Abr 20, 2023
Producción y Transporte
de Crudos Pesados y Extrapesados
Por Alfredo Lechin/Mivensa
mivensasa@gmail.com
Introducción
Este documento analiza los desafíos planteados por la transición energética hacia una energía neutra en carbono, cuya meta es alcanzarla en el año 2050, y se plantean preguntas sobre el desarrollo actual de nuevas tecnologías, cuáles son los escenarios de desarrollo sostenible, cuál será la demanda futura de energía y cuales fuentes alternativas estarán realizando una oferta acorde con el crecimiento poblacional y económico.
La transición energética hacia una energía neutra en carbono requiere niveles de compromisos financieros, sociales, políticos, culturales y económicos, que deben ser compartidos por todos los países signatarios del Acuerdo de París.
Este compromiso plantea una serie de preguntas: ¿cómo desarrollar, adaptar y aplicar las nuevas tecnologías? ¿Cuáles son los escenarios de desarrollo sostenible basados en los objetivos de clima limpio? ¿Cuáles son las habilidades y competencias técnicas que permiten acelerar la curva de aprendizaje del recurso humano adecuadamente formado que permita la participación activa de esa fuerza laboral durante esta etapa de transición energética? ¿Cuál es la demanda futura de energía y cuáles son las fuentes para satisfacer esa demanda?
El contenido de este documento está destinado únicamente a difundir una información general y / o a su uso personal para complementar, no reemplazar, el juicio de ingeniería. Por lo tanto, se exime de toda responsabilidad por el uso que usted haga de dicho contenido.
A medida que la industria evoluciona para adaptarse al cambiante panorama regulatorio y ambiental y así lograr un clima limpio de carbono, se hace obligatoria la búsqueda de mejores prácticas, compartiendo en forma efectiva las ideas para la invención, mejoramiento e implementación de tecnologías innovadoras en el área de transporte de hidrocarburos pesados y extrapesados que permita garantizar su suministro dentro del marco global de lo que se ha llamado – transición energética.
Según los pronósticos y perspectivas energéticas de ExxonMobil los combustibles fósiles continuarán jugando un papel protagónico en la matriz energética, contribuyendo con un estimado del 70 por ciento del suministro mundial para el año 2035. Esto se puede observar de la figura 1 adjunta, la cual igualmente muestra que se espera que las energías renovables, casi tripliquen su participación para el 2035, pero solo representara el 25 por ciento del suministro mundial de energía incluyendo viento, solar, electricidad, y otras fuentes renovables.
Figura 1. 2020 Outlook for Energy: A perspective to 2040 by ExxonMobil
La figura 1 también muestra que la demanda de energía presenta un continuo aumento, con la mayor participación por parte de los hidrocarburos (petróleo y gas) en la combinación energética futura. Esta realidad estimula las oportunidades comerciales y motiva a los inversionistas emprendedores a ser ágiles y participar activamente en la transición según sea necesario.
Figura 2. EIA International Energy Outlook, 2021 (Modificado de Datta-Gupta 2022)
Igualmente, al observar un pronóstico publicado por la agencia internacional de energía, EIA, – Figura 2 -, alrededor del veinte por ciento de la demanda mundial para el año 2050 será suministrada por gas natural, otro cincuenta por ciento por petróleo y carbón combinados, con una cuarta parte por combustibles no fósiles y un pequeño porcentaje por contribución de energía nuclear.
Es importante resaltar que el uso de combustibles fósiles no solo se limita al suministro de fuentes de energía para la producción de electricidad y combustibles para el transporte, sino que los hidrocarburos tienen un uso esencial en la industrialización petroquímica con más de 3000 productos derivados y elaborados en las industrias farmacéutica, cosmética, plástica y fertilizante.
Sobre la base de estas proyecciones, surgen preguntas como: ¿dónde se encuentran geográficamente las bases de recursos de petróleo y gas y cuáles son las reservas para satisfacer la demanda futura? ¿Cuáles son las características de los hidrocarburos y cuáles son los costos asociados de producción? ¿Cuáles son los riesgos asociados en las fases de exploración y producción…??? Estas y muchas otras preguntas necesitan tener una respuesta para elaborar un plan de inversión y aprovechar esas oportunidades garantizando una energía limpia.
La Figura 3 indica que los principales recursos de combustibles fósiles son una combinación de hidrocarburos pesados y extrapesados, arenas petrolíferas y betún las cuales representan más del 70% del total de las reservas mundiales de petróleo.
Fig. 3. Porcentaje del total de las reservas mundiales de petróleo representadas por arenas petrolíferas, betún, petróleo pesado y extrapesado (Fuente: IEA, Alberta, S.A. Holditch – Slb – OFS Marketing, 2005).
La producción y el transporte de recursos altamente viscosos plantean desafíos importantes para las empresas productoras, particularmente en Canadá, donde la capacidad limitada de los oleoductos y la necesidad de expandir la producción generan costos elevados. Esto no solo genera dificultades financieras sino también problemas logísticos, lo que lleva a los productores a explorar formas alternativas de llevar el petróleo al mercado. El petróleo pesado, cuya apariencia es la de un fluido negro, espeso, de flujo lento, generalmente requiere calor o diluyentes para estimular el flujo. Contiene menos azufre que el betún, la cual es una mezcla viscosa natural de hidrocarburos que no fluye en su estado natural. El betún a menudo se denomina “melaza fría” y requiere de la aplicación de calor y diluyentes para promover la movilidad en el yacimiento, el pozo y las tuberías. Este tipo de hidrocarburos pesados y extrapesados ha sido explotado durante más de 80 años en Venezuela y Canadá.
Estos son algunos de los desafíos y aspectos que enfrenta la industria del petróleo y el gas para evolucionar en el futuro inmediato, manteniendo su papel de liderazgo en el suministro mundial de energía durante la transición energética, aprovechando todas las oportunidades disponibles y cumpliendo con todas las regulaciones ambientales.
Fig. 4. Distribución Mundial de los Recursos estimados de petróleo pesado, y extrapesado (Slb, 2005).
La Figura 4 muestra los recursos a nivel mundial clasificados según la gravedad API como betún, y aceites pesados y extrapesados.
Gran parte del interés en la explotación de petróleo pesado gira en torno al denominado pico o máxima producción de Hubbert. ¿Cuándo alcanzará su punto máximo la producción de petróleo a nivel mundial? Básicamente, después de un cierto punto en el tiempo, el mundo habrá alcanzado el máximo de producción de petróleo. Después de que se alcance el pico, la producción de petróleo disminuirá, ya que las reservas de petróleo mediano y liviano del mundo habrá sido explotada. La mayoría de los grandes campos petrolíferos se encuentran en varias etapas de declinación de su energía natural. Entonces, la otra pregunta que surge es: ¿qué reemplazará la producción de petróleo convencional?
Un posible reemplazo, al menos para parte de la demanda, son los abundantes recursos de petróleo pesado, de los cuales en su mayor parte se conoce su ubicación geográfica. A medida que las oportunidades de explotación de petróleo convencional se reducen, las inversiones, el interés económico, el movimiento del negocio es hacia los recursos no convencionales dado que la tecnología ha avanzado para poder desarrollar estos recursos comercialmente, especialmente el petróleo pesado.
Esto a su vez plantea otras preguntas: ¿cómo puede la industria petrolera aumentar el factor de recuperación de los recursos de petróleo pesado y extrapesado y cumplir con los acuerdos de cero emisiones en el marco de la transición energética? Una respuesta es: mediante la experiencia operativa y con los conocimientos técnicos, estos son los elementos esenciales para la evolución propuesta. Esta estrategia requiere soluciones innovadoras y con creatividad industrial, las cuales deben ser económicamente competitivas para aumentar la eficiencia, reducir las emisiones y reducir los costos.
Estos son algunos de los desafíos para cumplir con un futuro ambientalmente limpio, con conciencia de la responsabilidad social y en sintonía con el deseo de todas las partes interesadas por un mejor medio ambiente, con un mundo limpio de emisiones.
MIVENSA S.A. comenzó actividades comerciales y técnicas en el Oriente de Venezuela, en la Faja Petrolífera del Orinoco, reparando y fabricando repuestos para todo tipo de equipos de bombeo.
En el proceso de mejora continua e innovación, logró implementar nuevas tecnologías de fabricación de sistemas para bombear petróleo pesado y extrapesado, presentando ventajas competitivas en las diferentes áreas de su implementación.
¿Cómo se define el éxito?
En el caso de MIVENSA, el éxito se definió con el desarrollo de un proceso de bombeo para transportar petróleo pesado y extra-pesado sin el uso de diluyentes. El éxito se determina por el valor agregado y la tecnología innovadora ha demostrado sistemáticamente que transporta más – con menos, menor riesgo, menor impacto ambiental, menor inversión, lo cual elimina o limita la necesidad de utilizar diluyentes, no se requiere mejorar la calidad del petróleo para el suministro al mercado de exportación, esto se traduce en ahorros significativos en costos de mantenimiento y en el uso de energía. La bomba-reactor multifásica funciona a temperatura ambiente (sin fuentes de calor externas), eliminando los costos asociados a la construcción de infraestructura física.
En general, la industria del petróleo y el gas se enfrenta a importantes desafíos a medida que busca evolucionar y seguir siendo relevante en el suministro mundial de energía durante la transición energética. Al adoptar nuevas tecnologías, diversificar su cartera y centrarse en la sustentabilidad, la industria puede adaptarse a estos desafíos y seguir siendo competitiva mientras minimiza su impacto ambiental.
Operaciones Aguas-Abajo
Las propiedades intrínsecas de los petróleos pesados, los cuales incluyen hidrocarburos de alto peso molecular, cantidades significativas de azufre, nitrógeno, oxígeno y metales, presentan una variedad de desafíos cuando se trata de procesar y transportar estos hidrocarburos al mercado.
Sin embargo, se han probado, desarrollado e implementado varias técnicas a nivel mundial para abordar estos desafíos. Estas técnicas incluyen el calentamiento, que puede reducir la viscosidad del petróleo y facilitar su transporte, la dilución, que consiste en mezclar el petróleo pesado con un hidrocarburo más ligero para reducir su viscosidad, el transporte lubricado, que utiliza un lubricante para reducir la fricción entre el petróleo y paredes de oleoductos, y mejora parcial, que consiste en tratar el petróleo para eliminar las impurezas y mejorar su calidad antes del transporte.
Cada una de estas técnicas tiene sus ventajas y desventajas, y la elección de la técnica dependerá de las características específicas del petróleo pesado que se transporta y de las limitaciones logísticas y económicas del sistema de transporte.
¿Cuáles son los problemas?
- Impacto ambiental
La bomba- reactor multifásica es una tecnología única que se diferencia de los procesos de refinación tradicionales y las plantas de destilación. No está diseñado para eliminar fracciones pesadas del petróleo crudo y, por lo tanto, no genera gases de efecto invernadero como subproducto.
¿Cuál es el valor agregado?
Una de las ventajas de la bomba- reactor multifásica es que no se necesita mezclar con diluyente, de manera que no será necesario separar el diluyente y volver a bombearlo al área de producción. Esto significa que la capacidad de las líneas de rebombeo puede dedicarse por completo al transporte del petróleo pesado, sin necesidad de infraestructura adicional para manejar el diluyente.
- Rentabilidad
La bomba-reactor multifásica puede conducir a ahorros de costos significativos en comparación con la construcción de tuberías y plantas de mejoramiento. Las instalaciones para mejorar y procesar 100 mil barriles por día de betún o petróleo extrapesado pueden costar entre US $ 3,000 millones y US $ 10,000 millones, más el tiempo adicional requerido para el diseño y la construcción, lo cual puede demorar varios años.
Por el contrario, la unidad de bombeo no requiere de la construcción de plantas de mejoramiento, lo que puede generar ahorros significativos en términos de capital y gastos operativos. Además, el bombeo a menudo se puede implementar más rápidamente que la construcción de nueva infraestructura, lo que puede reducir el tiempo de comercialización para los productores de petróleo pesado.
¿Cuál es el valor agregado?
Elimina los costos de construcción de infraestructura, elimina las paradas de planta y los plazos programados para el mantenimiento y los costos asociados al mantenimiento de las instalaciones comunes.
Operaciones Intermedias
¿Cuáles son los problemas?
- Transporte
El transporte de petróleo pesado puede ser una pesadilla logística, ya que tiene una alta viscosidad y requiere dilución con petróleo más liviano, productos químicos o condensado de gas natural para ser transportado. Además, el uso de diluyentes puede ser costoso y existe una búsqueda continua de formas alternativas para reducir la viscosidad del petróleo pesado.
El método de dilución generalmente implica mezclar petróleo pesado con petróleo menos viscoso, como nafta, condensado, querosén o gasolina, para reducir su viscosidad. El desafío es optimizar las cantidades de aceite liviano o diluyente requeridas para lograr la reducción de viscosidad deseada mientras se minimizan los costos, dado el alto valor de mercado de los diluyentes y su disponibilidad limitada.
Además, el transporte de diluyente al área de producción de petróleo pesado puede requerir distancias importantes de tubería y costos de infraestructura. Por lo tanto, encontrar la relación de dilución óptima y el método más rentable y eficiente para transportar el betún o la mezcla de petróleo al puerto de embarque o a la refinería es un desafío constante para los productores de petróleo pesado. El uso de métodos de transporte alternativos, como el uso de la bomba-reactor con mejora parcial, puede ofrecer soluciones a algunos de estos desafíos
.¿Cuál es el valor agregado?
No se necesita diluyente. Por lo tanto, toda la capacidad del oleoducto está disponible para el transporte de petróleo.
- Rentabilidad
Disminuye los costos de transporte. Esto representa un ahorro significativo al no depender de la mezcla con diluyentes.
No es necesario cotizar en el mercado los volúmenes de condensado de gas natural o aceite ligero que son indispensables para mezclar con betún para obtener la mezcla ofertada en el mercado Dilbit. Esto sin duda representa márgenes de beneficio muy favorables.
Operaciones Aguas-Arriba
¿Cuáles son los problemas?
5, Optimización de la producción
La optimización de la producción de las reservas de petróleo pesado puede ser una pesadilla operativa. Los yacimientos de petróleo pesado generalmente tienen tasas de producción y factores de recuperación más bajos que las reservas de petróleo convencionales, lo que puede resultar en volúmenes de producción más bajos y costos operativos más altos.
El uso de métodos de producción alternativos, como el uso de la bomba reactor- multifásica, puede ofrecer soluciones para aumentar las tasas de producción y mejorar los factores de recuperación de las reservas de petróleo pesado.
.¿Cuál es el valor agregado?
No se necesita diluyente, no hay necesidad de mezclar diferentes hidrocarburos, no hay riesgo de contaminación por fugas en tuberías y centros de mezcla. Elimina el costo de construcción en la infraestructura para realizar las mezclas de bombeo.
Disminuye la presión en el cabezal del pozo, teniendo como efecto = aumento en la tasa de producción en Barriles / día = aumento en US $ / día …! Aumenta la vida útil del sistema de levantamiento artificial.
- Rentabilidad
La construcción de tuberías para el transporte de diluyentes y la construcción y mantenimiento de centros de mezcla para mejorar la gravedad API y disminuir la viscosidad del petróleo pesado, representa importantes inversiones y gastos operativos. El uso del reactor portátil – bomba multifásica tiene un importante impacto en la rentabilidad por barril producido, dado que los gastos de las operaciones (OPEX) y las inversiones de capital (CAPEX) son significativamente reducidos.
Desarrollo del Proyecto
El proyecto se desarrolló en fases comenzando con las etapas de visualización y conceptualización donde se evaluaron las oportunidades y los posibles riesgos. Igualmente se analizaron diferentes escenarios los cuales mostraron la viabilidad técnica y económica del proyecto.
La fase de definición consistió en la ingeniería básica y la construcción del prototipo en Venezuela.
Venezuela
Fase I
En el periodo de tiempo entre el 2005 al 2010, se llevaron a cabo los procesos de diseño, viabilidad y fabricación de 8 prototipos de la bomba-reactor.
Fase II
La fase de ejecución se implementó con el desarrollo del diseño detallado, materializando las diferentes opciones. Durante el periodo del 2010 al 2022, se realizaron pruebas de banco y pruebas de campo en la Faja Petrolífera del Orinoco para PDVSA.
Se realizaron análisis de viscosidad y gravedad específica en muestras de petróleo pesado y extrapesado en varios laboratorios certificados.
Además, se realizaron pruebas de campo y presentaciones a la empresa ENI (multinacional italiana de energía). Estas pruebas implicaron el bombeo de los mismos tipos de petróleo pesado de la Faja petrolífera.
Figura 5. Faja Petrolífera Venezuela-Orinoco – Prototipo de Bomba Multifásica. Field test @ Cluster – pozo MFB-864/789 (Diseño original con rebombeo)
Se realizaron varias pruebas de campo y de banco que mostraron la capacidad de bombeo. Los resultados de las pruebas con muestras de crudo virgen del pozo MFB-864/789 – (Faja Petrolífera del Orinoco) después de pasar por la bomba-reactor, mostraron un aumento de gravedad de 9 a 12 ° API y una reducción de la viscosidad de 25983 Cps. a 11523 Cps, @ 60 ° F, Este valor de viscosidad representa aproximadamente el 56% de la viscosidad original, el cual fue obtenido sin agregar diluyentes o productos químicos o nafta. (Los resultados de laboratorio están disponibles bajo petición).
Figura 6. Faja Petrolífera Venezuela-Orinoco – Prototipo Bomba Multifásica. Prueba de Campo @ Macolla – pozo MFB-864/789
La literatura técnica ha documentado en varias publicaciones las dificultades para obtener mediciones fiables de viscosidad en muestras de petróleo pesado. Durante el desarrollo de este proyecto se han realizado importantes esfuerzos para obtener mediciones confiables de viscosidad de diferentes muestras de petróleo pesado en diferentes laboratorios. No es raro observar algunas diferencias en los resultados de laboratorio para las mediciones de la viscosidad del petróleo, incluso cuando las muestras se toman del mismo pozo y se someten a pruebas de pozo similares. Estas diferencias pueden deberse a una variedad de factores, incluidas las variaciones de temperatura y presión durante la prueba del pozo, así como las diferencias en el equipo de laboratorio y las técnicas de medición utilizadas.
Es importante tener en cuenta que las variaciones en las mediciones de viscosidad pueden tener implicaciones significativas en los cálculos de ingeniería de yacimientos y en la planificación de la producción. Por lo tanto, es fundamental utilizar métodos y equipos de medición consistentes, y analizar cuidadosamente cualquier discrepancia en los resultados para garantizar que se utilicen datos precisos y confiables en los procesos de toma de decisiones.
En los casos en que se observen discrepancias, puede ser necesario realizar pruebas adicionales o utilizar técnicas de análisis estadístico para evaluar la precisión y confiabilidad de los resultados. Esto puede implicar la comparación de resultados de múltiples laboratorios o el uso de diferentes métodos de medición para validar los datos.
En general, es importante reconocer que la variabilidad en las mediciones de la viscosidad del petróleo es un desafío común en la industria, y que se debe prestar mucha atención para garantizar que se utilicen datos confiables y precisos en los procesos de toma de decisiones.
Aunque el uso de correlaciones para estimar la viscosidad del fluido puede proporcionar un método útil para proporcionar al ingeniero valores preliminares para los diferentes cálculos en el proceso de optimización de la producción y el transporte de petróleo pesado, no se ha validado estas correlaciones publicadas con las muestras obtenidas.
El desarrollo del proyecto ha sido financiado privadamente por MIVENSA, sin ningún apoyo económico de PDVSA (Compañía Nacional de Petróleos de Venezuela), imitándose solamente a permitir el uso de las instalaciones de campo para probar las capacidades de transporte de petróleo pesado utilizando la bomba-reactor-multifase.
Houston – Texas.
Como resultado de un análisis de riesgos y la estrategia de gestión, las pruebas de campo no continuaron en Venezuela, y se decidió exportar la bomba-reactor multifásica a los Estados Unidos.
En Houston-Texas se realizaron pruebas de banco con muestras de betún y petróleo pesado de Canadá 100% sin mezclar con diluyentes o químicas. Las muestras fueron proporcionadas por BLACKPEARL (Blackrod field), Athabasca Canadá (los resultados de laboratorio están disponibles a pedido). CENOVUS envió muestras de betún parcialmente diluidas (los resultados de las pruebas son confidenciales).
Se realizaron presentaciones de pruebas de puesta en marcha de la bomba- reactor a investigadores de Texas A&M (Whaler-Texas) y a representantes de Chevron con betún de Athabasca, Canadá.
Figura 6. Banco de pruebas – Prototipo de bomba multifásica MIVENSA (lado izquierdo) y panel de adquisición de datos (lado derecho). Capacidad de bombeo = 2000 barriles/día.
Hay una serie de correlaciones a partir de las cuales es posible predecir la viscosidad del petróleo en estado saturado sobre la base de la viscosidad del petróleo pesado sin gas en solución (petróleo muerto). La mayoría de las más comunes han sido correlacionadas principalmente utilizando muestras de petróleos pesado y extrapesado de yacimientos de Norteamérica.
La Figura 7 destaca algunas de las regiones y campos de petróleo pesado de California y Alberta. Se puede observar en el gráfico que la temperatura del yacimiento en la mayoría de los casos es baja, y, la viscosidad del aceite correspondiente es extremadamente alta.
Figura 7. Petróleo pesados de California y Alberta – Viscosidad (escala logarítmica) vs temperatura (Modificado de Chevron)
También se observa que al agregar calor al petróleo pesado hay una importante reducción de la viscosidad, lo cual se reflejara en un incremento de la movilidad del fluido. La explotación optimizada de este tipo de recursos de hidrocarburos pesados requiere estimar mediante el uso de modelos analíticos y/o numéricos cuánto calor agregar y cuáles son los efectos obtenidos. Sin embargo, con el uso de la bomba-reactor MIVENSA no es necesario añadir calor, ahorrando importantes inversiones de capital y costos operativos.
La Figura 8 presenta los resultados de las viscosidades medidas después que la muestra de petróleo pesado – betún fue pasada por la Bomba Multifásica – Reactor (Cizallado) sin mezclar con ningún producto químico o diluyente (muestra 1) y con la adición de 1,5% de hidrocarburo líquido (HDC). Como se puede observar se logró una reducción del 96% en la viscosidad (muestra 3).
Figura 8. Mediciones de Viscosidad de Petróleo Pesado BLACKPEARL-Blackrod utilizando muestras después de ser pasadas por la bomba reactor. Las viscosidades se midieron @ temperatura ambiente (rango 27 ° C a 25 ° C)
La diferencia observada entre la medición de viscosidad de 83182 cps (muestra 1) al valor de 3089 cps (muestra 3) representa una relación de disminución estimada en ~ 27 veces. En otras palabras, el valor obtenido de viscosidad de la muestra 3 es aproximadamente el 3,7% del valor de la viscosidad inicial medida de la muestra 1.
Durante la siguiente fase del proyecto se realizará una evaluación de las correlaciones disponibles comparándolas con mediciones de viscosidad en laboratorio. Esta metodología permitirá validar e identificar la correspondencia entre los valores medidos y los calculados y permitirá desarrollar nuevas correlaciones y establecer herramientas de simulación de viscosidad y flujos de trabajo en las mediciones de laboratorio para petróleo pesado y extrapesado.
Además, se realizarán otras pruebas de laboratorio utilizadas en la caracterización de fluidos, como es el análisis de SARA (saturados-aromáticos-resinas-asfaltenos), para comparar los resultados de viscosidad de diferentes muestras del mismo yacimiento a diferentes tiempos después de haber sido utilizadas a través de la bomba reactor y así determinar la estabilidad en los cambios observados.
La bomba-reactor multifásica tiene el potencial de aumentar la eficiencia del transporte de hidrocarburos pesados y extrapesados, los cuales representan más del 70% de las reservas mundiales de petróleo. A medida que la industria se adapta al cambiante panorama regulatorio y ambiental de la transición energética, las nuevas tecnologías como esta bomba-reactor pueden ayudar a garantizar el suministro sostenible de estos recursos.
A pesar del crecimiento de las fuentes de energía renovable, los combustibles fósiles continuarán proporcionando la mayor parte de la energía del mundo. La bomba-reactor multifásica ha sido desarrollada y probada en diferentes fases, lo que demuestra su viabilidad para aumentar la eficiencia del transporte de hidrocarburos pesados y extrapesados sin agregar calor ni diluyentes. Además, se han realizado pruebas de campo y de banco-laboratorio en Venezuela y Canadá, donde la bomba-reactor ha mostrado reducciones significativas en la viscosidad sin agregar ningún producto químico o agregados de nafta.
La combinación de fuentes de energía en el futuro continuará dependiendo en gran medida del petróleo y del gas, motivando a los empresarios a adoptar la transición según sea necesario, para lo cual la bomba-reactor multifásica presenta una solución viable para la producción y el transporte de hidrocarburos pesados y extrapesados lo cual resuelve desafíos importantes, particularmente aquellos relacionados con la capacidad limitada de las tuberías, los altos costos de producción y las problemáticas logísticas.
Invertir en la bomba-reactor multifásica representa una solución para aumentar la eficiencia del transporte de hidrocarburos pesados y extrapesados, asegurando un suministro sostenible de combustibles fósiles, los cuales continuarán proporcionando la mayor parte de la energía a nivel mundial. La financiación privada de MIVENSA ha permitido que el proyecto avance, y una mayor inversión puede llevarlo a un uso masivo en todo el mundo.
Invertir en nuevas tecnologías puede ser arriesgado, pero tenemos a la mano una nueva tecnología que ha sido desarrollada y probada con bajo riesgo. Nuestra tecnología ya ha sido sometida a extensas pruebas y ha mostrado resultados prometedores, lo que la convierte en una excelente oportunidad de inversión. Con nuestro enfoque de bajo riesgo, los inversores pueden tener la tranquilidad de saber que su inversión está respaldada por resultados probados y un sólido historial. Además, nuestra tecnología tiene el potencial de interrumpir el mercado y generar rendimientos significativos, lo que la convierte en una oportunidad emocionante para los inversores con visión de futuro. No se debe perder la oportunidad de ser parte de algo innovador y lucrativo. Invertir hoy en nuestra tecnología de bajo riesgo se traducirá en una alta recompensa.
Conclusión
La fase de investigación presenta una excelente oportunidad para que los pequeños productores e inversionistas generen rendimientos seguros sobre el capital invertido de forma rápida y sin asumir riesgos indebidos. Para obtener más información, comuníquese con el desarrollador de la tecnología y presidente y propietario de MIVENSA- Alfredo Lechin @ mivensasa@gmail.com.
“Enhanced Oil Recovery to Carbon Storage: Adapting Petroleum Engineering Skill Sets to CCUS”. Akhil Datta-Gupta, Petroleum Engineering-Texas A&M University, 2022
Comunicacion personal: Marcelo Laprea-Bigott, Professor of Engineering Practice, Texas A&M University, Petroleum Engineering
Oil Sands 101 | Oil Sands Magazine
Products from the Oil Sands: Dilbit, Synbit and Synthetic Crude Explained | Oil Sands Magazine
Gerez, John M., and Pick, Archie R. “Heavy Oil Transportation by Pipeline.” Proceedings of the 1996 1st International Pipeline Conference. Volume 2: Design, Construction, and Operation Innovations; Compression and Pump Technology; SCADA, Automation, and Measurement; System Simulation; Geotechnical and Environmental. Calgary, Alberta, Canada. June 9–13, 1996. pp. 699-710. ASME. https://doi.org/10.1115/IPC1996-1875
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https://www.iea.org/data-and-statistics
https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/energy-outlook/overview.html
Abreviaturas:
API: Instituto Americano del Petróleo (Indicador de la densidad)
BBO (*1000 millones): Billones de Barriles de petróleo
cps: Centipoise
MMBO: Millones de Barriles de petróleo
Lista de símbolos
B: Billón
Bbl.: Barril
°C: Grados Celsius
°F: Grados Fahrenheit
o: petróleo
w: agua
wt.: peso
%: Porcentaje
