Le nom de pétrole extra-lourd identifie le pétrole brut caractérisé par sa viscosité élevée ou sa résistance au mouvement comme n’importe quel liquide conventionnel.
Avant de poursuivre la lecture, une notion essentielle. Parmi les indicateurs les plus utilisés pour mesurer la qualité du pétrole figurent les diplômes API, acronyme de l’American Petroleum Institute, dont la traduction en espagnol est Instituto Americano del Petróleo.
L’API étant une formule liée à la densité de tout fluide, cet indicateur peut être appliqué non seulement à l’huile, mais aussi à l’eau et même à l’huile d’olive, qui a généralement un grade API de 43, très léger.
Dans le cas de la référence universelle, l’eau, sa valeur est de 10 degrés API. Lorsque le pétrole a un indice API inférieur à 10, il est dit extra lourd ; entre 10 et 22 c’est lourd, de 22 à 30, moyen, 30 à 50, léger, et désormais on les appelle condensats, presque gazeux.
Revenons en arrière. Pour rendre le pétrole brut extra-lourd gérable et mobilisé, un diluant est injecté dans ou à la surface du réservoir, afin d’obtenir un mélange susceptible d’être mobilisé par des pipelines.
Ensuite, un volume du pétrole dilué obtenu est transporté vers les usines de valorisation, où une partie substantielle du diluant est séparée et les teneurs en eau, sédiments, carbone et soufre sont réduites ; et une huile améliorée de type Merey de 16 degrés API avec 2,71 % de soufre est obtenue.
Au début de la phase de production de la ceinture pétrolière Hugo Chávez Frías Orinoco, l’injection du diluant dans le pétrole extra-lourd peut être appliquée à la surface du réservoir, si les conditions de mobilité du pétrole brut dans le puits ne justifient pas une injection au fond.
L’injection de diluant à la surface du réservoir améliore le transport du pétrole brut dans les lignes de production, mais n’atténue pas les pertes par friction du pétrole dans les conduites internes des puits.
Au contraire, l’injection de diluant au fond fait circuler le pétrole brut à l’intérieur des conduites du puits et minimise les pertes de charge dues au frottement du pétrole brut à l’intérieur de la conduite, augmentant ainsi la pression d’entrée de la pompe et optimisant la production.
Selon les diluants utilisés pour donner de la fluidité au pétrole extra-lourd, principalement du naphta et des pétroles bruts légers, différentes ségrégations ou mélanges sont réalisés.
Un premier produit est le pétrole brut dilué ou DCO (pétrole brut dilué), qui est une dilution résultant du mélange de pétrole brut extra-lourd (8° à 12° API) avec du naphta (42° à 47° API), dans une proportion relative de respectivement 75% – 25%.
Le naphta utilisé pour la dilution provenait principalement du complexe de raffinage de Paraguaná et de la raffinerie El Palito, mais il est actuellement généralement importé et déchargé au terminal de stockage et d’expédition de brut José Antonio Anzoátegui et distribué aux champs via le pipeline Palmichal.
Un autre des produits obtenus est le pétrole brut de type Merey 16. Les diluants utilisés sont les huiles nationales Mesa 30 et Santa Bárbara, provenant du nord de Monagas, ou à défaut, tout pétrole brut léger importé répondant à ces caractéristiques.
Le mélange du pétrole brut national léger avec du pétrole brut extra-lourd de la Ceinture entraîne une ségrégation connue sous le nom de type Merey 16.
Dans la phase de production permanente, le pétrole brut dilué ou DCO est transporté vers les quatre usines de valorisation des coentreprises Petrocedeño, Petropiar, Petromonagas et Petro San Félix.
Le DCO peut également être transporté jusqu’à l’usine de mélange située dans la Ceinture, où le naphta est séparé, et le mélange obtenu est mélangé avec du pétrole léger pour obtenir des mélanges de qualités compétitives sur le marché international.
Dans les usines de valorisation, le naphta est séparé du pétrole brut pour être restitué et réinjecté dans le réservoir ; Pendant ce temps, le pétrole brut est traité pour produire un pétrole brut amélioré de meilleure qualité.
Le processus indique que le système de valorisation du pétrole lourd et extra-lourd sépare le diluant du mélange et le renvoie au champ de production ; convertit le pétrole brut très lourd en pétrole brut plus léger qui peut être traité dans des raffineries de complexité moyenne ; élimine les éléments indésirables tels que le soufre, les métaux, le coke et l’eau.
Attention, contrairement à une raffinerie, l’usine de valorisation ne fabrique pas de produits finis comme de l’essence, du diesel, des déchets, des lubrifiants, de l’asphalte.
La capacité des quatre usines de valorisation de différentes tailles et complexités et d’une usine de mélange, situées dans le complexe industriel José Antonio Anzoátegui, au nord d’Anzoátegui, est de 1 097 mille barils par jour, MBD ; Toutefois, la capacité opérationnelle d’amélioration est de 968 MBD en termes de DCO.
Depuis 2008, les usines de valorisation ont connu une perte progressive de fiabilité opérationnelle et de capacité opérationnelle, affectant le traitement du DCO.
La baisse est liée aux dommages causés par des mesures coercitives unilatérales qui ont provoqué divers aléas opérationnels et de multiples pannes d’unités hors service, tels que : Non-respect dans les délais du calendrier de maintenance majeure des usines de valorisation.
Report des projets d’expansion de la capacité de traitement du pétrole brut dilué dans les usines de valorisation en raison d’une réduction budgétaire et de peu ou pas de disponibilité de flux de trésorerie.
Affectation de l’intégrité mécanique des améliorants due aux coupures d’eau et de sédiments, qui dépassent 5% en production.
Limitations des importations d’essence, en raison des sanctions imposées par le gouvernement américain.
D’autre part, les sanctions entraînent des restrictions d’approvisionnement et ont conduit à de faibles niveaux de stocks de diluants pour la dilution et le transport du pétrole brut lourd et extra-lourd, ainsi que pour la formulation du Merey 16.
Il y a également eu des livraisons de diluants non conformes aux spécifications, ainsi que des restrictions d’approvisionnement dues à l’interdiction d’exportation et de réexportation des États-Unis vers le Venezuela.
D’autres effets sont les restrictions sur l’importation de naphta utilisé comme diluant pour le pétrole brut extra-lourd dans la Ceinture, ce qui a réduit les niveaux de production.
Le procédé indique que la manipulation et la distribution du diluant sont des étapes cruciales pour l’amélioration du pétrole brut et dans la formulation du DCO et du Merey 16.
Il s’ensuit que le mélange nécessite une dilution correcte pour optimiser le flux d’huile dans les canalisations et pendant le traitement ; Cependant, étant donné la baisse de la production de pétrole brut léger et les difficultés d’obtention des produits raffinés utilisés dans les processus de dilution, PDVSA a dû importer du pétrole brut léger et du naphta comme diluants, en assumant les dépenses conséquentes en devises.
Au cours des quatre dernières années, entre 71,0 MBD et 38,0 MBD de diluants ont été importés chaque année, essentiellement concentrés dans du pétrole brut diluant léger et un volume inférieur de naphta.
