Pesados y Extrapesados a Nivel Mundial.

DESCRIPCIÓN OBJETO DE LA INVENCIÓN

La presente invención se encuadra en el sector petrolero específicamente dentro de los periodos de explotación de un yacimiento petrolero en la etapa denominada recuperación terciaria o mejorada del petróleo. Esta etapa de recuperación mejorada da lugar a la implementación de tecnologías como: la aplicación industrial del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscosidad de los Crudos Pesados y Extrapesados.

En México las regiones productoras más importantes de este tipo de petróleo crudo se encuentran en: Activo Altamira y Región Marina Noroeste. Más concretamente con la aplicación del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscosidad de los Crudos Pesados y Extrapesados está previsto que a través de su actuación directamente inyectado de forma intermitente hacia el crudo pesado o extrapesado se determinará un sistema petrolero más eficiente adecuándonos en parámetros internacionales, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que diferencian sus cualidades y, por tanto, su valor. Así, entre más grados API tenga un petróleo, mejor es su calidad y sus procesos aumentan su eficacia y eficiencia.

ANTECEDENTES

Dada la situación actual en el mercado de precios del petróleo, la recuperación mejorada por métodos químicos se constituye en una de las principales vías para aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Es por ello que deben mantenerse los esfuerzos para desarrollar formulaciones que operen en un amplio intervalo de condiciones de yacimiento y con una relación costo/efectividad adecuada que permitan su aplicación.

La merma del suministro de petróleo, los altos precios de la energía y la necesidad de restituir las reservas, están incentivando a las compañías petroleras a invertir en yacimientos de petróleo pesado. Los petróleos pesados y viscosos presentan desafíos en el análisis de fluidos y obstáculos para la recuperación, que están siendo superados con la nueva tecnología y las modificaciones de los métodos desarrollo dos para los petróleos convencionales.

El crudo extrapesado (CXP), contiene altas concentraciones de asfáltenos, resinas, heteroátomos tales como: nitrógeno, azufre y oxígeno(N,S,0) así como varios metales, particularmente níquel y vanadio.

Las resinas y los asfáltenos constituyen las fracciones más polares y de mayor peso molecular en este tipo de crudo, siendo responsables de su alta densidad(8-10°API) y viscosidad, lo cual dificulta su extracción, transporte y refinación por métodos convencionales.

Por otra parte, la disminución de las reservas de crudo convencional, es un factor que estimula el desarrollo de un proceso biotecnológico que logre la transformación del crudo extrapesado en un crudo comerciable y de fácil refinación, reduciéndose, de esta manera, la contaminación ambiental, el consumo de energía en los procesos y la obtención de productos de mejor calidad.

La mayor parte de los recursos de petróleo del mundo corresponde a hidrocarburos viscosos y pesados, que son difíciles y caros de producir y refinar. Por lo general, mientras más pesado o denso es el petróleo crudo, menor es su valor económico.

Las fracciones de crudo más livianas y menos densas, derivadas del proceso de destilación simple, son las más valiosas. Los crudos pesados tienden a poseer mayores concentraciones de metales y otros elementos, lo que exige más esfuerzos y erogaciones para la extracción de productos utilizables y la disposición final de los residuos.

Con la gran demanda y los altos precios del petróleo, y estando en declinación la producción de la mayoría de los yacimientos de petróleo convencionales, la atención de la industria en muchos lugares del mundo se está desplazando hacia la explotación de petróleo pesado.

El petróleo pesado se define como petróleo con 22.3° API o menor densidad. Los petróleos de 10° API o menor densidad se conocen como extrapesados, ultrapesados o superpesados porque son más densos que el agua. Comparativamente, los petróleos convencionales, tales como el crudo Brent o West Texas Intermedíate, poseen densidades que oscilan entre 38° y 40°API.

El total de recursos de petróleo del mundo es de aproximadamente 9 a13 x

1012 (trillones) de barriles [1 .4 a 2.1 trillones de m3]. El petróleo convencional representa sólo un 30% aproximadamente de ese total, correspondiendo el resto a petróleo pesado, extrapesado y bitumen.

El petróleo pesado promete desempeñar un rol muy importante en el futuro de la industria petrolera y muchos países están tendiendo a incrementar su producción, revisar las estimaciones de reservas, comprobar las nuevas tecnologías e invertir en infraestructura, para asegurarse de no dejar atrás sus recursos de petróleo pesado.

Actualmente existen entre los métodos cuyo propósito es mejorar la eficiencia del desplazamiento mediante una reducción de las fuerzas capilares del crudo pesado y extrapesado las siguientes opciones; se cita la utilización de solventes miscibles con el crudo y la obtención de baja tensión interfacial con soluciones de surfactantes o soluciones alcalinas.

Para mejorar la eficiencia de barrido se puede reducir la viscosidad del crudo mediante calentamiento, aumentar la viscosidad del agua con polímeros hidrosolubles, o taponar los caminos preferenciales por ejemplo con espumas.

Los métodos que actualmente están propuestos y dispuestos para la recuperación mejorada involucran uno o varios de estos aspectos. En lo que se refiere a la utilización de surfactantes, se destacan los siguientes:

- Drenaje miscible con micro emulsiones

- Drenaje inmiscible con soluciones de surfactantes y polímeros (y a veces álcali)

- Inyección de vapor con surfactante - espumas, entre otros.

Los productores de petróleo que invierten en la recuperación de petróleo pesado enfrentan retos de producción especiales. Sin embargo, las técnicas innovadoras de perforación, terminación, estimulación y vigilancia rutinaria de pozos contribuyen para que los yacimientos de petróleo pesado se conviertan en activos rentables. CarICurtisRobertKopper, Petrozuata, Yacimientos de Petróleo Pesado, 2002-2003 Puerto LaCruz, Anzoátegui, Venezuela.

Escenarios ideales y reales para el movimiento del vapor inyectado. Idealmente, el vapor se eleva desde los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados) en el pozo inyector hasta que alcanza una barrera impermeable, luego se distribuye lateralmente hacia los pozos productores hasta que irrumpe en los mismos.

Después, el volumen de vapor se desplaza hacia abajo a medida que el petróleo es producido por drenaje gravitacional. Más comúnmente, las complejidades del yacimiento y del pozo causan que el vapor viaje a lo largo de trayectorias desconocidas.

Estas complejidades incluyen barreras discontinuas de limolita, que permiten contactos entre las areniscas, las cuales actúan como conductos a zonas productivas superiores tareas de cementación inadecuadas y aislamiento zonal incompleto; el influjo de agua, que requiere altos volúmenes de vapor para elevar la temperatura y el contacto con areniscas llenas de aire, que provocan altas pérdidas de calor. La alta viscosidad del petróleo pesado aumenta las dificultades de transporte y de obtención de productos comerciables, requiere técnicas de refinamientos especiales y por ende más costosas.

El valor de la tecnología depende de su habilidad para reducir el costo total. Debido a que la mayoría de los campos de petróleo pesado son someros, los costos de perforación no han constituido el factor dominante, pero el uso creciente de pozos horizontales y multilaterales complejos está introduciendo algunos costos en esta etapa del desarrollo.

El costo primario reside típicamente en la energía necesaria para generar e inyectar el vapor requerido para movilizar los petróleos v scosos.BrelihDAyKodlE:'OetailedMapp¡ngofFluvialSandBodies ImprovesPerforatingStrategyatKernRiverField, "artículodelaSPE20080, presentadoenla60teConferenciaRegionaldeCaliforniadelaSPE, Ventur a, California, EUA, 4ai6deabrilde1990.

Venezuela presenta la acumulación de petróleo pesado más grande del mundo El primer campo venezolano importante de petróleo pesado, Mene Grande, se descubrió en 1914. Las areniscas someras que se encuentran a 168[550pies] de profundidad, produjeron petróleo de10.5°API, con regímenesdehasta42rr)3/d/pozo [264B/D] por pozo.

La inyección de vapor se probó en Mene Grande en 1956, pero el vapor de la formación somera irrumpió en las superficie. La prueba se detuvo, y cuando los pozos inyectores se abrieron para liberar la presión, produjeron petróleo.

Esto condujo al descubrimiento fortuito de los beneficios de la inyección cíclica de vapor; técnica a veces denominada huff and puffo de empapado con vapor (steam-soak). Venezuela posee muchos yacimientos de petróleo pesado, siendo el más importante el depósito de petróleo pesado y ultrapasado más grande del mundo; la Faja del Orinocode55,000 km2[21 ,240millascuadradas](abajo). Un pozo descubridor del año 1935 produjo crudo de 7° API a razón de 6m ³ /d[40B/D], pero la Faja no se estudió en detalle hasta1968.

Estos estudios condujeron a Petróleos de Venezuela S.A (PDVSA) a realizar una importante campaña de cinco años, durante la cual se evaluaron varias técnicas de producción en frío y caliente. Se comprobó que las propiedades del yacimiento eran típicas de areniscas someras, no consolidadas de petróleo pesado.

Las estimaciones originales indicaron que no más del 5% del petróleo de 7 a 10°API originalmente en sitio podría recuperarse sin calentamiento.

Afines de la década de 1980, el costo de calentamiento no favoreció la viabilidad comercial de desarrollar la Faja. Goncepto del drenaje gravitacional asistido por vapor (SAGD, por sus siglas en inglés). Los pozos horizontales perforados en pares apilados constituyen la unidad básica del proyecto SAGD. El vapor inyectado dentro del pozo superior derrite el petróleo circundante (abajo). La fuerza de gravedad provoca que el petróleo movilizado fluya hacia el pozo inferior para su producción. Los pares de pozos SAGD se pueden perforar para seguirlas características sedimentarias o en patrones para optimizar la recuperación.

Equipo de perforación en ángulo en el somero Campo MacKay River, operado por Petro-Canada. Los pozos se inician con una inclinaciónde45°,de modo que pueden volverse horizontales a la profundidad objetivode122m [400pies].

En conclusión se resume entre los métodos de recuperación mejorada por medios químicos los siguientes:

1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas.

2. Procesos de inyección de surfactante.

3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP). La desventaja de los antecedentes de la invención propuesta es que Debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de los crudos y del medio poroso, se deben diseñar sistemas químicos característicos para cada aplicación, es decir, se deben de valorar con parámetros las estructuras de cada pozo y esto constituye una desventaja en tiempo, esfuerzo e inversión.

También representan estas opciones difíciles escenarios de decisión ya que los reactivos químicos que se emplearán, sus concentraciones en los procesos de inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones económicas correspondientes (PDVSA-CIED, 1998).

Sin embargo, también mostramos como parámetro de comparación estas aplicaciones para petróleo pesado y extrapesado que sin duda quedan en desventaja con la invención propuesta que es el CATALIZADOR ENZI ÁTICO CONSTITUIDO DE HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECOMBI NADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS, podemos mencionar algunos criterios básicos de selección para el desarrollo de provectos de este tipo (PDVSA-CIED, 1998): Tabla 1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos.

En el mercado internacional los crudos ligeros son los más cotizados porque de éstos se obtienen productos de alto valor como son los combustibles (gasolina y diesel). Bajo este paradigma los crudos pesados y extra-pesados tienden a ser de menor precio. Por su viscosidad alta, contenidos elevados de azufre, metales y asfáltenos, y bajo rendimiento de destilados, los crudos pesados son difíciles de refinar. Este tipo de hidrocarburos es el de mayor abundancia en México.

Cabe mencionar que en éste ámbito, sólo investigadores del Instituto Mexicano del Petróleo, encabezados por el doctor Jorge Ancheyta, desarrollaron una tecnología que permite "aligerar" los crudos pesados y extra-pesados, incrementando su gravedad API pero sólo de 9-12 grados; a diferencia del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados propuesto que tiene estándares más amplios y aplicaciones con alcances de rangos superiores. http://www.industriapetroleramexicana.com/tag/mexico/

Este proyecto de IMP desde 1999 fue pasando por las etapas de demostración de prueba de principio, investigación a escala de banco, planta piloto y finalmente pruebas de demostración a escala semi-industrial para validar los resultados obtenidos previamente. http://www.industriapetroleramexicana.com/taq/mexico/

Esta tecnología del IMP -explicó el especialista, nivel 3 del Sistema Nacional de Investigadores (SNI)- es un proceso de hidrodesintegración catalítica a condiciones moderadas, que permite obtener un incremento significativo en el rendimiento de destilados y eliminar una proporción alta de las impurezas presentes en la carga (azufre, metales y asfáltenos), con costos de inversión moderados y una rentabilidad atractiva. http://www.industriapetroleramexicana.com/tag/mexico/ Las aplicaciones básicas de este proceso, que ya está patentado en México y otros países, se encuentran en la conversión de crudos pesados a crudos intermedios de mayor valor en el mercado, y en el procesamiento inicial de los crudos pesados de carga a una refinería.

En comparación con la tecnología de coquización retardada que actualmente está en el mercado, la ventaja principal de la tecnología IMP es el rendimiento de producto. A partir de 100 barriles de crudo de 13°API se obtienen 104 barriles de crudo mejorado; mientras que con coquización retardada a partir de 100 barriles de crudo de 13° API se obtienen 80 barriles de crudo mejorado. En comparación con las tecnologías convencionales anteriormente mencionadas el CATALIZADOR ENZIMÁTICO CONSTITUIDO DE HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECO BINADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS representa las ventajas principales com son: menores costos de inversión y menor consumo materia prima y de infraestructura para su aplicación, además de una operación mucho más segura y estable.

Por otra parte, el CATALIZADOR ENZIMÁTICO CONSTITUIDO DE

HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECOMBINADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS da como resultado un mejoramiento en la calidad de los crudos que se obtienen cuando éste es inyectado, la aplicación de esta tecnología es de importante valor nacional y mundial, ya que además del mayor rendimiento de destilados, los crudos mejorados presentan bajos contenidos de azufre, metales, asfáltenos y de precursores de la formación de carbón; baja corrosividad y baja tendencia a la formación de depósitos. Estas características facilitan el manejo, refinación y rendimiento de estos crudos y se reflejan en un mayor valor en el mercado; éstos aspectos son convenientes ya que estaríamos hablando de una tecnología hecha en México para el mundo.

La siguiente tabla muestra la variación promedio de otras tecnologías en comparación con la aplicación del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados propuesto:

Propiedades de crudos mejorados obtenidos a partir de crudos de 10 y 16°API durante la prueba en el laboratorio de fluidos del CENTRO UNIVERSITARIO DE

ESTUDIOS E INVESTIGACIÓN DE PROYECTOS. La gravedad API es una medida de densidad que describe cuán pesado o ligero es el petróleo. Si los valores son altos, se trata de un petróleo ligero, y si son bajos, de un petróleo pesado. En conclusión la tecnología aquí propuesta, representa una invención que restauraría la situación económica y de rentabilidad del sector petrolero.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS

Figura 1. -Muestra una vista microscópica de la Bacteria Legionaria cultivada en el Laboratorio del CENTRO UNIVERSITARIO DE ESTUDIOS E INVESTIGACIÓN DE PROYECTOS utilizada en esta innovación.

Figura 2.- Muestra una vista perspectiva del Agente Tensioactivo o Surfactante agregado a la composición en una proporción de 0-50%.

Figura 3.- Muestra una vista perspectiva de la cepa de hongo denominada BeauveriaBassiana a la composición en una proporción de 0-20%.

Figura 4.- Muestra una vista perspectiva de la cepa de hongo denominada Metarhizium Anisopliae en la -fase en la que se encuentra lista para su incorporación en la composición del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados, en una proporción de 0-20%.

Figura 5.- Muestra una vista perspectiva de la materia prima denominada celulasa unida a la composición en una proporción de 0-10%.

Figura 6.- Muestra una vista perspectiva de las materias primas en su fase de combinación manual, ya incluye la celulasa.

Figura 7.- Muestra una vista perspectiva del vertimiento del agente tensioactivo o surfactante.

Figura 8.- Muestra una vista perspectiva del vertimiento de las cepas de hongos Beauveria Bassiana y Metarhizium Anisopliae. Figura 9.- Muestra una vista perspectiva del CATALIZADOR ENZIMÁTICO CONSTITUIDO DE HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECOMBINADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS a escala de producción en su fase Terminal.

Figura 10.- Muestra una vista perspectiva del petróleo pesado antes de la aplicación del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados.

Figura 11.- Muestra una vista perspectiva del petróleo pesado después de la aplicación del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN

El Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados, para su aplicación industrial (mediante una tubería flexible reforzada para fluidos), para su inyección intermitente en yacimientos con Petróleo Pesado o Extrapesado presenta una nueva estructura capaz de obtener su desbloqueo, bajar su viscosidad y aumentar los grados API, usando como método de empuje Nitrógeno a bajas presiones, haciendo que éste último pueda romper o emulsificar con el hidrocarburo.

Sería por lo tanto deseable aplicar ésta invención en la extracción de reservas de hidrocarburos de crudos pesados y extrapesados que existen en México y a su vez ser pioneros en el mundo en una biotecnología que solucione un problema mundial y principalmente orientado hacia las reservas de Venezuela y México que son los dos países que serán líderes en éste tipo de producción de petróleo si de manera oportuna se establecen las condiciones óptimas para su conversión a petróleo ligero.

Se obtiene un compuesto cuyas propiedades aligeran el petróleo pesado y desbloquean las propiedades de dureza; es por esto factible su existencia así como por lo siguientes aspectos que se describen a continuación: a) Los costos se simplifican en comparación con otras opciones en un 90%, ya que el consumo del catalizador está en función el 1% del volumen de la zona de interés del intervalo productor.

b) El estudio de factibilidad para la aplicación de ésta tecnología requiere de conocer con exactitud:

1. - El diámetro de los agujeros de los disparos;

2. - La profundidad,

3. - El nivel de porosidad efectiva mediante pruebas de laboratorio como las de mercurio, agua y luz ultravioleta;

4. - Nivel de homogeneidad que presenta la mezcla. c) El tiempo esperado para el resultado final se obtiene en un 60% menos que otras aplicaciones. En otras aplicaciones se tiene que cerrar el pozo por un lapso de hasta 96 hrs. d) La infraestructura para su aplicación es una tubería flexible reforzada para fluidos, dicha maquinaria ya se tiene en todas las unidades de producción petrolera, es decir no se tiene que invertir en nuevas unidades, herramienta o maquinaria.

e) No se modifican las características fisicoquímicas del hidrocarburo ya que se aplican enzimas celulosas. f) Se regenera un petróleo pesado o extrapesado, a uno más escurridizo para su eficaz y eficiente transito a través de las tuberías, hacia las estaciones de desalado y deshidratado. g) Aprovechamiento del petróleo pesado o extrapesado una vez tratado con el Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados, en el desarrollo de subproductos, h) Los métodos convencionales no son aplicables en hidrocarburos cuando vienen saturados de altas concentraciones de asfáltenos, naftas y demás productos pesados que imposibilitan su arrastre por los ductos de traslado, el Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados, si tiene ese alcance. i) Se garantiza la disminución de la viscosidad hasta en un 60%. j) La tecnología del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados es compatible con el medio ambiente, ya que es un producto natural microbiano sin agentes químicos. k) El Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados, no representa riesgos en la seguridad industrial; sin embargo al momento de aplicarlo se deben de considerar las medidas correctas de seguridad, ya que se liberan gases tóxicos; es por esto conveniente tener un diagnóstico de la infraestructura en particular de los empaques.

I) El ingeniero petrolero o perfil trabajador que aplique, se adiestrará rápidamente, ya que con una capacitación de 120 hrs. la tecnología es amigable para su fácil implementación.

m) Esta composición es biodegradable, su aplicación reduce significantemente el consumo de energía y las emisiones de C02. n) La ventaja más importante es que es una innovación con tecnología 100% mexicana que integrará a todos los sectores para ganar-ganar; ya que donde se aplique generará empleos por sector, beneficios indirectos hacia las ciudades, lugares o comunidades donde se centre su aplicación.

El compuesto CATALIZADOR ENZIMÁTICO CONSTITUIDO DE HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECOM BI ADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS se constituye de la unión de combinar sus elementos para formar una composición Química, para su aplicación industrial (mediante una tubería flexible reforzada para fluidos), en yacimientos con Petróleo Pesado o Extrapesado para obtener su desbloqueo, bajar su viscosidad y aumentar los grados API, el cual esta compuesto por los siguientes elementos:

-BacteriaLegionaria

En donde la enzima (bacteria legionaria) actuará como un biocatalizador, proteína que acelera el proceso de degradación, transformación o conversión del petróleo; dichas enzimas son producidas en cantidades industriales y se cultivan en tanques llamados fermentadores. La bacteria al someterla a altas concentraciones de Nitrógeno Amoniacal, cambia, muta y transforma su sistema de proteína, lo cual favorece a que alcance altos niveles de resistencia y por lo tanto altos poderes de absorción y a su vez se modifica genéticamente al mutar el tipo de proteína con lo cual sobrevive al medio ambiente natural.

-Agente Tensioactivo o Surfactantes Se contempla surfactantes para la recuperación terciaria de petróleo y/o reducir la viscosidad de crudos pesados en tuberías o bombas caracterizado porque comprende piliisobutileno de 6 a 9 átomos de carbono mezclado con 1 a 50 % en peso de por lo menos un miembro del grupo formado por alcoholes etoxilados, nonilfenoles y/o polietilenglicoles, dichos Surfactantes o biotensoactivos tienen como principales funciones a nivel fisiológico, la capacidad para emulsificar y solubilizar compuestos insolubles en fases acuosas, como son los hidrocarburos, facilitando la disponibilidad de estos sustratos para el crecimiento y mantenimiento de los microorganismos. Por lo tanto los surfactantes o biotensoactivos facilitarán el transporte del hidrocarburo a nivel de membrana, función atribuida a los biotensoactivos del tipo glicolipídico ligados a membrana celular. La principal función biológica de los biotensoactivos es su capacidad para solubilizar sustratos hidrofóbicos tales como hidrocarburos, lípidos, aceites, fármacos y otros (Morikawaef al. 1993, Zengef al. 2005). -Beau vería Bassiana

Esta composición contempla el uso de elementos activos como la Bauveria Bassiana que es un hongo de uteromiceto que crece de forma natural en los suelos de todo el mundo. Su poder entomopatógeno le hace capaz de parasitar a insectos de diferentes especies, causando la conocida enfermedad blanca de la muscardina. Pertenece a los hongos entomopatógenos y actualmente es utilizado como insecticida biológico o biopesticida controlando un gran número de parásitos de las plantas como son las orugas, las termitas, las moscas blancas, los áfidos, los escarabajos o los tisanópteros. Su función empieza cuando sus esporas microscópicas de éste hongo se adhieren a las microparticulas del petróleo pesado y generan hidratación. En medios de cultivo específicos, la ventaja para desdoblar el petróleo es que el hongo Beauveríabassiana crece formando un moho blanquecino. -MetarhiziumAnisopliae El MetarrizumAnisoplae hongo entomopatógeno Metarhiziumanisopliaevar. an/sop//ae(Metsch.) Sorokin funciona en ésta composición objeto de invención como biorregulador natural, sus cualidades como la termo tolerancia está estrechamente relacionada con la presencia de proteínas hidrofóbicas de la pared celular de los conidios, que protegen al hongo del estrés térmico y contribuyen a su adhesión a las cutículas de partículas con dureza extrema. (Ying y Feng, 2004).

-Celulasa

La celulasa es un polisacárido compuesto exclusivamente de moléculas de β-glucosa (desde cientos hasta varios miles de unidades), es pues un homopolisacárido. Es rígido y no es soluble en agua. La celulosa es la biomolécula orgánica más abundante ya que forma la mayor parte de la biomasa terrestre, es por esto que se complementa en el compuesto del Catalizador Enzimático constituido de Hongos Entomopatogenos Recombinados para Disminuir la Viscocidad de los Crudos Pesados y Extrapesados por su abundante y sencilla obtención. Cabe mencionar que la celulosa tiene una estructura lineal o fibrosa, en la que se establecen múltiples puentes de hidrógeno entre los grupos hidroxilo de distintas cadenas yuxtapuestas de glucosa, haciéndolas impenetrables al agua, lo que hace que sea insoluble en agua, y originando fibras compactas que constituyen la Pared celular de las células vegetales, éstas características permiten que al momento de inyectar el compuesto CATALIZADOR ENZIMÁTICO CONSTITUIDO DE HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECOMBINADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS

la función de la celulasa contribuya al alineado de las cadenas de hidrocarburos componentes del aceite crudo, y como consecuencia elevando el valor de los grados API, de igual manera modificando su viscosidad.

-Proceso en el que se RECOMBINAN los elementos descritos anteriormente:

Dicha composición del CATALIZADOR ENZIMÁTICO CONSTITUIDO DE HONGOS ENTOMOPATOGENOS RECOMBINADOS PARA DISMINUIR LA VISCOCIDAD DE LOS CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS se inicia como base de disolución, el Agente Tensioactivo mencionado en una proporción de 1 a 50%, con respecto al volumen total de la mezcla.

En éste agente se agrega a temperatura ambiente la enzima de bacteria legionaria para lo cual se recomiendan velocidades de agitación de 100 revoluciones por minuto, en las mismas condiciones en que se presenta esta mezcla sólo diminuyendo la velocidad de agitación a 75 revoluciones por minuto se agrega el hongo Metarhizium Anisopliae en una proporción de 1 a 20% con respecto al volumen total de la mezcla. Una vez lograda la mezcla, con un tiempo aproximado de agitación de 3 minutos se prosigue agitando a la misma a 75 revoluciones por minuto por espacio de 10 minutos.

De forma simultanea pero independiente de la mezcla base se prepara la mezcla viva la cual se compone de celulasa a una temperatura de 60° centígrados adicionando a esta de un 1 a 10% del hongo Beauveria Bassiana agitando a una velocidad preferentemente de 200 revoluciones por minuto en un tiempo promedio de 10 minutos.

Una vez enfriada la mezcla viva por un tiempo aproximado de 30 minutos se procede a combinar ambas mezclas, considerando que a la mezcla obtenida de la celulasa con Beauveria Bassiana se le agregará en forma lenta la mezcla base compuesta por el agente tensioactivo con bacteria legionaria y Metarhizium Anisopliae, manteniendo una velocidad de agitación preferentemente de 150 revoluciones por minuto por 10 minutos, posteriormente una vez transcurrido este tiempo, se aumenta la temperatura gradualmente a 50° centígrados, llegado éste punto se continuara agitando a la misma velocidad por 25 minutos, para obtener la mezcla final.

Cabe mencionar que las cantidades mencionadas se toman como base de cálculo para la preparación o elaboración de de 2.5 litros, tomado como volumen total, por lo tanto algunas cantidades o tiempo de mezcla podrán variar de forma proporcional a la cantidad total a elaborar.

Dicha composición es aplicada mediante la inyección directa e intermitente con un sistema disparador de nitrógeno en rangos de 25" al 1% de la zona de interés del intervalo de producción, cuyo propósito es el de reducir las tensiones de las interfases presentes entre el petróleo, la superficie sólida del material rocoso y la fase acuosa al interior de los poros. Al disminuir estas fuerzas, se mejora la fluidez de los hidrocarburos a través de los poros de la roca, promoviendo así la recuperación de crudo residual, lo cual es un método de trabajo ya existente con un equipo de nombre tubería flexible.

La bacteria legionaria, el hongo Metarhizium Anisopliae y Beauveria Bassiana CONFORMAN LOS HONGO ENTOMOPATÓGENOS obtenidos por métodos microbiológicos a nivel universitario, todos ellos son parte del producto de la descomposición llamada fermentación utilizando como precursores diferentes tipos de azúcares y arroz como base de cálculo 250 gramos por lote, conservándose a temperatura ambiente en frascos reactivos de 500 mlts. Dentro de la composición se requieren nutrientes para los hongos y bacterias como la celulasa, por lo cual se manifiesta una mezcla denominada mezcla viva. La celulasa es de origen vegetal y las conservamos en el laboratorio en condiciones de temperatura ambiente.