Inyección de Vapor

La inyección de vapor es la tecnología de recobro que mayor éxito ha tenido en el mundo para la recuperación de crudos pesados. El proceso consiste en aumentar la temperatura del yacimiento, conformado por un fluido muy viscoso que difícilmente se mueve. Al subir la temperatura con el vapor, se baja la viscosidad y éste se torna más fluido, lo que permite su fácil desplazamiento hacia la superficie. Es como si tuviéramos miel, que bajo la acción del calor aligerase su consistencia y fluyera mejor.

La inyección de vapor es un método que se emplea para estimular pozos productores con inyección de vapor y luego ponerlos otra vez en producción. El vapor es generado en la superficie e inyectado por la cañería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías laterales y emerja a la superficie. Este método se basa en una combinación de condiciones térmicas, que contienen petróleos muy viscosos. El vapor no sólo desplaza el petróleo, sino que también reduce mucho la viscosidad (al aumentar la temperatura del yacimiento), con lo que el crudo fluye más deprisa a una presión dada.

Inyección Continua de Vapor: La inyección continua de vapor es un método de recobro mejorado, aplicado principalmente a crudos pesados. La técnica consiste en la inyección de vapor continuamente al reservorio desde un pozo inyector, con el fin de aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para propiciar el flujo hacia un pozo productor. Es utilizado especialmente en yacimientos someros, con arenas de alta permeabilidad o no consolidada. El objetivo principal del método es el aumento del recobro del crudo mediante la reducción de la saturación residual de petróleo, el aumento de la permeabilidad relativa al petróleo, el suministro de un empuje por gas como consecuencia del flujo de vapor en el reservorio y una alta eficiencia de barrido. Los factores que favorecen la aplicación de este mecanismo son crudos con altas viscosidades, alta gravedad específica y espesores de arena gruesos.

Inyección cíclica de vapor: La inyección cíclica de vapor es uno de los pocos métodos que se saben que son efectivos en la recuperación de crudos pesado. Básicamente consiste en inyectar vapor en un pozo durante un tiempo determinado, generalmente de 1 a 3 semanas, cerrar el pozo por corto periodo de tiempo, normalmente  de 3 a 5 días, y luego ponerlo de nuevo en producción. El pozo producirá durante una tasa aumentada durante un cierto tiempo, que generalmente puede ser del orden de los 4 a 6 meses y luego declinara. Ciclos adicionales pueden realizarse de una manera similar, sin embargo el petróleo recuperado durante tales ciclos será cada vez menor. Aunque se han reportado

casos de hasta 22 ciclos, se duda que más de 3 ciclos resulten comercialmente atractivos.

 Aunque existen variaciones del proceso de inyección cíclica descrito, es

evidente que se trata básicamente de un proceso de estimulación, usualmente utilizado para petróleos pesados (8 – 15 ºAPI), aunque pueden utilizarse para yacimientos de cualquier tipo de crudo.

 Existe poca duda en cuanto al hecho que la inyección cíclica de vapor aumenta

la tasa de producción, aunque sea por un corto periodo de tiempo, sin embargo no está claro si la inyección cíclica de vapor conduce a un aumento de la recuperación utiliza del yacimiento. Además se cree que la aplicación intensa de este proceso en el yacimiento, podría ser imposible o ineficiente el uso del petróleo, tales como inyección continua de vapor, combustión en situ, desplazamiento miscibles, entre otros.

Combustión In Situ

El proceso de combustión in situ es un método convencional térmico que se basa en la generación de calor en el yacimiento para segur recuperando hidrocarburo una vez culminada la producción primaria y/o secundaria .Este método consiste básicamente en quemar una porción del petróleo presente en el yacimiento para generar el calor, esta porción es aproximadamente el 10%.

En el siguiente grafico se puede apreciar los diferentes tipos de combustión in situ empleados en el yacimiento, posteriormente se explicará brevemente en qué consiste cada uno.

PROCEDIMIENTO GENERAL

Generalmente se inicia bajando un calentador o quemador en el pozo inyector, posteriormente se inyecta aire hacia el fondo del pozo y se pone en marcha el calentador hasta lograr el encendido. Luego, los alrededores del fondo del pozo son calentados, se saca el calentador y se continúa la inyección de aire para mantener el avance del frente de combustión.

CLASIFICASIÓN

1. Combustión convencional o "hacia adelante"

Es también llamada combustión seca ya que no existe inyección de agua junto con el aire. La combustión es hacia adelante debido a que la zona de combustión avanza en la misma dirección del flujo de fluidos, es decir desde el pozo inyector hasta el pozo productor.

Como se observa en la imagen anterior, se inyecta aire, esto se hace con la finalidad de oxidar el petróleo, si embargo, se producen grandes volúmenes de gases residuales los cuales causan problemas mecánicos. El calor se va generando a medida que el proceso de combustión avanza dentro de una zona de combustión muy estrecha hasta una temperatura alrededor de 1200° F. Inmediatamente delante de la zona de combustión ocurre el craqueo del petróleo, esto origina el depósito del coque que se quemará para mantener la combustión. La zona de combustión actúa como un pistón y desplaza todo lo que se encuentra delante de su avance.

2. Combustión en reverso

En este tipo de combustión la zona de combustión se mueve en dirección opuesta a la dirección del flujo de fluidos y la combustión se enciende en los pozos productores. Como se puede apreciar en la siguiente figura, la zona de

combustión se mueve en contra del flujo de aire, los fluidos producidos fluyen a través de las zonas de altas temperaturas (500 – 700° F) hacia los pozos productores, originándose así una reducción en la viscosidad del petróleo y por consiguiente aumento de la movilidad.

3. Combustión húmeda

Consiste en inyectar agua en forma alternada con aire, creándose vapor que contribuye a una mejor utilización del calor y reduce los requerimientos de aire, esto se logra gracias a que al inyectar l agua parte de ésta o toda se vaporiza y pasa a través del frente de combustión transfiriendo así calor delante del frente.

Crudos pesados y extrapesados

Una de las características de los crudos es la fluidez o viscosidad, representada también indirectamente por la densidad o gravedad específica (expresada internacionalmente mediante °API). En la escala °API, los crudos extrapesados caen en el rango (0,0 - 9,9) °API y los pesados en el rango (10 - 21,9) °API.

En la escala de viscosidad en cp, estos crudos tienen una viscosidad entre 1.200 y 95.000 cp. Si se considera que el agua tiene, aproximadamente, 1 centipoise de viscosidad, se apreciará la poca fluidez de estos crudos. La viscosidad es muy importante en el tratamiento y manejo del crudo, desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, de aquí a la superficie, y luego en el transporte e instalaciones de refinación. Por tanto, para hacerlos más fluidos y manejables requieren calentamiento o diluentes.

Además, otras características de estos crudos, es que tienen un alto contenido porcentual de azufre. De igual manera pueden tener un apreciable contenido de sal y también contienen metales (níquel, vanadio y otros). A veces pueden tener también cierta cantidad de sulfuro de hidrógeno, que también es muy corrosivo y venenoso.

Todo esto hace que la refinación de estos crudos requiera métodos y tratamientos especiales para mejorar su calidad y obtener los resultados deseados de comercialización. 

Por otro lado, cabe resaltar que desde hace muchos años se conoce la existencia de estos yacimientos de crudos pesados y extrapesados que hoy atraen la atención de los petroleros del mundo. Tal es el caso de la Faja del Orinoco aquí en Venezuela, como también áreas de petróleos pesados y extrapesados en California, Canadá, México y otros sitios. Las razones por las que estos crudos no se explotaban anteriormente, se deben principalmente a sus características y al hecho de que mejores tipos de crudos se obtenían sin mayores inconvenientes y en abundancia. Otra razón por la que comenzaron a explotarse las áreas contentivas de crudos pesados, es que las reservas hasta ahora contabilizadas no son suficientes para el futuro, por lo tanto, las áreas ya conocidas de petróleos pesados y extrapesados empezaron a tener importancia mundial y a ser estudiadas y evaluadas detalladamente.

Para finalizar, cabe decir que los métodos de explotación de crudo pesado representan un verdadero reto para los productores de petróleo, sin embargo, mediante la nueva tecnología se han creado técnicas innovadoras de perforación, terminación, estimulación y aunado con una vigilancia rutinaria de los pozos contribuyen para que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables.

TECNOLOGÍAS ACTUALES EN LA FAJA DEL ORINOCO

Tecnología térmica no se aplica actualmente en las operaciones de producción en la Faja del Orinoco. Para 10% de recuperación de POES, que debía originalmente para cumplir con las condiciones contractuales, la aplicación de la tecnología de pozos horizontales, ahora lo suficientemente avanzada y probada, proporciona un mejor rendimiento. No nos referimos a la mejora de tecnología en superficie, sino a la producción. La aplicación de un pozo horizontal se combina con la aplicación de las tecnologías de

perforación, terminación y producción, todas ellas muy innovadoras y comerciales.

La tecnología de pozos horizontales ha progresado rápidamente. Ahora no sólo los pozos horizontales estrictamente siguen el cauce de la formación geológica que puede ser perforada, sino una serie de accesorios que han sido agregados los cuales permiten que la perforación de casi cualquier arquitectura bien en este tipo de arenas consolidadas. Petrozuata, rebautizada como Petroanzoátegui, fue quizás el pionero en la perforación de estos ³Extr años´ pozos ese momento.

Sin embargo, como se ha mencionado, esta tecnología no ayuda a aumentar el factor de recuperación. Para aumentar este factor, de acuerdo con el objetivo de PDVSA y los negocios de hoy las mejores prácticas, las tecnologías más avanzadas tendrán que ser introducidas, muchas de las cuales están actualmente en uso en otros países.

LAS TECNOLOGÍAS EMERGENTES

Todas las tecnologías que aquí se presenta puede ser considerado como EOR (recuperación mejorada de petróleo). Se trata de un comentario a abajo, aunque cabe señalar que la inyección continua de vapor y de combustión in situ son también en estas categorías pero se trataron con anterioridad debido a que son probados y tecnologías aplicadas que, de hecho, pronto será superada por las nuevas tecnologías. Algunas de las tecnologías descritas a continuación han estado en uso durante varios años en otros países.

SAGD LA TECNOLOGÍA

Tal vez la más madura de todas las tecnologías que lleguen a la vista en un futuro próximo para el Bel Orinoco es SAGD (Steam drenaje por gravedad asistido). Esta es una combinación de la inyección continua de vapor y las tecnologías de pozos horizontales, que ha sido ampliamente estudiado. Este proceso innovador y prometedor corrientes las desventajas de los pobres de exploración en yacimientos heterogéneos, típica de la inyección continua de vapor con pozos verticales. Su diseño ideal consiste en la perforación de dos pozos horizontales, uno encima del otro paralelo, vertical y unos pies o metros. El vapor de agua se inyecta a través de la parte superior y con la idea de formar una cámara de gas caliente para que el contacto a través de las paredes laterales caliente el crudo y reduce la viscosidad. El crudo a continuación, puede moverse por gravedad hacia el pozo inferior, que actúa

como productor. Una morrena glacial importante de este método es que tiene hasta un 80% la eficiencia de barrido. En este caso heterogeneidades embalse no son tan importantes por que la proximidad de los pozos minimiza su influencia. Se debe tener cuidado de no inyectar tasas excesivamente altas del equipo, lo que no permitiría de la gravedad para llevar a cabo su función y simplemente recircula el vapor de agua entre el inyector y el productor, de modo que la aplicación de este proceso requiere un estudio cuidadoso antes.

En Canadá, este proceso está siendo introducido comercialmente. En Venezuela algunas pruebas se han realizado en Lagunillas. Ambas experiencias indican que SAGD será una de las tecnologías que se introduzcan en la Faja del Orinoco. La tecnología acompaña a SAGD es HASD (horizontal alternativa de vapor de unidad), que consiste en un par de pozos horizontales perforados de lado a lado en el mismo nivel ya una distancia depende de cada caso. El vapor se inyecta a través de un pozo que empuja y se calienta el aceite en la otra. Después de unos meses, la función de los pozos se invierte, la inyección por inyector. Laboratorio y la simulación de prueba de que este método puede recuperar hasta un 50-60% del crudo, pero todo depende de la distancia entre el pozo y las heterogeneidades del medio. Este método es más apropiado para la arena fina, mientras que SAGD es más beneficioso en las arenas gruesas. Sincor (Petrocedeño) estaba considerando seriamente estas tecnologías para aumentar su factor de recuperación global de 20-25% del POES.

VAPEX TECNOLOGÍA

El VAPEX (extracción de vapor o los gases de extracción de Pentecostés) la tecnología ha sido ampliamente estudiado, aunque todavía no es comercial. Su diseño es similar a la tuerca de la tecnología SAGD en lugar de la inyección de vapor de agua, se utilizan disolventes (generalmente butano y propano, aunque los experimentos se han hecho con otros), a veces acompañadas de vapor de agua, con el fin de reducir la viscosidad del crudo, separar la fracciones más ligeras, lo que produce un crudo con la mejora de la gravedad API. El costo de operación y completar los requisitos de energía de VAPEX son inferiores a los de los procesos de recuperación térmica, como SAGD e inyección de vapor. Esta ventaja ha atraído la atención y ha ganado importancia en el crudo pesado de la industria arenas, por lo que es una tecnología con gran potencial para la aplicación con éxito, incluso en el depósito. Sin embargo, los disolventes inyectados son costosos por lo que si un alto porcentaje no se recupera con el crudo producido, el coste del proceso puede aumentar considerablemente. Estimaciones de los

investigadores que una proporción de 0,13 a 0,3 m3 de crudo está cerca de la relación óptima.

El aspecto prometedor de este proceso ha llevado a muchos investigadores a buscar las variaciones favorables que podrían hacer aún más atractivo, por lo que ahora hay ahora ESSAGD (AMPLIACIÓN DE SOLVENTE SAGD) y SAP (solvente Asistido por Procesos) unos a otros. El efecto colateral es ambivalente que los solventes inducir la precipitación de asfaltenos en la formación rocosa. Esto crea el efecto favorable que el crudo producido es de mejor calidad, como ya se mencionó, y que los asfaltenos se queda en el depósito, lo que evita los problemas ambientales. Pero como efecto negativo, puede bloquear las arenas y evitar la movilidad del crudo. Sin embargo, la Faja del Orinoco es muy permeable y este efecto negativo no será probablemente importante.

THAI TECNOLOGÍA

Otro proceso térmico es tailandés (dedo del pie-a-talón de inyección de aire). El proceso de THAI fue inventado hace unos 15-16 años. La idea es explotar un pozo horizontal de tecnología, pero ahora la integración con la combustión in situ. El diseño consiste en un pozo vertical a través del cual se inyecta aire, que se encuentra por encima de la punta de un pozo horizontal perforado por debajo de ella, que lleva el crudo producido a su infierno. Inyección de aire facilita la ignición de un frente combustión, pero el delantero no tiene que moverse a lo largo de toda la longitud del embalse para empujar el crudo menos viscoso y más ligero. Este crudo es casi de inmediato empujó al productor también. La figura adjunta muestra el diseño en forma esquemática.

El proceso de THAI mantiene todos los efectos de la combustión in situ con la ventaja añadida de que la exploración ahora es sustancialmente mejor que en los pozos verticales solamente. La razón es básicamente la misma que en el caso de SADG: heterogeneidades ahora juega casi ningún papel. Pero el cuidado debe tener se con la cantidad de air e inyectado porque un efecto que se pretende importante es que el aire y gases de combustión se mantienen en el depósito en la parte superior de la arena, lo cual ocurre de manera natural por el efecto de la gravitación. Cuando el crudo es muy viscoso e inmóvil, la punta del pozo horizontal suele ser precalentado a establecer comunicación entre el robot de los pozos.

Aquí, como en el caso de la combustión in situ, es el coque que se quema por lo que el crudo producido tiene un mayor gravedad API del crudo que el original.

Algunos ven este proceso como más ventajoso que SAGD, ya que requiere de generadores de vapor o agua para producir el vapor de agua, gas o combustible para operar los generadores. Sin embargo, cierto escepticismo sobre el riesgo del proceso de combustión en sí todavía no se ha superado, junto con la dificultad de controlar ciertos elementos técnicos tales como el frente de combustión, las altas temperaturas y las tasas de inyección.

CHOPS TECNOLOGÍA

CHOPS de tecnología (producción de petróleo pesado en frío con arena) consiste en la producción deliberada de arena en los pozos productores de petróleo a lo largo de su vida productiva, que separa desde el aceite en una etapa leter en la superficie. Esta técnica se utiliza en yacimientos con arenas superficiales no consolidados de la baja productividad que contienen crudo de alta viscosidad. El principal objetivo de la técnica es aumentar la producción de petróleo mediante el aumento de la capacidad de flujo alrededor del pozo. Esto se logra por la producción deliberada de arena, lo que crea agujeros de gusano y una zona de fracturas alrededor del pozo, inmediatamente se convierte en un excelente productor; el contraste del pozo completado convencional normalmente se llena de arena, no mucho después de la producción, lo que reduce drásticamente su producción.

El proceso fue descubierto empíricamente cuando los operadores trabajan en Canadá descubrió que permitir que pequeñas cantidades de arena para entrar en el bien con el petróleo aumentaron las tasas de producción, y que los esfuerzos por excluir a la arena por lo general dirigidos a la pérdida total del pozo. Con el tiempo la técnica ha mejorado el logro de una separación efectiva y económica más de la arena y el agua del aceite por segregación gravitacional en tanques verticales. La arena se extrae para pavimentar las calles.

CHULETAS se ha desarrollado rápidamente, la incorporación de métodos nuevos y más eficaces de intervención, la terminación y la separación, y, en consecuencia, mayores beneficios. Es un proceso de bajo costo que lo convierte en un método de producción primaria muy atractivo. La única limitación para incrementar la producción por el método CHULETAS parece ser la falta de capacidad para almacenar la arena. El proceso es

ampliamente utilizado en Canadá, Indonesia y China. Debido a las características de la arena de la arena en la Faja del Orinoco, parece fácilmente aplicable para mejor ar las tasas de frío de los pozos, y Petrocedeño (antes Sincor) está a punto de probar el proceso en esta área de trabajo.

AQUACONVERSIONR: es un proceso de mejoramiento de crudos pesados y extra pesados desarrollado por PDVSA-INTEVEP. Este proceso es capaz de convertir los crudos pesados en crudos sintéticos transportables. AQUACONVERSION23 emplea vapor de agua. Tiene como limitación importante su baja capacidad de hidrogenación, pero como ventaja apreciable su capacidad de vapocraquear, transfiriendo el hidrógeno necesario para saturar los enlaces que se rompen en el procesamiento y producir por tanto fracciones livianas, cuyo hidrotratamiento sería más o menos necesario y convencional.Incluso puede adelantarse que un pequeño nivel de hidrogenación podría alcanzarse debido a la presencia de hidrogeno molecular resultante del vaporeformado, sobre todo si el proceso se acompaña de una formulación catalítica que pueda incluir una función hidrogenante. Esta tecnología permite mejorar las propiedades de los crudos pesados y extrapesados a través de procesos catalíticos con metales, que en presencia de vapor promueven en el reactor la transferencia de los hidrógenos del agua a la carga pesada (crudo). De esta manera el proceso se orienta a producir un crudo sintético de mayor calidad en cuanto a gravedad API y viscosidad. El grado de hidrogenación que promueve el proceso, es suficientemente alto para saturar los radicales libres que se forman normalmente en las reacciones térmicas y que usualmente conducen a las indeseadas reacciones de polimerización que limitan el grado máximo de conversión. Esta habilidad colateral de hidrogenación permite que el proceso de conversión pueda ser ejecutado por tiempo prolongado disminuyendo las tendencias a la obtención de productos no deseados. Típicamente AQUACONVERSION opera a temperaturas entre (400-460) °C y presiones (100-200) lpc. Así cuando las macromoléculas de asfaltenos se someten a la reacción catalítica del proceso de AQUACONVERSION en presencia de vapor, los enlaces de los hidrocarburos de cadena larga se rompen y forman compuestos estables más livianos, luego se postula que el vapor de agua se descompone probablemente en oxígeno e hidrógeno que actúa en presencia del catalizador para que ocurra la hidrogenación parcial del crudo. En este proceso los asfaltenos no aumentan como si ocurre en el caso de viscorreducción.

Aquaconversión® es una tecnología de mejoramiento en superficie basada en un vapocraqueo termocatalítico, la cual produce una conversión moderada de residuos en presencia de un catalizador soluble y vapor de agua. Entre los beneficios que ofrece se encuentran el bajo costo y su baja complejidad operacional. Además, produce un crudo mejorado con propiedades de transportabilidad y una ganancia en grados API entre 3° y 4°, dependiendo del crudo procesado. No requiere Hidrógeno, sólo agua y la producción de sólidos es relativamente baja, con una menor afectación al ambiente”

Int-Mecs®, es un proceso de desasfaltación de hidrocarburos pesados y extrapesados en superficie, fundamentado en un proceso de extracción líquido-líquido usando solventes parafínicos de bajo peso molecular a condiciones poco severas de operación. Esta tecnología logra mejorar los crudos pesados de 16 a 21 grados API y los extrapesados de 8 a 16. Asimismo, reduce en el crudo mejorado sus contenidos de metal, azufre y asfaltenos. También es importante destacar que el residuo producido puede ser empleado en la generación de electricidad y posee propiedades idóneas para su uso en mezclas asfálticas.

Hdhplus® es un proceso catalítico de hidrocraqueo e hidrogenación para convertir crudos extrapesados y residuos de vacío en componentes livianos (gasolina, diesel y gasóleos) o en crudo mejorado de 35°API de alta calidad, con un bajo contenido de azufre, nitrógeno y sin metales. Actualmente, se encuentra en fase de IPC (ingeniería, procura y construcción) un módulo de HDH en la refinería de Puerto La Cruz, estado Anzoátegui, y, se proyecta que comience a operar en el año 2017.

¿Imaginas transportar ketchup o mayonesa a través de una tubería estrecha? El tamaño reducido de la tubería haría muy difícil que algo tan denso circulara en su interior. Lo mismo ocurre en la industria petrolera: los oleoductos son las tuberías estrechas y los crudos pesados (P) y extrapesados (XP) son el ketchup. Por eso la industria ha tenido que ingeniárselas para transportar por oleoducto los petróleos más viscosos, que son el 14% de todo el crudo que se extrae en el mundo en un solo día (unos 13 millones de barriles). El secreto está en conseguir que crudos P y XP, cuyas reservas sin explorar se estiman en 4.400 millones de barriles en todo el mundo, tengan una fluidez mucho mayor que la del ketchup (es decir, que tengan una menor viscosidad). Y esto se logra con diferentes técnicas que aseguran que el petróleo llege a la refinería en las mejores condiciones para ser tratado.

En la industria petrolera los crudos se caracterizan sobre todo por su gravedad ºAPI. Es una cifra que mide ladensidad del petróleo en relación a la del agua. La gravedad ºAPI del agua es 10 ºAPI, una cifra que trasladada a la industria petrolera determina que el crudo es pesado (a pesar de que el agua no tiene la fluidez o viscosidad del ketchup). Esto significa que cuanta más densidad tiene un crudo menor es su gravedad ºAPI y, por tanto, más pesado es. Lo contrario daría como resultado un crudo más liviano.

Mientras la mayoría de los crudos livianos y medianos tiene una gravedad ºAPI de entre 20 y 45 ºAPI , el petróleo P y XP, que se extrae sobre todo de Venezuela y Canadá, tiene una gravedad que oscila entre los 6 y los 21,9 ºAPI. Aunque suelen fluir bien hacia la superficie desde un yacimiento caliente, como ocurre en Venezuela, los crudos pesados, dependiendo de su calidad, a medida que se enfrían a la temperatura y presión ambiental del exterior se van convirtiendo en fluidos muy viscosos difíciles de transportar por un oleoducto. ¿Qué hacer entonces?

La regla es que para que circulen por estas tuberías en superficie de una manera adecuada deben tener una gravedad ºAPI preferiblemente mayor de 16 (o entre 14 y 16). De esa forma, la viscosidad del crudo es la adecuada para su transporte, tal como ocurre en la Faja petrolífera del Orinoco, en Venezuela. Se han desarrollado diferentes técnicas para lograrlo, disminuyendo su viscosidad con diluyentes o mediante calor. Las principales son:

Diluyentes. Es la forma más común de transportar crudos pesados por debajo de 14ºAPI. Se mezcla el crudo pesado con naftas o crudos más livianos, con lo que se reduce su viscosidad y se puede transportar sin necesidad de calentarlo.

Emulsión. Aquí el agua es la clave. El crudo pesado se mezcla con agua en una proporción aproximada del 25%. Como son sustancias que no se mezclan (como el agua y el aceite), se deben añadir surfactantes, unos compuestos químicos que mantienen la unión entre dos sustancias indisolubles, como el petróleo y el agua. Así se logra que la emulsión tenga una viscosidad más próxima a la del agua que a la del crudo pesado.

Oleoducto lubricado mediante flujo anular. El interior del oleoducto se lubrica inyectando agua. Así se genera un anillo de agua entre la pared del oleoducto y el crudo pesado y viscoso, reduciendo su contacto con la pared del oleoducto y, por lo tanto, facilitando su transporte. 

Transporte en caliente en oleoducto y tanquero. Para transportar el crudo por el oleoducto o en barcos con tanques especiales, se calienta a una temperatura que puede llegar hasta los 100ºC, dependiendo de su calidad y viscosidad a temperatura ambiente. Los oleoductos deben estar bien aislados para minimizar las pérdidas de calor y minimizar las estaciones de recalentamiento en oleoductos largos, y los barcos deben ser capaces de mantener la temperatura.

Los retos tecnológicos de estos crudos no sólo está en la dificultad de su transporte, sino también en su extracción y procesamiento en las refinerías

Orimulsión: es un combustible fósil no convencional altamente energético no explosivo que resulta de combinar 70% de bitumen (hidrocarburo pesado) y 30% de agua con una mezcla especial de sulfactantes. La orimulsión es una emulsión estable de bitumen en agua, lo cual en términos sencillos podría decirse que es la suspensión de partículas infinitesimalmente pequeñas de bitumen en agua.

Las ventajas de la orimulsión en comparación a otras fuentes energéticas son:  

contiene un valor calorífico muy comparable al del carbón fósil. después del gas, es el combustible mas limpio; bajas emisiones de co2. es un combustible liquido que puede ser transportado fácilmente. grades reservas en la faja petrolífera del Orinoco.