Crudo pesado o crudo extra pesado es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad. Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a la del petróleo crudo ligero. Crudo pesado se ha definido como cualquier licuado de petróleo con un índice API inferior a 20 °,1 lo que significa que su densidad relativa es superior a 0.933. Este resultado del petróleo crudo pesado es una degradación por estar expuesto a las bacterias, el agua o el aire, como consecuencia, la pérdida de sus fracciones más ligeras, dejando atrás sus fracciones más pesadas.El petróleo ligero es el petróleo crudo con bajo contenido de ceras. La definición de petróleo ligero y de petróleo pesado es difícil de encontrar, simplemente su clasificación se basa más en razones de orden práctico que teórico. Dado que los crudos con alta viscosidad son más difíciles de transportar y bombear, al parecer el crudo con ligero contenido de ceras, sobre los API 23 hasta los API 28 grados, son denominados "crudo ligero" y los que tienen sustancialmente más cera se clasifican como "petróleo pesado", cualquier tipo de petróleo que tenga API bajo 20 grados.

Gravedad APILa gravedad API, o grados API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que, en comparación con el agua a temperaturas iguales, precisa cuán pesado o liviano es el petróleo. Índices superiores a 10 implican que son más livianos que el agua y, por lo tanto, flotarían en ésta. La gravedad API se usa también para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo.

Una fracción de este aceite flota en otra, denota que es más liviana, y por lo tanto su grado API es mayor. Matemáticamente la gravedad API carece de unidades (véase la fórmula abajo). Sin embargo, siempre al número se le aplica la denominación grados API. La gravedad API se mide con un instrumento denominado hidrómetro. Existe gran variedad de estos dispositivos.

Existen diferentes tipos de petróleo, que puede clasificarse según su densidadAPI (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo)

Si bien la densidad del petróleo es importante para evaluar el valor del recurso y estimar el rendimiento y los costos de refinación, la propiedad del fluido que más afecta la producibilidad y la recuperación es la viscosidad del petróleo. Cuanto más viscoso es el petróleo, más difícil resulta producirlo. No existe ninguna relación

El petróleo pesado difiere de los livianos por su alta viscocidad (resistencia a fluir) a temperatura de yacimiento, alta densidad (baja gravedad API) y un significativo contenido de nitrógeno, oxígeno, azufre y metales pesados. Ellos comparan con los residuos de refinación. La mayoría de los crudos pesados se encuentra en las márgenes de yacimientos y se cree que son residuos de crudos livianos que han perdido su liviandad molecular por degradación bacterial, deslaves y evaporación.

En Sur América está un 61% de las recursos mundiales de crudos pesados técnicamente recuperables (en adición a los hidrocarburos del Orinoco existen en Sur América otros 40 mil millones de barriles de crudos pesados).

en donde el 55% del petróleo que se produce es de este tipo. “De allí la  importancia de invertir en mayor tecnología, innovación y mejoramiento de procesos que permitan, no solo una adecuada extracción este tipo de recurso hidrocarburífero, sino que aporte a disminuir los costos de producción, contribuyendo de esta manera al desarrollo de la industria en momentos en que requerimos alternativas para mitigar los efectos que nos está dejando la coyuntura de precios bajos”,

Métodos de recuperación

Los métodos de recuperación de petróleo pesado se dividen en dos tipos principales, según la temperatura. Esto se debe a que la propiedad clave del fluido, es decir la viscosidad, depende significativamente de la temperatura; cuando se calientan, los petróleos pesados se vuelven menos viscosos. Los métodos de producción en frío, aquellos que no requieren la adición de calor, pueden ser utilizados cuando la viscosidad del petróleo pesado en condiciones de yacimiento es lo suficientemente baja como para permitir que el petróleo fluya a regímenes económicos. Los métodos asistidos termalmente se utilizan cuando el petróleo debe ser calentado para fluir. El método original de recuperación de petróleo pesado en frío es la minería. Gran parte de la explotación de petróleo pesado por el método de minería tiene lugar en las minas a cielo abierto de

Canadá, pero también se ha recuperado petróleo pesado por minería subterránea en Rusia. El método a cielo abierto es útil sólo en Canadá, donde el acceso desde la superficie y el volumen de Relación entre la viscosidad y la temperatura de los petróleos pesados. Cada petróleo pesado, petróleo extrapesado y bitumen posee su propia relación de temperatura-viscosidad, pero todos siguen esta tendencia, reduciéndose la viscosidad al aumentar la temperatura

los depósitos de arenas petrolíferas someras, estimado en 176,000 millones de barriles, lo vuelven económico. Las arenas petrolíferas canadienses se recuperan mediante operaciones con camiones y excavadoras y luego son transportadas a las plantas de procesamiento, donde el agua caliente separa el bitumen de la arena. El bitumen se diluye con los hidrocarburos más livianos y se mejora para formar crudo sintético. Después de la aplicación del método de minería, la tierra se rellena y se sanea. Una de las ventajas del método es que recupera alrededor de un 80% del hidrocarburo. No obstante, desde la superficie sólo se puede acceder a un 20% de las reservas aproximadamente, o a aquellas que se encuentran a una profundidad de unos 246 pies. En el año 2005, la producción de bitumen de Canadá alcanzó 1.1 millón de bbl/d y se espera que aumente a 3 millones de bbl/d para el año 2015. Algunos petróleos pesados pueden ser producidos a partir de pozos, por producción primaria en frío. Gran parte del petróleo de la faja de petrolífera del Orinoco, en Venezuela, está siendo recuperado actualmente mediante producción en frío. Se perforan pozos horizontales y multilaterales para contactar la mayor parte del yacimiento posible. Se inyectan diluyentes, tales como la nafta, para reducir la viscosidad del fluido y, mediante el empleo de tecnología de levantamiento artificial, tal como los sistemas de bombeo electrosumergibles (ESP), los sistemas de bombeo de cavidad progresiva (PCP) y los sistemas de bombeo mecánico (MP), se llevan los hidrocarburos a la superficie para ser transportados hasta una unidad de mejoramiento. Una de las ventajas del método es su menor inversión de capital con respecto a las técnicas asistidas termalmente, pero el factor de recuperación también es bajo, entre 6 y 12%. Otra de sus desventajas es el incremento de la viscosidad del fluido que surge con la formación de emulsiones de petróleo-agua, causadas por el proceso de mezcla y cizalladura que tiene lugar en los sistemas de bombeo y en los tubulares. Los métodos termales, como sus contrapartes en frío, poseen ventajas y limitaciones. Los factores de recuperación son más elevados que en el caso de los métodos de producción en frío, con excepción del método de minería, pero también lo son los costos asociados con la generación de calor y el tratamiento del agua

 En cualquier ambiente depositacional, la combinación correcta de agua, temperatura y microbios, puede producir la degradación y la formación del petróleo pesado. Las acumulaciones de brea existen en muchos yacimientos, cerca del contacto agua-petróleo, donde las condiciones conducen a la actividad microbiana. El ambiente depositacional, la composición del petróleo original, el grado en que ha sido biodegradado, el influjo o la carga de petróleos más livianos y las condiciones de presión y temperatura finales hacen que cada yacimiento de petróleo pesado sea único,

Las acumulaciones de petróleo pesado altamente Cementante, Termoplástico,Propiedades físicas-químicas repelente del agua y es resistente al ataque de más grandes están presentes en ambientes geológicos similares .en los sedimentos fríos la mayoría de los ácidos, álcalis y sales, que Presencia de aromáticos posee alta elasticidad a altas temperaturas, Presencia de arena el hidrocarburo se biodegrada. La biodegradación es la causa principal de la suficiente ductilidad a bajas temperaturas, La temperatura del fluido de baja susceptibilidad al cambio de formación de petróleo pesado,

Comparadas con los petróleos convencionales, las muestras de petróleo pesado viscoso no sólo son más difíciles de adquirir sino que plantean diversos desafíos en el análisis de fluidos de laboratorio. Las técnicas tradicionales de análisis de las propiedades de fluidos claves probablemente no logren caracterizar en forma completa las muestras de crudo pesado

CRUDOS PESADOS EN COLOMBIA

En Colombia, las reservas probadas de crudos pesados, a diciembre de 1999, eran del orden de 134 millones de barriles ( in situ se estima que podría alcanzar la cifra de los 5.000 millones de barriles), sin contar con volúmenes adicionales que pueden ser recuperados del campo Castilla, siempre y cuando se defina la viabilidad de un proyecto sobre alternativas de explotación.

La nueva realidad de los precios del petróleo, con cada vez mayor volatilidad, ha afectado otro frente sensible para Colombia y es el de los crudos pesados. Mientras en 2000 la producción de este tipo de petróleo apenas llegaba al 10%, en la actualidad supera el 50%. “Esto, además de plantear un reto desde el punto de vista de costos de producción, sugiere un desafío porque la tarifa es más baja de la que se paga por crudos livianos”, explicó el director de Fededepartamentos, Amylkar Acosta. A pesar de que el factor de recobro, que es de 17%, todavía está muy por debajo del esperado,  según el presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, Mauricio de la Mora, desde el Gobierno se han tomado medidas para mejorar los índices. “La dependencia del crudo pesado está cercana al 50% de la meta del millón de barriles. Un alivio o una acción que se tomó para aumentar el factor de recobro, que aunque no está dentro de las funciones de

la ANH, pero lo integramos, fue darles la oportunidad a las empresas que quieran meterse en el recobro que entreguen unas regalías mínimas o escalonadas”. La importancia de este proceso es el aprovechamiento de los campos en su máxima expresión, sin embargo, la situación actual obliga a las empresas a considerar cuáles son las movidas más estratégicas. Ese proceso de decisión ha traído un proceso que, de acuerdo con el presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo, Francisco Lloreda, es dramático para el sector petrolero en el largo plazo, pues mientras las expectativas son altas por lo que pueda suceder en la exploración off shore en el mar Caribe, el on shore prácticamente está reducido a su mínima expresión. Por eso llamó a las empresas y al Ejecutivo a hacer un planteamiento más claro de lo que el país quiere de la industrial de hidrocraburos.  Entre tanto, el presidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry, manifestó que la crisis ha desatado una suerte de “incertidumbre” y una “desazón” en el grupo productivo. Destacó, además, que las medidas que ha tomado la estatal para reducir los costos lograron cumplir la meta de ahorro en agosto y ampliarla a $2,2 billones. Entre tanto, el costo por levantamiento de barril -lo que cuesta sacar un barril de crudo del subsuelo hasta la superficie-  se redujo US$3, pasando de US$7,50 por barril y en lo corrido de este año quedó en US$4,50 por barril. En medio de los debates por el futuro petrolero del país está la discusión trascendental de la afectación que ha tenido el bajonazo en las finanzas públicas de Colombia. “En 2013 fueron más de $23 billones lo que generó la renta petrolera, en 2014 la cifra fue cercana a $19,6 billones, el estimativo para este año es de $9,6 billones y para el próximo las proyecciones son de $3,3 billones, lo que plantea enormes retos”,  dijo Acosta. 

En Latinoamérica las mayores reservas de este crudo las tiene Venezuela, con

el 87% (1,7 billones de BEP), mientras que Colombia tiene la quinta mayor

reserva de este crudo en la región, representando el 0,6% (0,012 billones de

BEP).

Sin embargo, el potencial de explotación de estos recursos trae unos desafíos

considerables en infraestructura, tecnología, talento humano e insumos. La alta

viscosidad y densidad de este crudo requiere tratamientos térmicos y químicos

adicionales para su efectiva extracción que, a pesar de los avances

tecnológicos, deja aún un factor de recobro (cantidad recuperable de la

confirmada) en promedio mundial de alrededor del 20%, cuando en pozos

convencionales es del 35%.

Además de la extracción, existen importantes retos en los temas de transporte

y refinación de estos crudos, ya que, dada la viscosidad que los caracteriza, la

movilización vía oleoducto es compleja, siendo necesario calentar el fluido o

diluirlo con aceites más livianos o naftas, lo que supone costos adicionales en

el proceso.

Para Colombia estos desafíos son importantes, dado el papel histórico

creciente que ha jugado el crudo pesado en la producción nacional (de

gravedad API menor a 20 grados) como se observa en la gráfica 2, y también

el que jugará en el futuro, como se indica en la gráfica 3.

RESERVA

Las reservas de crudo se encuentran localizadas en las cuencas de los Llanos Orientales, Medio Valle del Magdalena y Putumayo, y los campos desarrollados son Nare Norte, Moriche y Chicalá, Castilla y Rubiales, así como los contratos de asociación Cocorná y Tisquirama.

Los yacimientos de Castilla y Chichimene, ubicados en los municipios de Acacías y Castilla La nueva, son operados a partir del 31 de julio pasado por Ecopetrol através de la Gerencia Llanos, que está tratando de operarios a muy bajos precios y generando un margen operacional de 8,4 dólares por barril y una utilidad operacional de 365.000 millones de pesos.

Importancia

En el pasado la explotación de estos crudos no era viable debido a su poca competitividad en materia de tratamiento y transporte, pero actualmente, cuando la gran mayoría de yacimientos están sin explotar, es considerado como la más importante fuente de hidrocarburos del siglo XXI.

Sube demanda en Colombia La necesidad de aumentar la producción de crudo pesado en Colombia se manifiesta nuevamente con el requerimiento de cargas de este tipo de crudos en las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, que fueron construidas con especificaciones para el manejo de petróleos pesados.

La producción actual de este petróleo en contratos de asociación asciende a 8.733 barriles promedio diario, que se suma a otros 21.000 barriles del campo Castilla y 3.650 del campo Palagua (estos dos en producción directa).

Pero sin lugar a dudas, el factor tecnológico es la pieza clave en este reto de convertir los crudos pesados en una fuente importante de energía. Y como respuesta a la urgente necesidad de buscar una solución a los problemas asociados al transporte de crudos pesados, las vicepresidencias de Exploración y Producción, Transporte, Refinación, de Ecopetrol, y el Instituto de Colombiano del Petróleo (ICP) trabajan en la puesta en marcha de la prueba de transporte entre Chichimene y Apiay, para conducir a lo largo de 40 kilómetros el crudo de Castilla mediante la tecnología de emulsiones.

Los yacimientos de Castilla y Chichimene, ubicados en los municipios de Acacías y Castilla La nueva, son operados a partir del 31 de julio pasado por Ecopetrol através de la Gerencia Llanos, que está tratando de operarios a muy bajos precios y generando un margen operacional de 8,4 dólares por barril y una utilidad operacional de 365.000 millones de pesos.

DESAROLLO DE CAMPOS CASTILLA Ecopetrol, como operador del campo, analiza las alternativas que permitan la explotación adicional del mismo. En una primera fase se está proponiendo la adquisición sísmica (3D) y la perforación de un pozo horizontal, que permitirán obtener información para evaluar la viabilidad de un proyecto que podría desarrollar del orden de 115 millones de barriles de petróleo (13,5 grados API). Este proyecto, en caso de confirmarse técnica y economicamente, requeriría en una primera etapa de inversiones del orden de 100 millones de dólares (sin contar con opciones de recobro mejorado) y de la incorporación de tecnologías de punta, para lo cual se necesitaría contar con el concurso de terceros para su ejecución.

RUBIALES La compañía asociada presentó recientemente un plan de desarrollo para reiniciar la explotación del campo bajo la modalidad de Solo riesgo y de esta manera tratar de comprobar la existencia de reservas. El aceite original calculado de barriles es del orden de 700 millones de barriles de crudo de 13,5 grados API.

campo Rubiales ya no es el campo de mayor producción en el país. Así se concluye tras el reporte de producción fiscalizada de crudo publicado de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, que confirma la tendencia a la declinación de este complejo operado por Pacific Rubiales.

En mayo y junio, campo Castilla, propiedad de Ecopetrol, mantuvo la mayor producción del país, con un promedio diario de 122.855 barriles en mayo y de 124.137 barriles en junio.Este campo está ubicado entre los municipios de Cubarral y Apiay en el departamento de Meta.Mientras tanto Rubiales logró una producción promedio de 123.084 barriles en mayo y bajó a 121.716 en junio.Fuentes conocedoras del campo explican que la incertidumbre sobre quién operará este complejo, a partir del próximo año, cuando vence el contrato de asociación entre Ecopetrol y Pacific Rubiales, tiene frenadas las nuevas inversiones, de tal forma que no se pueden mejorar las cifras de recobro.Campo Rubiales es uno de los complejos que hace parte del convenio de asociación entre Ecopetrol y Pacific Rubiales, en donde también figura el campo Pirirí, que de acuerdo con la ANH, produjo en junio 39.599 barriles promedio diario.Sumando las producciones de Rubiales y Pirirí la cifra de barriles extraídos mediante este convenio suma 161.314 barriles y es superior a la de Castilla.Sin embargo, de acuerdo con Ecopetrol Pirirí y Rubiales son campos independientes y sus producciones se calculan individualmente.En los datos de la ANH los contratos de Rubiales y Piriri aparecen clasificados como campo Rubiales.De acuerdo con Ecopetrol, la producción de Castilla en el primer semestre aumentó en 16,6 por ciento con respecto al mismo periodo del año pasado, este campo, junto con Chichimene y Casabe, ha impulsado el crecimiento de la producción de la empresa.Por otro lado, Caño Limón, operado por Occidental Petroleum, acentuó la caída en su producción en el mes de junio, debido al bloqueo de la circulación de crudo por el oleoducto que lleva el mismo nombre del campo.

LA CONTAMINACIÓN DEL PETRÓLEO

Aunque todo producto en exceso contamina (por ejemplo, el agua contamina la gasolina envasada), el petróleo tiene el problema de ser insoluble en agua y por lo tanto, difícil de limpiar. Además, su color, olor y viscosidad lo hacen difícil de disimular. En general, los derrames de hidrocarburos afectan profundamente a la fauna y vida en el lugar, razón por la cual la industria petrolera mundial debe cumplir con normas y procedimientos muy estrictos en materia de protección ambiental. 

Una de las mayores causas de la contaminación oceánica son los derrames de petróleo. El 46% del petróleo y sus derivados industriales que se vierten en el

mar son residuos que vuelcan las ciudades costeras. El mar es empleado como un muy accesible y barato depósito de sustancias contaminantes, y la situación no cambiará mientras no existan controles estrictos, con severas sanciones para los infractores. 

El 13% de los derrames se debe a accidentes que sufren los grandes barcos contenedores de petróleo, que por negligencia de las autoridades y desinterés de las empresas petroleras, transportan el combustible en condiciones inadecuadas. 

Los derrames ocasionan gran mortandad de aves acuáticas, peces y otros seres vivos de los océanos. Esto altera el equilibrio del ecosistema y modifica la cadena trófica. En las zonas afectadas, se vuelven imposibles la pesca, la navegación y el aprovechamiento de las playas con fines recreativos.

Derrame de petróleo; desastre ecológicoMartes 24 de marzo de 2009.La semana pasada, un equipo de conservacionistas de la Reserva Natural de las Aves El Pangán, en la vertiente occidental del departamento de Nariño encontraron el río Ñambí, que fluye a través de la reserva, contaminado con un gran derrame de petróleo crudo.

Dos imágenes de la misma área, en el río Ñambí, antes y después. Se aprecia en la derecha de los restos de petróleo sobre la vegetación.

“El espectacular río Ñambí se está convirtiendo en una alcantarilla de aguas de color negro, con miles de peces muertos y un bosque estéril”, denunció Sara Inés Lara, Directora Ejecutiva de la Fundación ProAves. “Es una catástrofe para este bosque y para este planeta”. El derrame de petróleo crudo no se debe a un accidente sino a la extracción ilegal que se realiza de esta sustancia del oleoducto, de propiedad de la Empresa Colombiana de Petróleos, Ecopetrol, y manejado por ella. El oleoducto empieza en el departamento del Putumayo en el Amazonas, y fluye hacia más allá de la reserva y de la población de Junín hasta el puerto costero de Tumaco.

Orquídeas y otras plantas muriendo en la ribera del río Ñambí a

causa del petróleo.

Infortunadamente, personas inescrupulosas han perforado el oleoducto para extraer petróleo. Estas personas procesan la sustancia, y los productos secundarios de esta destilación artesanal, además del desbordamiento de petróleo crudo, fluyen a través de quebradas hacia el río Ñambí. Se calcula que tal vez más de cien mil galones de petróleo han fluido a los ríos, causando un daño irreparable y la muerte a la fauna y la flora de la región.

Otra imagen de los estragos del petróleo en el río Ñambí. A la derecha, el tubo del oleoducto

pasando cerca del río. 

“Estas extracciones ilegales, y muy peligrosas, de petróleo, acaban de empezar”, dijo el Presidente de la Fundación ProAves, Alonso Quevedo. “Los bosques húmedos del Choco colombiano son reconocidos como unos de los más ricos en biodiversidad y en número de especies endémicas en el mundo, con un valor enorme no solamente para la naturaleza, sino también para las comunidades indígenas Awá que dependen de esta zona”, advirtió.Desafortunamente, existen graves amenazas para el ambiente en esa región como son la extracción ilegal de madera, los cultivos ilícitos, los cultivos de palma africana y ahora el saqueo de petróleo. Los resguardos indígenas de UNIPA y CAMAWARI, además de la reserva natural El Pangán atraviesan por una crisis que no solamente impacta el equilibrio ecológico sino a las mismas comunidades.

Muestra de flora y fauna de la Reserva. Se aprecian tres especies de fauna amenazada: Rana

de veneno (Dendrobates histrionicus), Oso de Anteojos (Tremarctos ornatos) y el Halcón

Montés de Munchique (Micrastur plumbeus).

Ecopetrol y las autoridades han sido informadas de la crítica situación. ProAves busca urgentemente apoyo para entrenar y contratar personas de la localidad que alguna vez fueron leñadores y cazadores, como “guardabosques” para ayudar a proteger la increíble herencia natural de estas áreas, especialmente para monitorear el oleoducto. Su está interesado en apoyar este programa, por favor contáctenos inmediatamente en fundacion@proaves.org