UNIVERSIDAD VERACRUZANA

FACULTAD DE CIENCIAS QUIMICAS

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CAMPUS: POZA RICA - TUXPAN

PROGRAMA EDUCATIVO

INGENIERIA QUIMICA

EXPERIENCIA EDUCATIVA

PETROQUIMICA

CATEDRATICO

TRABAJO

PROCESOS DE RECUPERACION DE ACEITES

INTRODUCCIÓN Un aceite lubricante es un liquido usado para disminuir la fricción entre dos superficies, éstos son usados en el interior

de los motores donde las condiciones de operación hacen que después de cierto periodo de uso se degraden en

compuestos cuyas características no permiten su utilización como lubricantes.

La mayoría de los aceites usados contienen compuestos tóxicos los cuales al quemarse son liberados a la atmósfera, esto

hace necesario la implementación de políticas dirigidas a su disposición final y a los métodos usados para la combustión

de los mismos. La regeneración es uno de los métodos para reutilizar los aceites usados con menor impacto ambiental,

éste método dispone los aceites usados de forma tal que se puedan volver a usar como lubricantes. Entre estos métodos

se encuentra la biodegradación de los compuestos contaminantes en el interior del aceite, al degradar los compuestos

contaminantes se recupera la base lubricante, ésta es la que otorga las propiedades lubricantes a los aceites, y éste

producto es la materia prima para la producción de nuevos aceites.

La biodegradación de un aceite usado requiere del uso de microorganismos con la facultad de degradar los diversos

contaminantes presentes en el aceite usado y resistente a la presencia de metales pesados e hidrocarburos. La variedad

de contaminantes presentes en el aceite usado hacen que prácticamente ningún microorganismo esté en la capacidad

de degradar en su totalidad un aceite usado, para lograr esto es posible usar una mezcla de microorganismos o

biodegradación en serie. En el presente trabajo se describen algunos tratamientos que se les da a los aceites usados y las

diversas formas en que es posible sacar provecho de estos desechos de los aceites lubricantes. Se describen los aspectos

más importantes de un aceite lubricante, las diferencias que existen entre ellos y se explica de forma detallada las

razones por las cuales se degrada un aceite lubricante.

ACEITES LUBRICANTES El aceite lubricante para motores tiene como función primordial evitar el contacto directo entre superficies con

movimiento relativo, reduciendo así la fricción y sus funestas consecuencias: calor excesivo, desgaste, ruido, golpes,

vibración, etc. Los aceites lubricantes tienen entre sus funciones: no permitir la formación de residuos gomosos, no

permitir la formación de lodos, mantener limpias las piezas del motor, formar una película continua y resistente y

permitir la evacuación de calor. El aceite lubricante tanto para uso en automóviles e industrias, está compuesto en

general (excepto en aceites sintéticos) por una base orgánica y aditivos, estos últimos utilizados para aumentar su

rendimiento, eficiencia y vida útil. La composición de la base orgánica está formada de cientos de miles de compuestos

orgánicos, siendo la gran mayoría compuestos aromáticos polinucleares (PNA). Algunos de estos PNA (principalmente

estructuras de 4, 5 y 6 anillos) son considerados cancerígenos como el benzopireno, sin embargo, existen otros

combustibles cuyas concentraciones de PNA son superiores, por lo que los PNA tanto en aceite lubricante virgen como

usado no son la mayor fuente de preocupación. Los aditivos de la base orgánica del aceite que pueden llegar a constituir

hasta un 30 % en volumen del total de aceite virgen, típicamente contienen constituyentes inorgánicos como azufre,

nitrógeno, compuestos halogenados y trazas de metales. [1, 2]

BASE LUBRICANTE

Los aceites lubricantes están constituidos por una base lubricante la cual provee las características lubricantes primarias.

La base lubricante puede ser base lubricante mineral (proveniente del petróleo crudo), base lubricante sintético o aceite

base lubricante vegetal según la aplicación que se le va a dar al aceite. [3]

Aceite mineral Las base lubricantes minerales son refinadas del crudo del petróleo, sus características están determinada por la fuente

de crudo y el proceso especifico de refinación usado por el fabricante. Existen dos tipos principales de crudos de

petróleo: crudo parafínico y crudo nafténico. El crudo parafínico es el más usado para la fabricación de aceites

lubricantes, su alta composición en componentes parafínicos hace que su índice de viscosidad sea más elevado que el

crudo nafténico.

Aceite sintético Las bases lubricantes sintéticas son fabricadas por procesos especiales (distintos a la refinación) para realizar funciones

específicas, lo cual les otorga una mayor uniformidad en sus propiedades. Estos aceites son la solución para trabajos en

condiciones extremas (temperaturas muy altas o muy bajas. Las principales ventajas del uso de bases sintéticas

comparadas con las bases minerales son: amplio rango de temperaturas de operación, mayor resistencia a la oxidación,

ahorro de energía, mantenimiento con menor frecuencia, menor uso de aditivos y más fácil degradación.

Los aceites sintéticos suministran aproximadamente cuatro veces el tiempo de operación del mejor aceite mineral,

mientras que su costo es aproximadamente cinco veces mayor, su uso se basa más en la idea de preservar la maquinaria

que en ahorrar dinero.

Aceite vegetal Las bases lubricantes vegetales tienen tasas de biodegradación más altas, por esto estas base lubricantes son usadas

para producir “aceites verdes” o aceites más biodegradables que el aceite mineral. Estos aceites combinados con los

aditivos correctos pueden ser biodegradables y no tóxicos

ADITIVOS El aceite base debe estar acompañado de aditivos o se degradará rápidamente, los aditivos son compuestos químicos

que se adicionan a los aceites lubricantes para otorgarle propiedades específicas. Algunos aditivos otorgan nuevas y

útiles propiedades a un lubricante, la mayoría de estas propiedades reducen la tasa a la cual ocurren algunos cambios

indeseables en el aceite durante el funcionamiento. Los aditivos pueden tener efectos colaterales negativos,

especialmente si su dosis es excesiva o si ocurren reacciones indeseables entre los aditivos. No es recomendable el uso

de aditivos por parte del usuario final de un aceite lubricante, ya que estos pueden alterar las propiedades del aceite. El

fabricante del aceite es el responsable de conseguir un balance de los aditivos para un desempeño óptimo. [3]

Inhibidores de corrosión Estos aditivos previenen la corrosión causada por ácidos orgánicos, que se producen en el interior del aceite, y la

causada por contaminantes arrastrados por el aceite. Estos compuestos generalmente están hechos por sulfonatos o

fenatos.

Detergentes y dispersantes Los detergentes neutralizan los ácidos en el aceite y ayudan a mantener el aceite limpio neutralizando los precursores

de depósitos que se forman bajo altas temperaturas o como el resultado de quemar combustibles con un alto contenido

de sulfuro. Los principales detergentes usados en la actualidad son sales de metales alcalinotérreos como bario, calcio y

magnesio, conocidos como compuestos órgano-metálicos. Los dispersantes son compuestos químicos que dispersan o

suspenden en el aceite los materiales que pueden formar lodos, particularmente los que se forman durante la operación

a bajas temperaturas, cuando por condensación combustible parcialmente sin quemar (hollín) entra al aceite.

Aditivos anti desgaste

Estos aditivos son usados en muchos aceites lubricantes para reducir la fricción, el desgaste y las ralladuras bajo

condiciones por debajo de los limites de lubricación, estas se producen cuando no se puede mantener una película

lubricante completa, haciéndose progresivamente más delgada, debido a incrementos de carga o temperatura,

produciéndose un contacto entre las piezas a través de las irregularidades o asperezas que estas pudieran presentar,

cuando estas irregularidades hacen contacto se producen los rayones y se perfora la superficie de la pieza. Los

principales aditivos usados para evitar el desgaste son: ácidos grasos y esteres.

Aditivos de presiones extremas Estos compuestos llamados EP son requeridos en condiciones de operación a altas temperaturas o bajo cargas pesadas

para reducir la fricción, controlar el desgaste y prevenir graves daños en la

superficie de las piezas. [3]

Antiespumantes Las moléculas de estos aditivos se pegan a las burbujas de aire en la espuma, produciendo puntos débiles en la burbuja

para que esta colapse. El volumen adicionado de éste aditivo es crítico, ya que mucha cantidad incrementa el potencial

de producir espuma. Los antiespumantes usados son polímeros de la silicona y polímeros orgánicos. [3, 4]

Disminuyentes del punto de fluidez Estos aditivos ayudan a mantener el aceite como un perfecto fluido a bajas temperaturas al inhibir la conglomeración de

partículas de cera que impedirían el flujo del aceite, estos aditivos en realidad hacen uso de las propiedades coligativas

de la solución ocasionando un descenso crioscópico, el punto de fusión de las partículas de cera disminuye mas no

desaparece. Los aditivos usados para este fin son los alquilaromáticos. [3]

CARACTERÍSTICAS FÍSICAS Los aceites usados se clasifican según sus características físicas, ya que son las más fáciles de medir y en última instancia

son las que determinan el comportamiento del aceite en el interior del motor.

Color El color de la luz que atraviesa los aceites lubricantes varia de negro (opaco) a transparente (claro). Las variaciones en el

color de los aceites lubricantes resulta de: diferencias en los petróleos crudos, viscosidad, el método y grado de

tratamiento durante la refinación, y la cantidad y naturaleza de los aditivos usados. El color tiene poco significado al

momento de determinar el desempeño de un aceite

Número total de bases (TBN) Una de las funciones del aceite de motor es neutralizar los ácidos creados durante el proceso de combustión, esto es de

particular importancia cuando se usan combustibles con un alto contenido de sulfuros. La cantidad de ácido que un

aceite puede neutralizar es expresado en términos de la cantidad requerida de una base estándar para neutralizar el

ácido en un volumen especificado de aceite, esta característica de un aceite es llamada TBN

Punto de fluidez Éste punto es la temperatura más baja a la cual fluirá el aceite cuando es enfriado bajo unas condiciones

preestablecidas. La mayoría de los aceites contienen ceras disueltas, cuando el aceite comienza a enfriarse las ceras se

empiezan a separar en cristales que se interconectan para formar una estructura rígida, reduciendo la habilidad del

aceite a fluir libremente. La agitación mecánica puede romper la estructura de las ceras, así es posible tener un aceite

por debajo de su punto de fluidez. La importancia de esta propiedad depende del uso que se le va a dar al aceite. El

punto de fluidez debe estar al menos 200º F debajo de la temperatura a la que se realiza el encendido

Cenizas sulfatadas Son el residuo no combustible de un aceite usado. Contenidos excesivos de cenizas ocasionan depósitos de cenizas que

pueden afectar el desempeño del motor, su potencia y eficiencia, aunque muy poca cantidad de cenizas proporciona

una menor protección contra el desgaste. Los detergentes y el zinc difosfato son las fuentes más comunes de las cenizas

Viscosidad Probablemente la propiedad más importante de un aceite lubricante es la viscosidad. La viscosidad es un factor

fundamental para: la formación de películas lubricantes, afecta la generación de calor y el enfriamiento de cilindros,

engranes y cojinetes. La viscosidad rige el efecto sellante del aceite, la tasa de consumo del aceite y determina la

facilidad con la cual la maquinaria se enciende en condiciones de frío. Al momento de seleccionar el aceite apropiado

para una aplicación dada la viscosidad es la consideración primaria, esta debe ser lo suficientemente alta para proveer

películas lubricantes y no tanto como para que las perdidas debidas a la fricción sean excesivas. Como la viscosidad es un

factor de la temperatura es necesario considerar las temperaturas de operación del aceite en la maquinaria

CARACTERÍSTICAS QUÍMICAS Los aceites de automoción, básicamente son una mezcla de hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos

obtenidos por destilación de crudos petrolíferos (aceites minerales) o por síntesis a partir de productos petroquímicos

(aceites sintéticos). La variación en la proporción de los diferentes tipos de hidrocarburos en la mezcla determina las

características físicas y químicas de los aceites. Una alta fracción de hidrocarburos parafínicos confiere al aceite una

mayor resistencia a la oxidación, mientras que un alto contenido de hidrocarburos aromáticos favorece la estabilidad

térmica. Para mejorar las prestaciones del aceite como su longevidad es común añadir aditivos en cantidades de entre

un 15 y un 25% en volumen de producto terminado. Los aditivos son de distinta naturaleza y confieren al aceite

propiedades especificas (antiespumantes, antioxidantes, etc.), éstos suelen provocar problemas en la gestión del aceite

una vez se ha usado

La Tabla 1. Muestra la composición media de un aceite lubricante y los aditivos más comunes.

SISTEMAS DE CLASIFICACIÓN Los aceites lubricantes para motores a gasolina se pueden clasificar de acuerdo a dos criterios generales: según su

viscosidad (SAE) y según requerimientos industriales (API). La sociedad de ingenieros automotores SAE ha generado una

clasificación que depende exclusivamente del grado de viscosidad del lubricante. En aceites para motor existen los

monogrados que van del 0W hasta el 60 y en los multigrados desde el 5W – 50 hasta el 20W – 50. El instituto Americano

del Petróleo (API) clasifica los aceites para motor de acuerdo a sus características y a las condiciones exigidas por los

lubricantes de automóviles. La designación para aceites según API ha variado desde SA hasta SG que es el recomendado

en la actualidad. Los fabricantes de motores recomiendan una viscosidad determinada para el aceite a usar y es

aconsejable aceptarla. En ciertos casos es posible que como consecuencia del desgaste el aceite recomendado resulte

demasiado fluido para que la lubricación cumpla con su papel, en tales casos es beneficioso utilizar un aceite de mayor

viscosidad. Además de la viscosidad es conveniente seleccionar el aceite de acuerdo a su calidad indicada por los

términos de la clasificación API. En la actualidad los aceites de mejor calidad son los SG. Para el cumplimiento de las

condiciones exigidas a los lubricantes para motor se han establecido normas que disponen los procedimientos regulares

para la evaluación de las principales características que posee un aceite específico. Las principales asociaciones

encargadas de producir éste tipo de metodologías son la SAE y la ASTM. [2, 5]

ACEITES USADOS Después de su uso, el aceite lubricante adquiere concentraciones elevadas de metales pesados producto principalmente

del desgaste del motor o maquinaría que lubricó y por contacto con combustibles. Además, se encuentran con

frecuencia solventes clorados en los aceites usados, provenientes del proceso de refinación del petróleo, principalmente

por contaminación durante el uso (reacción del aceite con compuestos halogenados de los aditivos) o por la adición de

estos solventes por parte del generador. Dentro de los solventes que principalmente figuran son tricloroetano,

tricloroetileno y percloroetileno. La presencia de solventes clorados, junto con altas concentraciones de algunos metales

pesados constituyen la principal preocupación de los aceite usados. Los aceites lubricantes sufren una descomposición

luego de cumplir con su ciclo de operación y por esto es necesario reemplazarlos. Después del uso de un aceite queda

hollín en el interior, éste es una parte de hidrocarburo parcialmente quemado que existe como partícula individual en el

aceite, los tamaños de estas partículas varían de 0.5 a 1.0 micras y generalmente se encuentran muy dispersas por lo

cual es muy difícil filtrarlas. Durante la combustión en el interior de los motores algunos materiales en el combustible,

como el sulfuro, pueden convertirse en ácidos fuertes, éstos se condensan en las paredes del cilindro llegando al aceite,

el cual transporta los ácidos a las paredes de los cilindros y desgastan estas piezas metálicas.La descomposición de los

aceites de motor se debe especialmente a una reacción de oxidación. La oxidación de los hidrocarburos en fase liquida

algunas veces es una reacción de radicales en cadena. Esta reacción se muestra en la Figura 1.

R− + O → ROO− 2

ROO− + R − X → R− + ROOH

Figura 1. Reacción de oxidación de los hidrocarburos en el aceite.

La reacción no se inicia hasta pasado un cierto periodo de inducción el cual corresponde al intervalo necesario para la

formación de los peróxidos, que actúan como catalizadores, durante éste periodo la oxidación del aceite es muy débil.

En el motor la oxidación se produce de forma muy rápida, en particular por la elevada temperatura que alcanzan las

piezas próximas a la cámara de combustión. Los hidrocarburos parafínicos se oxidan por los extremos de la cadena

formando ácidos o cetoácidos corrosivos (pasando por los correspondientes productos intermedios). Con los

hidrocarburos nafténicos se rompe la cadena y ocurre un proceso análogo al de los hidrocarburos parafínicos.

Los hidrocarburos aromáticos se oxidan con más facilidad que los parafínicos y los nafténicos, a causa de la sensibilidad

del hidrogeno unido a un carbono de una cadena lateral próxima al ciclo aromático

La Figura 2. muestra las reacciones que ocurren en los hidrocarburos parafínicos y en los nafténicos.

FACTORES DE DETERIORO En condiciones ideales de funcionamiento no habría necesidad de cambiar un aceite lubricante, la base lubricante no se

gasta, se contamina y los aditivos son los que soportan las críticas condiciones de funcionamiento.

La naturaleza de las partículas extrañas que contaminan el lubricante varía de acuerdo con el tipo de trabajo del

mecanismo. Diversos factores como la temperatura y el estado son los factores más influyentes para el deterioro del

aceite

Temperatura de operación Los lubricantes derivados del petróleo son hidrocarburos, éstos se descomponen cuando están sometidos a altas

temperaturas, esto hace que el aceite se oxide o se polimerice. Un aceite descompuesto de esta manera puede

presentar productos solubles o insolubles, los productos solubles, por lo general, son ácidos que forman emulsiones

estables en presencia de agua y que atacan químicamente las superficies metálicas, principalmente cuando son de

plomo o de cobreplomo, si la concentración de estos ácidos aumenta considerablemente no pueden ser inhibidos por

los aditivos antioxidantes y anticorrosivos, formando lodos que dan lugar a los productos insolubles. Si estos productos

no se eliminan del aceite pueden deteriorar las superficies metálicas que lubrican o taponan las tuberías de conducción

del mismo. La oxidación y la polimerización depende en mayor grado del tipo de base lubricante de que esté compuesto

el aceite y del grado de refinamiento que posea, aunque es posible evitar que ocurran mediante la utilización de aditivos

antioxidantes. A temperatura ambiente el aceite puede mostrar algún grado de deterioro, el cual no incide

apreciablemente en su duración, a temperaturas menores de 50ºC la velocidad de oxidación es bastante baja como para

no ser factor determinante en la vida del aceite. Mientras más baja sea la temperatura de operación, menores serán las

posibilidades de deterioro

Agua Esta se encuentra principalmente por la condensación del vapor presente en la atmósfera o en algunos casos se debe a

fugas en los sistemas de enfriamiento del aceite. El agua presente en el aceite provoca emulsificación del aceite, o

puede lavar la película lubricante que se encuentra sobre la superficie metálica provocando desgaste de dicha superficie.

Combustibles Se encuentran en los aceites debido a su paso hacia la cámara de combustión y de esta hasta el cárter, al interactuar con

el aceite ocasionan una dilución del mismo

Sólidos y polvo Se deben principalmente a empaques y sellos en mal estado, permitiendo que contaminantes del medio entren al

aceite. Otros contaminantes menos frecuentes aunque igualmente perjudiciales son: tierra y partículas metálicas

provenientes del desgaste de las piezas, hollín y subproductos de la combustión de combustibles líquidos

CARACTERISTICAS QUÍMICAS Dependiendo de la aplicación que se les vaya a dar, los aceites poseen composiciones muy variables, en todos los casos

como consecuencia de su utilización se degradan perdiendo las cualidades que les hacían operativos, llegado éste punto

se hace necesaria su sustitución por otros nuevos, generándose un residuo que puede ser variable en cantidad y

composición, dependiendo de la procedencia. Las características del aceite usado pueden variar dentro de un amplio

margen dependiendo de la procedencia y aplicación del aceite, en general las contaminaciones tienen su origen en

compuestos derivados de la degradación de los aditivos en subproductos de combustión incompleta, polvo, partículas

metálicas o en contaminaciones exteriores por mal mantenimiento o mal almacenamiento del aceite (agua, disolventes,

etc.). Su composición química presenta una serie de contaminantes como son: agua, azufre, compuestos clorados y

metales pesados que determinan sus características toxicas y peligrosas.

La Tabla 2. muestra la composición media de un aceite usado.

La concentración de metales en un aceite usado se debe principalmente a la degradación de aditivos órgano metálicos

del aceite lubricante nuevo, además de desgastes producidos por rozamientos en las piezas móviles del motor. La

presencia del plomo en particular se debe en su totalidad a la degradación del tetraetilo de plomo de las gasolinas. Estos

contaminantes provocan importantes dificultades a la hora de buscar destinos finales al aceite.

Se esta investigando la posibilidad de disminuir al máximo el porcentaje de aditivos órgano metálicos en los lubricantes

o sus sustitución por otros compuestos capaces de conferir al aceite características similares sin incluir metales pesados

en su composición.

CARACTERIZACIÓN Las pruebas establecidas para aceites se pueden dividir en dos clases:

La primera de ellas agrupa a todas aquellas que evalúan las características físicas o químicas del lubricante tales como

viscosidad, índice de viscosidad, color, componentes, gravedad específica,

etc.

La segunda clase de ensayos sirve para evaluar las cualidades del lubricante en operación, observando y midiendo los

efectos producidos en el motor durante un tiempo programado de prueba.

La caracterización consiste en medir las propiedades más representativas que tienen los aceites lubricantes. Es

importante conocer la naturaleza y extensión del grado de contaminación o deterioro de dicho lubricante.

La caracterización se puede tomar como una medida o patrón de calidad de un aceite lubricante, para determinar la

factibilidad del nuevo uso o para diagnosticar defectos en el rendimiento y funcionamiento del motor de un vehículo.

Los análisis de caracterización implican y ayudan a juzgar la eficiencia del proceso de regeneración escogido.

Las propiedades susceptibles a ser medidas en un proceso de caracterización de un aceite usado están estipuladas y

regidas por las normas ASTM, las propiedades y las normas que rigen su uso se muestran en la Tabla 3.

La presencia de los diversos metales presentes en el interior del aceite usado es determinada usando absorción atómica.

La presencia de cenizas es un indicativo de la cantidad de aditivos presentes en el aceite usado, un alto porcentaje de

éstas implica una alta concentración de detergentes .Para lograr un análisis efectivo de los aceites usados es necesario

tomar una muestra representativa del aceite que se quiere analizar, por esto no se recomienda tomar las muestras del

sistema de drenado del motor. Si es necesario tomar la muestra del drenado esta se debe hacer cuando el aceite está

caliente y tomando la muestra de un punto intermedio en el drenado. Las muestras deben ser consistentes, tanto en el

sitio donde se toman como en el tiempo de vida que llevan en el interior de la maquinaria y se deben tomar cuando el

aceite está a la temperatura de operación, preferiblemente mediante el uso de una bomba de vacío. El aceite

muestreado se debe mantener aislado del ambiente después de tomar la muestra para evitar la contaminación externa,

las técnicas de análisis del aceite buscan las partículas presentes en el aceite, si estas contienen agentes externos dicha

muestra no será representativa. Al momento de tomar la muestra se deben limpiar las boquillas del motor para evitar

que los metales presentes en las boquillas entren en la muestra y es necesario anotar todos los datos pertinentes a

dicha muestra como lo son: la fecha, la maquina de la que se tomo la muestra, tiempo de uso del aceite y el sitio donde

se realizo el muestreo.

RECUPERACIÓN Y RECICLADO DE ACEITES USADOS El aceite recuperado se debe emplear para condiciones de servicio menos críticas que aquellas en las que estaba

sometido inicialmente. Los aceites usados que se generan en el mundo son manejadas en tres formas principales:

refinadas (regeneración) en bases lubricantes para su posterior uso, destiladas a combustible diesel y comerciadas como

combustible sin tratar (fueloil). La combustión de 1 litro de aceite usado produce en promedio emisiones al aire de

800mg de zinc y 30mg de plomo. La combustión de los aceites usados comparados con la refinación y la destilación

genera en promedio 150 y 5 veces más contaminación respectivamente. Antes de decidir cuál método se usara en la

recuperación de un aceite usado es necesario conocer la composición química de dicho aceite (cuanto menor sea la

calidad del aceite base en el aceite usado mayor será el precio y dificultad de su tratamiento), ya que el método de

recuperación a elegir está íntimamente ligado a la composición química de un aceite usado, en algunos casos el factor

decisivo es la disposición de infraestructuras adecuadas

DESTILACIÓN Éste proceso es empleado para producir MDO y flux de asfalto, al comienzo del proceso se destila el aceite usado para

remover compuestos volátiles, agua y el destilado final es la separación de los aceites pesados (destilado) de los

contaminantes (fondos). El proceso de destilación requiere suministro de materia (NAOH) y energía (electricidad y gas

natural). El producto de la destilación es un aceite diesel de alta calidad (bajo en cenizas y contenido de azufre) y un

subproducto de flux de asfalto. El volumen de combustible MDO es una fracción menor del producto total. Por

destilación los metales pesados y otros contaminantes del aceite usado salen por el flujo de asfalto.

COMBUSTIÓN Para el aprovechamiento energético de los aceites usados se pueden seguir dos caminos diferentes en función de las

instalaciones en las que se va a realizar el mismo. El primer camino está destinado como combustible en instalaciones

con alta potencia térmica, altas temperaturas, gran consumo de combustible y alta producción de gases. El mayor

ejemplo de esto son los hornos de Clinker en las cementeras, estos hornos queman el aceite usado y los contaminantes

de éste especialmente los metales quedan incorporados al cemento, aquellas partículas que no lo hacen son retenidas

por precipitadores electrostáticos. El segundo camino es usado en la aplicación de tratamientos físico-químicos más

complejos con el fin de fabricar un combustible que pueda tener un espectro de utilización más amplio en instalaciones

con menos potencia térmica o en motores de combustión y calderas. Estos tratamientos deben incluir como mínimo la

separación de elementos volátiles y de metales pesados, así como agua y sólidos (normalmente esto hace por

destilación o por tratamiento con aditivos floculantes). El aceite se constituye en uno de los residuos con mayor

potencial para ser empleado como combustible por su elevada capacidad calorífica. La transformación del aceite usado

a energético, requiere la aplicación de un tratamiento tendiente a adecuar las condiciones del aceite a las características

propias del proceso de combustión, consistente básicamente en la aplicación de dos etapas: adecuación del aceite

usado mediante procesos de filtración para retirar partículas gruesas y remoción de partículas finas, mediante procesos

de sedimentación y centrifugación. Estas etapas involucran la adición de desemulsificantes, para el rompimiento de las

emulsiones formadas con el agua. Los aceites usados contienen concentraciones de metales pesados, sulfuros, fósforo y

total de halógenos un poco más altas que las de los petróleos crudos, por la baja calidad como combustible de los

aceites usados estos se mezclan con otros combustibles antes de su uso, con esto los niveles específicos de

contaminantes se disminuyen a los límites aceptados. Desde el punto de vista global las emisiones netas por unidad de

combustible quemado son las mismas sin importar el grado de dilución

REGENERACIÓN La regeneración de aceites usados es la operación mediante la cual se obtienen de los aceites usados un nuevo aceite

base comercializable. Casi todos los aceites usados son regenerables aunque en la práctica la dificultad y el costo hacen

inviable la regeneración de aceites usados con alto contenido de aceites vegetales, aceites sintéticos, agua y sólidos.

Un proceso de regeneración consta de tres fases: Pretratamiento: esta fase consiste en eliminar una parte importante

de los contaminantes del aceite usado, como son: el agua, los hidrocarburos ligeros, los lodos, las partículas gruesas, etc.

Cada proceso emplea un método determinado o incluso una combinación de varios. Regeneración: en esta fase se

eliminan los aditivos, metales pesados y fangos asfálticos. Éste punto es el paso principal de cada método, cada uno de

ellos obteniendo al final un aceite libre de contaminantes con una fuerte coloración que lo hace inviable

comercialmente, por esto es necesario incluir una última etapa de acabado. Acabado: Dependiendo del objetivo final del

aceite dependerán los métodos usados en esta etapa. Dependiendo del proceso empleado pueden existir o no todas las

fases

Proceso convencional Ácido-Arcilla La carga de lubricante usado es sometida a una evaporación de aquellos productos ligeros como agua e hidrocarburos

del rango de la gasolina. Después de éste paso previo la carga se trata con ácido sulfúrico obteniéndose un rendimiento

de 85% aproximadamente en relación con el producto tratado. El resto constituye un desecho aceitoso y ácido. El

producto obtenido después del tratamiento ácido es enviado a filtración con arcilla y cal, para mejorar su color y su

acidez. En éste proceso de filtración se obtiene un desecho del 3 al 4 por ciento constituido por una mezcla de aceite

ácido y arcilla. En la siguiente etapa el aceite se fracciona para separar destilados livianos del tipo gas-oil y así obtener

finalmente la base lubricante. El proceso tiene un rendimiento global de 70% en peso. [5]

Proceso Meinken La carga de aceite usado es previamente deshidratada para eliminar el agua existente y otros contaminantes de bajo

punto de ebullición. Posteriormente el aceite se pasa a través de una unidad de termocraking, la cual permite reducir los

desechos, por el tope de esta unidad se obtiene un destilado que unido al producto de la unidad de vacío, formaran

después de la redestilación el “spindle oíl”. El producto de salida de la unidad de termocraking se bombea a la unidad de

tratamiento ácido, en la cual se pone en contacto con el ácido sulfúrico, obteniéndose de esta operación el aceite ácido,

resultante del tratamiento y un desecho ácido, el cual representa el 10.5% en peso en relación a la carga. Este aceite

ácido se lleva a la unidad de vacío donde se despoja de la fracción de gas oíl y finalmente se trata en la unidad de

filtración-neutralización, donde se obtiene un básico de alta calidad.

El rendimiento de la planta es del 70% en peso con relación a la carga sin contar un 12% de gas oíl obtenido como

producto secundario, el cual se utiliza como combustible. Este proceso es el más difundido mundialmente por su

versatilidad y eficiencia. [5]

Proceso selecto propano ácido-arcilla Es una modificación del proceso ácido-arcilla convencional. En éste proceso, se incluyen nuevas unidades con el objeto

de disminuir el consumo de ácido sulfúrico y por consiguiente la producción de desechos.

El rendimiento del proceso en relación con la carga es 79.5% en peso y un 6% de gas oíl, y el volumen de residuos se

limita a un 5%.

Proceso selecto propano-hidroterminado Este proceso tiene como fin producir bases de alta calidad, sin dejas desechos como el proceso selecto propano ácido-

arcilla. La carga de aceite usado, alimenta a la unidad de pretratamiento, para eliminar agua e hidrocarburos livianos,

esta carga pretratada, se bombea a la unidad de selecto propano, en la cual se preparaba los destilados con propiedades

lubricantes y un residuo de hidrocarburos pesados, que pueden usarse como combustible. Los destilados obtenidos se

bombean a la unidad de hidrotratamiento, en donde son hidrogenados. Las bases hidrogenadas se destilan en tres

cortes, los cuales se filtran y almacenan. Las bases obtenidas del tipo “spindle oíl”, neutral y bright-stock representan un

83.2% en peso con relación a la carga, se obtiene además un 6% de gas oíl, 1.5% de gas combustible y un 5% de

combustible pesado.

Proceso K.T.I. Éste proceso no deja productos de desecho y consiste en las siguientes etapas: Pretratamiento y destilación al vacío: el

aceite usado es deshidratado y son eliminados parte de los hidrocarburos livianos, subsiguientemente el aceite se envía

a una torre de destilación al vacío, donde se extraen los livianos remanentes por la cabeza y contaminantes diversos por

el fondo. Esto último es considerado de suma importancia para minimizar el consumo de hidrógeno en el

hidrotratamiento posterior del aceite, la destilación al vacío produce bases lubricantes en el rango deseado para su

posterior tratamiento. Un diseño especial de la torre permite la obtención de altos rendimientos de destilado, con

mínimo de arrastre de compuestos asfálticos en los cortes, con el objeto de evitar el envenenamiento prematuro y

excesiva deposición de cocke en el catalizador de hidrogenación. Los productos livianos separados pueden ser usados

como combustibles. El fondo contiene metales, productos de polimerización y materiales asfálticos, que se pueden

mezclar con residuos de refinería para la manufactura de asfalto para pavimento. Hidroterminado: estabiliza el color y

olor en los aceites, produce bases lubricantes con las especificaciones deseadas.

Proceso Berk Éste proceso incorpora un primer paso de deshidratación para eliminar agua e hidrocarburos livianos, seguido por una

precipitación de lodos que se consigue con el uso del solvente 2- propanol-metilcetona-1-butanol con una relación de

aceite de 3:1. Éste paso provee una recuperación promedio de la base 95% en peso con una reducción de cenizas del

75%. Posteriormente el aceite extraído con solvente se pone en contacto con arcilla para mejorar el color y el olor.

Finalmente se realiza el hidrotratamiento que es el paso más complejo y más costoso con la ventaja de generar un

mínimo de subproductos.

Proceso PROP El aceite usado se pone en contacto con una solución de fosfato diamonico, los metales (excepto el zinc ditiofosfato)

reaccionan con el fosfato para producir fosfatos insolubles en agua y en aceite. El aceite sale de éste proceso convertido

en una emulsión que contiene aproximadamente el 1% de los sólidos, esta emulsión se trata mediante un tratamiento

térmico que produce la degradación de una cantidad apreciable de éste compuesto de fósforo y a la vez produce la

aglomeración de los sólidos dispersos, los cuales se separan posteriormente por filtración. El aceite desmetalizado y

deshidratado se mezcla con hidrógeno en caliente utilizando níquelmolibdeno, éste tratamiento remueve compuestos

de azufre, nitrógeno y cloro. El aceite se hace circular a través de un lecho de arcilla, la arcilla tiene como fin la

descomposición de los ácidos sulfónicos y mejorar el color y el olor del aceite obtenido. Finalmente se lleva a cabo un

proceso de limpieza para remover la fracción de combustibles restantes, esta operación permite controlar el punto de

encendido del aceite purificado. Esta es una de las tecnologías usadas en la regeneración de lubricantes que no produce

contaminación (ya que no usa ácidos o solventes en el tratamiento), no requiere destilación al vacío, no cambia la

estructura de los hidrocarburos que constituyen el aceite y los contaminantes se retiran de forma tal que no contaminan

el ambiente.

Extracción por solvente Esta técnica es uno de los procesos más económicos y más eficientes en la recuperación de aceites usados. Éste proceso

reemplaza el proceso de ácido-arcilla produciendo un lodo orgánico útil en lugar de un lodo toxico. El proceso consiste

en mezclar el aceite usado y el solvente en proporciones adecuadas para asegurar una completa miscibilidad de la base

lubricante en el solvente. El solvente debe retener los aditivos y las impurezas orgánicas que normalmente se

encuentran en los aceites usados, estas impurezas floculan y sedimentan por acción de la gravedad. Al final se recupera

el solvente por destilación para propósitos de reciclaje. Éste proceso es capaz de remover entre 10-14% del aceite usado

como contaminante, lo cual corresponde a la cantidad de aditivos e impurezas que normalmente se encuentran en el

aceite usado. La etapa más crítica en el diseño de éste proceso es desarrollar el tipo apropiado de solvente, los

parámetros de extracción y la relación de solvente: aceite. El sistema debe tener la capacidad de separar el máximo

posible de lodos del aceite usado y al mismo tiempo perder la mínima cantidad de base lubricante en los lodos.

El aceite usado se guarda en un tanque con fondo cónico para permitir la sedimentación de partículas grandes, se deja

en el tanque por 3 días para homogenizarlo. Una mezcla de aceite usado y solvente (se recomienda usar: 2-propanol,

MEK o 1-butanol) se agita a 275rpm durante 15 minutos, estas condiciones aseguran un mezclado adecuado. La mezcla

se deja sedimentar por 24 horas, después de esto se lavan los lodos usando 2-propanol y n-hexano, éste proceso de

lavado remueve un 95% del aceite intersticial presente en los lodos. Siguiendo el proceso de lavado los lodos se llevan al

horno por 5 minutos a 100º C para evaporar el exceso de solventes. Las perdidas del aceite se calculan como el peso de

los lodos húmedos antes de lavarlos menos el peso de los lodos secos sobre el peso del aceite adicionado en la mezcla.

DESTRUCCIÓN TÉRMICA Esta solución se usa cuando no es posible ni la regeneración, ni la combustión de los aceites usados, debido a la

presencia de contaminantes tóxicos en el aceite usado. La estabilidad de estos compuestos y la dificultad de su

eliminación hacen inviable otros procedimientos. La presencia de PCBs en el aceite en concentraciones superiores a

50ppm se debe eliminar por éste método. [4, 8]

TRANSFORMACIÓN DE ACEITE USADO La transformación del aceite usado a energético, requiere la aplicación de un tratamiento tendiente a adecuar las

condiciones del aceite a las características propias del proceso de combustión, consistente básicamente en la aplicación

de las siguientes etapas:

a) extracción de partículas gruesas mediante filtración

b) remoción de partículas finas, mediante procesos de sedimentación y centrifugación.

Estas etapas involucran la adición de desemulsificantes, para el rompimiento de las emulsiones formadas con el agua.

Una vez recuperadas las características del aceite, con el fin de lograr un combustible limpio de contaminantes, puede

utilizarse como energético en mezclas simples, de acuerdo con proporciones establecidas.

Luego de realizada la operación de separación, se origina un desecho o lodo con alto contenido de metales pesados, el

cual debe ser dispuesto de forma tal que asegure de cualquier manera que estos metales no serán absorbidos por los

seres vivos.

En general se emplea alguno de los siguientes destinos para los lodos generados: Incineración, encapsulamiento en

Clinker, vitrificación o ceramizado y relleno en las vías durante la elaboración de capa asfáltica.

El aceite recuperado se debe emplear para condiciones de servicio menos críticas que aquellas en las que estaba

sometido inicialmente. Los aceites usados que se generan en el mundo son manejadas en las siguientes formas

principales:

-PROCESO SENER INTERLINE DE REGENERACIÓN DE ACEITES USADOS La producción de bases lubricantes a partir de aceites usados (regeneración) requiere separar del residuo original todos aquellos contaminantes (agua, asfaltos, aditivos, metales) que se han ido acumulando en el aceite durante su utilización. El proceso SENER- INTERLINE se basa en la tecnología de extracción con propano líquido patentada por la compañía norteamericana, que permite conseguir rendimientos de regeneración muy altos, con inversiones moderadas, lo que hace viables instalaciones de regeneración de baja capacidad (25 - 30.000 t/a). Ello supone una notable ventaja competitiva, desde el punto de vista de organización de la logística y la gestión de los residuos. A lo largo de tres años de trabajo conjunto entre SENER e INTERLINE, se ha logrado completar y mejorar la tecnología, llegando a la configuración actual del proceso, que presenta las siguientes innovaciones: - Una etapa de pretratamiento químico en continuo del aceite usado - Nuevo diseño de la etapa de extracción del aceite usado, especialmente de la mezcla de propano y aceite, que mejora el contacto inicial entre las fases, y aumenta el rendimiento de la extracción. - Nuevos diseños de las etapas de destilación del aceite extraído, que disminuyen el riesgo de ensuciamientos. Las mejoras introducidas en el proceso han permitido obtener un producto de calidad, lo que ha hecho posible prescindir en la práctica de la etapa final de terminación del producto (por tierras adsorbentes o por hidrogenación), habitual en otros procesos de regeneración La siguiente figura muestra un esquema del proceso de tratamiento completo, cuyas características más destacadas son:

- El pretratamiento químico tiene por objeto dejar el aceite usado en condiciones de ser extraído eficientemente por el propano. Es un tratamiento a temperaturas moderadas, con productos químicos y catalizadores, realizado de forma continua y permite eliminar más eficientemente los aditivos metálicos de los aceites en la etapa de extracción. - La extracción con propano, realizada a temperaturas próximas a la ambiente, permite separar los aditivos, el agua y los asfaltos sin que se produzca descomposición térmica, evitando así los problemas de craqueo, olores y ensuciamientos en los equipos. - La sección de destilación del aceite extraído permite, obtener aceites base con características adecuadas de color, olor, acidez, estabilidad, asfáltenos, etc…, sin necesidad de tratamiento final por tierras o por hidrogenación.

ALTERNATIVAS DE RECUPERACIÓN DE ACEITE DE

YACIMIENTOS DE HIDROCARBUROS.

Recuperación natural El comportamiento de los yacimientos durante su explotación está influenciada por las características productivas de la

roca, la presencia de flujo multifásico a través del medio poroso, así como el esquema de desarrollo implantado. La

explotación convencional, incluye la recuperación natural ó primaria, que puede ocurrir con flujo natural o bien con

sistemas artificiales de producción; y la secundaria, que se aplica para mantener la presión del yacimiento o desplazar

los fluidos del yacimiento. Mientras que para la Recuperación Mejorada contempla métodos térmicos químicos y la

inyección de gases. En este trabajo se presenta un análisis de inyección de gas amargo como alternativa de explotación

bajo un concepto de recuperación secundaria de hidrocarburos para el campo. Debido a que el petróleo es un recurso

no renovable, los pozos que se encuentran produciendo van declinando su producción por la pérdida de presión natural

del yacimiento. Por lo que se hace necesario instalar la infraestructura adecuada para la recuperación del petróleo, que

en la mayoría de los yacimientos representa de un 60 a 70% por recuperar, por lo cual, es conveniente un sistema

artificial.

Recuperación primaria La producción primaria se define como la recuperación de hidrocarburo asociada a mecanismos naturales de empuje en

un yacimiento, como expansión de la roca y el fluido, gas disuelto, acuífero activo, casquete de gas o bien drene

gravitacional, en yacimientos naturalmente fracturados, adicionalmente se tiene un mecanismo adicional denominado

exudación, que consiste básicamente en la acción combinada de fuerzas capilares y gravitacionales, las cuales originan la

expulsión de los hidrocarburos de la matriz a la fractura. Durante esta etapa el flujo de fluidos dentro del yacimiento,

ocurre por energía propia de él. En ocasiones las presiones de fondo de los pozos no son suficientes para llevar los

fluidos hasta la superficie, por lo que es necesario diseñar e instalar un sistema artificial de producción que permita

recuperar estos hidrocarburos, antes de considerar cualquier proceso de mayor costo y de tecnología sofisticada.

Durante la vida productiva de los yacimientos, la presión tiende a disminuir debido a la explotación del campo, a tal

grado que los pozos productores dejan de fluir de forma natural, en variadas ocasiones estas disminuciones de presión

pueden ser originadas por daños en los pozos, ocasionados principalmente por la misma operación, generalmente este

daño es removido mediante limpieza y estimulaciones. Cuando no se tiene daño en la formación y el flujo de fluidos no

es capaz de llegar a las instalaciones superficiales, es necesario implantar un sistema artificial de producción, acorde a

las características del campo. Es necesario efectuar un estudio en el que involucre los diferentes sistemas artificiales,

como son: bombeo mecánico, neumático y electrocentrífugo, los cuales permiten ayudar a vencer las caidas de presión

y mantener el pozo fluyendo para así mantener la plataforma de producción comprometida. Si aún así, ya con un

sistema de producción implantado, existe una baja aportación de hidrocarburos del yacimiento al pozo, debe analizarse

la posibilidad de aplicar un proceso de mantenimiento de presión ,ó bien , de desplazamiento. Cuando un pozo llega al

fin de su vida de flujo natural, surge la pregunta de ¿qué método debe utilizarse para mantenerlo en producción?. Para

el caso de este proyecto se considera la solución de suministrar energía en la forma de gas para ayudar a elevar los

líquidos de la formación por la tubería de producción. En este trabajo se plantea utilizar el bombeo neumático de flujo

continuo. El gas inyectado origina que la presión que ejerce la carga del fluido sobre la formación disminuya debido a la

reducción de la densidad de dicho fluido y por otro lado la expansión del gas inyectado con el consecuente

desplazamiento del fluido.

BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO A manera de información y por considerarse como otro sistema de recuperación de hidrocarburos importante se

explicará lo que es el Bombeo Electrocentrífugo.

El bombeo electrocentrífugo sumergido ha probado ser un sistema artificial de producción eficiente y económico. En la

actualidad ha cobrado mayor importancia debido a la variedad de casos industriales en los que es ampliamente

aceptado. En la industria petrolera, comparativamente con otros sistemas artificiales de producción tiene ventajas y

desventajas, debido a que por diversas razones no siempre puede resultar el mejor. Es decir un pozo candidato a

producir artificialmente con bombeo electrocentrífugo sumergido, debe reunir características que no afecten su

funcionamiento como las altas relaciones gas aceite, las altas temperaturas, la presencia de arena en los fluidos

producidos y medio ambiente de operación agresivo, que son factores con influencias indeseables sobre la eficiencia del

aparejo. Entre las características únicas del sistema están su capacidad de producir volúmenes considerables de fluido

desde grandes profundidades, bajo una amplia variedad de condiciones del pozo y particularmente se distingue por que,

su unidad de impulso o motor está directamente acoplada con la bomba en el fondo del pozo.

El aparejo de bombeo eléctrico trabaja sobre un amplio rango de profundidades y gastos. Su aplicación es

particularmente exitosa cuando las condiciones son propicias para producir altos volúmenes de líquidos con bajas

relaciones gas-aceite. El sistema opera sin empacador. Sumergido en el fluido del pozo y suspendido en el extremo

inferior de la tubería de producción, generalmente por arriba de la zona de disparos. Anteriormente, para el diseño del

aparejo de bombeo eléctrico se consideraba como único requisito, que la bomba debía colocarse por abajo del nivel

dinámico del fluido en el pozo, de tal manera que estuviera garantizada la alimentación continua de líquidos en la

succión de la bomba, previendo posibles variaciones en las condiciones del pozo. Además, se suponía la existencia del

flujo de una sola fase líquida en la tubería de producción, determinando las pérdidas de presión por la fricción. Estas

suposiciones, aún hoy son válidas para pozos productores de agua o para aquellos con altas relaciones agua-aceite y

volúmenes despreciables de gas. Más adelante, el procedimiento de diseño evolucionó con la operación de métodos

para determinar caídas de presión en tuberías verticales con flujo multifásico; entonces, también se utilizaron

correlaciones para el cálculo de propiedades PVT de los fluidos. Lo anterior permitió efectuar la selección del equipo de

bombeo con mejor aproximación, para pozos en los que existe una cantidad importante de gas que se produce con los

líquidos. En estos casos se tomaron en cuenta los efectos del gas que se libera en la tubería de producción conforme se

reduce la presión, durante el viaje ascendente de los hidrocarburos hacia la superficie, de manera que, determinar la

variación de la densidad de la mezcla a presiones inferiores a la de burbujeo, condujo a diseños en los que las

dimensiones del motor y de la bomba fueron hasta

50% menores, respecto a las obtenidas con las suposiciones mencionadas anteriormente. En la actualidad el diseño a

mejorado, incorporando en los cálculos la consideración de que el volumen y propiedades físicas de la mezcla, varían

constantemente en el interior de la bomba; lo cual se traduce en reducciones importantes de su capacidad volumetrica,

desde la presión de succión hasta la de descarga. Consecuentemente las dimensiones del motor y de la bomba son aún

menores, para lograr una operación más eficiente del sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquidos

deseado, manteniendo la presión necesaria en la cabeza del pozo.

DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO DE BOMBEO ELECTROCENTRÍFUGO SUMERGIDO Una unidad típica de bombeo electrocentrífugo sumergido está constituida en el fondo del pozo por los componentes:

motor eléctrico, protector, sección de entrada, bomba electrocentrífuga y cable conductor. Las partes superficiales son:

cabezal, cable superficial. Tablero de control, transformador.

Se incluyen todos los accesorios necesarios para asegurar una buena operación, como son: separador de gas, flejes para

cable, extensión de la mufa, válvula de drene. Válvula de contrapresión, centradores, sensor de presión y temperatura

de fondo, dispositivos electrónicos para control del motor, caja de unión, y controlador de velocidad variable. La

integración de los componentes es indispensables, ya que cada uno ejecuta una función esencial en el sistema para

obtener las condiciones de operación deseadas que permitan impulsar a la superficie el gasto requerido.

figura 1. Distribución de los componentes del aparejo en la forma tradicional como quedan

colocados en el pozo.

COMPONENTES SUBSUPERFICIALES

MOTOR ELÉCTRICO El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo, recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un

cable; su diseño compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento existente en el pozo y

satisfacer requerimientos de potencial grandes, también soporta una alta torsión momentánea durante el arranque

hasta que alcanza la velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma frecuencia, por

ejemplo: 3500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por segundo (Hz). Normalmente, consiste de una carcasa de

acero al bajo carbón, con láminas de acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del rotor y

del cojinete respectivamente. En la figura 2 se muestra el corte transversal de un motor, como los utilizados

en aplicaciones de bombeo eléctrico Son bipolares, trifásicos, del tipo jaula de ardilla y de

inducción: los rotores construidos con longitudes de 12 a 18 pg. están montados sobre la

flecha y los estatores sobre la carcasa: el cojinete de empuje soporta la carga de los rotores.

El interior del motor se llena con aceite mineral caracterizado por su alta refinación,

resistencia dieléctrica, buena conductividad térmica y capacidad para lubricar a los cojinetes.

Dicho aceite, permite que el calor generado en el motor, sea transferido a la carcasa y de ésta

a los fluidos de pozo que pasan por la parte externa de la misma; razón por la que el aparejo

no debe quedar abajo del intervalo disparado.Pruebas de laboratorio indican que la velocidad

del fluido que circula por el exterior del motor, debe ser de 1 pie/seg para lograr un

enfriamiento adecuado. Los requerimientos de amperaje pueden variar desde 12 hasta 130

amperes (amps) y se logra mayor potencia, aumentando la longitud de la sección del motor:

cuando éstees sencillo, puede tener aproximadamente 30 pies de largo y

Fig.2 desarrollar de 200 a 250 caballos de fuerza (hp), mientras que otros integrados en( tandem

)alcanzan hasta 100 pies de largo y desarrollan 1000 (hp).

La profundidad de colocación del aparejo es un factor determinante en la selección del voltaje del motor debido a las

pérdidas de voltaje en el cable. Cuando la pérdida de voltaje es demasiado grande, se requiere un motor de más alto

voltaje y menor amperaje. En pozos muy profundos, la economía es un factor importante: con un motor de más alto

voltaje es posible usar un cable más pequeño y más barato. Sin embargo, puede requerirse un tablero de control de más

alto voltaje y más caro.

PROTECTOR Este componente también llamado sección sellante ver fig. 3, se localiza entre el motor y la

bomba: está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y la presión

externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo. Adicionalmente tiene las

siguientes cuatro funciones básicas:

1. Conecta la carcasa de la bomba con la del motor y une rígidamente la flecha impulsora del

motor con la flecha de la bomba.

2. Aloja un cojinete que absorbe el empuje axial desarrollado por la bomba.

3. Evita la contaminación del aceite lubricante del motor con el fluido del pozo.

4. Provee un receptáculo para compensar la expansión y contracción del aceite lubricante del

motor, debidas al calentamiento o enfriamiento de éste, cuando la unidad está trabajando o

cuando está sin operar. Esta función equivale a igualar la presión interna en el motor con la

presión externa en el pozo.

Existen dos tipos de protectores: el convencional y el de tres cámaras aislantes. El diseño mecánico y principio de

operación de los protectores difiere de un fabricante a otro. La diferencia principal está en la forma como el aceite

lubricante del motor es aislado del fluido del pozo. El protector convencional, protege contra la entrada de fluido

alrededor de la flecha. El contacto directo entre el fluido del pozo y del motor ha sido considerado el único medio de

igualar presiones en el sistema de sellado. Se ha fig.3 determinado que el mejoramiento real del

funcionamiento del motor sumergible puede lograrse si el aceite del motor se aísla completamente

de los fluidos del pozo evitando cualquier contaminación. Este enfoque llevó al desarrollo de

la sección sellante tipo “D” en el cual se aísla el aceite del motor del fluido del pozo por

medio de un líquido inerte bloqueante.

El protector de tres cámaras,. Constituye realmente tres sistemas de sellos en uno. Cada cámara

consiste de un sello mecánico y de un recipiente de expansión-contracción. Aunque dos de los tres

sellos mecánicos fallen por alguna razón, el motor sumergible queda protegido. Este tipo de

sección sellante proporciona la mejor protección disponible contra el ácido sulfhídrico u otros

fluidos contaminantes del pozo. Las características y beneficios de este tipo de protector son:

Tres sellos mecánicos ampliamente espaciados. Una distribución amplia de los sellos que permite

una mejor disipación de calor. Cada sello mecánico protege su propio recipiente, creando tres

secciones sellantes en una unidad. Un tubo permite que haya flujo de aceite lubricante entre los

tres recipientes. La barrera elástica en la cámara superior permite la contracción-expansión del

aceite del motor cuando la temperatura cambia desde la superficie hasta el fondo y a la de

operación. La barrera elástica es resistente al ataque químico y la penetración del gas, por lo que el

aceite del motor se protege efectivamente contra contaminantes. Cada recipiente es lo

suficientemente grande para absorber la expansión-contracción volumétrica de los motores más grandes existentes en

el mercado.

SEPARADOR DE GAS: El separador de gas fig.4 es un componente opcional del aparejo construido integralmente con la bomba, normalmente

se coloca entre ésta y el protector. Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la succión

hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una operación de bombeo más eficiente en pozos

gasificados, ya que reduce los efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento, evita la

cavitación a altos gastos, y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el motor producidas por la severa interferencia de

gas. Existen dos tipos de separadores: Convencional, y Centrífugo., donde su operación consiste en invertir el sentido del

flujo del líquido, lo que permite que el gas libre continúe su trayectoria ascendente hacia el espacio anular. Su aplicación

es recomendable en pozos donde a la profundidad de colocación del aparejo, las cantidades de gas libre no son muy

grandes.

El separador centrífugo, que trabaja en la siguiente forma: en sus orificios de entrada, recibe la mezcla de líquido y gas

libre que pasa a través de una etapa de succión neta positiva, la cual imprime fuerza centrífuga a los fluidos; por

diferencia de densidades el líquido va hacia las paredes internas del separador y el gas permanece en el centro. Una

aletas guías convierten la dirección tangencial del flujo, en dirección axial; entonces el líquido y gas se mueven hacia

arriba, pasan a través de un difusor que conduce a los líquidos a la succión de la bomba y desvía al gas hacia los orificios

de ventilación, donde el gas libre va al espacio anular por fuera de la turbina de producción.

Es necesario mencionar que la total eliminación del gas libre, no es necesariamente la mejor forma de bombear el pozo.

Por una parte, el volumen de fluidos que entra a la bomba es menor, pero la presión que la bomba debe entregar en la

descarga se incrementa, debido a la menor relación gas-aceite de la columna hidráulica en la tubería de producción.

Entre los efectos que causa la presencia de gas libre en el interior de la bomba están: el comportamiento de la bomba se

aparta del señalado en sus curvas características, reducción de su eficiencia, fluctuación de carga en el motor, posible

efecto de cavitación y otros consecuentes.

Bomba Centrífuga Sumergible Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión necesario para hacer llegar a la superficie,

el gasto requerido con presión suficiente en la cabeza del pozo.

Las bombas centrífugas son de múltiples etapas fig. 5, y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor

estacionario. El tamaño de etapa que se use determina el volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que

la bomba genera depende, del número de etapas y de este número depende la potencia requerida. En una bomba de

impulsores flotantes, éstos se mueven axialmente a lo largo de la flecha y pueden descansar en empuje ascendente o

descendente en cojinetes, cuando están en operación. Estos empujes a su vez, los absorbe un cojinete en la sección

sellante. En la bomba de impulsores fijos, estos no pueden moverse y el empuje desarrollado por los impulsores los

amortigua un cojinete en la sección sellante.

Los empujes desarrollados por los impulsores dependen de su diseño hidráulico y mecánico, además del gasto de

operación de la bomba. Una bomba operando un gasto superior al de su diseño produce empuje

ascendente excesivo y por el contrario operando a un gasto inferior produce empuje descendente.

A fin de evitar dichos empujes la bomba debe de operar dentro de un rango de capacidad

recomendado, el cual se indica en las curvas de comportamiento de las bombas y que

generalmente es de 75 % al 95% del gasto de mayor eficiencia de la bomba. Un impulsor operando

a una velocidad dada, genera la misma cantidad de carga independientemente de la densidad

relativa del fluido que se bombea, ya que la carga se expresa en términos de altura de columna

hidráulica de fluido. De esta característica se desprende el siguiente concepto: La presión

desarrollada por una bomba centrífuga sumergible, depende de la velocidad periférica del

impulsor y es independiente del peso del líquido bombeado. La presión desarrollada convertida a

longitud de columna hidráulica que levanta la bomba, es la misma cuando la bomba maneje agua

de densidad relativa 1.0, aceite de densidad relativa 0.85, salmuera de densidad relativa 1.35, o

cualquier otro fluido de diferente densidad relativa. En estos casos la lectura de la presión en la

descarga de la bomba es diferente, únicamente permanecen fijos el diámetro y la velocidad del

impulsor. Una interpretación diferente del concepto anterior, es que cada etapa de la bomba imprime a los fluidos un

incremento de presión exactamente igual. En esta forma, si la primera etapa eleva la presión en 0.5 (Kg/cm2) y la bomba

tiene 20 etapas, el incremento total de presión que se obtiene es de 10 (Kg/cm2).

Características de la bomba: Para establecer las posibilidades de aplicación de una bomba ya construida, por lo que se refiere al gasto que puede

manejar, ver tabla 1, es necesario determinar mediante pruebas prácticas, sus curvas características o de

comportamiento; las cuales indican para diversos gastos, los valores de eficiencia y longitud de columna hidráulica que

es capaz de desarrollar la bomba; así como, la potencia al freno en cada caso. Las pruebas prácticas de la bomba se

realizan utilizando agua dulce de densidad relativa 1.0 y viscosidad 1-0 cp. Haciéndola trabajar a velocidad constante y

estrangulando la descarga. Durante la prueba se miden en varios puntos: el gasto, el incremento de presión a través de

la bomba y la potencia al freno. El incremento de presión se convierte a carga de columna hidráulica y se calcula la

eficiencia total de la bomba. Con base en esos datos se dibujan las curvas de carga, potencia al freno y eficiencia en

función del gasto manejado.

Tabla 1

1. El gasto se mide por medio de recipientes aforados u orificios calibrados

2. La altura total de elevación o carga hidráulica, se determina fijando la altura de succión por medio de un vacuómetro

y la altura de descarga por medio de un manómetro.

3. La potencia se determina por medio de un dinamómetro o por la potencia que alcance el motor eléctrico de

acondicionamiento, tomando en consideración su rendimiento.

4. El número de revoluciones por minuto se obtiene por medio de un tacómetro o por medio de un contador de

revoluciones.

5. La eficiencia se obtiene al despejarla de la fórmula de la potencia.

Siguiendo las consideraciones anteriores y mediante pruebas sucesivas, se van construyendo las curvas características

de la bomba. Cada curva representa el comportamiento de la bomba a una velocidad particular para alturas de

elevación variables, lo que en la práctica se consigue generalmente de la siguiente manera: se cierra la válvula de

descarga y se hace funcionar la bomba a su número normal de revoluciones por minuto, por ejemplo a 3500 rpm, en

este caso el gasto es cero y en la bomba se establece una presión que alcanza aproximadamente unos 5300 pies, para lo

cual, se requiere una potencia de 40 Hp, todo lo anterior para 100 etapas. Se abre progresivamente la válvula de

descarga y empieza el flujo: la curva de capacidad de carga, baja progresivamente, las curvas de potencia y eficiencia van

aumentando a medida que aumenta el gasto. Continuando con la apertura de la válvula, se disminuye el valor de la

carga y aumentan los valores del gasto, la eficiencia y la potencia. El valor máximo de eficiencia corresponde a los

valores de gasto y carga para los cuales se construyó la bomba. Sin embargo, las bombas en realidad se utilizan para

bombear líquidos de diferentes densidades y viscosidades, operando a otras velocidades también constantes. En estos

casos es necesario tomar en cuenta el efecto de algunos parámetros a fin de predecir el comportamiento de la bomba

bajo condiciones reales de operación:

EFECTO DEL CAMBIO DE VELOCIDAD: El gasto varia en proporción directa a los cambios de velocidad de la bomba. La carga producida es proporcional al

cuadrado de la velocidad y la potencia es proporcional al cubo de la velocidad. La eficiencia de la bomba permanece

EFECTO DE LA DENSIDAD RELATIVA: La carga producida por un impulsor no depende de la densidad relativa. Entonces la curva de capacidad de carga no

depende de la densidad relativa, la potencia varia directamente con la densidad relativa y la eficiencia de la bomba

permanece constante independientemente de la densidad del líquido.

EFECTOS DE CAMBIO DEL DIÁMETRO DE IMPULSOR: La capacidad de carga varia directamente con el diámetro de los impulsores y la potencia varia directamente con el cubo

del diámetro. La eficiencia de la bomba no cambia. Las gráficas de curvas de comportamiento para cada bomba, las

publica el fabricante además de las curvas de eficiencia carga y potencia vs gasto, incluye información respecto al

diámetro de tubería de revestimiento en que puede introducirse la bomba, tipo y número de serie de la misma, ciclaje

de la corriente para alimentar al motor, velocidad de la flecha del motor y el número de etapas considerado en la

elaboración. En cuanto a la forma de utilizar las gráficas de curvas características, se tiene que de acuerdo al ciclaje (Hz)

de la corriente disponible, se selecciona un grupo de gráficas, verificando que su número de serie o diámetro externo,

sea tal que puedan introducirse en la tubería de revestimiento existente en el pozo; de este grupo se selecciona una que

maneje con mayor eficiencia el gasto deseado las condiciones de profundidad de colocación de la bomba. Una vez

seleccionada la gráfica, a partir de dicho gasto, se traza una línea vertical, hasta intersectar con las curvas de potencia,

eficiencia y capacidad de carga, de tal forma que se hagan las lecturas en las escalas correspondientes.

FENÓMENO DE CAVITACIÓN: Si la presión absoluta del líquido en cualquier parte dentro de la bomba cae debajo de la presión de saturación

correspondiente a la temperatura de operación, entonces se forman pequeñas burbujas de vapor. Estas burbujas son

arrastradas por el líquido fluyendo, hacia regiones de más altas presiones donde se condensan o colapsan. La

condensación de las burbujas produce un tremendo incremento en la presión lo que resulta similar a un golpe de

martillo o choque. Este fenómeno se conoce como Cavitación. Dependiendo de la magnitud de la cavitación, ésta puede

resultar en una destrucción mecánica debida a la erosión, corrosión y a la intensa vibración. La cavitación también tiene

un efecto significativo en el comportamiento de la bomba. Su capacidad y eficiencia se reducen.

CABLE CONDUCTOR ELÉCTRICO La energía eléctrica necesaria para impulsar el motor, se lleva desde la superficie por medio de un cable conductor, el

cual debe elegirse de manera que satisfaga los requisitos de voltaje y amperaje para el motor en el fondo del pozo, y que

reúna las propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos. Existe en el mercado un rango de

tamaños de cable, de configuración plana y redonda, ver fig 6, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6.

El tamaño queda determinado por el amperaje y voltaje del motor así como por el espacio disponible entre las tuberías

de producción y revestimiento. Considerando la longitud de un conductor para la aplicación de un voltaje dado, los volts

por pie disminuyen conforme el alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón disminuye lo que

resulta en una reducción de corriente, en otras palabras, “la resistencia es directamente proporcional a la longitud del

conductor”.

Cuando la sección transversal o diámetro de un alambre es mayor, tiene un efecto contrario sobre la resistencia ya que

el número de electrones libres por unidad de longitud se incrementa con el área. Bajo esta condición

la corriente se incrementará para una fuerza electromotriz (fem) dada ya que se mueven más

electrones por unidad de tiempo, en otras palabras “La resistencia es inversamente proporcional al

área de la sección transversal del conductor”. Cuando se usan cables en sistemas de alto voltaje, cada

uno de los conductores está rodeado por un considerable espesor de material aislante y algunas

veces con una cubierta de plomo. Aunque la corriente normal fluye a lo largo del conductor, existe

una pequeña corriente que pasa a través del aislamiento (fuga de corriente) de un conductor a otro.

Esta fuga se considera despreciable.

El aislamiento de los cables debe resistir las temperaturas y presiones de operación en el pozo. Sin

embargo, para los cables utilizados también existen limitaciones debidas a materiales utilizados en su

construcción. Los cables estándar tienen en promedio 10 años de vida a una temperatura máxima de 167º F y se reduce

a la mitad por cada 15º F de exceso por arriba del máximo. El medio ambiente bajo el que opera el cable también afecta

directamente su vida. Sin embargo hay cables que resisten temperaturas del orden de 350º F. La instalación del cable se

realiza fijándolo en la parte externa de la tubería de producción con flejes, colocando de 3 a 4 por cada lijada; en la

sección correspondiente a los componentes del aparejo, es recomendable colocar flejes cada metro, debido a que esta

sección es de mayor diámetro y puede dañarse durante las operaciones de introducción al pozo, por lo que

comúnmente se instalan protecciones adicionales llamadas guarda cable. A lo largo de esta sección la configuración del

cable es plana y se le llama extensión de la mufa, la cual constituye el contacto con el motor.

La unión de la extensión de la mufa y el cable conductor se denomina empate; su elaboración se realiza cuidadosamente

en la localización del pozo ya que constituye una de las partes débiles de la instalación. Un empate también puede ser

necesario en cualquier punto a lo largo del cable, donde se detecte una falla del mismo o donde la longitud del cable sea

insuficiente para llegar a la superficie.

COMPONENTES SUPERFICIALES

BOLA COLGADORA Este dispositivo se coloca en un nido sobre el árbol de válvulas. Su función es sostener la tubería de producción, permitir

su paso y el de los tres conductores del cable, proporcionando el sello necesario en el espacio anular entre tubería de

producción y de revestimiento para evitar fuga de fluidos a la superficie. Está construida de acero, cubierta de neopreno.

En el caso de instalaciones marinas el paso de los conductores del cable, lo tiene integrado y su contacto es como el de

la mufa.

CAJA DE VIENTO Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de control, debido a que el gas puede viajar a lo

largo del cable superficial y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión, los conductores

del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa posibilidad.

TABLERO DE CONTROL Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de producción en el fondo del pozo. Dependiendo

de la calidad de control que se desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos al

tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de arranque y un fusible de protección por

sobre carga; o bien puede contener fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojería para

restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de represionamiento de líneas, luces indicadores de

la causa de paro, amperímetro, y otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son

electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.

TRANSFORMADOR Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje requerido en la superficie para alimentar al motor

en el fondo del pozo; algunos están equipados con interruptores “taps”, que les dan mayor flexibilidad de operación. Se

puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres transformadores monofásicos.

ACCESORIOS Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario contar con algunos accesorios.

Válvula de contra presión Se coloca de una a tres lingadas de tubería por arriba de la bomba. Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente,

de manera que cuando el motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de la flecha

de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.

Válvula de drene Se coloca de una a tres lingadas por arriba de la válvula de contra presión. Su función es establecer comunicación entre

el espacio anular y la tubería de producción, con el propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo del pozo.

Para operarla, se deja caer una barra de acero desde la superficie por la tubería de producción; la barra rompe un perno

y deja abierto un orificio de comunicación con el espacio anular.

Controlador de velocidad variable Este dispositivo puede ser considerado como equipo accesorio u opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que

impone el mismo pozo. Eventualmente la información disponible para efectuar un diseño no es del todo confiable y

como consecuencia se obtiene una instalación que no opera adecuadamente; anteriormente la alternativa sería

rediseñar e instalar un nuevo aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a velocidad constante para

un mismo ciclaje. En otros casos, algunos pozos son dinámicos en cuánto a parámetros de presión de fondo, producción,

relación gas-aceite y otros para los cuales no es recomendable la operación de un aparejo con velocidad constante. Lo

anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a pozos estables donde el número de etapas de la bomba, sus

dimensiones y velocidad podrían ser constantes.

El controlador de velocidad variable permite alterar la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto

modificar su velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90Hz, lo que implica su amplio rango de

velocidades y por lo tanto de gastos que es posible manejar. Una alta frecuencia incrementa la velocidad y el gasto; una

baja frecuencia, los disminuye.

Otros accesorios pueden ser los sensores de presión y de temperatura de fondo, centradores, carrete de cable, cajas

protectores para transporte del equipo, etc. La integración de todos los componentes descritos es indispensable, ya que

cada uno ejecuta una función esencial en el sistema, para obtener en la superficie el gasto de líquido deseado,

manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.

RECUPERACIÓN SECUNDARIA Para evitar que la presión del yacimiento caiga por debajo de los niveles requeridos para llevar los fluidos al pozo a

través del medio poroso, se requiere implementar procesos de recuperación secundaria y mejorada, según las

características de cada yacimiento.

La recuperación secundaria es toda actividad encaminada a una recuperación de hidrocarburos adicional a la que se

obtendría con la energía propia del yacimiento (producción primaria), impartiendo al yacimiento la restitución de la

energía de desplazamiento de aceite en la formación productora.

La recuperación secundaria básicamente consiste en la inyección de agua en el acuífero o la inyección de un gas natural

en la cima de la estructura, con el propósito fundamental de mantener la presión o, bien, de desplazar los hidrocarburos

de la zona de aceite, mediante arreglos específicos de pozos inyectores y productores. Comúnmente, esta energía se

imparte al yacimiento en forma mecánica, la energía en forma mecánica se suministra al yacimiento cuando se inyectan

a éste fluidos líquidos o gaseosos que desplazarán al aceite remanente en el yacimiento.

Mantenimiento de presión: Con base en el análisis de muchos casos particulares de yacimientos ya explotados en etapas avanzadas, se logro

determinar que es muy conveniente proporcionar esa energía adicional al yacimiento desde etapas tempranas de la vida

productiva anteriores al agotamiento, esta energía nos permite dar un mantenimiento de presión para los fines

económicos y los de recuperación buscados. A éste proceso se le conoce como mantenimiento de presión.

Recuperación Terciaria (Recuperación Mejorada): Los procesos de Recuperación Mejorada surgen como una alternativa para incrementar la recuperación de

hidrocarburos, modificando las características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre ellos.

La Recuperación Mejorada se fundamenta principalmente en técnicas sofisticadas en la operación; suele ser de alto

costo, pero muy efectivas, así pues, la Recuperación Mejorada de hidrocarburos se define como la producción de aceite,

mediante la inyección de un fluido que, además de desplazar el aceite, modifica favorablemente los mecanismos de

recuperación de hidrocarburos.

Las técnicas pueden ser aplicadas en cualquier etapa durante la explotación del yacimiento; de hecho, existen

formaciones que por sus características geológicas y petrofísicas, sólo pueden ser explotadas mediante técnicas de

Recuperación Mejorada.

La Recuperación Mejorada , llamada también recuperación terciaria, queda descrita por procesos térmicos, inyección de

gas miscible e inmiscible y los químicos; para cada uno de éstos se tiene una amplia gama de procesos de aplicación, los

cuales deben ajustarse y ser acordes a las características del yacimiento en el que se quiera implantar. Así, por ejemplo,

en un desplazamiento inmiscible en un medio poroso y permeable, las fuerzas viscosas tienden a movilizar el aceite

mientras las fuerzas capilares tienden a atraparlo. Así, la filosofía de la Recuperación Mejorada se basa precisamente en

modificar las características de los fluidos a fin de disminuir efectos capilares e incrementar la movilidad del fluido

desplazado, disminuyendo aquélla del fluido desplazante. En la actualidad la formulación de proyectos integrales de

inversión, se inicia desarrollando los estudios integrales de yacimientos y proponiendo la realización de proyectos

tendientes a maximizar el valor económico de las reservas a largo plazo, a través de la optimización de esquemas de

explotación Con base en la integración, selección, procesamiento y análisis de la información disponible de los campos,

es posible por medio de tecnología sofisticada, reproducir la historia de presiónproducción del campo, así como su

comportamiento futuro hasta su abandono, conceptuardiferentes escenarios para la optimización del esquema de

explotación, identificar las opciones de inversión referidas al desarrollo del campo, instalar sistemas artificiales de

producción, optimizar la infraestructura existente y prever la implantación de un proceso de recuperación secundaria y

mejorada de hidrocarburos, que permitirá incrementar significativamente los factores de recuperación de los

yacimiento petroleros que existen en nuestro país. En la implantación de los esquemas de explotación, previo estudio

hecho al campo, existen, como ya mencionamos anteriormente, variados factores que juegan un papel determinante en

la selección de la alternativa económicamente más atractiva, esto incluye factores tales como:

El tipo de roca y las características que tienen mayor influencia sobre el esquema de explotación, es sin duda, la

porosidad, que en realidad representa la capacidad de almacenamiento de los fluidos y ésta puede ser intergranular o

secundaria; la permeabilidad, propiedad que representa el grado de comunicación de los espacios porosos de la roca;

otro factor importante es también el fluido del yacimiento, el cual define qué tipo de yacimiento se tiene y cuál será el

mejor esquema a diseñar, ex profeso para él, y el último factor determinante, es el fluido de inyección que será

introducido al yacimiento, fluido que será regido por su disponibilidad. La selección del fluido a inyectar, ya sea para

mantener la presión del yacimiento, desplazar o modificar la movilidad de los hidrocarburos, se llevará a cabo con base

en el análisis de la interacción molecular entre el fluido inyectado y los hidrocarburos que constituyen la reserva. Este

análisis está fundamentado mediante al análisis de laboratorio que se realiza para observar la compatibilidad de fluidos

y básicamente este fluido a inyectar debe garantizar que la roca sea mojable preferentemente por este fluido, para

obtener mayor eficiencia de desplazamiento; además, el fluido inyectado no provoque al entrar en contacto con los

hidrocarburos, rompimiento de estructuras moleculares que den como consecuencia la precencia de sólidos, asfaltenos

o parafinas, lo que ocasionaría el bloqueo de los canales naturales de flujo del yacimiento. Adicionalmente el análisis del

fluido de inyección en el laboratorio, de preferencia no debe mostrar el fenómeno de difusión con el aceite del

yacimiento, ya que esto provocaría su temprana irrupción en los pozos productores. La estrategia que se ha establecido

en la industria petrolera mexicana es con el único objetivo de recuperar las reservas de los principales yacimientos

petroleros mediante la aplicación de sistemas artificiales y procesos de recuperación secundaria y mejorada. Esta

estrategia está alineada a los criterios científicos, tecnológicos y de mercado, apoyados principalmente con el personal

técnico capacitado para la realización, supervisión y validación de los estudios para el proceso a implantar en un campo.

Los análisis requeridos y la aplicación de tecnologías de vanguardia en las principales ramas de esta actividad,

constituyen elementos que deben formar parte integral de la estrategia de explotación al campo.

En la figura 7 podemos observar los procesos de recuperación que están considerados como convencionales y de

Recuperación Mejorada, dentro de esta última, también llamada recuperación terciaria, tenemos la de inyección de gas

miscible o, bien, inmiscible, dentro de los que cabe la inyección de hidrocarburos, CO2, nitrógeno y gas de combustión.