De la Roca al Refino: Características de Petróleos no Convencionales y los Principales Desafíos para el Refino

Introducción

En la industria de petróleo y gas, los yacimientos de petróleo pueden clasificarse en dos categorías principales: convencionales y no convencionales. Los yacimientos de petróleo no convencional presentan características geológicas específicas, como baja permeabilidad y rápida caída de presión, por lo que se requiere estímulos para la producción de hidrocarburos. Importante destacar que tienen una recuperación de petróleo significativamente menor en comparación con los yacimientos convencionales.

El desarrollo de la industria de petróleo y gas en las últimas décadas ha sido marcado por la creciente exploración de yacimientos no convencionales, motivada por la necesidad de satisfacer la demanda energética global. A medida que las fuentes de petróleo convencional se vuelven progresivamente más escasos o económicamente inviables, la atención se dirige hacia alternativas promisorias como el shale oil y el tight oil. Específicamente en el caso de Brasil, el presal. Estos recursos presentan desafíos tecnológicos y operativos específicos, debido a las características de las formaciones geológicas, como son la baja permeabilidad, la alta heterogeneidad y la presencia de contaminantes que impactan directamente en la eficiencia de los procesos de producción y refino.

La producción de yacimientos de crudo no convencionales requiere el uso de técnicas avanzadas de perforación, completación y estimulación, como la fracturación hidráulica y la perforación horizontal, para viabilizar técnica y económicamente los procesos de extracción y producción. Por otro lado, el refino de estas corrientes impone requisitos adicionales a los sistemas catalíticos de las unidades de craqueo fluidizado (UFCC), lo que exige el desarrollo de catalizadores más robustos y estrategias operativas capaces de mitigar los efectos adversos causados por contaminantes como hierro, calcio, cobre, sodio, potasio, entre otros, así como por otras características inherentes a las cargas (como mayor acidez, contenido de oxígeno y presencia de sales).

1. Shale oil

El shale oil se considera el petróleo no convencional más valioso y con mayor potencial de desarrollo. La producción de shale oil en los Estados Unidos provocó una revolución en el panorama energético global, aumentando rápidamente la producción de petróleo en el país. En China, las reservas geológicas de shale oil se estiman alrededor de 30 mil millones de barriles, con enorme potencial de continuar en ascenso. Otro país que se destaca por poseer grandes reservas de shale oil es Argentina, en la región conocida como Vaca Muerta. En 2013, la U.S. Energy Information Administration (EIA) estimó que el volumen de petróleo recuperable en Vaca Muerta sería del orden de 16,2 mil millones de barriles, posicionando a Argentina como el cuarto país con las mayores reservas de petróleo no convencional del mundo.

^{Figura 1 – Reservas globales de shale oil.}

^{Fuente – Adaptado de EIA, 2025.}

El shale oil está compuesto por petróleo preservado en esquisto rico en materia orgánica y presenta madurez orgánica media a alta. El esquisto actúa tanto como roca madre como roca reservorio y, por lo tanto, puede denominarse “petróleo de roca generadora”. El petróleo de esquisto existe en estados adsorbido y libre, y generalmente posee baja densidad y viscosidad. Esta atrapado principalmente en poros y fracturas a nanoescala y se encuentra distribuido a lo largo de estratos laminares o microfracturas paralelas. La Tabla 1 presenta algunas características de los principales puntos de exploración de shale oil en el mundo.

^{Tabla 1 – Propiedades de algunos importantes puntos de exploración de shale oil en el mundo.}

^{Fuente – Adaptado de WANG et al., 2019.}

2. Tight oil

El tight oil es el petróleo convencional que se encuentra en yacimientos de baja permeabilidad (menor de 0,1 mD) y baja porosidad (menor del 10%) y que requiere técnicas de perforación y completación de pozos tecnológicamente más avanzadas. El proceso de extracción da lugar a hidrocarburos líquidos obtenidos mediante la fracturación hidráulica de formaciones de esquisto, mientras que una fracción pesada, similar al alquitrán, permanece en el depósito de esquisto.

Las mayores reservas viables para recuperación de tight oil se encuentran en Rusia (75 mil millones de barriles) y en los Estados Unidos (58 mil millones de barriles), destacándose también China, Argentina, Libia, Venezuela y México, que en conjunto suman 30 mil millones de barriles, según datos de la EIA.

En general, la composición del tight oil es diferente de los petróleos tradicionales, presentando las siguientes características:

• mayor densidad API;
• mayor rendimiento de diésel y fracciones ligeras;
• mayor contaminación por Fe, Ca, Na y Pb;
• menor contenido de azufre;
• mayor contenido de componentes parafínicos.

Debido a la diferencia de rendimientos en comparación con los petróleos convencionales, como se muestra en la Figura 2, puede ser necesaria la mezcla con otros crudos para ajustar los rendimientos o la adaptación del hardware en unidades antiguas.

^{Figura 2 – Comparación entre tight oil y otros petróleos no convencionales.}

^{Fuente – Adaptado de LELIVELD y TOSHIMA, 2015.}

3. Presal

El petróleo del presal fue descubierto en 2007 en Brasil y se encuentra en las rocas sedimentarias situadas debajo de una gruesa capa de sal, en aguas ultra profundas, de hasta 2.000 metros, que impide la migración del petróleo. La producción diaria de petróleo en el presal es elevada, habiendo pasado de un promedio de 41 mil barriles por día en 2010 a un nivel de 1,9 millones de barriles por día en 2020, con posibilidad de alcanzar 5 millones de barriles por día en 2030, lo que demuestra la alta productividad de los pozos del presal, representado en la Figura 3.

^{Figura 3 – Productividad de pozos de petróleo en diversas regiones del mundo.}

^{Fuente – SANDREA y GODDARD, 2016.}

De acuerdo con la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), el petróleo del presal se clasifica como crudo ligero, ya que presenta una mayor densidad API, en comparación con otros tipos de petróleo. Además, petróleo extraído contiene un menor contenido de azufre y un mayor contenido de sales a base de sodio, calcio y potasio. Las sales presentes en el petróleo constituyen una fuente de corrosión para los equipos de la refinería. En la Tabla 2 se muestra una comparación de la calidad de diferentes pozos petroleros brasileños, incluidos los pozos de aguas ultraprofundas.

^{Tabla 2 – Comparación entre diferentes aceites brasileños.}

^{Fuente – Adaptado de DELGADO y GAUTO, 2021.}

4. Desafíos para el refino

Cada unidad de cada refinería está diseñada para procesar una mezcla de petróleos, con un promedio de calidad esperada y con un margen que permite cierta flexibilidad operativa dentro de un rango especifico. La unidad de destilación es la más dependiente de la calidad del petróleo, mientras que las demás unidades, en general, son afectadas por el caudal y por la calidad de los productos de la destilación.

En el procesamiento de cargas de petróleos no convencionales, pueden ocurrir depósitos de parafinas en las tuberías, aumentando la pérdida de carga en los circuitos, pudiendo representar un problema especialmente grave en la etapa de transporte para los oleoductos que abastecen las refinerías.

Debido a características específicas como la presencia de sólidos en suspensión y el alto punto de fluidez, el procesamiento de cargas más ligeras puede requerir inversiones en mejoras en el calentamiento de tanques y tuberías, así como ajustes en los filtros de bombas.

De manera general, se utilizan dos estrategias:

1. Mezclar petróleos para adecuar los rendimientos y la calidad de los productos de acuerdo con el hardware de la refinería.
2. Realizar modificaciones en las unidades de proceso para manejar la nueva carga y el perfil de rendimientos.

La mezcla de estos petróleos con crudos convencionales, que presentan mayores contenidos de hidrocarburos pesados, puede agravar algunos problemas ya bastante conocidos. En el contexto de ajuste de rendimientos y calidad de productos, la mezcla de crudos ligeros con crudos más pesados tiene total sentido y es una estrategia muy utilizada.

Sin embargo, incluso cuando se busca la segregación inicial de estos crudos más ligeros, como en bases intermedias y tanques de recepción, el contexto del sistema de almacenamiento puede provocar una mezcla no intencional debido a la existencia de lastres en los tanques. Esta mezcla - de petróleos ligeros y parafínicos con petróleos más ricos en componentes pesados, intencional o no – puede provocar el fenómeno de deposición de asfaltenos. Cuando esto ocurre, los petróleos son incompatibles por reglas de mezclado. En este contexto, análisis de laboratorio realizados previamente a la recepción, de los cargamentos y/o precisión de los assay pueden ayudar a prever y mitigar este problema, así como el uso de software especializado.

Para el procesamiento de cargas de petróleos más ligeros, los principales desafíos y las soluciones adoptadas se describen a continuación: