de las actividades industriales de las empresas operadoras y el apoyo del CIED, Centro In-ternacional de Educación y Desarrollo, filial de Petróleos de Venezuela, y con otros centros de enseñanza y formación de mecánicos, electri-cistas, soldadores y otros oficios, servirán para que las empresas y la región cuente con el per-sonal calificado. Todo el plan de producción y desa-rrollo de las minas de la cuenca del Guasare ha sido estructurado de manera integral para ob-tener el mayor provecho regional de la explo-tación del carbón. Fig. 9-5. Vista de las instalaciones de explotación de la mina Paso Diablo, Guasare, estado Zulia.
- 405. C a pí t u l o 9 - C a r b ó n F ó s i l 405 Referencias Bibliográficas 1. BP- Statistical Review of World Energy: Incorporating the BP Review of World Gas. 2. Carbones del Zulia S.A., Carbozulia: Plan de Negocios 1997-2006, Agosto, 1996. 3. Diccionario de Historia de Venezuela: “Carbón”, Funda-ción Polar, Caracas, 1988, pp. 573-574. 4. MARTINEZ, Aníbal R.: El carbón del Zulia, Corpozulia, Caracas, 1976. 5. MARTINEZ, Aníbal R.: Cronología del petróleo venezolano 1943-1993, Vol. II, Ediciones CEPET, Caracas, 1995. 6. Ministerio de Energía y Minas: PODE, correspondiente a los años 1987-1996, inclusives. 7. Petróleos de Venezuela S.A.: Informe Anual, correspon-diente a los años 1985-1996, inclusives.
- 408.
- 409. 409 C ap í t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n Indice Página Introducción I. El Consumo Mundial de Petróleo y Desarrollo de la Comercialización • 1901-1949 • 1950-1996 • La industria venezolana de los hidrocarburos II. La Oferta y la Demanda de Hidrocarburos • Compradores y vendedores Productores e importadores netos Productores e importadores Productores y exportadores netos • El precio de los hidrocarburos Factores que influyen en el precio III. Mercadeo Nacional • Mercadeo de productos (Venezuela) IV. Reorganización de la Función de Mercadeo Interno (Venezuela) • Actividades de Deltaven • Procesos y servicios de mercadeo • Asistencia técnica para los clientes • La distribución de productos • La estación de servicio • Manufactura y utilización de productos: especificaciones y normas V. Mercadeo Internacional Referencias Bibliográficas 411 412 414 416 422 423 423 423 424 424 424 426 427 429 430 431 431 431 432 432 434 434 441
- 411. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 411 Introducción En los nueve capítulos anteriores se explicaron los fundamentos científicos y tecno-lógicos que utiliza el personal de la industria petrolera para buscar, ubicar, cuantificar, producir, manejar y, finalmente, transfor-mar los hidrocarburos, inclusive los extraídos del carbón, en productos útiles. La secuencia de las operaciones cu-bre ahora comercialización, cuyo objetivo es hacer llegar oportunamente los volúmenes de productos requeridos diariamente por la exten-sa y variada clientela nacional e internacional. La venta final de crudos y/o produc-tos en determinados mercados representa para la industria la culminación de todos sus esfuer-zos. Satisfacer los pedidos y la aceptación de crudos y/o productos representan ventas e in-gresos que aseguran la continuidad y eficacia de nuevas inversiones, las cuales proyectan la capacidad de la industria como importante generadora de divisas y dividendos para Ve-nezuela, su único accionista. En el caso de Venezuela, por ser gran productor/exportador de hidrocarburos y contar con un mercado interno pequeño, es muy importante tener siempre presente la competencia en los mercados internacionales. Cada empresa y cada país productor/exporta-dor de crudos y/o productos participa en los mercados mundiales donde la oferta y la de-manda juegan importantísimo papel en las transacciones a mediano y largo plazo. Ade-más, en el negocio de los hidrocarburos cuen-tan otros factores como la calidad de los cru-dos y/o productos; la confiabilidad del sumi-nistro inmediato, a mediano o largo plazo; la ubicación geográfica de la fuente de suminis-tros; los precios; los costos de transporte y se-guros; las condiciones económicas de los con-tratos de compra-venta; las relaciones compra-dor- vendedor; la asistencia técnica; la eficien-cia en los despachos de los cargamentos; y las buenas relaciones que resultan del entendi-miento mutuo en los casos más fortuitos. El desarrollo y la expansión mundial de las ventas de crudos y/o productos han cre- Fig. 10-1. El tanquero es el símbolo del transporte marítimo mundial de hidrocarburos.
- 412. 412 E lP o z o I l u s t r a d o cido concomitantemente con la demanda. Ca-da empresa ha mantenido su imagen, su esti-lo, sus relaciones con la clientela y su posición empresarial como suplidora confiable para in-crementar su participación en los mercados in-ternacionales. Cada mercado es un reto perenne porque la competencia acecha. Cada mercado tiene sus propias modalidades técnicas, sus requerimientos específicos de crudos y/o pro-ductos, y sus aspectos administrativos y finan-cieros muy particulares. Para servir eficientemente a cada uno de sus mercados, tanto nacionales como extranjeros, toda empresa tiene que mante-nerse al día y muy bien informada sobre varios factores: historia de consumo de crudos y/o productos; estudios demográficos; desarrollo industrial actual y proyecciones; crecimiento y diversificación de los medios de transporte; consumo de diferentes tipos de energía; ritmo de la construcción de edificaciones de toda clase; estado actual y proyecciones de los ser-vicios esenciales. Además, son importantes va-rios otros aspectos que generalmente están in-cluidos en instrumentos legales que rigen el comercio nacional e internacional de los hidro-carburos. I. El Consumo Mundial de Petróleo y Desarrollo de la Comercialización La industria arrancó en 1859 con el pozo abierto por Edwin L. Drake, en Titusville, Pennsylvania, Estados Unidos, y se caracterizó primeramente como una industria productora de iluminantes, más que todo querosén. Las in-venciones y descubrimientos científicos y tec-nológicos logrados durante los comienzos del siglo XIX acentuaron las perspectivas del de-sarrollo industrial. Las innovaciones que se lograron durante este siglo utilizaron los aportes de la industria petrolera como proveedora de com- Rusia Rumania Indonesia E.U.A. 1857-1900 Fig. 10-2. Primeras fuentes de exportación de hidrocarburos en los comienzos de la industria. 1857-1900.
- 413. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 413 bustible, lubricantes y grasa. Ejemplos: el pro-ceso para convertir hierro en acero (Bessemer, 1856). De Lesseps comenzó (1859) la construc-ción del canal de Suez. Kirchhoff y Bunsen descubrieron (1859) modalidades sobre los di-ferentes espectros y sus análisis. Se puso en servicio el ferrocarril Pacífico Central (E.U.A., 1862). Se construyó (1863) el primer tramo del metro de Londres. Siemens inventó (1866) la dinamo. Nobel inventó (1867) la dinamita. Ale-xander Graham Bell inventó (1876) el teléfono. Thomas Alva Edison inventó (1877) el fonógra-fo. Manchiler inventó (1878) el fusil repetidor. De Lesseps formó (1879) la empresa que ini-ciaría el canal de Panamá. Edison construyó (1879) la bombilla eléctrica. Rockefeller fundó (1882) la Standard Oil Company. Benz y Daim-ler comenzaron (1883) a fabricar vehículos. Re-nard y Krebs construyeron (1884) la primera aeronave con posibilidades de aplicación prác-tica. Se puso en servicio (1888) el primer ferro-carril en China. Se comenzó (1891) la cons-trucción del ferrocarril transiberiano. Se cons-truyó (1894) el primer ferrocarril sobre los An-des. En Francia se construyó (1896) el primer submarino eléctrico. Marconi fundó (1897) la primera empresa de telégrafo inalámbrico. Ramsey (1897) descubrió el helio. Zeppelin (1898) inventó el dirigible. Los Curie (1898) descubrieron el metal radio. Por primera vez (1898) se usó el motor Diesel. Durante 1857-1900, la producción de petróleo de los Estados Unidos representó 1.004 miles de barriles, 58 % de la producción mundial. El 42 % restante (727,5 millones de barriles) lo produjeron países que empezaron a conformar la lista de los primeros producto-res: Rumania, en 1857, más que todo de rezu-maderos durante el año indicado, con un agre-gado anual de 2.000 barriles; Italia 1861; Cana-dá 1862; Rusia 1863; Polonia 1864; Japón 1875, Alemania 1880; Pakistán 1889; Indonesia 1893 y Perú 1895. Como podrá apreciarse, la distribu-ción geográfica de la producción de petróleo durante este primer período fue bastante ex-tensa. Esto contribuyó a que desde el mismo comienzo de la industria, la comercialización, además de su importancia local, tomara cariz internacional. El primer gran exportador fue Estados Unidos. Pero bien pronto Rusia co-menzó a competir en Europa con las exporta-ciones estadounidenses. En 1900 Rusia produjo 206.400 b/d, Estados Unidos 174.300 b/d, Indonesia 6.170 b/d y Rumania 4.460 b/d. La producción de 391.330 b/d de estos cuatro países era para en-tonces 95,8 % de la producción mundial. De los países mencionados en los parágrafos anteriores como productores origi-nales de petróleo, actualmente (1996) perma-necen como grandes productores con un volu- Tabla 10-1. Producción mundial acumulada de petróleo crudo Período Años Producción Porcentaje 1857-1900 44 1.732.217 0,19 1901-1949 49 60.084.292 6,71 1950-1969 20 176.186.946 19,67 1970-1989 20 502.840.910 56,13 1990-1996 7 154.930.411 17,30 Total 140 895.774.776 100,00 Años 1995 y 1996 estimados a 61.444,8 y 62.459,4 MBD, respectivamente. Fuentes: Tabla de “El Pozo Ilustrado”, edición 1983, revisada y actualizada. MEM-PODE, 1951-1996. miles de barriles
- 414. 414 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 10-3. Diversificación de las exportaciones de hidrocarburos durante los primeros cincuenta años del siglo XX. men diario de millones de barriles: Rusia 6,8; Estados Unidos 6,5; Canadá 1,8; e Indonesia 1,4 (OGJ, 8 de julio de 1996, p. 67). 1901-1949 Durante este período tienen lugar importantes acontecimientos científicos, tecno-lógicos, industriales, comerciales, financieros y políticos que de una manera u otra y en mayor o menor grado influyeron sobre todas las ac-tividades petroleras y específicamente sobre la variedad de productos derivados de los hidro-carburos y su comercialización. Al comenzar el siglo, se multiplica-ron sistemáticamente los esfuerzos de la pros-pección petrolera en casi todos los rincones atractivos de la Tierra. Compañías estadouni-denses y europeas se lanzaron a la adquisición de concesiones en un gran número de países. Sobresalieron en estas tareas los dos grupos petroleros, entonces y hoy, más grandes del mundo: la Standard Oil Co. of New Jersey, fun-dada 1901-1949 en 1882 y más tarde denominada en 1892 Standard Oil Co. (New Jersey), capitaneada por John D. Rockefeller, padre (1837-1937). En 1972, “Jersey Standard” como generalmente se le llamaba, fue renombrada Exxon Corpora-tion. Y la Royal Dutch Petroleum Co., creada en 1896, que más tarde entró a formar el Gru-po Royal Dutch/Shell en 1907, dirigido por Henri Deterding (1866-1939) durante el perío-do 1900-1936. Estas dos dinámicas personalidades dominaron los escenarios petroleros durante más de tres décadas e influyeron poderosa-mente en la internacionalización de las opera-ciones, junto con otros destacados hombres de la industria. La comercialización jugó papel im-portante, y entonces como ahora la competen-cia por mantener y mejorar posiciones es parte esencial del negocio. Durante el período se produjeron y consumieron 60.084 millones de barriles de petróleo que representaron 92,7 % de todo el
- 415. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 415 producido desde 1857 (ver Tabla 10-1). Los es-fuerzos por lograr fuentes adicionales de pro-ducción fueron positivos. La producción autóc-tona de los Estados Unidos contribuyó con 62,5 % a la producción del período y a la vez las empresas petroleras estadounidenses con-trolaban la mayor cantidad de las reservas de hidrocarburos halladas en los diferentes países, entre nuevos y los bien establecidos producto-res y exportadores. Los incrementos de las reservas pro-badas y de la producción se afincaron en algu-nos nuevos productores que mostraron la abundancia de sus recursos petrolíferos. Co-menzaron a figurar: México 1901; Argentina 1907; Irak y Trinidad 1909; Egipto y Malasia 1911; Borneo Británico e Irán 1913; Argelia 1914; Ecuador y Venezuela 1917; Francia 1918; Gran Bretaña y Checoslovaquia 1919; Colom-bia 1921; Bolivia 1927; Brunei 1929; Marruecos 1932; Albania 1933; Austria, Yugoslavia y Bir-mania 1935; Arabia Saudita 1936; China 1939; Holanda 1943; Brasil 1947. En este período sucedieron impor-tantes acontecimientos que influyeron decidi-damente sobre las actividades de la industria y muy particularmente sobre la comercializa-ción, a saber: J.P. Morgan fundó su gran impe-rio del acero en 1901; los hermanos Wright realizaron el primer vuelo en una aeronave a motor en 1903; la empresa Krupp comenzó a funcionar en 1903; Ford inició la fabricación de automóviles en 1903; Wilbur Wright voló su avión en Francia y causó sensación en la avia-ción europea en 1908; General Motors inició la fabricación de automóviles en 1908; Bleriot cruzó por primera vez el canal de la Mancha en avión en 1909; el canal de Panamá fue puesto en servicio al tráfico marítimo en 1914; en agosto de 1914 comenzó la Primera Guerra Mundial. Durante esta guerra (1914-1918), se utilizaron por primera vez la aviación y los tan-queros como medios de combate. El petróleo se convirtió en importante suministro y las fuerzas navales aliadas empezaron a navegar utilizando combustibles derivados del petróleo en vez de carbón. En los años veinte, se logra-ron marcados adelantos en el transporte auto-motor, en el transporte fluvial y marítimo y la aviación empezó a desarrollarse como gran medio de transporte del futuro. En 1928 Vene-zuela fue el primer exportador de petróleo del mundo. Ese año el país produjo 289.500 b/d y la producción acumulada llegó a 240 millones de barriles. Al final de los años veinte, el 29 de octubre de 1929, ocurrió el pánico en la bolsa de valores de Nueva York y se desató la gran depresión económica mundial. El fin de esta catástrofe coincidió con el comienzo de la Se-gunda Guerra Mundial el 1° de septiembre de 1939. La duración y los requerimientos de la situación bélica, 1939-1945, produjeron una variedad de descubrimientos e inventos cientí-ficos y tecnológicos que tuvieron señaladas in-fluencias en las diferentes ramas de actividades petroleras, como en la refinación y petroquí-mica para producir gasolinas, querosén, com-bustóleos, lubricantes y grasas de todo tipo y productos plásticos, fibras y químicos de una extensa variedad. En el transporte se introduje-ron nuevos medios y modalidades para abaste-cer de combustibles a las tropas en batalla. Para entregar carburantes a los propios medios de transporte que suministraban a las fuerzas de mar, tierra y aire, se diseñaron y emplearon equipos y herramientas novedosas que agiliza-ban las operaciones con seguridad. El cañoneo de la Segunda Guerra Mundial concluyó el 15 de agosto de 1945 con la rendición del Japón, luego de lanzar Estados Unidos sendas bombas atómicas sobre Hiro-shima y Nagasaki, el 6 y el 9 de agosto de 1945. Los cuatro años siguientes fueron de re-construcción y reajustes para todas las nacio-nes y especialmente para aquellas que habían
- 416. 416 E lP o z o I l u s t r a d o Fig. 10-4. Aumento de las fuentes de exportaciones de hidrocarburos en los últimos cuarenta y siete años. sufrido inestimable desolación. En ese tiempo, el petróleo jugó un papel especial y a cada una de las actividades petroleras les fue requerida su aporte, cada vez mayor a medida que se in-crementaba la demanda. En 1945 se produje-ron diariamente 7,1 millones de barriles de pe-tróleo y casi todo ese volumen fue destinado a las operaciones militares y usos civiles esencia-les. Cinco años después de terminada la gue-rra y con el mundo en camino de recupera-ción, la producción mundial de petróleo alcan-zó a 10,4 millones de barriles diarios. Durante 1945-1950, Venezuela produjo 2.666 millones de barriles, de 25,9 °API ponderados. 1950-1996 Este fue un período muy revelador. La reconstrucción de las naciones europeas y asiáticas destrozadas por la guerra se logró rá-pidamente. En veinte años (1945-1965), la pro-ducción mundial de petróleo se incrementó bastante y el volumen producido fue de 176.187 1950-1996 millones de barriles, equivalente a 74 % de todo el petróleo consumido desde el comienzo de la industria (1857). El petróleo barato hizo posible el consumo y despilfarro desmedidos. Durante el período prosiguió febril-mente la exploración en búsqueda de nuevas reservas petrolíferas. Países de viejo cuño pe-trolero fortalecieron sus reservas mediante la exploración en viejas y/o nuevas áreas. Países que por primera vez se anotaron en la lista de productores, contribuyeron significativamente al creciente caudal de producción. Entre los países de larga trayectoria petrolera, Venezuela es un ejemplo. En 1950 produjo 1,5 millones de barriles diarios y en 1969 registró 3,6 millo-nes de barriles de crudos por día. La produc-ción acumulada del período fue de 20.759 mi-llones de barriles de diferentes tipos de crudos que en conjunto dieron una gravedad prome-dio de 25,5 °API. Este volumen de producción representa el 83,2 % de todo el petróleo vene-zolano producido en el período 1917-1969.
- 417. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 417 Significativo es destacar que en 1950 el país contaba con 8.724 millones de barriles de petróleo de reservas probadas. El resurgi-miento de la exploración después de la Segun-da Guerra Mundial permitió que Venezuela au-mentara sus reservas probadas y contara en 1970 con 14.042 millones de barriles de petró-leo. También cabe destacar que el futuro po-tencial de producción que se venía manejando requeriría nuevos esfuerzos de exploración pa-ra buscar reservas adicionales porque de 1960 en adelante las empresas concesionarias redu-jeron drásticamente las actividades de explora-ción. De allí que a raíz de la nacionalización (1976), la gestión de Petróleos de Venezuela y sus filiales comenzó primeramente por la reac-tivación acelerada de la exploración, utilizando todos los recursos disponibles. La abundancia y la disponibilidad de petróleo en el período 1950-1969 se debió, naturalmente, al auge de las actividades de ex-ploración en todo el mundo. Muchos países potencialmente petrolíferos tuvieron que espe-rar que terminara la Segunda Guerra Mundial para empezar a constatar la magnitud de sus posibilidades, entre ellos Qatar, Kuwait, Arge-lia y Holanda. A la producción mundial exis-tente empezó añadirse en firme la de los paí-ses que siguen en los años indicados: Kuwait 1951; Abu Dhabi y la Zona Dividida 1953; Chile 1954; Congo 1957; India y Nigeria 1958; Gabón, Libia, Nueva Zelandia y Siria 1959; Australia 1961; Omán 1963; España 1964; Israel 1965; Angola 1966; Noruega 1969. Durante 1950-1969 sucedieron acon-tecimientos importantes que, en el momento y años después, fueron responsables por cam-bios profundos en el mundo petrolero. De una u otra manera, estos acontecimientos afectaron la comercialización nacional e internacional. Ejemplos: Irán nacionalizó su industria petrole-ra en mayo de 1951, lo cual ocasionó el cierre de casi 700.000 b/d, respaldados por reservas probadas de 27.000 millones de barriles. La producción iraní permaneció cerrada práctica-mente durante cuatro largos años y empezó a concurrir nuevamente a los mercados en 1956 cuando produjo 576.000 b/d, después del arre-glo entre el gobierno de Irán y el consorcio pe-trolero formado por ocho empresas multina-cionales. En 1956, Egipto decretó la nacionali-zación del canal de Suez, el cual permaneció cerrado por cierto tiempo. Esto obligó al trans-porte marítimo a utilizar la vía del cabo de Bue-na Esperanza y navegar alrededor del Africa para llegar a Europa y a Norteamérica. Y como respuesta a este largo viaje, la industria optó por la construcción de grandes tanqueros. En Venezuela, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos (hoy Ministerio de Energía y Minas) creó, en 1950, la Comisión Coordinado-ra para la Conservación y el Comercio de los Hidrocarburos para estudiar y proponer accio-nes sobre estas materias y salvaguardar los in-tereses del país. El 14 de septiembre de 1960 se creó la Organización de Países Exportadores de Pe-tróleo (OPEP) y fueron miembros fundadores con sus respectivas producción y reservas pro-badas para ese año los países que aparecen en la tabla que sigue: Tabla 10-2. Países fundadores de la OPEP (14-9-1960) Producción Reservas b/d MMbrls. Arabia Saudita 1.240.000 50.000 Irak 975.000 27.000 Irán 1.050.000 35.000 Kuwait 1.625.000 62.000 Venezuela 2.846.107 17.382 (A) Total OPEP 7.736.107 191.382 (B) Total Mundo 20.858.670 300.986 % A/B 37,09 63,58 En los años anotados en la tabla que sigue, el volumen de producción y las reservas
- 418. 418 E lP o z o I l u s t r a d o de la Organización se reforzaron geográfica y potencialmente al ingresar otros países: Año Producción Reservas de ingreso b/d MMbrls. Las razones que condujeron a la fundación de la OPEP fueron: la defensa de la estructura mundial de los precios, el ejercicio del derecho de los países exportadores netos de petróleo en la estructuración de los precios, la garantía del suministro estable y seguro de petróleo a los países consumidores y la salva-guarda de los intereses de los países produc-tores y exportadores de petróleo y, finalmente, el reconocimiento por parte de las compañías operadoras de concesiones en los países de la Organización de que la regalía era un costo y no un crédito atribuible al impuesto sobre la renta. En esta primera etapa (1960-1969) de actuaciones de la OPEP, las razones antes mencionadas sentaron nuevas y profundas modalidades que tuvieron eco en las relacio-nes entre los países productores/exportadores y las compañías operadoras y los consumido-res de petróleo en todo el mundo. En 1960, con la creación y la partici-pación de Venezuela en la OPEP, se dieron pa-sos importantes que a la larga proporcionaron cambios trascendentales en la política petrolera venezolana y la participación más directa del país en el negocio petrolero. Se creó la Corpo-ración Venezolana del Petróleo como empresa integrada, perteneciente al Estado venezolano. Se inició la política de no más concesiones y se ejecutaron acciones para optimar la participa- Tabla 10-3. Miembros de la OPEP después de fundada Qatar 1961 176.000 2.750 Indonesia 1962 458.000 10.000 Libia 1962 184.000 4.500 E.A.U. 1967 382.800 15.000 Argelia 1969 936.600 8.000 Nigeria 1971 1.543.400 11.680 Ecuador* 1973 197.000 5.675 Gabón 1973 145.000 1.500 * Se retiró el 25-11-1992. Fig. 10-5. Países miembros de la OPEP, 1996.
- 419. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 419 Tabla 10-4. Crudos de la OPEP Precio promedio, $/barril 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 Venezuela (A) 2,66 2,88 3,90 13,95 13,57 14,10 13,83 13,94 16,74 28,87 32,88 32,88 28,88 28,03 Arabia Saudita (B) 2,19 2,47 2,86 11,70 11,53 12,38 13,00 13,66 24,00 28,67 33,00 34,00 28,91 29,00 Libia (C) 3,24 3,62 4,25 15,77 14,97 16,06 18,25 18,34 30,00 29,83 39,50 36,20 29,54 30,40 ción de la Nación en el negocio petrolero, a tra-vés del Impuesto sobre la Renta (ISLR). Estas gestiones, junto con la Comisión Coordinadora y la participación en la OPEP, fundamentaron la política petrolera venezolana denominada “Pen-tágono Petrolero”. En Venezuela, en los primeros años de los setenta, se promulgaron leyes que abo-naron el camino que desembocaría en la gran decisión de que la Nación administrara la in-dustria petrolera en manos de las empresas concesionarias. En 1971 se aprobaron y co-menzaron a regir la Ley que Reserva al Estado la Industria del Gas Natural y la Ley sobre Bie-nes Afectos a Reversión en las Concesiones de Hidrocarburos. En 1973 se aprobó la Ley que Reserva al Estado la Explotación del Mercado Interno de los Productos Derivados de los Hi-drocarburos. Durante 1970-1973, la OPEP hizo sentir sus intenciones y propósitos de contro-lar y manejar la industria petrolera establecida en sus países miembros. Por primera vez, la Organización logra incrementos en los precios del petróleo por las fluctuaciones del dólar. Y, además, países productores del Medio Oriente, miembros de la OPEP, lograron convenios de participación con las compañías operadoras e iniciaron negociaciones preliminares tendentes a la nacionalización gradual de la industria. Después de catorce años de gestio-nes, las acciones de la OPEP lograron en 1974 un aumento substancial de los precios del pe-tróleo. Por primera vez en la historia de la in-dustria petrolera mundial, los países producto-res/ exportadores de petróleo representados en la OPEP acordaron poner fin al bajo precio del petróleo y decidieron que en el futuro los pre-cios debían responder a las expectativas de in-gresos de los países miembros para compensar las fluctuaciones del dólar y los incrementos en precios que por bienes y servicios imponen las naciones industrializadas. La Tabla 10-4 muestra la evolución del precio del petróleo. La actitud y la decisión de la OPEP de aumentar el precio de los crudos en 1974 llamó poderosamente la atención de los consu-midores. Sin embargo, la idea de considerar el petróleo como un recurso energético no reno-vable caló momentáneamente en la conciencia pública al frenar un poco la producción en 1975, pero en los años siguientes hubo un sos-tenido repunte hasta 1979, no obstante el au-mento de precios durante esos años. La década de los ochenta se inició con un marcado descenso en la producción de crudos. Muchos analistas del comportamiento de los mercados comentaron que un gran vo-lumen de petróleo almacenado anteriormente encontró salida e indujo a la reducción de la producción. Se consideró también que al dis-minuir el volumen almacenado se tendría que (A) Tía Juana Mediano, 26-26,9 °API. (B) Crudo de 34-34,9 °API, entrega en la terminal de Rastanura. (C) Crudo de 40 °API y más, entrega en la terminal de Brega. Fuentes: MEM-PODE, 1982, p. 154; 1983. Pet. Times Price Report, February 1984, interpolado.
- 420. 420 E lP o z o I l u s t r a d o aumentar la producción. Las cifras que siguen son reveladoras. Años Miles b/d Varias áreas productoras fuera de la OPEP contribuyeron entonces, como hoy tam-bién contribuyen, con un substancial volumen de crudos al consumo mundial. Por ejemplo, entre esos productores unos han incrementado su producción y reservas significativamente y otros, no obstante la declinación de sus yaci-mientos, mantienen alta producción y tienen perspectivas de nuevos e importantes descu-brimientos. Se apreciará que parte del volumen de crudo se consume en el país productor, pe-ro otra parte se exporta y compite con crudos que vienen de otras naciones productoras. Por ejemplo: el crudo de Alaska va preferiblemen-te a Estados Unidos pero también tiene merca-do en el Japón, donde puede competir con crudos de Indonesia. Las actividades de exploración/per-foración exploratoria en tierra y costafuera de China cada día son más extensas y prometedo-ras. Crudos chinos se exportan al Japón, gran importador y consumidor de hidrocarburos. En el mar del Norte, cuyos principa-les productores son Noruega y el Reino Unido, además de Holanda y Dinamarca, existen pers-pectivas de mantener y aumentar las reservas, lo cual reforzará no depender explícitamente de importaciones. Por ejemplo, las exportacio-nes directas de petróleo crudo y productos desde Venezuela para el Reino Unido fueron en 1974: 79.825 b/d, en 1984 34.266 b/d y en 1994: 26.634 b/d. México, con su creciente aumento en las reservas y, por ende, mayor disponibilidad de producción, se ha convertido en un gran ex-portador de crudos y productos hacia su vecino, Estados Unidos. Por tanto, compite con otros exportadores en ese y otros mercados. Al derrotar (1917) a la monarquía pa-ra luego implantar el socialismo/comunismo, Tabla 10-5. Producción mundial de petróleo 1971 47.890 1972 50.674 1973 55.458 1974 55.304 1975 52.968 1976 57.575 1977 60.201 1978 60.285 1979 62.806 1980 59.765 1981 56.018 1982 54.148 1983 52.683 1984 54.572 Fuente: MEM-PODE, 1981, p. 111; 1986, p. 185. Tabla 10-6. Caudal petrolífero de ciertas áreas Areas Producción Reservas* Promedio, miles b/d Millones de brls. 1974 1984 1994 1974 1984 1994 Alaska 193 1.715 1.576 10.096 8.642 5.314 China 1.300 2.732 3.001 25.000 19.100 24.000 Mar del Norte 36 2.462 5.189 23.247 21.134 28.245 México 514 2.799 2.687 13.582 48.300 65.050 URSS 9.243 12.304 7.038** 83.400 63.000 57.000** Total (A) 11.286 22.012 19.491 155.325 160.176 179.609 Total Mundo (B) 56.722 54.572 60.220 715.697 669.303 1.051.408 A/B 19,90 40,34 32,37 21,70 23,89 17,08 * Al 1° de enero de cada año. ** Ex Unión Soviética, hoy Rusia. Fuentes: MEM-PODE, 1986 y 1994. Oil and Gas Journal, February 12, 1996.
- 421. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 421 Fig. 10-6. Plataforma de producción, remolcada hacia las aguas profundas del campo Brent, mar del Norte. 1917-1989, la Unión Soviética comenzó en 1990 a orientarse hacia la forma democrática de go-bierno. En septiembre de 1991, la República Ru-sa tomó control de su extensa industria petrole-ra y gasífera, la cual necesitará muchos esfuer-zos para aumentar su producción. En tres años (1989-1991), la producción mermó 22 % y llegó a producir por debajo de 10 millones de barriles diarios. Las exportaciones rusas de petróleo y gas natural son muy importantes para ese país por las divisas que generan y para los paí-ses europeos porque reciben directamente sus importaciones mediante oleoductos y gasduc-tos. Recientemente, 1994-1996, la producción rusa se mantuvo en alrededor de unos 8 millo-nes de barriles diarios pero necesita de muchas inversiones para fortalecer su potencial y ca-pacidad de producción. No obstante las visitas de compañías petroleras estadounidenses y las firmas de cartas de intención y esfuerzos pre-liminares de actividades, todavía no se ha con-cretado una relación que pueda significar que el petrolero extranjero está bien establecido en la República Rusa o en otros miembros de la hoy Comunidad de Estados Independientes (ex URSS). La contribución de nuevos yacimien-tos a la producción de ciertos países o áreas en el contexto global de aumento de la produc-ción mundial, no representa sino mantenimien-to del potencial existente ya que, por circuns-tancias del mismo mecanismo natural de pro-ducción que opera en los yacimientos, el po-tencial decae marcadamente, no obstante el gran esfuerzo exploratorio para encontrar nue-vas reservas petrolíferas. Tal es el caso de Esta-dos Unidos que, de gran exportador y produc-tor de crudos, con el tiempo se ha mantenido a duras penas como gran productor pero se ha convertido casi irreversiblemente en gran im-portador neto de petróleo para satisfacer sus propias necesidades. Otro caso es la circuns-tancia fortuita de una guerra, como la habida entre Irán e Irak, y Kuwait e Irak que disminu-yó drásticamente la producción normal durante
- 422. 422 E lP o z o I l u s t r a d o años. Esto perjudica a los propios países pro-ductores involucrados y a los clientes que de-penden de esos exportadores. La industria venezolana de los hidrocarburos El 11 de marzo de 1975, el Gobierno Nacional introdujo en el Congreso el proyecto de Ley Orgánica que Reserva al Estado la In-dustria y el Comercio de los Hidrocarburos. Aprobada por el Congreso, el presidente Car-los Andrés Pérez le puso el ejecútese el 29 de agosto de 1975. Seguidamente, se creó la Co-misión Supervisora de la Industria y el Comer-cio de los Hidrocarburos, adscrita al entonces Ministerio de Minas e Hidrocarburos (hoy Mi-nisterio de Energía y Minas). Por decretos nú-meros 1.123 y 1.124 del 30 de agosto de 1975 se creó la empresa Petróleos de Venezuela S.A. y se le designó su primer directorio. Así que, bajo el amparo de todos los instrumentos legales mencionados y avenimien-to con las concesionarias, la industria petrolera pasó a manos de la Nación el 1° de enero de 1976, sin traumas internos ni desaveniencias in-ternacionales. Desde 1976, la industria petrolífera, petroquímica y carbonífera nacional (IPPCN) ha mantenido su ritmo de operaciones de co-mercialización interna y de exportaciones de crudos y productos eficientemente. En veinte años de operaciones, PDVSA se ha convertido en una empresa internacional del negocio de los hidrocarburos y figura al lado de las más grandes compañías de su tipo en el mundo. Las cifras de la Tabla 10-7 corres-ponden a los volúmenes de comercialización individual anual de crudos y productos y a los volúmenes acumulados en veinte años, como también la participación nacional en MMBs. por año y acumulado. Tabla 10-7. Cifras de comercialización de PDVSA Productos, MBD Crudos, MBD Total, MBD Participación 1995 378 718 1.819 2.537 945.636 1994 361 649 1.693 2.342 817.630 1993 376 630 1.540 2.170 486.260 1992 363 625 1.429 2.054 628.904 1991 340 736 1.382 2.118 614.262 1990 330 639 1.242 1.881 608.060 1989 349 638 986 1.624 364.519 1988 371 639 1.011 1.650 101.684 1987 343 492 1.028 1.520 102.192 1986 342 585 949 1.534 52.706 1985 337 542 829 1.371 70.214 1984 336 510 1.007 1.517 80.878 1983 362 515 985 1.500 48.281 1982 381 492 1.062 1.554 58.878 1981 369 492 1.267 1.759 75.002 1980 355 581 1.283 1.864 70.839 1979 317 697 1.402 2.099 52.098 1978 283 719 1.244 1.963 31.952 1977 254 667 1.320 1.987 35.273 1976 244 786 1.370 2.156 33.471 Total acumulado Mbrls. veinte años 3.200.013 4.511.621 8.613.195 13.124.816 5.278.739 Fuente: PDVSA, Informe Anual, años mencionados. nacional Años Mercado interno Exportaciones (A) Exportaciones (B) (A+B) MMBs.
- 423. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 423 II. La Oferta y la Demanda de Hidrocarburos La demanda de los diferentes tipos de hidrocarburos como petróleos crudos, gas natural y productos derivados es la que final-mente controla la oferta mundial en los merca-dos. Si la demanda es alta, la producción es también alta y el precio de cada sustancia tien-de a mantenerse estable o a subir si hay o se percibe que puede haber escasez de determi-nado suministro a corto, mediano o largo pla-zo. La alta demanda alienta, casi instantánea-mente, inusitada actividad en todas las ramas de la industria para abastecer el consumo. Cuando la demanda baja, inmediata-mente se siente el efecto en todas las activida-des de la industria. Primeramente, el precio de los crudos tiende a bajar. El volumen de pro-ducción debe ajustarse a niveles descendentes y esto repercute desde los pozos hasta los ex-pendios de gasolinas, inclusive todas las ope-raciones corriente arriba y corriente abajo del negocio. Como es natual, afecta a todos los programas y proyectos de la industria por ra-zones económicas. Los altibajos de la oferta y la deman-da pueden ser largos o cortos y son episodios que forman parte del negocio desde los mis-mos comienzos de la industria. Por tanto, no es nada fácil pronosticar con certeza el comporta-miento general del mercado petrolero mundial a mediano y a largo plazo. Existen factores geo-políticos, socioeconómicos, geográficos, finan-cieros y operacionales, que pueden influir en la oferta y la demanda mundial de los hidrocar-buros. Por tanto, el dinamismo, la complejidad y la competitividad de la industria pueden ser afectados por los factores mencionados antes. A veces, condiciones atmosféricas extremas e inesperadas, en verano o invierno en los mer-cados importantes, influyen en la demanda, el suministro y los precios. De allí que la empre-sa mejor preparada para enfrentar con éxito las circunstancias sea la más beneficiada. A los mercados de todo el mundo concurren un gran número de empresas pri-vadas y estatales grandes, medianas y peque-ñas, que conforman un extenso grupo de supli-dores, compradores y/o distribuidores directos de crudos y/o productos. La capacidad empre-sarial y competitividad de cada empresa de-pende a la vez de sus recursos y grado integral de sus operaciones. Pues no es lo mismo ope-rar como empresa integrada y como exporta-dor desde su propio país que operar como una transnacional mediante varias empresas filiales desde varios países. Compradores y vendedores Dentro de los aspectos de comer-cialización internacional de los hidrocarburos, los países se clasifican sencillamente como compradores y vendedores o importadores y exportadores. Sin embargo, para ampliar el sig-nificado de esta clasificación es necesario enfo-car otros aspectos. Productores e importadores netos Hay países que dependen total-mente de la compra e importación diaria de crudos y/o productos para satisfacer sus requerimientos energéticos de hidrocarburos porque su producción de petróleo autóctono es ínfima o inexistente, y son importadores netos. El ejemplo más evidente en esta clasifi-cación es Japón, cuya producción de petróleo es de unos 15.000 b/d (OGJ, 25-12-1995, p. 63) y sus importaciones de crudos son millonarias para alimentar una capacidad instalada de 41 plantas de refinación a razón de 4,9 millones de barriles por día calendario (b/dc) (OGJ, 18- 12-95, p. 48). Varios otros países en los cinco continentes son también importadores netos de hidrocarburos.
- 424. 424 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 10-8. Estados Unidos: demanda y suministros Semana del 26 de julio de 1996 Ultimas cuatro Hace un año Variación, % Productores e importadores Varios países, entre los cuales se cuentan algunos que tienen una apreciable producción de petróleo y/o gas, son importa-dores muy importantes. Su capacidad de pro-ducción no es suficiente para satisfacer el con-sumo. El ejemplo sobresaliente es Estados Uni-dos que, de gran exportador, después de la Segunda Guerra Mundial (1939-1945), comen-zó al correr de los años a convertirse en gran importador absoluto, no obstante tener alta ca-pacidad de producción de crudos. Hay otros países en esta categoría. La Tabla 10-8, del OGJ Newsletter, del 5 de agosto de 1996, p. 3, es reveladora de la demanda y suministros de hi-drocarburos de los Estados Unidos y su depen-dencia de las importaciones. Productores y exportadores netos En esta clasificación dominan las 12 naciones que hoy conforman la OPEP. Ecuador ingresó a la Organización en 1973 pero se retiró en 1992. Las fechas y cifras que se mues-tran en la Tabla 10-9 dan idea del desenvol-vimiento de la OPEP y su posición respecto a la producción y reservas de crudos del mundo. Promedio de cuatro semanas El precio de los hidrocarburos No es fácil responder la pregunta: ¿Cuánto, realmente, vale un barril de petróleo? Son tantas las operaciones básicas y afines que en materia de exploración, perforación, pro-ducción y transporte hay que cumplir con éxi-to para lograr un barril comercial de crudo que todas ellas involucran respetables inversiones, costos y gastos hasta entregarlo a las refinerías o a las instalaciones de otros clientes. Además, por encima de todos esos desembolsos, cada barril debe generar un determinado ingreso que garantice la rentabilidad del negocio. Igua-les consideraciones son aplicables a los pro-ductos manufacturados del petróleo. En la determinación del precio tiene mucha importancia la calidad y las característi-cas del crudo, que por comparación y compe-tencia con crudos similares sirven al refinador para evaluar la cantidad, el volumen y la cali-dad de productos obtenibles de ese crudo y los precios que esos productos tienen en el mercado. De allí que el crudo que compra el refinador debe reembolsar también, además de su precio, las inversiones, los costos y gastos Demanda (1.000 b/d) Gasolina para automotores 8.113 7.911 2,6 Destilados 3.051 2.770 10,1 Combustible jet 1.509 1.500 0,6 Residuales 785 765 2,5 Otros productos 4.630 4.270 8,4 Demanda total 18.088 17.216 5,1 Suministros (1.000 b/d) Producción propia de crudos 6.489 6.458 0,5 Producción LGN 1.871 1.750 6,9 Importación de crudos 7.662 7.312 4,8 Importación de productos 1.753 1.601 9,5 Otras fuentes de suministros* 1.317 1.348 -2,3 Total suministros 19.092 18.469 3,4 * Incluye otros hidrocarburos y alcohol, ganancias volumétricas de procesos de refinación y petróleo crudo no contabilizado.
- 425. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 425 Tabla 10-9. Producción (MBD) y reservas (MMB) de los países de la OPEP Arabia Saudita (1960) P 1.240 6.413 8118 8.332 8.048 8.049 7.867 R 50.000 260.342 260.936 261.203 261.203 261.203 258.703 Argelia (1969) P 936 789 803 757 747 753 760 R 8.000 9.200 9.200 9.200 9.200 9.979 9.200 Emiratos Arabes Unidos (1967) P 382 2.062 2.386 2.266 2.159 2.167 2.194 R 15.000 98.100 98.100 98.100 98.100 98.100 98.100 Gabón (1973) P 145 269 295 292 312 297 354 R 1.500 1.775 1.822 2.412 2.349 2.349 1.340 Indonesia (1962) P 458 1.281 1.472 1.348 1.327 1.333 1.329 R 10.000 10.785 10.247 9.754 9.270 8.783 5.167 Irak (1960) P 975 2.114 279 526 660 749 600 R 27.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 100.000 Irán (1960) P 1.050 3.183 3.433 3.432 3.425 3.596 3.654 R 35.000 92.850 92.860 92.860 92.860 94.300 82.200 Kuwait (1960) P 1.625 1.172 193 1.058 1.881 2.007 1.800 R 62.000 97.025 96.955 96.568 96.500 96.500 94.110 Libia (1962) P 184 1.397 1.500 1.433 1.361 1.390 1.370 R 4.500 22.932 22.800 22.800 22.800 22.800 29.500 Nigeria (1971) P 1.543 1.727 1.893 1.957 1.905 1.821 1.887 R 11.680 17.100 20.000 20.991 20.991 20.991 20.828 Qatar (1961) P 176 406 391 423 390 379 438 R 2.750 4.352 4.210 4.056 3.914 3.776 3.700 Venezuela (1960) P 2.846 2.137 2.388 2.390 2.475 2.617 2.789 R 17.382 60.054 62.649 63.330 64.448 64.877 66.328 (A) Total OPEP P 7.736 23.234 23.344 24.170 24.542 24.906 25.042 R 191.382 774.515 779.779 781.274 781.637 783.658 769.066 (B) Total mundo P 20.859 60.635 59.966 59.699 59.729 60.469 61.445 R 300.986 1.011.529 1.016.596 1.039.675 1.041.793 1.051.408 1.007.475 % A/B P 37,1 38,5 38,9 40,05 41,1 41,2 40,8 R 63,6 76,6 76,7 75,1 75,0 74,5 76,3 * Cifras estimadas. Nota: Los totales 1960 OPEP corresponden a los cinco países fundadores de la Organización ese año. En la columna 1960 se incluye la producción y reservas de los países que ingresaron a la OPEP en los años respectivos, indicados entre paréntesis. Fuentes: MEM-PODE, 1965 y 1994. Oil and Gas Journal, 25-12-1995. Crudos: P = Producción R = Reservas Países 1960 1990 1991 1992 1993 1994 1995*
- 426. 426 E lP o z o I l u s t r a d o de todo el tren de procesamiento más la renta-bilidad deseada de estas operaciones,de acuer-do a la práctica y normas de la industria. Factores que influyen en el precio La oferta y la demanda crean la competencia de crudos y productos en los mercados, especialmente en los mercados in-ternacionales. En el caso del mercado nacio-nal, en algunos países los precios de los pro-ductos son regulados a expensas de la realidad de la oferta y la demanda y de las inversiones, costos y gastos involucrados. La regulación de precios puede uti-lizarse con muchos fines que no todas las ve-ces surten los resultados deseados. Por otro la-do, la liberación de precios mal empleada pue-de desembocar en una especulación que exas-pera al consumidor. También la guerra de pre-cios puede inicialmente beneficiar a algunos proveedores y consumidores pero a la larga se empiezan a sentir los perjuicios y hay que re-tomar el curso de la oferta y la demanda. A veces, diferenciales significativos de precios no inducen el flujo de suministros de un área a otra porque el volumen no es su-ficiente para copar la demanda y se corre el riesgo de perder el control y crear incertidum-bre en el mercado. Otras veces, jugar con el precio como medio para atraer mayor clientela tiene su límite, porque no puede sustituir la ca-lidad del producto, el buen servicio y las bue-nas relaciones establecidas vendedor/compra-dor. Si el precio se utiliza como regulador del consumo, su acción puede ser variable, podría inducir bajas momentáneas en el consumo o podría también ocasionar cambios en la actitud de los consumidores con respecto a otros pro-ductos que sustituyen al regulado. En la industria petrolera estadouni-dense, ejemplo de mercado interno que se rige por la oferta y la demanda, y donde existen va-rias docenas de empresas integradas y cientos de empresas independientes productoras de crudos y cientos de empresas independientes refinadoras de crudos, la competencia por los mercados regionales es bastante fuerte. De vez en cuando se producen “guerras de precios” en-tre expendios de gasolina, pero esto es muy pa-sajero, porque a la larga la influencia de la ofer-ta y la demanda juega su papel equilibrador. Además, llega el momento en que el público se cansa y su apatía resulta ser factor regulador. Estas erupciones de competencia nun-ca han logrado el fin propuesto por sus inicia-dores; al contrario, en ocasiones han sido con-denadas por el público. Un aspecto que influ-ye y ayuda es que toda la información sobre estadística petrolera es asequible a quien desee mantenerse informado sobre todas las opera-ciones petroleras y, por tanto, puede juzgar por sí mismo cómo se comporta el mercado. En sí, cuando se trata de un crudo nuevo en el mercado, la siguiente información y aspectos son fundamentales para apoyar el precio que pueda asignársele: • En primer término, es importan-te poseer un análisis de las características, pro-piedades y rendimiento del crudo, como los análisis presentados en el Capítulo 1. • Comparar el crudo con otros cru-dos similares para tener idea sobre los procesos de refinación a que deben ser sometidos para optimar su rendimiento y comercialización. • Apreciar si las instalaciones ac-tuales de la refinería donde se piensa refinar el crudo son suficientes para lograr el rendimien-to y la comercialización deseadas o si son ne-cesarias modificaciones a las plantas o adicio-nes de plantas complementarias. • Investigar si dicho crudo, mez-clado con otro(s) crudo(s) hace más factible un mayor rendimiento de productos y, por ende, optimación de su comercialización. • A mediano y a largo plazo, cuá-les son las perspectivas comerciales de los pro-
- 427. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 427 ductos para obtener la posible optimación de su comercialización, en el mercado nacional y/o internacional. • Origen del crudo, volumen de reservas, régimen de producción y capacidad de la empresa que lo ofrece. • Precio del crudo en la terminal de embarque y cuáles son los costos de trans-porte y otros gastos afines hasta el destino final. • Condiciones del contrato de com-pra- venta durante corta, mediana o larga dura-ción, y los volúmenes necesarios del crudo para satisfacer los requerimientos de carga de la refi-nería durante las cuatro estaciones del año, tra-tándose de climas gélidos. • Por último, la rentabilidad que cada producto derivado de ese crudo deja en la cadena de operaciones al concluir el merca-deo nacional y/o internacional. Naturalmente, en todo esto son muy importantes también la estructura, la organiza-ción, los recursos de cada empresa, la magni-tud y el alcance de las operaciones. Y, por en-cima de todo, la capacidad y experiencia de la gente. No es lo mismo una empresa que úni-camente refina crudos que una empresa gran-de integrada. Tampoco es lo mismo una em-presa integrada que opera solamente en su país sede que una que opera en el exterior, re-finando y comercializando crudos y productos. También tienen más radio de acción y oportu-nidades las empresas que poseen filiales in-tegradas en varios países y acometen el nego-cio petrolero en cadena a escala internacional. III. Mercadeo Nacional El mercadeo de petróleo y sus pro-ductos en todos los países del mundo es, quizás por su volumen y diversidad de componentes, la actividad comercial diaria más compleja e im-portante del negocio de los hidrocarburos. Fig. 10-7. El transporte, un aliado en la cadena de comercia-lización de combustibles. Compleja, por la secuencia de ope-raciones que le anteceden para asegurar y ma-nejar los suministros requeridos y por las sub-siguientes concernientes a la distribución y ex-pendio al detal o al por mayor a las diferentes clientelas, desde el público en general a través de las estaciones de servicio hasta los hogares y las empresas e industrias de todas clases. Im-portante porque difícilmente podría cualquier nación mantener su ritmo cotidiano de activi-dades sin el petróleo y sus derivados. Si el país tiene tipos y volúmenes de crudos de la calidad y cantidad suficientes para alimentar sus propias refinerías, los suministros de productos para satisfacer la demanda nacio-nal están asegurados. Si los volúmenes y la ca-lidad de petróleos propios no son suficientes, entonces las refinerías tendrán que depender de la importación de crudos y/o productos para complementar los requerimientos del mer-cado interno. Otra situación es la carencia total de recursos petrolíferos a pesar de contar con la disponibilidad de la capacidad instalada y la adecuada tecnología de refinación para abaste-cer el mercado interno y hasta disponer de ex-cedentes de volúmenes de productos para ex-portar; en este caso, el punto crítico es la im-portación de crudos. También se da el caso de
- 428. 428 E lP o z o I l u s t r a d o países que no tienen recursos petrolíferos pro-pios ni capacidad de refinación y dependen to-talmente de la importación de productos. Cada una de las situaciones anterio-res representan para la nación involucrada as-pectos y gestiones determinadas para obtener el abastecimiento diario de petróleo y/o pro-ductos requeridos por la demanda interna. Muchas naciones han vivido alguna vez varias de las situaciones mencionadas y otras han permanecido en una situación determinada de dependencia. Ejemplos: Estados Unidos, don-de comenzó la industria en 1859, por muchas décadas fue gran productor, gran refinador y gran exportador, prácticamente inició al mun-do en la utilización y el consumo de derivados de los hidrocarburos. Hoy continúa siendo gran productor y gran refinador pero se ha convertido en el mayor importador de crudos y productos. Japón siempre ha sido un gran re-finador y exportador de productos a base de petróleo importado en su totalidad. Algunas naciones del Caribe importan todos los pro-ductos que necesitan porque no tienen petró-leo ni refinerías. Venezuela pasó por la etapa de im-portadora neta de productos. Sin embargo, en la octava década del siglo XIX, la Petrolia del Tá-chira comenzó a vender querosén en la región andina, obtenido de su refinería de 15 b/d de capacidad, alimentada con petróleo de sus pro-pios pozos ubicados en su campo La Alquitra-na, cerca de Rubio, estado Táchira; también ex-portó querosén a la vecina Colombia. A propó-sito de la gasolina importada, y con motivo del primer vehículo adquirido por la Policía Metro-politana de Caracas, en el periódico Nuevo Diario, del 25 de agosto de 1914, aparece un anuncio sobre marcas, especificaciones y pre-cios de gasolinas que entonces se expendían en el país. Reza así: Caja de 18 litros, sello rojo, 72 grados Bs. 22,82 (Bs./lt 1,27) Caja de 18 litros, sello azul, 70 grados Bs. 21,75 (Bs./lt 1,21) Caja de 18 litros, sello amarillo, 60 grados Bs. 21,25 (Bs./lt 1,18) Precisamente, en 1914, al darse el descubrimiento del campo Mene Grande, esta-do Zulia, y más tarde iniciar su producción de productos en la refinería de San Lorenzo (1917), el país comenzó la escalada petrolera que lo convertiría en importante productor y exportador de crudos y al correr del tiempo también en gran refinador y exportador de productos, logros que en este siglo han contri-buido generosamente a la economía del país. También comenzó en 1917 la proyección del mercadeo nacional con abundancia de produc-tos propios, especialmente querosén. Todo lo antes mencionado hace pensar que, en comparación con otros países productores de petróleo, en Venezuela la re-lación demanda-utilización-precio de los hi-drocarburos ha generado un consumo subsi-diado que ha sido muy difícil corregir total-mente. Tal situación va en detrimento de la economía nacional y representa una merma en ingresos para la propia industria petrolera. Fig. 10-8. Típico distribuidor ambulante de combustible (que-rosén) en los comienzos de la industria.
- 429. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 429 Al correr de los años, se han dejado de utilizar productos más adecuados a las ne-cesidades del país y, por tanto, un esfuerzo adicional en este sentido liberaría para la ex-portación crudos y/o productos que reforza-rían la posición competitiva de Venezuela. Tal sería el caso de la sustitución de gasolina de motor por gas licuado, que además contribui-ría a aliviar la contaminación ambiental; o la utilización de combustóleos de mayor calidad para la exportación u otros procesos de mayor rendimiento económico. Después de todo, has-ta ahora, la exportación de crudos y productos es la base fundamental de la economía del país y de su industria petrolera. En Venezuela se inició y está en promoción el uso del gas natural licuado para vehículos, GNV. El tipo de parque automotor con que actualmente cuenta Venezuela requie-re ser adecuado a las necesidades reales de actividades de servicio público y al transporte masivo de personas. En este aspecto se puede contribuir significativamente al ahorro de com-bustibles y, por ende, obtener mayor provecho de los recursos petrolíferos del país. Mercadeo de productos (Venezuela) El avance y el desarrollo del merca-do nacional fue creciendo en la medida en que fue aumentando el parque automotor y las pe-queñas, medianas y grandes industrias del país. Las cifras de la Tabla 10-10 destacan el consumo de gasolina y otros productos. La Segunda Guerra Mundial (1939- 1945) tuvo efectos en el crecimiento del parque automotor en Venezuela, particularmente por la participación (1941) de los Estados Unidos en el conflicto y las restricciones que impuso a sus exportaciones de materiales, equipos, he-rramientas y vehículos requeridos para el es-fuerzo bélico. Para entonces, no existían en el país plantas ensambladoras de vehículos ni la fabricación suficiente de algunos repuestos pa-ra el parque automotor. Todo era importado. Fig. 10-9. Las estaciones de servicio PDV establecen un nuevo paradigma en la atención al exigente consumidor de hoy. Para ejercer el control y la coordina-ción deseadas sobre la importación de artícu-los, el Gobierno Nacional creó la Comisión Na-cional de Abastecimiento, por decreto N° 176 del 15 de agosto de 1944 (Gaceta Oficial N° 21.484 de la misma fecha). Para realizar sus funciones, dicha comisión contó con las seccio-nes de Precios, Transporte y Comercio Exterior. Una vez terminada la guerra (1945) comenzó el repunte del crecimiento de la ma-triculación de todos los tipos de vehículos y, por ende, el aumento significativo del consu- Tabla 10-10. Crecimiento del consumo venezolano de productos miles de barriles Años Gasolinas Otros productos 1942 1.143 1.652 1945 1.530 3.065 1950 5.412 13.392 1965 18.873 45.297 1970 25.750 47.391 1980 61.787 64.588 1190 60.174 59.675 1995 71.905 66.065 Nota: Otros productos son: querosén, combustible pesado, Diesel y gasóleo, lubricantes, asfalto, turbo fuel, parafinas, G.L.P., etc. Fuentes: MMH, Anuario Petrolero 1950-1951. MMH-MEM-PODE, 1974, 1983 y 1994. PDVSA, Informe Anual, 1995.
- 430. 430 E lP o z o I l u s t r a d o mo de gasolinas. Comenzó también la moder-nización y construcción de las estaciones de servicio. La comercialización nacional de pe-tróleo y de los productos derivados creció co-mo consecuencia del desarrollo industrial del país y la expansión de la manufactura de algu-nos artículos de mayor consumo y el plan de vialidad que se inauguró para acercar más las regiones del país. Entre las decisiones de la Comisión Nacional de Abastecimiento figuró la regula-ción de precios de las gasolinas y el querosén, de acuerdo con la resolución N° 66 del 12 de diciembre de 1945 (Gaceta Oficial N° 21.883 de la misma fecha). Al detal, los precios pro-medio en bolívares por litro fueron los siguien-tes: 0,1083 para la gasolina etilizada; 0,1542 pa-ra la gasolina blanca y 0,1167 para el querosén. Antes de la regulación, la gasolina corriente de 74 octanos, tipo único que se vendía en el país, tenía el precio de Bs./litro 0,20 y máximo 30 céntimos. En las diez ciudades más impor-tantes del país el precio promedio era 23,6 céntimos por litro. La regulación le rebajó el precio a 10 céntimos por litro. Por ejemplo, la gasolina de 78 octanos con tetraetilo de plomo vendida en Venezuela a Bs. 0,1083 litro estaba por debajo del precio de la gasolina de menos octanaje vendida en otras ciudades del mundo: Bogotá 0,1725; Buenos Aires 0,2381; Río de Ja-neiro 0,3186; Londres 0,3646; París 0,5080 y Roma 0,6859 bolívares por litro. A partir de 1947, por los efectos de la Ley de Hidrocarburos de 1943, se empezó a consolidar en el país la expansión de la capaci-dad de refinación y el empleo de nuevos pa-trones de manufactura de productos. El diseño de nuevos modelos de motores y de diferentes relaciones de compresión requirieron gasolinas de variado rango de octanaje. A principios de la década de los sesenta, por primera vez en el país se instalaron surtidores de gasolina que ofrecían la manera para seleccionar el número de octanos de la gasolina requerida por cual-quier motor. Mediante la mezcla proporcional de gasolinas de 83 y 95 octanos se podía obte-ner automáticamente gasolina de 87, 89 y 91 oc-tanos. Por tanto, el cliente tenía cinco opciones de número de octano. Fig. 10-10. El vehículo automotor es un medio de transporte colectivo o personal de uso uni-versal. IV. Reorganización de la Función de Mercadeo Interno (Venezuela) Desde los comienzos de la industria venezolana de los hidrocarburos, algunas em-presas integradas concesionarias se ocuparon de servir el mercado interno y también lo hizo, por corto tiempo (1960-1975), la empresa esta-tal Corporación Venezolana del Petróleo (CVP). Al efectuarse la estatización de la industria petrolera venezolana el 1° de enero de 1976, PDVSA y sus filiales Corpoven, Lagoven y Ma-raven siguieron atendiendo el mercado inter-no. Sin embargo, efectivo el 1° de abril de 1996, Petróleos de Venezuela aprobó la rees-tructuración de la función de Mercadeo Interno, para lo cual designó a su filial Deltaven para integrar todas las actividades que en la materia realizaban las otras filiales mencionadas antes. Por tanto, tendrá sus propias estaciones de ser-vicio, plantas de mezclado y envasado de lu-
- 431. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 431 bricantes, flota de transporte terrestre y plantas en aeropuertos y puertos. Actividades de Deltaven • Vender al detal productos termina-dos a clientes finales, tanto en el mercado na-cional como en el internacional seleccionado. • Impulsar la participación del sector privado en el desarrollo de infraestructuras y su-ministro de un servicio más integral al cliente, promoviendo la apertura de un ambiente de competencia que se traduzca en beneficios para la nación. Procesos y servicios de mercadeo Para satisfacer eficazmente al cliente en ese preciso momento en que requiere los productos que desea para usos en el hogar, en los talleres, fábricas e industrias, puertos y aero-puertos, en el campo, y en el vehículo, se ha cumplido con anterioridad con una cadena de procesos y servicios operacionales y administra-tivos que conjugan los esfuerzos de las miles de personas que trabajan en la industria petrolera en exploración, perforación, producción, trans-porte, refinación/manufactura, comercialización /mercadeo, funciones corporativas y apoyos afi-nes. La tarea es extensa y retadora. De las refinerías se transportan los productos a los centros principales de almace-namiento y de distribución, ubicados en dife-rentes puntos estratégicos del país, para luego ser despachados a los expendios y, finalmente, a los consumidores. El surtido de productos cubre un am-plio espectro de especificaciones técnicas y de calidad necesarias para satisfacer los requeri-mientos para el uso y el funcionamiento en las diferentes aplicaciones específicas. Ejemplos: • Gasolinas de diferentes octanajes para diferentes tipos de motores. • Combustibles para diferentes tipos de aeronaves, embarcaciones, locomotoras y camiones. • Aceites y lubricantes para automó-viles, camiones, motocicletas, locomotoras, aero-naves, embarcaciones, y todos los usos indus-triales y hogareños. • Aceites para sistemas hidráulicos de todo tipo. • Fluidos para todo tipo de transmi-siones. • Aceites especiales para el corte y maquinado de materiales. • Grasas especiales para lubricación industrial. • Asfaltos para pavimentación, imper-meabilización y otras aplicaciones. • Limpiador y protector del radiador de automóviles. • Liga (fluido) para frenos. Fig. 10-11. Deltaven vende productos derivados de los hidrocar-buros bajo la marca comercial PDV. Asistencia técnica para los clientes Además de garantizar la entrega oportuna y la calidad de sus productos, la in-dustria petrolera mantiene un amplio servicio de asistencia técnica directa e indirecta para todos sus clientes. Esa asistencia involucra di-fundir conocimientos sobre el uso y aplicacio-nes de productos, de acuerdo con las especifi-caciones de diseño y de funcionamiento de las máquinas o sistemas que han de utilizarlos. Esta fase del mercadeo la realizan personas muy bien adiestradas y de experien-
- 432. 432 E lP o z o I l u s t r a d o cia, cuyo principal objetivo es satisfacer los re-querimientos de la clientela y resguardar el buen funcionamiento de la máquina. Por ejemplo, en el caso del automó-vil, se publica información para que el dueño y/o conductor obtenga el mayor beneficio eco-nómico y mecánico del uso, el funcionamiento y el mantenimiento de su vehículo; planos de ruta y de ciudades, para aprovechar mejor los viajes y el tránsito en las ciudades; recomen-daciones sobre la selección de gasolina, aceites y lubricantes adecuados para cada tipo de ve-hículo; nociones sobre la revisión oportuna de los sistemas básicos y componentes del vehícu-lo para obtener el mejor funcionamiento posi-ble y evitar desgastes anormales y consumo in-necesario de combustible; estado de los neu-máticos/ llantas y del tren de rodamiento; esta-do y funcionamiento del sistema de dirección; carburación, alimentación de combustible, compresión, encendido, expansión y expulsión de gases, silenciadores y tubos de escape; equipo de enfriamiento del motor (agua y/o aire); sistema eléctrico: arranque y alumbrado; sistema de aire acondicionado, sonido y man-dos en el tablero; mantenimiento del chasis, ca-rrocería, tapicería; repuestos para emergencias. Y, finalmente, guías y normas que deben obser-var todos los conductores en la ciudad y en las carreteras para evitar accidentes o daños la-mentables, también tener muy presente evitar todo lo que pueda dañar el medio ambiente. La distribución de productos Por experiencia y por las modalida-des de largos años de relaciones que la indus-tria petrolera mantiene con todas las otras in-dustrias de todo tipo, la distribución de pro-ductos se realiza por intermedio de empresa-rios especializados en mercadeo y cuyas em-presas se ciñen y cumplen todos los requisitos y normas que sobre la materia tiene en vigen-cia cada empresa petrolera, a través de su fun-ción de mercadeo nacional. En el caso de la industria venezola-na, la distribución funciona con su estilo pro-pio que incluye la mística de trabajo y de servi-cios prestados hace veinte años, atendiendo una zona geográfica menor, mediana o mayor que ha contado con una clientela variada y/o muy especializada conformada por una diver-sidad de empresas industriales. Generalmente, para atender bien a los clientes se dispone de locales y espacios, áreas adyacentes, ambientes internos y exter-nos, seguridad y protección de las áreas e ins-talaciones; recibo, almacenamiento y despacho de productos; relaciones y contactos con los clientes; asesoría técnica sobre los diferentes tipos de productos distribuidos: sus caracterís-ticas y especificaciones, modos de empleo, funcionamiento de las máquinas e instalacio-nes que necesitan los productos y todos aque-llos otros factores que contribuyen a que el cliente se sienta satisfecho y respaldado por un buen servicio. La estación de servicio La estación de servicio es el símbo-lo más visible de la industria y de las empresas petroleras. Fig. 10-12. El transporte aéreo es un gran usuario de combus-tibles y otros productos derivados del petróleo.
- 433. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 433 Es sitio de parada obligada para to-dos los conductores de vehículos. ¿A quién no le es familiar una estación de servicio? La selección de nuevos puntos de abastecimiento y la modernización de las esta-ciones de servicio existentes son manifestacio-nes de la respuesta que en el transcurso del tiempo la industria petrolera viene dando a los crecientes requerimientos del parque automotor. Para brindar buen servicio y satisfa-cer las expectativas del público, todo el perso-nal de la estación debe realizar sus tareas efi-cientemente y poner en práctica las normas y procedimientos básicos operacionales que res-guardan la seguridad de las instalaciones, de los vehículos, del público y del propio perso-nal en servicio. Además, la cortesía y el espíritu de colaboración entre servidores y servidos aumenta la eficiencia del despacho. La estación de servicio de hoy cuen-ta con un equipo y componentes conexos de alta precisión de medidas volumétricas y fun-cionamiento electrónico que exigen manteni-miento y reparaciones por personal muy espe-cializado. Este personal recibe adiestramiento técnico básico y experiencia práctica en talle-res afines para garantizar el buen servicio en los expendios. Todo conductor tiene su estación preferida. Sin duda, esa preferencia resulta del buen trato y del buen servicio que recibe, prin-cipalmente del despachador o vendedor de isla, quien es la primera persona que atiende al cliente en la estación. Es él quien con su buena presencia, aseo personal, cortesía, pron-titud y colaboración se gana la confianza al despachar la gasolina, revisar el nivel de aceite del motor y de la transmisión, fluidos de los frenos y de la dirección, agua en el radiador y en la batería; observación rápida del motor pa-ra detectar desperfectos sencillos, limpieza de parabrisas y observación del estado de los cau-chos y posible falta de aire. Fig. 10-13. La estación de servicio es para el cliente reflejo del perfil de la empresa. El despachador o vendedor de isla, para compenetrarse con sus actividades y man-tenerse actualizado recibe cursos básicos sobre prevención de accidentes, prevención y extin-ción de incendios, prácticas de atención al clien-te, aseo y mantenimiento de la estación. Para aligerar el despacho de gasoli-na se dispone del autoservicio, por el cual el cliente se despacha él mismo para evitar espe-ras y ganar tiempo. El autoservicio cuenta con creciente aceptación por parte del público en ciertos sitios. Administrar la estación de servicio demanda determinada preparación y disposi-ción amable para tratar con empleados y el pú-blico. Para la empresa petrolera, la estación re-presenta el último eslabón de la cadena de ac-tividades pero para el público en general la es-tación es el sitio obligado que lo pone frente a frente con la imagen de la industria cuando ne-cesita abastecerse de combustible y obtener otros servicios. Por tanto, el administrador se prepara mediante cursos que cubren materias como aspectos de mercadeo de productos; mantenimiento y limpieza; conservación de áreas físicas; decretos, resoluciones, ordenan-zas y leyes que atañen a la administración y fun-
- 434. 434 E lP o z o I l u s t r a d o cionamiento de la estación de servicio; manejo y desarrollo de personal; seguridad; primeros auxilios; aspectos financieros del negocio; y el buen servicio al cliente. La empresa tiene como norma que esa estación de servicio predilecta del cliente se mantenga así porque todo el personal que allí trabaja tiene como meta constante servir al público y servir bien. Manufactura y utilización de productos: especificaciones y normas Adicional a lo mencionado sobre es-te tema en el Capítulo 6 “Refinación”, es im-portante resaltar que la manufactura de pro-ductos del petróleo se realiza según estricto cumplimiento de especificaciones y normas avaladas técnicamente por las refinerías, por los fabricantes de los equipos para dichos pro-ductos, y por agencias gubernamentales y par-ticulares especializadas en la materia. Este es-fuerzo mancomunado para lograr productos de calidad y muy confiables representa en todo momento una garantía explícita para el consumidor. Para mayor satisfacción del usuario de productos del petróleo, la manera de obte-ner el mayor provecho económico y operacio-nal es seguir fielmente las instrucciones y re-comendaciones técnicas sobre el empleo de cada producto, como también las que corres-ponden específicamente a la máquina o meca-nismos respecto a determinado producto reco-mendado por el fabricante. En Venezuela existe la Comisión Ve-nezolana de Normas Industriales (Covenín), que junto con otros entes, como el Fondo para Normalización y Certificación de la Calidad (Fon-donorma) y la Dirección de Normalización y Certificación de Calidad, bajo la conducción del Ministerio de Industria y Comercio (antes Mi-nisterio de Fomento), promueven, elaboran y difunden información sobre la materia. Pues uno de los requisitos fundamentales de la in-dustrialización es que cada país tenga sus nor-mas de manufactura y de calidad nacionales pa-ra que los planes y proyectos, diseño y fabri-cación de equipos, herramientas y materiales, y funcionamiento de todo lo fabricado responda a determinadas especificaciones técnicas uni-formes; naturalmente, sin descontar normas extranjeras que por su adaptabilidad, eficiencia y garantía de éxito puedan ser utilizadas. V. Mercadeo Internacional En las tareas y diligencias para cum-plir con los embarques de volúmenes de cru-dos y/o productos hacia los mercados de ultra-mar están involucradas prácticamente todas las actividades de la industria petrolera integrada, descritas en los capítulos anteriores. En el caso de un país mayoritariamente exportador de pe-tróleo y productos, como Venezuela, la conti-nuidad y buenos resultados de esas actividades son importantes para mantener la posición in-declinable de suplidor confiable al más largo plazo posible. Por tanto: • La exploración tiene que mante-nerse constantemente activa en áreas vírgenes y conocidas para hallar suficientes yacimientos que repongan los volúmenes de crudos extraídos y que, mejor aún, añadan reservas a las remanen-tes para fortalecer el potencial de producción del país a los niveles deseados. • La perforación exploratoria, de avanzada, de desarrollo y la de rehabilitación, reacondicionamientos menores, mayores o ex-traordinarios de pozos, debe mantenerse cón-sona con los niveles de reservas para mantener o alcanzar el potencial de producción disponi-ble deseado y la producción actual compro-metida a corto, mediano y largo plazo. • La producción diaria de diferen-tes tipos de crudos requiere estudios constan-tes de los yacimientos para aprovechar eficaz-
- 435. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 435 mente sus mecanismos de producción y/o pro-longar por mucho más tiempo los límites de productividad económica mediante la inyec-ción de gas y/o agua, vapor de agua u otros medios de extracción adicional de petróleo. Además, se requieren estudios y observaciones de todos aquellos otros aspectos de manejo del crudo desde el yacimiento al pozo, y del fondo de éste a la superficie, donde se separa del gas y del agua y se trata debidamente y se almacena para luego ser fiscalizado y despa-chado a terminales de embarque y/o refinerías. • El transporte de crudos y/o pro-ductos, por oleoductos y/o poliductos, gaba-rras y/o tanqueros, o camiones-cisterna es cla-ve por los grandes volúmenes que se manejan diariamente de líquidos de diferentes propie-dades y características, requeridos por una di-versidad de clientes que continuamente de-penden del suministro para sus refinerías, plan-tas e instalaciones, que a la vez sirven al pú-blico en general. • La refinación se encarga de con-vertir los crudos en productos o de darle pro-cesamiento adicional a ciertos productos para impartirles las propiedades físicas y caracterís-ticas necesarias para la comercialización. La re-finación/ manufactura depende de la eficacia y continuidad de las operaciones petroleras fun-damentales antes nombradas. • Y el mercadeo nacional e inter-nacional de los hidrocarburos depende a su vez de la refinación/manufactura. Pero también las actividades de comercialización y merca-deo tienen sus propias características operacio-nales y modalidades de relaciones con la clien-tela. Veamos: • Penetración y conservación de mercados: tan pronto como la industria petro-lera dispuso de suficiente producción en el pri-mer quinquenio de su iniciación (1859), la uti-lización del querosén como iluminante se es-parció rápidamente por varias partes del mun-do. Las empresas petroleras privadas, mayori-tariamente estadounidenses y europeas, co-menzaron a fomentar las exportaciones, gra-cias a que encontraban más petróleo en sus viejos y nuevos campos y activaban la explora-ción en varios países. A medida que aumentaba la produc-ción, también se ampliaban los mercados co-nocidos y se penetraba en nuevas regiones. Las ventas de iluminantes crecían, y poderosas empresas integradas privadas emergieron para Fig. 10-14. La flota petrolera venezolana es reflejo de la capacidad de exportación del país.
- 436. 436 E lP o z o I l u s t r a d o luego convertirse en verdaderos imperios in-dustriales, entre los cuales se cuentan hoy: Exxon, el Grupo Royal Dutch/Shell, Texaco, Mobil, British Petroleum, Chevron y otras. También se formaron y desarrollaron empresas petroleras medianas que al correr del tiempo se convirtieron en empresas operadoras y de mercadeo en gran escala. Sin embargo, por circunstancias de conveniencia nacional, algunos países nacio-nalizaron la distribución y ventas de productos en sus territorios y otros estatizaron todas las operaciones petroleras de las concesionarias y de lleno se convirtieron en operadoras de to-das las fases de la industria. Pero más allá de las fronteras de cada país exportador de hidrocarburos, existe tam-bién la oferta y la demanda, y no es nada fácil la penetración de nuevos mercados y aun la conservación de mercados servidos durante mu-chos años. La competencia es decidida y mar-cada, y para mantener su posición comercial cada empresa debe contar no sólo con los recur-sos humanos, materiales y financieros, sino que también debe tener suficientes reservas petrolí-feras para satisfacer a su clientela. En ocasiones, la oferta de crudos y/o productos sobrepasa con creces la deman-da diaria. Cuando se da esta situación existe un mercado de compradores, o sea que los pre-cios tienden a bajar. Esta situación puede ser pasajera, más duradera y hasta crónica con una secuela de acontecimientos y acciones que pueden perjudicar la producción misma, me-diante el cierre de pozos, desempleo, escasez de divisas, revaluación de proyectos, reduc-ción del precio del crudo, dilaciones en las ac-tividades afines y desarrollo de una cadena de males que perturban la vida nacional y la de casi todos los países. En tiempo de auge económico mun-dial siempre hay mayor demanda de energía y la industria petrolera a veces no puede de mo-mento Fig. 10-15. Tanqueros de otras empresas cargan crudos y/o productos en las terminales venezolanas. satisfacer todos los requerimientos. En-tonces se produce el mercado de vendedores. Los precios de los hidrocarburos tienden a su-bir, se agiliza la exploración, la perforación, la producción, el transporte y la refinación para satisfacer cabalmente la demanda de los clien-tes. Si este tipo de bonanza es de larga dura-ción, a veces no todos los proyectos y requeri-mientos pueden cumplirse cabalmente porque la demanda de bienes y servicios es tan alta que hay que esperar también que los otros re-cursos necesarios estén disponibles. Estas dos situaciones extremas, más que la excepción, parecen representar el ritmo de actividades que caracteriza a la industria: abundancia o escasez. La verdad es que por ser los hidrocarburos tan importantes para to-das las actividades del diario quehacer, la in-dustria petrolera es un indicador de la situa-ción económica mundial. • Flexibilidad en las operaciones: a medida que la industria petrolera fue teniendo éxito en los diferentes países donde dedicó es-fuerzos en la búsqueda de petróleo, se fueron ampliando geográficamente las fuentes de su-ministros. Cada nuevo país productor influye en el negocio y su importancia como suplidor local y/o exportador se hará sentir de acuerdo
- 437. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 437 a la abundancia de sus reservas y a la calidad de sus crudos. Tal situación crea mayor com-petencia en los mercados y puede lograr cam-bios en la estructura de las operaciones. Las empresas que desde el mismo comienzo de la industria incursionaron en la búsqueda de petróleo en diferentes países se transformaron bien pronto en casas matrices debido a que el éxito de sus filiales les procuró reservas petrolíferas en distintos sitios. Muchas de estas empresas no contaron desde el prin-cipio con reservas petrolíferas en sus países sede pero sí en otros y en volúmenes respeta-bles que de hecho se convirtieron desde el co-mienzo en empresas transnacionales, ejemplos clásicos son el Grupo Royal Dutch/Shell, Brit-ish Petroleum. La interrelación entre filiales integra-das hizo más propicia la utilización de recur-sos y a la vez facilitó la creación de una cade-na empresarial para todas las operaciones (ex-ploración, perforación, producción, transporte, refinación, mercadeo, comercialización e in-vestigaciones), inclusive un mejor aprovecha-miento de todos los recursos: humanos, finan-cieros y físicos, como también el intercambio de invalorables experiencias en las aplicacio-nes de las ciencias y las tecnologías afines al negocio petrolero y en la conducción de rela-ciones comerciales y gubernamentales, nacio-nales e internacionales. La estructura y el esquema de orga-nización de operaciones integradas permite una flexibilidad de acción conducente a maxi-mizar la utilización de todos los recursos y a obtener los más altos beneficios posibles en la comercialización de crudos y productos. La producción de una variedad de crudos en dis-tintos países facilita mayores opciones de com-binaciones directas o de intercambio para satis-facer determinados mercados. De igual manera podría hacerse con los productos. Esta estra-tegia empresarial no sólo funciona bien entre filiales sino que da pie para acometer operacio-nes de mayor envergadura mediante la colabo-ración mancomunada de varias empresas. La realidad es que ninguna empresa petrolera puede acometer simultáneamente por sí sola todas las oportunidades que se le pre-sentan en las diferentes actividades petroleras. Los recursos, aunque grandes, son limitados. Pero aunando esfuerzos, recursos y experien-cias se ha logrado hacer realidad proyectos gi-gantescos. Ejemplos: las operaciones petroleras en Alaska, en el mar del Norte y en el círculo Artico; las investigaciones en exploración en aguas muy profundas y en mar abierto; las ter-minaciones en el fondo marino, a grandes pro-fundidades; la construcción de grandes oleo-ductos, gasductos y poliductos, y muchos otros logros en todas las operaciones petroleras. Sin embargo, la competencia existe y está allí, presente en todas las actividades y par-ticularmente en los mercados. Pero también existe la colaboración, la participación y la tra-dición del esfuerzo mancomunado. Quizás sean estas actitudes de los petroleros las que impul-san a la industria a progresar continuamente. • Petróleos venezolanos para el mundo: desde el momento (1917) de la conso-lidación del potencial de producción venezo- Fig. 10-16. Por el río San Juan, estado Monagas, navegan los tanqueros cargados de crudos producidos en los campos del oriente del país.
- 438. 438 E lP o z o I l u s t r a d o Tabla 10-11. Desarrollo de la industria petrolera venezolana miles de barriles 1917-1920 1.209 953 218 CND CND 1921-1930 510.423 21.463 488.250 CND CND 1931-1940 1.553.410 104.155 1.447.504 6.852 (1) CND 1941-1950 3.447.198 395.431 3.116.610 236.366 (2) 75.998 1951-1960 8.323.292 2.120.873 6.187.635 1.599.429 383.028 1961-1970 12.436.501 3.923.448 8.487.456 3.240.466 630.403 1971-1980 9.475.628 3.868.567 6.007.459 2.877.365 986.811 1981-1990 6.843.059 3.336.934 3.777.562 2.035.641 1.425.198 1991-1995 4.623.315 1.757.737 2.880.404 1.200.980 759.461 Total 47.484.035 15.529.561 32.393.098 11.197.099 4.260.899 Nota: Petróleo procesado + exportaciones directas de petróleo no tienen que ser igual a producción, ya que volúmenes adi-cionales de petróleo para procesar y/o exportar proceden de participaciones, consignaciones o adquisiciones directas. lano salieron ese año hacia los mercados ex-tranjeros los primeros 57.000 barriles de crudo. Y a medida que en el transcurso de los años se descubrieron más yacimientos y aumentó el número de campos petrolíferos en las diferen-tes cuencas geológicas del país, se hacían cada vez más importantes las exportaciones de hi-drocarburos para la economía nacional. Las ci-fras de la Tabla 10-11 muestran el desarrollo y la consolidación de la gigantesca industria pe-trolera venezolana. Los crudos venezolanos siempre han formado parte importante de la dieta de muchas refinerías alrededor del mundo y la ga-ma de productos de nuestras refinerías se ven-de también en el exterior, además de satisfacer el consumo interno nacional. Por otro lado, PDVSA tiene refinerías propias, participación accionaria o arrendamiento de instalaciones y capacidad instalada en miles de b/d en los si-guientes países: Antillas Holandesas 310; Esta-dos Unidos 990; Europa 870; y en Venezuela 1.190, para un total de 3.352. Sin embargo, los crudos y productos venezolanos tienen que competir con los de otras naciones productoras y exportadoras en los cinco continentes en base a calidad, precio, ventajas geográficas del transporte y muchas veces hasta tratamientos preferenciales por razones comerciales entre países. No obstante todo lo mencionado, y gracias a la experiencia de nuestra gente que maneja el negocio y a la capacidad de producción de la industria petro-lera nacional, Venezuela siempre ha sido con-siderada por sus clientes una fuente segura de suministros. Si antes el manejo y la venta de cru-dos y productos en los mercados extranjeros lo hicieron las empresas concesionarias estableci-das en el país, a partir del 01-01-1976, al decre-tarse la nacionalización de la industria petrole-ra venezolana, Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) y sus filiales operadoras asumieron la responsabilidad del mercadeo directo con los antiguos clientes y, más, ampliaron la lista de compradores de crudos y/o productos con (1) Años 1938-1940; (2) Años 1944-1950. CND = cifras no disponibles. Fuentes: MEM-PODE, 1986 y 1994. Oil and Gas Journal, February 12, 1996. Exportaciones directas Productos refinados Años Producción Petróleo Petróleo Productos Consumo procesado crudo refinados interno
- 439. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 439 clientes que nunca antes habían solicitado su-ministros venezolanos. La dinámica de la comercialización/ mercadeo internacional de crudos y productos está sujeta a una variedad de factores y cir-cunstancias económicas que operan en las re-laciones internacionales. Por tanto, no es fácil predecir el comportamiento de la oferta y la demanda a muy largo plazo. Ultimamente se ha vivido un largo período petrolero internacional (1973-1996) que se ha caracterizado por una multiplicidad de episodios que, en conjunto, han ocasionado cambios profundos en el mun-do petrolero, y PDVSA ha actuado directa o in-directamente según su estrategia e interés para establecerse y fortalecerse como empresa inter-nacional actuando con presencia propia rele-vante en varios países. Ejemplos: • Embargo petrolero (1973) por los productores árabes contra varias naciones in-dustrializadas como resultado del conflicto árabe-israelí. • Inicio del aumento de precios de los crudos producidos por los países miembros de la OPEP (1973). Subsecuentemente, aumento de precios de los crudos en los años siguientes. • Medidas de conservación y utili-zación más eficaz del petróleo y sus derivados, especialmente en las naciones industrializadas. • Efectos de la drástica reducción de la producción de petróleo de Irán al ser derro-cado el Sha (1979). • Esfuerzos por incrementar el ha-llazgo y la producción de crudos en países fue-ra de la OPEP. • Disminución de la producción de petróleo en Irán e Irak debido a la larga gue-rra (1980-1988) entre estos dos países. • Desestabilización del mercado eu-ropeo de crudos por las ventas ocasionales y fluctuaciones de precios en el puerto de Ro-tterdam, Holanda. • Todas las naciones compradoras e importadoras de crudos y/o productos sienten el aumento de los precios, y sus economías y presupuestos se recienten, especialmente en los países del llamado Tercer Mundo (ver Ta-bla 10-4, 1971-1984). • El incremento y la disponibilidad de producción en ciertas áreas (Alaska, mar del Norte y México, principalmente) empieza a hacerse sentir en el mercado (ver Tabla 10-6, 1974, 1984, 1994). • Esfuerzos por desarrollar y utilizar fuentes alternas de energía contribuyen en ma-yor o menor grado a contrarrestar la depen-dencia del petróleo. Se recurre al carbón, a la energía nuclear, a la energía solar, a la energía hidráulica, a fuentes termales y a la energía obtenible de fuentes agrícolas. • Toma auge la mayor utilización del gas en Europa, tanto de fuentes propias co-mo de mayores volúmenes importados de la Unión Soviética, en 1984, y en el futuro. • Durante los años (1980-1984) se registró una sostenida reducción de la deman-da mundial de petróleo y la producción diaria en miles de barriles se comportó así: 1980: 59.765; 1981: 56.273; 1982: 54.148; 1983: 53.259; 1984: 54.572. El año 1984 se inició con marcada tendencia a reducción de los precios del petróleo. • Petróleos de Venezuela comenzó sus gestiones y actividades internacionales propias mediante el arrendamiento (1985) por cinco años de la refinería de Curazao, adminis-trada y operada por la filial Refinería Isla. • Petróleos de Venezuela adquirió el 50 % de la Nynas Petroleum de Suecia y au-mentó su participación en las refinerías de Ruhr Oel, en Alemania Occidental (1986), también adquirió la mitad de Champlin, empresa refina-dora/ comercializadora en Estados Unidos, 1987.
- 440. 440 E lP o z o I l u s t r a d o • Petróleos de Venezuela obtuvo la extensión de arrendamiento de la refinería de Curazao por nueve años más, 1987. • Petróleos de Venezuela es propie-taria única de Champlin, que incluye la refine-ría de Corpus Christi, Texas, 1989. • Petróleos de Venezuela es dueña única de la empresa Citgo, Tulsa, Oklahoma, 1990. Además, PDVSA compró a Chevron la ter-minal petrolera de Freeport, en Bahamas, 1990. • Irak invadió a Kuwait, el 1° de agosto de 1990, y la acción tuvo repercusión mundial y se estremeció el mundo petrolero. • Citgo, filial de Petróleos de Vene-zuela, ubicada en Tulsa, Oklahoma, adquirió la mitad accionaria de la empresa Seaview, que es dueña de una refinería en Paulsboro, New Jersey, Estados Unidos, 1990. Citgo adquirió a Champlin, filial de Petróleos de Venezuela, pa-ra fortalecer sus actividades de mercadeo en el suroeste de los Estados Unidos, 1991. También Citgo adquirió la totalidad de Seaview y, por ende, es propietaria única de la refinería de Paulsboro, y mediante esta adquisición creó la empresa Citgo Asphalt and Refining Company (CARCO), 1991. • Comienza y termina rápidamente la guerra del Golfo para liberar a Kuwait (Ku-wait- Irak), 1991. • Citgo Asphalt and Refining Compa-ny (CARCO) adquirió la refinería de Savannah, estado de Georgia, Estados Unidos, 1993. Esta adquisición fortalece a Citgo en el mercado de asfalto de refinería en la Costa Este de Estados Unidos. • Citgo y Lyondell Petrochemical in-corporan la firma Lyondell-Citgo Refining, para procesar 18.000 metros cúbicos de petróleo pesado de Boscán. Con esta incorporación, Cit-go es la primera asfaltera de la Costa Este de Es-tados Unidos, 1993.
- 441. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 441 Referencias Bibliográficas 1. American Management Association: The Marketing Job, New York, 1961. 2. American Petroleum Institute: Basic Petroleum Data Book, Petroleum Industry Statistics, publicación anual, New York. 3. BALESTRINI C., César: Mercados Internacionales, Ca-pítulo IV, “Venezuela y sus Mercados Petroleros”, Se-gundo Congreso Venezolano de Petróleo, Caracas, 1970. 4. BALESTRINI C., César: La Industria Petrolera en Venezue-la, Centro de Evaluaciones, Caracas, 1966. 5. BETANCOURT, Rómulo: Venezuela: Política y Petróleo, Fondo de Cultura Económica, México, 1956. 6. BUCHANAN, Townley: The Role of Petroleum in the Development of Venezuela, Princeton University Press, Princeton, New Jersey, 1956. 7. CASSIDY, Ralph: Price Making and Price Behavior in the Petroleum Industry, Yale University Press, New Haven, Connecticut, 1954. 8. Compañía Shell de Venezuela: The Competitive Position of Venezuelan Oil in World Markets, Caracas, 1959. 9. Creole Petroleum Corporation (Departamento de Con-traloría): Datos Básicos sobre la Industria Petrolera y la Economía Venezolana, Caracas, 1972. 10. DE CHAZEAU, Melvin Gardner: Integration and Competi-tion in the Petroleum Industry, Yale University Press, New Haven, Connecticut, 1959. 11. Deltaven: publicaciones: A. Comercialización en el mercado interno. B. “La venta de gasolina será liberalizada”, en: El Univer-sal, 11-08-1996.
- 442. 442 E lP o z o I l u s t r a d o C. “El mercado interno hacia la libre competencia”, en: Petróleo-Economía Hoy, 16-09-1996. D. Deltaven, nueva filial de PDVSA, 20-08-1996. E. Deltaven promoverá la competencia en el mercado nacional de los hidrocarburos. 12. Financial Times: Oil and Gas International Year Book 1982, Longman Group Ltd., Essex, Inglaterra. 13. FISHER, Franklin M.: Supply and Costs in the U.S. Petroleum Industry, The John Hopkins University Press, Baltimore, Maryland, 1964. 14. HAMILTON, Daniel Corning: Competition in Oil, Harvard University Press, Cambridge, Massachusetts, 1958. 15. HARDWICKE, Robert Etter: The Oilman´s Barrel, Univer-sity of Oklahoma Press, Norman, Oklahoma, 1958. 16. KEMM, James O.: Let us Talk Petroleum, Mycroft Press, Springfield, Missouri, 1958. 17. Lagoven S.A.: “Nuestros Socios de la OPEP”, en: revista Nosotros, Caracas, septiembre 1980. 18. Lagoven S.A.: Datos Básicos sobre la Industria Petrolera y la Economía Venezolana, publicación anual, Caracas. 19. Lagoven S.A.: Mercadeo Nacional, Caracas. Publicaciones: A. Industria al Día B. Extra Servicios 20. LUGO, Luis: La singular historia de la OPEP, Ediciones CEPET, Caracas, 1994. 21. MARTINEZ, Aníbal R.: Cronología del Petróleo Venezola-no, Vol. II, 1943-1993, Ediciones CEPET, Caracas, 1995. 22. Ministerio de Minas e Hidrocarburos: La Industria Pe-trolera y sus Obligaciones Fiscales en Venezuela, Primer Congreso Venezolano de Petróleo, Caracas, 1962.
- 443. C a pí t u l o 1 0 - C o m e r c i a l i z a c i ó n 443 23. Ministerio de Energía y Minas: Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE), correspondiente a los años 1984- 1994, inclusives. 24. Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC/OPEP): Pricing Problems, Suiza, 1963. 25. PARRA, Alirio; POCATERRA, Emma: The Petroleum In-dustry in Venezuela, Third Arab Petroleum Congress, Alejandría, Egipto, 1961. 26. PARRA, Alirio: Algunos Aspectos de la Estructura del Precio Internacional del Petróleo Crudo (tesis), George Washington University, Washington, D.C., 1957. 27. Petróleos de Venezuela S.A.: Informe Anual, correspon-diente a los años 1984-1995, inclusives. 28. Petroleum Publications: Oil Buyer´s Guide, Lakewood, New Jersey, 1978. 29. QUINTERO, Rómulo; UZCATEGUI, Mario J.; MENDO-ZA, Fernando: Mercados Industriales, Segundo Congreso Venezolano de Petróleo, Caracas, 1970. 30. RISQUEZ, J.M.: La Función de la Gerencia en el Mercado, Impresiones Guía C.A., Caracas, 1955. 31. RISQUEZ, J.M.: Lecciones Preliminares de Mercados, UCV, Facultad de Economía, Caracas, 1954. 32. RISQUEZ, J.M: Mercados: Naturaleza del Problema de los Mercados, UCV, Facultad de Ciencias Económicas y Sociales, Caracas, 1951. 33. SALOMON, Walter J.: Marketing Fuel Oil in Greater Boston, Harvard University Press, Cambridge, Massachu-setts, 1961.
- 446. Capítulo 11 Cienciay Tecnología
- 447. 447 C ap í t u l o 1 1 - C i e n c i a y T e c n o l o g í a Indice Página Introducción • Cambios y ajustes • Nuevos rumbos y horizontes I. Intevep • Antecedentes y comienzos • Veintidós años prestando servicios Transferencia de tecnologías • Infraestructura • El acervo tecnológico corporativo • El negocio petrolero depende de otro negocio: ciencia y tecnología Referencias Bibliográficas 449 449 450 451 451 452 452 453 453 456 458
- 449. C a pí t u l o 1 1 - C i e n c i a y T e c n o l o g í a 449 Introducción La práctica y la experiencia diaria curtió de conocimientos a los pioneros de la in-dustria y, afortunadamente, bien temprano acep-taron la colaboración y contribuciones acadé-micas de profesores y profesionales calificados, entre ellos geólogos, químicos, físicos, mate-máticos e ingenieros que persistieron en enten-der el origen del petróleo; las maneras de bus-carlo, ubicarlo, cuantificarlo, producirlo, trans-portarlo, transformarlo y comercializarlo. Año tras año, 1859-1914, se fueron cosechando frutos de la colaboración entre hombres de operaciones de campo y los del aula, del taller, del laboratorio y de las fábricas de equipos, herramientas y materiales hasta llegar a dominar los aspectos científicos y tec-nológicos de las actividades petroleras, inclu-sive la estructura, la organización, el modus operandi, los recursos humanos requeridos, la administración, los aspectos económicos y las relaciones nacionales e internacionales. Cuando se fundó la primera empre-sa petrolera venezolana, la Petrolia del Táchi-ra, uno de sus directivos, Pedro Rafael Rinco-nes, viajó a Estados Unidos, en 1879, para fa-miliarizarse con la tecnología petrolera y ad-quirir la maquinaria, herramientas y materiales necesarios para emprender operaciones en La Alquitrana, cerca de Rubio, estado Táchira. Y cuando las empresas petroleras concesionarias comenzaron a establecerse en el país, en la primera década del siglo XX, trajeron la expe-riencia y los recursos necesarios para empren-der operaciones. Además, en sus naciones de origen contaban con el apoyo de sus respecti-vas casa matriz y, en otros países, con el de sus empresas filiales. En Venezuela era muy poco lo que entonces se sabía y había para satisfa-cer en buena medida las exigencias de una industria integrada, tan diversificada y técnica. Sin embargo, el venezolano apren-dió trabajando. Poco a poco, dentro de la mis-ma industria, en planteles del exterior y del país empezaron a formarse los recursos huma-nos deseados. A medida que creció y se expan-dió la industria, las empresas organizaron labo-ratorios para determinados estudios y análisis cualitativos y/o cuantitativos relacionados con las operaciones. Además, establecieron talleres para atender la refacción y rehabilitación de equipos, herramientas, materiales y para reali-zar ciertos experimentos novedosos para me-jorar las operaciones. En esos laboratorios y talleres traba-jó y se formó desde 1914 en adelante el per-sonal venezolano que contribuyó a la ciencia y tecnología petrolera nacional. Ejemplos: dise-ño y construcción de gabarras de perforación utilizadas en el lago de Maracaibo; hincaje y construcción de pilotes y plataformas lacustres; mudanza y remolque de equipos de perfora-ción sin desarmar en las sabanas venezolanas; operaciones de perforación, producción y transporte en el delta del Orinoco; diseño y fa-bricación local de herramientas; catalogación y análisis de las fuentes de aguas subterráneas en las regiones petrolíferas; estudios, modifica-ción de metodología y nuevas aplicaciones de las Ciencias de la Tierra al subsuelo local; ex-perimentos y aplicaciones de combustión in situ o inyección de vapor de agua en formacio-nes petrolíferas; producción y manejo de pe-tróleos pesados y extrapesados; y muchos otros aspectos de las operaciones. El 16 de septiembre de 1938 fue inaugurado el Instituto de Geología, auspicia-do por los ministerios de Educación y Fomen-to, y la industria. La primera promoción, 13 geólogos, egresó en 1942. Cambios y ajustes La Segunda Guerra Mundial, 1939- 1945, propició muchos cambios y ajustes en todas las actividades de la vida y la industria petrolera mundial tuvo su cuota de participa-ción. La prioridad asignada al petróleo como
- 450. 450 E lP o z o I l u s t r a d o recurso natural requerido por las naciones alia-das destacó la importancia de Venezuela como productor y exportador de hidrocarburos. Du-rante el período señalado, Venezuela produjo 1.523.481.000 barriles de crudos y exportó 1.451.570.000 de barriles de crudos y productos. En 1942, la promulgación de la pri-mera Ley del Impuesto Sobre la Renta y su re-glamento propiciaron cambios profundos en la industria petrolera, y también en el comercio y las personas en general como contribuyentes al Fisco Nacional. La aprobación de la Ley de Hidrocarburos de 1943 significó también un gran paso en las nuevas relaciones con las concesionarias y viceversa, desde el punto de vista técnico, control de la fiscalización de la producción de hidrocarburos y otros aspectos técnicos del negocio. En 1944 se reorganizaron los estu-dios de Ingeniería en la Universidad Central de Venezuela y comenzó sus actividades el De-partamento de Geología, Minas y Petróleos, cuyos egresados tenían oportunidad de traba-jar en la industria petrolera. Más tarde, en 1954, se iniciaron los estudios de Ingeniería de Petróleos en la Universidad del Zulia. En 1962 comenzó sus actividades en Jusepín, estado Monagas, la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad de Oriente. Luego, en los años siguientes, la creación de más universi-dades y planteles de estudios superiores propi-ciaron la diversificación de carreras que per-mitieron mayor número de profesionales vene-zolanos en los cuadros de las petroleras. Al terminar la guerra, comenzó la exportación de ciencia y tecnología desde los Estados Unidos. Las experiencias logradas en la preparación y ofrecimiento de todo tipo de adiestramiento, formación y desarrollo del re-curso humano estadounidense para la guerra encontraron asidero en el exterior. En Vene-zuela, las empresas petroleras utilizaron esta oportunidad para incrementar la preparación de sus trabajadores y empleados trayendo ins-tructores para dictar cursos en las diferentes ra-mas de la industria, inclusive cursos de alta ge-rencia. Además, aumentó significativamente la inscripción de venezolanos en las universida-des estadounidenses y comenzó a desarrollar-se un acercamiento e intercambio de profeso-res entre universidades de allá y de aquí. Todo esto prometió un nuevo enfoque para el siste-ma educativo venezolano que todavía está por hacerse realidad. La creación de la Corporación Vene-zolana del Petróleo por el Gobierno Nacional en 1960 y la formación, ese mismo año, de la Organización de Países Exportadores de Petró-leo (OPEP), en Bagdad, por iniciativa de Vene-zuela y Arabia Saudita, acompañados por Irak, Irán y Kuwait, fueron acciones que fortale-cieron las perspectivas petroleras de estos países. Nuevos rumbos y horizontes Venezuela tenía para entonces las experiencias de cincuenta y tres años como país productor y exportador de hidrocarburos. Sus relaciones con las petroleras le habían en-señado mucho. Había implantado normas y procedimientos de fiscalización y control de las operaciones, inclusive aprobación de los programas de inversiones, verificación de pre-cios en los sitios de destino de los crudos y productos exportados por las empresas, mayor participación en las ganancias de la industria, entre otras. La situación petrolera mundial que comenzó a desenvolverse a mitad de la déca-da de los sesenta en adelante, más la aproxi-mación del año (1983) de reversión de las con-cesiones petroleras a la nación, sirvieron de punto de partida para promover debates y acciones que finalmente condujeron a propo-ner que el Estado manejara y administrara di-rectamente la industria venezolana de los hi-drocarburos.
- 451. C a pí t u l o 1 1 - C i e n c i a y T e c n o l o g í a 451 Rápida y sucesivamente empezaron las autoridades a promulgar los instrumentos legales para llegar a la nacionalización. En 1972 se creó la Dirección de Bienes Afectos a Reversión en el Ministerio de Minas e Hidro-carburos. En 1973 se aprobó la Ley que Reser-va al Estado la Explotación del Mercado Inter-no de los Productos Derivados de los Hidro-carburos. En 1974 se creó una Comisión Gene-ral, integrada por entes gubernamentales y por entes representativos de la vida nacional, para estudiar la reversión de las concesiones petro-leras. En 1975 se promulgó la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comer-cio de los Hidrocarburos y se creó la empresa estatal Petróleos de Venezuela S.A. Finalmente, cumplidos los requisitos de indemnizaciones que adeudaba la República de Venezuela a las concesionarias, el 31 de diciembre de 1975 (a las 24:00 horas) terminó el régimen de otorga-miento de concesiones. I. Intevep El 1° de enero de 1976 por decreto N° 1.387 se creó el Instituto Tecnológico Vene-zolano del Petróleo (INTEVEP), filial de Petró-leos de Venezuela S.A. Toda la experiencia acumulada por venezolanos en investigación científica y tecno-lógica, básica y/o aplicada, tenía que volcarse ahora a echar andar el Intevep para prestar directamente al país y a su industria petrolera estatal aquellos servicios que manejaron las con-cesionarias. No sólo los servicios existentes aquí, también los que no se tenían pero que tuvieron disponibles en el exterior, en las respectivas ca-sa matriz y/o filiales. Fue un gran reto. Antecedentes y comienzos La ciencia y la tecnología como dis-ciplinas de investigaciones básicas y aplicadas han atraído la atención de personalidades cien-tíficas y académicas profesionales venezolanas, desde los comienzos de la República. Sin em-bargo, no se han logrado todos los frutos es-perados ni se ha desarrollado todavía una am-plia tradición científica y técnica pero han sur-gido esfuerzos importantes. En 1950 se creó la Asociación Vene-zolana para el Avance de la Ciencia (ASOVAC). En 1952 se fundó el Laboratorio de Investi-gaciones Médicas (Fundación Luis Roche). En 1954, el Instituto Venezolano de Neurología e Investigaciones Cerebrales, creado por Hum-berto Fernández Morán, luego fue el núcleo del futuro Instituto Venezolano de Investiga-ciones Científicas (IVIC) establecido en 1959. En 1969 se fundó el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Tecnológicas (CONICIT). Muchos años después (1976), al iniciar el Estado el manejo y la administración directa de la industria petrolera del país, estos y otros entes similares fueron fuente de inspi-ración y ayuda para el Intevep. En la Asociación Pro-Venezuela, du-rante una mesa redonda en 1970, se le solicitó al CONICIT designar una comisión de trabajo para crear un centro de investigación petro-química, lo cual más adelante resultó en la ela-boración de un proyecto para investigación sobre petróleo y petroquímica. El grupo de tra-bajo lo presidió Marcel Roche y fue coordina-do por Aníbal R. Martínez. De estos esfuerzos nació el proyecto para crear el Instituto de In-vestigaciones Petroleras y Petroquímicas (INVEPET) en 1972 y en 1973 el gobierno de-cretó que el Ministerio de Minas e Hidrocar-buros, el CONICIT, la CVP y el IVP establecie-ran la Fundación INVEPET y se procedió a re-gistrar sus estatutos. El 22 de abril de 1975, el INVEPET entregó al Ministerio de Minas e Hidrocarburos su diagnóstico sobre transferencia de tecnolo-gía en la industria petrolera. El día de la nacio-nalización, 1° de enero de 1976, el INVEPET
- 452. 452 E lP o z o I l u s t r a d o cambió de nombre a Intevep y Petróleos de Venezuela S.A. asumió responsabilidad plena de las funciones de esta nueva filial. Veintidós años prestando servicios En 1997 se cumplieron veintidós años de la estatización de la industria petrolera venezolana y de la actuación de funciones di-rectivas gerenciales y operacionales corporati-vas de Petróleos de Venezuela S.A. y sus filia-les. Durante estos años, los esfuerzos y reali-zaciones de la razón de ser de Intevep han si-do esencialmente: • Apoyar los negocios de la corpo-ración, respondiendo a sus requerimientos tec-nológicos. • Desarrollar tecnologías en áreas estratégicas y en función de recursos propios. • Mantener la competitividad téc-nica de PDVSA y sus filiales. • Desarrollar nuevas oportunida-des de comercialización para los crudos pesa-dos y extrapesados. • Maximizar la creación de valor agregado para la Nación. Transferencia de tecnologías Intevep inició un proceso integrado de desarrollo y transferencia de tecnologías nunca realizado antes en el país para satisfacer las necesidades inmediatas, a mediano y a lar-go plazo en las operaciones fundamentales y conexas de la industria de los hidrocarburos: exploración, perforación, producción, refina-ción/ manufactura, transporte, evaluación y co-mercialización. Todo esto requirió y sigue requirien-do investigación y desarrollo, fundamentados en los más amplios y apropiados recursos de inge-niería y servicios técnicos para elaborar proyec-tos, estudios de factibilidad y responder a con-sultas especializadas que deben tener aplicación en las operaciones. Por tanto, satisfacer los re-querimientos tecnológicos y la información soli-citada por los clientes es un reto perenne. Para responder a los retos plantea-dos, paso a paso Intevep fue provisto de la es-tructura y organización técnico-científica re-querida y conformada por consultores, espe-cialistas, analistas y tecnólogos para actuar dentro de cuadros administrativos, de jefatura de secciones, gerencia y dirección. Al iniciar Intevep sus actividades, no había en el país suficientes investigadores científicos y técnicos en materia petrolera, es-pecíficamente, para empezar, con experiencia en determinadas especialidades como refina-ción/ procesos/manufactura. Sobre la marcha comenzó a formarse el núcleo de recursos hu-manos requerido y con el tiempo a aumentar-lo y diversificarlo. Al cumplir veinte años de servicios, Intevep mostró una nómina total de 1.751 empleados (ver Tabla 11-1). Tabla 11-1. Distribución de personal de Intevep, 1996 Grado Disciplinas Cantidad % Doctorado Física, Geofísica, Geología, Ingeniería Mecánica, Ingeniería Química y Química. 130 7,0 Maestría Física, Geología, Química, Ingenierías: Civil, Materiales, Petróleos, Mecánica 241 14,0 y Química. Ingeniería y Ingenierías: Civil, Computación, Materiales, Petróleos, Electrónica, Geofísica, Industrial, 614 35,0 licenciaturas Mecánica y Química. Licenciaturas: Matemáticas, Química, Física, Geofísica y Geología. Técnicos Química, Mecánica, Geología y Minas, Electrónica, Procesos Químicos, Electricidad 306 18,0 superiores e Informática. universitarios Administración Apoyo Administrativo. 460 26,0 1.751 100,0
- 453. C a pí t u l o 1 1 - C i e n c i a y T e c n o l o g í a 453 Infraestructura Intevep está ubicado en un sitio mon-tañoso de clima agradable, a corta distancia de Los Teques, capital del estado Miranda, y a unos 27 kilómetros de Caracas, capital de Venezuela, por la carretera Panamericana. Para cumplir sus actividades, cuenta con las siguientes instalaciones: • Conjunto de laboratorios (con un área de 16.000 m2) dotados de equipos de avanzada que aseguran resultados oportunos y de alta calidad. • Complejo de 27 plantas piloto y 11 unidades de servicio para simulación de procesos que permiten resolver problemas operacionales de variada complejidad, así co-mo bancos de motores para pruebas de lubricantes y combustibles y un pozo experi-mental que permite una amplia gama de prue-bas relacionadas con producción. • Centro de Información Técnica (CIT) con acceso a más de 500 bases de datos internacionales, 30.000 monografías, 1.600 títu-los de publicaciones periódicas, 25.000 normas técnicas, 1.050 discos compactos. • Equipos de cómputo intensivo, organizados en: Centro de Simulación de Yaci-mientos, Centro de Procesamiento de Datos Geofísicos, Centro de Visualización Científica y Laboratorio de Química Computacional, todos interconectados por redes de alta velocidad. Complementan las actividades desa-rrolladas por Intevep los convenios técnicos que tiene con 14 universidades venezolanas y extranjeras. Además, tiene convenios con 22 centros de investigación, en Venezuela y en otros países como Alemania, Canadá, Estados Unidos, Francia, Gran Bretaña, Noruega. El acervo tecnológico corporativo Desde su fundación, Intevep inició sus actividades para atender con respuestas oportunas las necesidades de asistencia tecno-lógica Fig. 11-1. Vista panorámica de las extensas instalaciones de Intevep. emanadas de las filiales de PDVSA. La extensión y calidad de las investigaciones rea-lizadas hasta ahora están avaladas por 480 pa-tentes y 178 registros de marcas comerciales en las áreas de perforación, gas, exploración, emulsiones, lubricantes, petroquímica, destila-dos, gasolina y crudos pesados. Las patentes otorgadas a Intevep co-rresponden no sólo a las de Venezuela sino también a las otorgadas por Alemania, Brasil, Canadá, España, Estados Unidos, Francia, Ita-lia, Japón, Suiza, Australia, China, Dinamarca, Bélgica, Corea del Sur, entre otros, lo cual con-firma el reconocimiento internacional obtenido por la capacidad de investigación técnica de la industria venezolana de los hidrocarburos. Entre las patentes y marcas más re-levantes de Intevep se ofrecen como muestras las siguientes: IMULSION®: tecnología utilizada en la producción, transporte, tratamiento y uso de los bitúmenes de la Faja del Orinoco. Esta tec-nología dio origen al desarrollo del producto Orimulsión®. Fig. 11-2. IMULSION®.
- 454. 454 E lP o z o I l u s t r a d o ORIMULSION®: bitumen natural emulsionado con agua y surfactante. El bitu-men se procesa en las instalaciones de la Fa-ja del Orinoco y de Bitor, en Morichal, estado Monagas, donde se producen 100.000 b/d. La Orimulsión® se usa como com-bustible en plantas de generación eléctrica o vapor y en diversos procesos industriales. Como combustible compite ventajosamente con el carbón, produce menos CO2 por unidad de energía BTU o Kw ya que contiene menos cenizas. Es, además, un combustible que res-ponde estrictamente a las normas de protec-ción del ambiente. Ha sido sometido a pruebas satisfactorias en complejos industriales como Power Gen, Reino Unido; New Brunswick Po-wer, Canadá; SK Power, Dinamarca; Compañía Estatal de Electricidad, Lituania; y en Kansai Electric, Kashima, y Mitzushima, Japón. HDH®: hidrocraqueo, destilación e hidrotratamiento de crudos pesados y residua-les. Proceso catalítico de hidroconversión pro-funda. Tiene aplicaciones en el mejoramiento de las características de crudos pesados y en la conversión profunda de residuales de refine-rías. Convierte más del 90 % del residuo al va-cío. Tiene alta capacidad de remoción de me-tales. Consume poco hidrógeno. El producto logrado por el hidrógeno es estable. Produce Fig. 11-3. Instalaciones de campo en Morichal, estado Monagas, donde se origina la preparación del combustible Orimulsión®. muy baja cantidad de coque, pero sí alto ren-dimiento de productos líquidos. Se ha utiliza-do muy bien con crudos venezolanos tipo Morichal, Zuata, Merey, Guaibolache y Tía Jua-na Pesado, y con residuales de crudos livianos tipo Guafita, Barinas, Ceuta y Lagotreco. ISAL®: proceso de refinación que utiliza un catalizador de lecho fijo para la pro-ducción de gasolinas de alta calidad, con alto octanaje, bajo azufre y olefinas, sin incremen- reciclo de gas purificación de gas H2 residuo de vacío catalizador fresco de hidrocraqueo reciclo de vacío incinerador gastado separador residuo no convertido catalizador residuo limpio al depósito de combustóleo de catalizador reactor 1 2 3 nafta gasóleo de vacío Diesel hidrotratamiento 1 = separador caliente 2 = separador frío 3 = fraccionador Fig. 11-4. Proceso HDH®.
- 455. C a pí t u l o 1 1 - C i e n c i a y T e c n o l o g í a 455 tar la producción de aromáticos. Se emplea en la refinación para procesar naftas vírgenes y también las naftas provenientes del craqueo catalítico fluido o craqueo térmico (coquifica-ción retardada). Produce componentes de ga-solina de bajo azufre y olefinas. Tiene por ven-taja conservar el octanaje con muy baja pérdi-da de rendimiento (4 %). Refinerías en Estados Unidos, México y Canadá están evaluando la posibilidad de aplicación comercial en sus ins-talaciones. ETHEROL®: eterificación de iso-ole-finas con alcoholes y producción de oxigenados para gasolinas reformadas. Permite obtener éteres aditivos para gasolinas, tales como el metil-ter-butil-éter (MTBE), ter-amil-metil-éter (TAME), éter-ter-butil-éter (ETBE) y otros para mejorar el octanaje y reducir el nivel de conta-minantes de las emisiones de vehículos. El ca-talizador empleado cumple las funciones de eterificación, hidrogenación e hidroisomeriza-ción de olefinas. Dos plantas comerciales en Eu-ropa tienen experiencia con este proceso. En Venezuela se tiene experiencia de su aplicación en las refinerías Cardón, en Paraguaná, Falcón, y El Palito, en Carabobo; y en la refinería Isla, en Curazao, arrendada por PDVSA. ORIMATITA™: densificante de flui-dos de perforación, con base en mineral con al-to contenido de hierro. Se emplea en pozos de gran profundidad y/o alta presión. No es abra-sivo. Ha dado muy buenos resultados en pozos al norte de Monagas y en Ceuta, lago de Maracaibo. Fig. 11-7. ORIMATITA™. HYQUIRA™: analizador compacto para control de calidad de combustibles. Tam-bién puede utilizarse en procesos de refina-ción o petroquímica y otras industrias como farmacia, alimentos, cosméticos, bebidas y pin- Fig. 11-5. ISAL®. reactor I reactor II desbutanizador torre de lavado H2 carga reactor de guarda tambor metano (make-up) MTBE refinado C4 Fig. 11-6. Proceso ETHEROL®. planta de gas 1 2 3 5 7 4 6 8 9 10 11 crudo gas nafta liviana nafta pesada gasoil liviano gasoil pesado gasoil de vacío residuales gasolina aromáticos jet fuel Diesel bases lubricantes destilación punto de potencial inserción de Hyquira 1. Polimerización 2. Alquilación 3. MTBE 4. Isomerización 5. Mezclador 6. Hidrotratamiento/reformación 7. Extracción de aromáticos 8. Hidrotratamiento 9. Craqueo 10. Planta de lubricantes 11. Coquificación Fig. 11-8. Proceso HYQUIRA™.
- 456. 456 E lP o z o I l u s t r a d o turas, entre otras. Se ha instalado en las refine-rías Amuay, en Paraguaná, estado Falcón; Isla, en Curazao; y UNO-VEN, en Chicago, Estados Unidos. El negocio petrolero depende de otro negocio: ciencia y tecnología A las muestras de procesos patenta-dos y marcas de fábricas registradas de equi-pos y productos mencionados hay que agre-garles muchísimas más, pero imposible hacer-lo aquí por falta de espacio. Hay que mencio-nar también que Intevep ha desarrollado diver-sos catalizadores para hidrotratamiento, hidro-desmetalización e hidrodesulfuración utiliza-dos en la conversión de crudos/residuales y re-ducción de emisiones. Los procesos, equipos, productos y catalizadores desarrollados por Intevep repre-sentan un negocio. Por un lado, el negocio tie-ne que ser comercialmente productivo para afianzar su continuidad y conservar el respaldo de la clientela. Por otro lado, mantener con sus logros científicos y tecnológicos la capacidad competitiva y posición empresarial de avanza-da de Petróleos de Venezuela y sus empresas, todo lo cual tiene un valor que puede resu-mirse así en lo correspondiente al período 1995-1996: • Ahorro del 21 % en compre-sión de gas mediante la metodología corpora-tiva de levantamiento artificial por gas. • Aumento de 20 % en la con-versión de residuales con el uso de un aditivo específico para aquaconversión en condicio-nes de viscorreducción. • Ahorros operacionales median-te tecnologías aplicables a pozos horizontales, bombas autosumergibles, bomba de cavidad progresiva, y diluyentes utilizados en la explo-tación de la Faja del Orinoco. • Asistencia a la refinería El Pali-to en el desarrollo, construcción y arranque de la primera unidad de éteres mezclados (MTBE-TAME) existente en Venezuela. • Ahorros y beneficios de 1,6 mi-llones de dólares/año en la refinería El Palito mediante el uso del proceso CDETHEROL+® para remover contaminantes (nitrilos). • Beneficios y ahorros significa-tivos a PDVSA en Venezuela y en el exterior a través de la asistencia técnica en craqueo cata-lítico fluido en sus refinerías. • Ahorro y ganancias de gran magnitud mediante apoyo técnico y transfe-rencia de tecnología a los complejos petro-químicos. • Aumento de reservas de petró-leo en 20 % mediante modelaje geológico ope-racional del campo El Carito, estado Anzoátegui. • Incremento de la producción en 300 b/d/pozo en el área de Ceuta, estado Zulia, mediante el uso de un nuevo método de remoción de daños a la formación. • Aumento de la tasa de inyec-ción de agua, desde 10.000 hasta 30.000 b/d en pozos inyectores de agua en el campo El Fu-rrial, estado Monagas, mediante el empleo de Ultramix™, desarrollado por Intevep. • Reducción de 70 % en los ín-dices de fallas de las sartas de perforación mediante adaptación de la tecnología ADIOS. • Incremento de 600 a 800 b/d de producción por pozo, mediante la formu-lación y preparación de fluidos de perforación con aditivos sellantes para minimizar el daño a la formación durante la perforación de pozos horizontales de reentrada. Para dar una idea del crecimiento de la tecnología que desarrolla Intevep, en 1995 se le otorgaron 48 patentes y otras 57 espera-ban por aprobación. Hay que destacar la dedicación y el espíritu de trabajo que guía al personal en sus actividades, según las cifras que se presentan en la Tabla 11-2.
- 457. C a pí t u l o 1 1 - C i e n c i a y T e c n o l o g í a 457 Tabla 11-2. Horas-hombre dedicadas al esfuerzo técnico-científico, 1995 Actividad Miles % horas-hombre Servicios Técnicos Especializados 598 46 Investigación y Desarrollo 494 38 Proyectos Corporativos 117 9 Investigación Básica Orientada 91 7 Total 1.300 100
- 458. 458 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 1. BARBERII, Efraín E.: El Pozo Ilustrado, tercera edición, Lagoven S.A., Caracas, diciembre 1985, pp. 166-176. 2. BOLIVAR, Rafael A.: “Importancia de la Química en la IPPCN”, en: Revista de la Sociedad Venezolana de Química, Volumen 16, N° 4, octubre-diciembre 1993, pp. 3-9. 3. Diccionario de Historia de Venezuela: Ciencias Natura-les, Físicas y Matemáticas, Siglo XX, Fundación Polar, Caracas, 1988, pp. 665-667. 4. Intevep:, S.A.: Resumen Actividades 1995; Tecnología co-mo Negocio, junio 1996; Intevep 1996 (disponible en Internet). 5. MARTINEZ, Aníbal R.: Cronología del Petróleo Venezo-lano, 1943-1993, Vol. II., Ediciones CEPET, Caracas, 1995, pp. 162, 164, 187, 197, 217, 226, 253, 270, 308. 6. Petróleos de Venezuela S.A.: A. Informe Anual, correspondiente al año citado, y refe-rente a Intevep: 1976 (24); 1977 (5/30-31); 1978 (5/35- 36); 1979 (5/30); 1980 (8/48-50); 1981 (7/36-39); 1982 (34-35); 1983 (50-53); 1984 (50-52); 1985 (53-54); 1986 (31-33); 1987 (48); 1988 (46); 1989 (50-52); 1990 (52-53); 1991 (46-47); 1992 (36-37); 1993 (36-38); 1994 (44-45); 1995 (45-46). B. 1976-1985. Diez años de la Industria Petrolera Nacional: Intevep, pp. 12, 59, 61, 84, 92, 95, 96, 97, 101, 109, 110, 111, 112, 131, 132, 133, 134, 135, 144, 238, 239, 285, 286, 287, 384, 385, 386, 395, 396, 414, 433, 441, 462; IVIC, pp. 96, 239, 285, 286; Caracas, 1986.
- 460. Capítulo 12 LaGente del Petróleo
- 461. 461 C ap í t u l o 1 2 - L a G e n t e d e l P e t r ó l e o Indice Página Introducción I. Los Pinitos de la Industria • Los pioneros y la incipiente tecnología Exploración Perforación Producción Transporte Refinación/manufactura Mercadeo • Los pioneros venezolanos II. Avances y Desarrollo de la Industria • El siglo XX, comienzo del auge petrolero • La ciencia y la tecnología petrolera • Las asociaciones profesionales Lista de asociaciones petroleras Las escuelas de Ingeniería de Petróleos • Petróleo alrededor del mundo América Latina Europa Africa El Lejano Oriente El Medio Oriente III. Venezuela y su Petróleo • Los asfalteros • Llegan las petroleras • Experiencias y resultados • Disposiciones gubernamentales • Recursos humanos, tecnología y operaciones • La creación del CIED Actividades • La industria de los hidrocarburos y el personal profesional para operaciones • El empleo y las actividades 463 463 464 464 465 467 468 470 471 472 474 475 477 478 478 480 481 481 483 484 485 486 487 487 489 493 494 506 511 512 513 517
- 462. 462 E lP o z o I l u s t r a d o Referencias Bibliográficas 519
- 463. C a pí t u l o 1 2 - L a G e n t e d e l P e t r ó l e o 463 Introducción Toda actividad se identifica por ciertas características resaltantes y por la conducción que le imprime la gente que actúa en ella. Des-de 1859, la gente del petróleo ha ido a los si-tios más inaccesibles e inhóspitos del planeta Tierra en busca del maravilloso recurso. Ese espíritu pionero y el inquebrantable optimismo por hacer realidad sus deducciones sobre la prospección en tierras vírgenes son caracterís-ticas del petrolero de antaño y del presente. El esfuerzo para llegar a donde está el tesoro, tra-bajar y sacarlo permanece incólume. Ciertamente, casi catorce décadas de actividades, aquí, allá y más allá, atestiguan ha-ber forjado una industria mundial de grandes proporciones, gracias a la intrepidez y a la per-severancia de la gente del petróleo. Los 11 capítulos anteriores están dedi-cados a los fundamentos y aspectos técnicos de las operaciones. Este decimosegundo capí-tulo dibuja, en parte y a grandes rasgos, el per-fil del recurso más importante de la industria: su gente. I. Los Pinitos de la Industria El comienzo (1859) no fue fácil. No se tenían grandes nociones ni experiencias feha-cientes para proceder, coordinar y controlar las operaciones de la naciente industria que, a po-cos años de iniciada, se transformó en una ex-tensa diversidad de esfuerzos, de tecnologías aplicadas, de operaciones y de transacciones comerciales a escala mundial. Una de las premisas que al comienzo confrontaron y aceptaron los iniciadores de la industria fue que las operaciones seguían una secuencia natural insoslayable y difícil de modi-ficar. A la exploración sigue la perforación, y si se tiene éxito se inicia la producción y el manejo diario de grandes volúmenes de hidro-carburos a través de adecuadas y tipos diferen-tes de instalaciones. Luego hay que ocuparse del transporte de crudos para llevarlos a los centros de refinación, y desde aquí iniciar el mercadeo de productos hacia los diferentes si-tios de consumo. A todo lo largo del negocio hay que conjugar la oferta con las exigencias y peculiaridades de la demanda de cada mercado para lograr la comercialización óptima de los crudos y productos requeridos. Por tanto, al nacer, la industria misma impuso a sus creadores la estructura básica de las operaciones integradas para su futuro desa-rrollo, sin menoscabo de que quien quisiera pudiera actuar diferente pero a riesgo de des-perdiciar oportunidades. Muchos de los pioneros se iniciaron en una u otra fase de la industria. Muchos fra-casaron en una u otra de las fases. Muchos triunfaron en una u otra. Y gracias a la intrepi-dez, a la perseverancia y al esfuerzo de todos, la industria arrancó, evolucionó y se convirtió en el gran emporio internacional que es hoy. Entre esos muchos de la primera etapa (1857-1900) de la industria petrolera, se desta-ca la recia personalidad de John Davison Ro-ckefeller (1839-1937), quien incursionó en el negocio petrolero vía la refinación (1862) y luego organizó (1870) la empresa integrada Fig. 12-1. John Davison Rockefeller.
- 464. 464 E lP o z o I l u s t r a d o Standard Oil Co., cuyas filiales se dedicaron a la búsqueda de petróleo y operaciones afines primero en el propio Estados Unidos y luego en otros países, hasta convertirse (1972) y permanecer hasta hoy (Exxon) como la prime-ra y más grande empresa petrolera del mundo. Sin duda, apartando las controversias que sus-citaron sus actuaciones, Rockefeller fue el ge-nio organizador y conductor de la industria en la etapa formativa. Los pioneros y la incipiente tecnología George