Tesis doctoral Trabajo de Grado - Pontificia Universidad Javeriana

Bogotá, Julio 9 de 2009
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Tesis doctoral
Trabajo de Grado
Señores
BIBLIOTECA GENERAL
Ciudad
Estimados Señores:
Los suscritos Diana Carolina Almanza Ortiz con C.C. No.1.032.375.590 y Maria Angélica Pulido con C.C.
No. 1.030.527.208, autoras del trabajo de grado titulado “CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA
ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA
COMO FUENTE NO CONVENCIONAL DE PETRÓLEO”presentado y aprobado en el año 2009 como
requisito para optar al título de Ingenieras Industriales; autorizamos a la Biblioteca General de la
Universidad Javeriana para que con fines académicos, muestre al mundo la producción intelectual de la
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que de acuerdo con la legislación colombiana aplicable, el presente es un acuerdo jurídico que en
ningún caso conlleva la enajenación del derecho de autor y sus conexos.
De conformidad con lo establecido en el artículo 30 de la Ley 23 de 1982 y el artículo 11 de la Decisión
Andina 351 de 1993, “Los derechos morales sobre el trabajo son propiedad de los autores”, los
cuales son irrenunciables, imprescriptibles, inembargables e inalienables.
______________________________
DIANA CAROLINA ALMANZA ORTIZ
C.C.: 1.032.375.590 de Bogotá
_______________________________
MARIA ANGÈLICA PULIDO BRICEÑO
C.C.: 1.030.527.208 de Bogotá.
NOTA IMPORTANTE: El autor y o autores certifican que conocen las derivadas jurídicas que se generan
en aplicación de los principios del derecho de autor.
FACULTAD: INGENIERÍA PROGRAMA ACADÉMICO: INGENIERÍA INDUSTRIAL
FORMULARIO DE LA DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO DE GRADO
•
Título Trabajo de Grado: CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR
PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO
CONVENCIONAL DE PETRÓLEO
•
Autores:
Apellidos Completos
Almanza Ortiz
Pulido Briceño
•
Nombres Completos
Diana Carolina
Maria Angélica
Director del Trabajo de Grado:
Apellidos Completos
García Cáceres
Nombres Completos
Rafael Guillermo
•
Trabajo para optar el título de Ingeniero Industrial
•
Facultad: Ingeniería
•
Programa: Carrera X Licenciatura ___ Especialización ____ Maestría ____ Doctorado ____
•
Nombre del programa: Ingeniería Industrial
•
Nombres y Apellidos del Director del Programa: Jorge Alberto Silva Rueda
•
Ciudad: BOGOTÁ
•
Año presentación del Trabajo de Grado: 2009
•
Número de páginas: 131
•
Tipo de ilustraciones:
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Ilustraciones
Mapas: X
Retratos
Tablas, gráficos y diagramas: X
Planos
Láminas
Fotografías: X
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Software requerido y/o especializado para la lectura del documento: Ninguno
•
Material Anexo: (Vídeo, audio, multimedia o producción electrónica): Ninguno
•
Palabras Claves en español e Inglés: Son los términos que definen los temas que identifican
el contenido.
ESPAÑOL
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INGLÉS
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Cadena de Abastecimiento
•
Supply Chain
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Arenas Bituminosas
•
Oil Sands
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Cadena de Valor
•
Value Chain
•
Bitumen
•
Bitumen
•
Crudo Pesado
•
Heavy oil
Resumen del contenido en Español:
Actualmente, Colombia ocupa el sexto lugar en producción diaria de petróleo en
Latinoamérica. Debido a esto, y a la importancia que representa este recurso para la economía
del país, el Gobierno y empresas del sector petrolero se han interesado en la búsqueda y
explotación de fuentes no convencionales de petróleo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos,
adelantó una investigación en este tema y se encontró que en Colombia existen cinco
yacimientos de Arenas Bituminosas (fuente no convencional) ubicadas en el centro y sur del
país.
Colombia no cuenta con el conocimiento necesario para realizar un proyecto de esta magnitud.
Por este motivo el presente trabajo explica cómo se deben explotar y extraer las Arenas
Bituminosas teniendo en cuenta las características propias del país y en especial de la
infraestructura de cada zona donde se encuentran las reservas. El trabajo se encuentra
focalizado en el método de extracción, transporte, localización y aprovisionamiento para cada
planta de tratamiento donde se extraerá el bitumen (crudo pesado producto de las arenas
bituminosas). Finalmente se plantea la cadena de valor de cada una de las reservas existentes
en el país.
•
Resumen del contenido en Inglés:
Currently, Colombia is the sixth largest in daily production of oil in Latin America. For this
reason and to the importance of this resource for the economy, the government and oil
companies have been interested in the search and exploitation of unconventional sources of
oil. The National Hydrocarbons Agency, said an investigation into this matter and found that in
Colombia there are five oil sands deposits (unconventional sources) located in the center and
south.
Colombia does not have the knowledge necessary to undertake a project of this magnitude.
For this reason, this project explains how to exploit and extract the oil sands, taking into
account the nature of the country and especially the infrastructure. The work is focused on the
method of extraction, transportation, location and provisioning for each treatment plant which
will extract the bitumen (heavy crude product of the oil sands). Finally there is the value chain
of each deposit in the country.
CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN
DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO CONVENCIONAL DE
PETRÓLEO
DIANA CAROLINA ALMANZA ORTIZ
MARIA ANGÉLICA PULIDO BRICEÑO
PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
BOGOTÁ D.C.
2009
CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN
DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO CONVENCIONAL DE
PETRÓLEO
MARIA ANGÉLICA PULIDO BRICEÑO
DIANA CAROLINA ALMANZA ORTIZ
Director y Coautor:
RAFAEL GARCÍA CÁCERES
PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA INDUSTRIAL
BOGOTÁ D.C.
2009
2 Agradecemos a nuestras familias que con su amor, apoyo,
consejos y confianza ayudaron a culminar exitosamente
esta etapa de nuestras vidas.
Al Ingeniero Rafael García nuestros más sinceros
agradecimientos por su guía, apoyo y conocimientos aportados
a este Trabajo de Grado.
Y a todas las personas que de una u otra manera
nos dieron palabras de aliento y fortaleza durante el desarrollo
de este Trabajo de Grado
3 INTRODUCCIÓN
Actualmente, Colombia ocupa el sexto lugar en producción diaria de petróleo en Latinoamérica,
por este motivo, en los últimos años, el Gobierno y empresas del sector petrolero, se han
interesado en la búsqueda y explotación de fuentes no convencionales de petróleo. La Agencia
Nacional de Hidrocarburos, adelantó una investigación en este tema y se encontró que en
Colombia existen cinco yacimientos de Arenas Bituminosas ubicadas en el centro y sur del país.
Sin embargo, Colombia no cuenta con el conocimiento necesario para realizar un proyecto de
esta magnitud, por este motivo el presente proyecto es una caracterización que explica cómo se
deben explotar y extraer las Arenas Bituminosas teniendo en cuenta las características propias
del país y en especial de la infraestructura de cada zona donde se encuentran las reservas. El
trabajo se encuentra focalizado en el método de extracción, transporte, localización y
aprovisionamiento para cada planta de tratamiento donde se extraerá el bitumen (crudo pesado
producto de las arenas bituminosas).
En este trabajo se caracteriza la situación actual con respecto a hidrocarburos en Colombia,
haciendo énfasis en los aspectos políticos, económicos y sociales del país y a su vez, se
muestra la ubicación de las Arenas Bituminosas en Colombia, dada por la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH).
Se encontrará un capítulo enfocado a los diferentes métodos de explotación de Arenas
Bituminosas, donde se explicarán a fondo los pasos de implementación y procesos que se
llevan a cabo para la extracción del bitumen. En este mismo capítulo, se resaltarán los recursos
de producción empleados en cada método y sus ventajas y desventajas para lograr identificar
los criterios vitales de decisión y realizar la propuesta de producción que se adapte a las
características propias de Colombia.
Como consecuencia del capítulo de Producción, se evaluarán la maquinaria, equipo e
instalaciones necesarios en los métodos escogidos en dicho capítulo para la explotación de las
Arenas Bituminosas en el país.
Para el capítulo de Localización, se evalúan los criterios primordiales de ubicación para cada
una de las plantas de tratamiento y separación de bitumen, los cuales son: proximidad a los
clientes (refinerías que transforman el crudo en derivados de petróleo), fuentes de
abastecimiento, comunidad anfitriona (características de la población de las regiones donde se
planea la localización de las plantas de tratamiento), infraestructura de transporte (oleoductos y
carreteras) y las normas ambientales a cumplir para proceder con la explotación y tratamiento
de Arenas Bituminosas en Colombia.
4 En este Trabajo, se presenta un capítulo de Transporte en el cual se mostrará cómo se realiza
actualmente el transporte de crudo convencional en Colombia y cómo se realiza el transporte de
crudo extraído de las Arenas Bituminosas en otras partes del mundo, para lograr identificar las
similitudes entre éstos y realizar la caracterización de las posibles rutas de transporte de este
crudo en el país aprovechando su infraestructura vial y petrolera.
Por último, se realiza la propuesta de la cadena de valor para cada planta de tratamiento donde
se sintetiza la investigación y propuestas mencionadas anteriormente y se explica cada eslabón
que agrega valor a los procesos de explotación de Arenas Bituminosas en el país.
5 CONTENIDO 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..............................................................................................9 1.1 ANTECEDENTES .......................................................................................................................9 1.2 INTRODUCCIÓN AL PROBLEMA ......................................................................................... 10 1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ....................................................................................... 11 2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................................... 12 3. OBJETIVOS ...................................................................................................................................... 14 3.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................. 14 3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................. 14 4. MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................... 15 4.1 GENERALIDADES SOBRE ARENAS BITUMINOSAS ..................................................... 15 4.2 ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA ........................................................................... 16 4.3 ASPECTOS DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR .............................................. 17 4.3.1 Ubicación de las instalaciones ....................................................................................... 18 4.3.2 Producción ......................................................................................................................... 19 4.3.3 Canal de Distribución ....................................................................................................... 21 4.4 CADENA DE VALOR ............................................................................................................... 23 4.5 MÉTODO DE LA UTILIDAD PARA LA TOMA DE DECISIONES CON MÚLTIPLES
ALTERNATIVAS ................................................................................................................................... 25 5. SITUACIÓN ACTUAL ...................................................................................................................... 28 5.1 ARACTERÍSTICAS POLÍTICAS, ECONÓMICAS Y SOCIALES DE COLOMBIA EN
RELACIÓN CON LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................... 28 5.2 UBICACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA ............................................. 29 5.3 UTILIZACIÓN DEL CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS ..................... 32 6. PRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 34 6.1 PROCESOS DE EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS ..................................... 34 6.1.1 Explotación a Cielo Abierto ............................................................................................. 34 6 6.1.2 Métodos de Extracción a Profundidad .......................................................................... 41 6.2 RECURSOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................................... 51 6.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MÉTODOS DE EXPLOTACIÓN ..................... 54 6.4 MEDIDAS AMBIENTALES ...................................................................................................... 55 6.5 PROPUESTA DE PRODUCCIÓN ......................................................................................... 55 7. MAQUINARIA Y EQUIPO ............................................................................................................... 58 7.1 EXTRACCIÓN A CIELO ABIERTO ...................................................................................... 58 7.1.1 Equipos de Corte y Cargue ................................................................................................. 59 7.1.2 Equipos de transporte .......................................................................................................... 66 7.1.3 Equipos de Trituración y Cribado ....................................................................................... 69 7.2 IN SITU ....................................................................................................................................... 72 8. INSTALACIONES ............................................................................................................................. 75 9. LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................... 80 9.1 9.1.1 Aspectos legales para la exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia
80 9.1.2 Proximidad a los clientes – refinerías ............................................................................ 81 9.1.3 Fuentes de abastecimiento ............................................................................................. 82 9.1.4 Comunidad anfitriona ....................................................................................................... 85 9.1.5 Infraestructura de transporte .......................................................................................... 85 9.2 10. CRITERIOS DE LOCALIZACIÓN .......................................................................................... 80 PROPUESTA DE LOCALIZACIÓN ....................................................................................... 86 TRANSPORTE ............................................................................................................................. 87 10.1 TRANSPORTE DE PETRÓLEO CONVENCIONAL EN COLOMBIA .............................. 87 10.2 TRANSPORTE PARA EL CRUDO EXTRAÍDO DE ARENAS BITUMINOSAS .............. 90 10.3 CARACTERIZACIÓN DE LAS POSIBLES RUTAS DE TRANSPORTE DE CRUDO
EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS ............................................................................... 93 10.4 PROPUESTA DE TRANSPORTE ......................................................................................... 98 11. CANALES DE APROVISIONAMIENTO ................................................................................. 107 7 12. CADENA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN
COLOMBIA .............................................................................................................................................. 110 13. CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 119 14. RECOMENDACIONES .............................................................................................................. 121 15. GLOSARIO .................................................................................................................................. 122 16. BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................... 123 8 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1 ANTECEDENTES
La explotación de Arenas Bituminosas se ha llevado a cabo desde finales del siglo XIX, pero
sólo hasta hace 50 años se empezó a desarrollar la explotación industrial de las mismas
debido a la preocupación por la futura escasez de petróleo en el mundo.
Canadá cuenta con la principal reserva de arenas bituminosas en el mundo estimada en 1.7
billones de barriles de petróleo bajo su superficie. Los dos principales centros de explotación
son Athabasca y la provincia de Alberta [Eoin Gleeson, 2008].
En 1930 se llevó a cabo el primer intento de explotación de arenas bituminosas en la
Provincia de Alberta con el proyecto “Abasand Oil” con resultados no satisfactorios
[Chilingarian, 1974]. En 1960 el proyecto “Great Canadian Oil Sands” disparó la producción
y la rentabilidad de la explotación de arenas bituminosas dando como resultado que en
1967 la producción alcanzara los 45.000 barriles de petróleo diarios.
El proyecto más grande desde los 70 hasta la actualidad en el tema de la explotación de
Arenas Bituminosas en el mundo ha sido “Syncrude Canadá”, el cual cuenta con un
estimado de producción de 350.000 barriles de petróleo diarios [Incera, 2007].
En países africanos como El Congo, Nigeria y Angola, se están desarrollando evaluaciones
para la explotación de Arenas Bituminosas por parte de petroleras francesas e italianas
como Total y Eni respectivamente. Queriendo ampliar su alcance, la empresa petrolera
Total busca a largo plazo invertir en la explotación de Arenas Bituminosas en Venezuela y
Madagascar, ya que estos países tienen reservas y se encuentran determinando la cantidad
exacta de las mismas [Afrol News, 2004]
En la explotación de Arenas Bituminosas, se han desarrollado dos procesos principales, “in
situ” y a “cielo abierto”, utilizando como recursos principales, agua y gas natural. Debido a la
complejidad del transporte y el costo del mismo y después de estudios realizados
principalmente en Canadá, se decidió que la extracción de petróleo de las Arenas
Bituminosas se debía realizar en el mismo sitio de explotación para disminuir costos de
transporte y enviar el petróleo extraído en oleoductos a las fábricas de refinamiento para su
posterior comercialización [La última frontera: El auge de las arenas de petróleo, 2008]. Los
principales importadores del petróleo extraído de las Arenas Bituminosas son Estados
Unidos y el norte de Europa utilizando como medio de transporte principal oleoductos y
barcos respectivamente.
9 1.2 INTRODUCCIÓN AL PROBLEMA
La dinámica de la industria actual ha aumentado la demanda de petróleo y sus derivados,
como se muestra en la Tabla 1.
CONSUMO DE
PETRÓLEO
DIARIO EN
MILLONES DE
BARRILES
VAR (%)
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
76,280
76,828
77,737
79,158
81,898
83,080
83,719
1%
0,72%
1,18%
1,83%
3,46%
1,44%
0,77%
Tabla 1. Consumo de petróleo en el mundo 2000-2006.
Fuente. Ecopetrol (2005)
En el periodo 2000-2006 se aprecia un aumento del consumo de petróleo del 9,75%,
demostrando la importancia del crudo en el uso industrial y de producción de combustibles
para medios de transporte (vehículos y aviones). La Agencia Internacional de la Energía
calcula que el consumo de petróleo aumentará a 113 millones de barriles diarios en el 2030,
lo que ha generado preocupación internacional debido a la insuficiencia de reservas de
petróleo convencionales [Incera, 2007]. La revista Consumer de España en 2004, afirmó
que al ritmo actual de consumo mundial estas reservas se agotarían hacia el año 2043,
fecha que podría ser más cercana si el consumo de energía aumentara, como se prevé que
ocurra por parte de los países en vías de desarrollo.
Debido a esta situación, los países han investigado fuentes no convencionales de petróleo y
sustitutos del mismo. Dentro de estas nuevas fuentes se encuentran las arenas
bituminosas, siendo un recurso vital no sólo por su contenido de petróleo sino por la
abundancia que existe en el mundo. Actualmente estas arenas representan una reserva de
petróleo que puede suplir las necesidades mundiales por más de 500 años [Fernández,
2004].
Debido a la importancia de encontrar fuentes alternativas de petróleo y por el resultado
satisfactorio observado especialmente en Canadá, el Gobierno de Colombia se interesó en
realizar investigaciones sobre la existencia de éste recurso en el país, como consecuencia
de ello, la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH- en la presentación Opportunities and
Challenges for the Development of Unconventional Hydrocarbon Resources, dio a conocer
la existencia de reservas de arenas bituminosas, sin embargo, aún no cuenta con la
información de cómo se debe realizar la explotación de arenas bituminosas teniendo en
cuenta las características propias del país en cuanto a métodos de explotación, localización
de las reservas, transporte e infraestructura.
10 Actualmente, no se explotan arenas bituminosas en Colombia, sin embargo, la Agencia
Nacional de Hidrocarburos se encuentra desarrollando un proyecto de investigación acerca
de la ubicación estimada de las reservas de arenas bituminosas en el territorio nacional.
1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
No existen estudios en Colombia sobre la infraestructura necesaria para el desarrollo de la
extracción de arenas bituminosas. Debido al buen resultado que han obtenido otros países
con este proceso, es importante evaluar la viabilidad de la explotación de las arenas
bituminosas y diseñar la cadena estratégica de valor (en cuanto a infraestructura, procesos
y distribución) para la futura implementación en Colombia con el fin de aumentar el
crecimiento económico del país y generar una nueva fuente de empleo. Por lo tanto, el
actual trabajo de Grado dará respuesta a la pregunta: ¿CÓMO DEBE SER LA CADENA
ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN
COLOMBIA?
11 2. JUSTIFICACIÓN
Según los datos arrojados por el DANE en su archivo “Colombia, comportamientos de las
exportaciones 2007-2008”, uno de los rubros más importantes de exportaciones en
Colombia es el petróleo, representando el 34,31% de los ingresos totales (equivalente a
8,969 millones de dólares) de las exportaciones realizadas en el primer periodo de 2008.
Colombia cuenta con una reserva estimada de 1.542.000.000 barriles de petróleo
convencional, para el mismo año [CIA World Factbook, 2008]. Al ser el petróleo un factor
importante en nuestra economía, buscar nuevas fuentes del mismo (convencionales y no
convencionales), se convierte en un tema prioritario para el país teniendo en cuenta que las
reservas se acaban de forma acelerada a una razón de 13,21% anual, debido a una
producción diaria de 558.300 barriles de petróleo aproximadamente.
Siendo Colombia un país donde sus exportaciones dependen principalmente de sus
riquezas naturales, entre ellas el petróleo [DANE, 2006], se hace necesario evaluar nuevas
fuentes de energía para poder enfrentar la crisis energética que se avecina y una de las
alternativas es la explotación de arenas bituminosas debido a su presencia en el país.
Se plantea la caracterización de la cadena estratégica de valor para la explotación de las
arenas bituminosas ya que este estudio evalúa de forma global las condiciones y los
requerimientos necesarios para la extracción de petróleo, da un acercamiento de cómo se
debería realizar el proyecto en Colombia y permite abrir un camino para la futura
implementación en el país.
Este trabajo de grado brindará a la sociedad, en especial a empresas interesadas en la
extracción de petróleo en Colombia, la información necesaria con respecto a la cadena
estratégica de valor para la explotación de arenas bituminosas, teniendo en cuenta que este
estudio no se ha realizado hasta el momento.
Es de gran importancia, tener en cuenta que Ecopetrol (la empresa que más explota
petróleo y realiza proyectos de investigación de fuentes no convencionales del mismo en
Colombia), es una de las principales empresas en aportes económicos a salud, educación y
alimentación de las comunidades menos favorecidas del país, por lo tanto, este proyecto, de
ser adoptado por dicha compañía, podrá aportar grandes beneficios para la comunidad
colombiana.
Académicamente se muestra la aplicación metódica de los conocimientos de logística y
producción propios de la ingeniería industrial, convirtiéndose en una guía para futuros
12 trabajos relacionados con la caracterización de la cadena de valor para la aplicación a
cualquier tema en particular.
13 3. OBJETIVOS
3.1 OBJETIVO GENERAL
Caracterizar la cadena estratégica de valor para la futura explotación de arenas bituminosas
en Colombia.
3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
•
Establecer las alternativas de infraestructura necesaria para la extracción de arenas
bituminosas en Colombia, evaluando maquinaria y proceso de producción.
•
Determinar los posibles canales de distribución y transporte del crudo extraído de las
arenas bituminosas para ser procesado en refinerías en Colombia.
•
Determinar los posibles canales de aprovisionamiento de materias primas.
•
Establecer los posibles lugares de localización de la(s) planta(s) de producción para
la extracción de petróleo de las arenas bituminosas en Colombia.
14 4. MARCO TEÓRICO
Para hacer la caracterización de la cadena de valor de las arenas bituminosas es necesario
saber que son éstas, para qué sirven y los procesos involucrados para su transformación, a su
vez, se deben conocer los eslabones involucrados en la cadena de valor con relación a las
arenas, desde el canal de aprovisionamiento hasta su correspondiente distribución. Este se
presenta a continuación.
4.1 GENERALIDADES SOBRE ARENAS BITUMINOSAS
Las arenas bituminosas, también llamadas arenas de alquitrán y arenas petrolíferas, son arenas
impregnadas de petróleo compuestas por arena, arcilla, agua y bitumen, son consideradas una
fuente de energía no renovable y no convencional [Chilingarian, 1978]. Estas arenas son
depósitos de betún, un pesado, negro y viscoso aceite que debe ser tratado rigurosamente para
convertirlo en un crudo mejorado antes de que pueda ser utilizado por las refinerías para
producir gasolina [OCDE/AIE, 2007].
El bitumen extraído de este material es una combinación compleja de alto peso molecular de
compuestos orgánicos con un número de carbonos superior a C16 (en la tabla periódica), tiene
alto contenido de carbono y es bajo en contenido de hidrogeno; también contiene pequeñas
cantidades de diversos metales como el níquel, hierro y vanadio. Este bitumen es muy pesado,
con una densidad mayor a 960 kilogramos por metro cúbico comparada con la densidad del
crudo ligero de 790 kilogramos por metro cúbico, lo que hace necesario que se apliquen una
serie de procedimientos con el fin de que fluya y pueda ser tratado como un crudo convencional
[Incera, 2007].
El grupo al que pertenece un crudo, es decir, liviano, pesado o extra-pesado se define por la
densidad que este tenga, dada usualmente en términos de grados API (Instituto Americano del
Petróleo) y está relacionada con la gravedad específica; mientras más denso es el petróleo,
más baja es la densidad API. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de
Norteamérica (DOE, por sus siglas en inglés), define al petróleo pesado como aquél que
presenta densidades API entre 10.0° y 22,3°; los crudos intermedios se sitúan entre 22,3º y 26º
API y los livianos son aquellos que tiene más de 26º API [Zambrano, 2009].Según Syncrude
(2009) las arenas bituminosas están consideradas dentro del grupo de crudos pesados y en
algunos casos extra-pesados con densidades menores a 10°API.
Las arenas bituminosas se califican dentro de la categoría de “Lignito” el cual es un carbón no
aglomerante con un valor calorífico bruto menor a 4165 kcal/kg) y más de 31% de materia volátil
cuando se encuentra en condiciones secas y libres de materia mineral [OCDE/AIE, 2007].
15 La mayoría de los petróleos pesados y asfalto contienen una cantidad significativa de
asfaltenos, a menudo tan alta como 22% en peso. La presencia del asfalteno es la razón
principal de la alta viscosidad de estos aceites [Yildirim ,2003].
En promedio, el bitumen extraído contiene 83,2% de carbón, 10,4% de hidrógeno, 0,94% de
oxígeno, 0,36% de nitrógeno y 4,8% de azufre.
A finales del siglo XIX, las arenas bituminosas habían sido investigadas superficialmente,
excavadas y drenadas en pozos perforados a mano en países como Francia, Polonia, Rumania,
Rusia, Oriente Medio y Lejano Oriente; pero fue hasta la Segunda Guerra Mundial (1941) que
se desarrolló la explotación tecnificada de las arenas debido a la posibilidad de escasez de
petróleo por la amenaza de Japón de paralizar el transporte marítimo del crudo [Kirk, 1961].
En 1950, a través del informe de S. M. Blair se demostró que la explotación de arenas
bituminosas podía ser una actividad provechosa para la obtención de petróleo [Kirk et al, 1961].
En 1964, se inició la explotación de la reserva más grande del mundo de arenas bituminosas
ubicada en la Provincia de Alberta, Canadá, debido a que la industria petrolera se dio cuenta de
la riqueza de estas tierras [Chilingarian, 1978].
Debido a la importancia de utilizar fuentes alternas al petróleo, en los últimos años, se han
descubierto más reservas de arenas bituminosas en países como Venezuela, Estados Unidos,
Malasia, Rusia, Portugal, España, Rumania, México, Chile, Madagascar, entre otros.
4.2 ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA
Los estudios sobre la presencia de arenas bituminosas en el país son recientes, no se tienen
cifras exactas de la cantidad de estas reservas pero si la ubicación y la estimación de las minas.
La Figura 1 muestra los depósitos de arenas bituminosas en Colombia, indicados por los
círculos rojos. Las mayores reservas se encuentran en el departamento de Caquetá en las
regiones de San Vicente y Florencia. En el departamento del Meta se encuentra otro depósito
junto al Río Guejar y hacia al centro del país están los depósitos de Sogamoso y Río Nare en
los departamentos de Boyacá y Santander respectivamente [Guzmán, 2008].
16 Figura 1. Depósitos de Arenas bituminosas en Colombia.
Fuente. ANH -Agencia Nacional de Hidrocarburos (2008)
4.3 ASPECTOS DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR
La administración estratégica de la cadena de valor incluye varios tipos de problemas de
decisión que afectan el desempeño a largo plazo en las operaciones de la compañía, entre
estas la determinación del número, ubicación y capacidad de bodegas y plantas de producción,
el flujo de material a través de la red logística, políticas de inventarios, contratos de
abastecimiento, estrategias de distribución, outsourcing y estrategias de compras, sistemas de
soporte para decisiones y tecnología en información [Lee et al., 1992].
Por otra parte, se presentan cuatro áreas principales de decisión, en la administración de la
cadena estratégica de valor: la ubicación, la producción, el inventario y la distribución [Harrison,
2005].
17 4.3.1 Ubicación de las instalaciones
El éxito de una empresa depende en gran parte de la ubicación de sus instalaciones, esta
medida se convierte en una estrategia de competitividad para las compañías en cuanto costo,
cercanía al cliente, convenios comerciales, competencia, proveedores y mano de obra. Cuando
el tamaño de las instalaciones y su ubicación son determinados, el siguiente paso consiste en
determinar el medio y especificaciones de transporte para lograr que el producto llegue al
cliente [Chase, 2000].
Al momento de tomar una decisión en la ubicación de una planta es necesario tener en cuenta
los siguientes criterios:
CRITERIOS DE DECISIÓN
CRITERIOS
DESCRIPCIÓN
Permite identificar y satisfacer las necesidades
Proximidad a los clientes
de éste en cuanto a tiempo de entrega de los
productos.
Se refiere a la presencia de empresas de
Ambiente comercial
tamaño similar o del mismo ramo en el mismo
sector. También se refiere a la legislación
gubernamental que permita a las compañías
ubicarse en determinada área.
Ubicar la planta en un sitio que involucre el
Costo total
menor costo total (incluyendo costos de
distribución, terreno, construcción, mano de
obra, los impuestos y los costos de energía;
todos estos costos constituyen los costos
regionales.
Es importante que exista transporte adecuado
Infraestructura
cercano a la planta para el aprovisionamiento y
salida de los productos. De igual forma deben
cumplirse los requerimientos de energía y
telecomunicaciones.
Los requerimientos de la empresa en capacidad
Calidad de la mano de obra
y destreza de la mano de obra deben cumplirse
al momento de contratar personal.
Determinado sitio hace que la relación entre
Proveedores
proveedores y empresas sean más estrechas, la
cercanía permite que se establezcan métodos
de producción más eficaces.
18 La ubicación de otras plantas de la misma
compañía puede influir en la ubicación de una
instalación nueva dentro de la red.
Se deben tener en cuenta las normas
ambientales que afectan a la industria para la
ubicación de la instalación.
Es necesario tener en cuenta la aprobación de
las personas que viven cerca a donde se va a
ubicar la instalación. Se debe garantizar la
calidad de vida de quienes viven allí.
Otras instalaciones
Normas ambientales
Comunidad anfitriona
Cuadro 1. Criterios de decisión.
Fuente. Chase, (2000)
4.3.2 Producción
La extracción de arenas bituminosas se puede hacer por medio de dos métodos: el primero se
relaciona con minas a cielo abierto donde se extrae la arena de la superficie, la cual es llevada
a centros especializados para su posterior tratamiento; el segundo es el método “in situ” que
consiste en inyectar vapor a los depósitos bituminosos, calentarlos y separar el bitumen para
que suba a la superficie (utilizado para reservas de arena que no se encuentran sobre la
superficie) [Fernandez ,2004].
4.3.2.1 Explotación en mina a cielo abierto
Las minas a cielo abierto conocidas también como a rajo abierto y a tajo abierto, son utilizadas
para explotar y extraer minerales que se encuentran cerca a la superficie, como el caso de las
arenas bituminosas. Al encontrarse el mineral cerca de la superficie no es necesario hacer
túneles para sacarlo [Compañía Zona de adiestramiento y consultores S.A., 2006].
En la Figura 2 se muestra el proceso de extracción del petróleo utilizando este método. El
primer paso para la extracción de las arenas bituminosas es remover estériles conformado por
vegetación y otros materiales que cubren las arenas (1), utilizando buldóceres y
retroexcavadoras con martillo. Posteriormente se alista el terreno para su explotación utilizando
palas mecánicas se extrae la arena (2) y es depositada en volquetas que la transportan a
trituradoras para disminuir el diámetro y empezar a separar la arena del bitumen (3). Reducidos
los bloques de arena a unos 45 cm de diámetro aproximadamente, son puestas en una banda
transportadora que las va agitando para que continúe la separación del bitumen y otros residuos
(4) hasta que llegan a una torre de almacenamiento de 5 pisos. En la torre se agrega agua
caliente a las arenas para propiciar la separación (5); de ésta sale un ducto (6) que las conduce
19 a un vaso principal de precipitación donde se les agrega solventes y más agua caliente para
permitir la separación del bitumen (7); en esta operación se separa el agua y la arena. El
bitumen continúa en un tratamiento de espuma en donde se aplica un solvente, generalmente
nafta para diluirlo (8) y enviarlo finalmente por medio de un ducto a una refinería para ser
tratado y convertirlo en crudo (9). [Compañía Zona de adiestramiento y consultores S.A., 2006],
[ANH-Agencia Nacional de Hidrocarburos “Opportunities and Challenges for the Development of
Unconventional Hydrocarbon Resources in Colombia”, 2008].
Figura 2. Proceso de extracción de las Arenas Bituminosas en mina a cielo abierto.
Cortesía. ANH (2008)
4.3.2.2 Explotación por los métodos “IN SITU” y “VAPEX”
Más del 70% del bitumen productor de petróleo está lejos de la superficie por lo que es necesario
usar otros métodos para su extracción. Dentro de estos métodos se encuentran el “in situ” y el
“Vapex”, siendo muy similares pero con algunas variaciones respecto a la separación del
bitumen.
El método “in situ” consiste en inyectar vapor a alta presión en la tierra, las arenas se calientan y
el bitumen se derrite, lo que permite que se separe y se saque derretido a la superficie por medio
de bombas. El bitumen que se extrae está mezclado con otros elementos por lo tanto es
necesario realizar el proceso de separación descrito en el numeral 3.2.1 para que pueda ser
convertido en un crudo parecido al convencional. [Fernández, 2004].
20 El método “Vapex”, que se muestra en la Figura 3, al igual que el método “in situ” utiliza vapor
para extraer el bitumen a la superficie, este método requiere dos pozos horizontales; un pozo
inyector de solvente con agua caliente localizado en el tope de la formación (1) y un pozo
horizontal de producción localizado en el fondo de la formación (2). El bitumen que sale al aplicar
este método tiene menos residuos sólidos que el extraído por el método “in situ”, lo que facilita el
proceso de transporte y transformación a crudo, reduciendo operaciones y por consiguiente
costos. [Vargas y Romero, 2005].
Figura 3. Método Vapex.
Fuente. Vargas (2005)
4.3.3 Canal de Distribución
Aprovisionamiento son todas aquellas actividades encargadas de poner a disposición del
sistema de producción los elementos y materiales que ha solicitado para cumplir sus planes y
programas [García et al., 2002].
El canal de distribución, permite al productor mediante planeación y estrategias llevar el
producto hasta el consumidor final, teniendo en cuenta tiempos de entrega, la distancia de la
fábrica al consumidor y el medio o medios de transporte a utilizar. Las personas o compañías
que no hacen parte de la empresa productora y ayudan a la distribución de los productos, son
llamados intermediarios [García et al., 2002].
21 4.3.3.1 Transporte
Dentro de los elementos de la logística, el transporte es el más importante en cuanto a costos,
representando un poco más del 66% [Ballou, 2004].
Para tomar decisiones con respecto al transporte en el canal de distribución, se debe tener en
cuenta que se trata de componentes estratégicos, es decir, que tendrán efecto en el largo plazo
y se encuentran estrechamente relacionados con la estrategia corporativa.
Cuando se tiene un sistema de transporte ineficiente o sin mejoras continuas, el alcance al
mercado se limita a zonas cercanas al punto de producción. [Ballou, 2004].
¾ Modos de transporte
Existen cinco modelos básicos de transporte sencilla, éstos son: marítimo, ferroviario, por
camión, aéreo y por ductos o conducto directo [Ballou, 2004]. Las Arenas Bituminosas son
transportadas por tres de estos modelos: marítimo, por camión (específicamente carro tanques
cuando ya se ha separado el petróleo y volquetas para transportar las arenas en el lugar de
explotación) y conducto directo.
•
Carro tanques: El transporte de crudo en carro tanques es muy común para la carga y
descarga del mismo en distancias medianas y largas, pero está limitado por el estado de
las carreteras debido a que la longitud de los carro tanques es de 15 metros
aproximadamente. En Colombia, las carreteras son curvas y dificultan y el tráfico, en
especial el paso de vehículos con éstas características [Cárdenas, 2008].
La capacidad promedio de un carro tanque es de 10.000 galones en volumen y de 47
toneladas en peso (aunque pueden transportar hasta 52 toneladas, peso permitido por
las autoridades).
Para el transporte en carro tanques, se deben tener en cuenta varios aspectos para
disminuir riesgos de accidentalidad y de robo del producto transportado, como el control
volumétrico, tiempos de viaje, facturación y bases de datos tanto de conductores como
de vehículos, para contar con información verídica en tiempo real. Se recomienda la
utilización y aplicación de listas de chequeo en puntos de cargue y descargue para
certificar que se está cumpliendo con las reglas de HSE (Salud ocupacional, seguridad
industrial y medio ambiente).
•
Barco: El medio marítimo es un sistema de transporte muy limitado para este caso,
debido a que depende de las vías terrestres o aéreas dispuestas para llegar a puertos.
La velocidad promedio de un barco de carga es baja y depende del clima y el destino al
que se dirija.
22 Una de las ventajas principales del transporte marítimo se relaciona con la capacidad de
carga que puede transportar, la cual es mayor a la de otros medios de transporte. Los
buque-tanques de petróleo pueden recibir el crudo directamente de los oleoductos de
transporte de ser necesario.
•
Ductos: Es una tubería que conduce líquidos espesos sobre la tierra y de ser necesario,
debajo de ella. Se constituye de secciones soldadas cubiertas de protectores para evitar
el deterioro prematuro y la filtración de materiales no deseados [Colpetrol, 2007]. Los
productos transportados por ductos se limitan a líquidos, gases y semi-sólidos;
actualmente se transporta petróleo crudo y refinado, derivados de petróleo y líquidos
densos. La capacidad de este medio de transporte es alta y se puede utilizar 24 horas
al día 7 días a la semana convirtiéndolo en un medio de transporte eficiente a pesar de
su baja velocidad (aproximadamente 5 a 6.5 kilómetros por hora). Instalar ductos es
costoso y se dificulta aún más su instalación cuando éstos deben cruzar ríos y atravesar
montañas.
4.3.3.2 Transporte Multimodal
El transporte multimodal es la articulación de varios métodos de transporte, brindando con esto
ventajas en cuanto a costos, confiabilidad, agilidad, disminución de interrupciones, facilidad de
transportar carga frágil, entre otros [Ballou, 2004].
La combinación multimodal para el transporte de petróleo suele ser: carro tanque-oleoductobarco, esto con el objetivo de que el costo de transporte de crudo disminuya
considerablemente. Además esta combinación permite que el producto llegue a lugares donde
no se lograría llegar a través un solo medio.
4.4 CADENA DE VALOR
Según Porter (1993) la cadena de valor es la principal herramienta para identificar fuentes de
generación de valor para el cliente. Cada empresa realiza una serie de actividades para
diseñar, producir, comercializar, entregar y apoyar a su producto o servicio; la cadena de valor
identifica 9 actividades estratégicas de la empresa a través de las cuales se puede crear valor
para los clientes, estas 9 actividades se dividen en 5 actividades primarias y 4 de apoyo.
Las actividades primarias, son las actividades implicadas en la creación física del producto y su
venta y trasferencia al cliente. Estas actividades están relacionadas con la competencia en
cualquier industria, cada una de estas actividades dependen del sector industrial en particular y
de la estrategia de la empresa. A continuación se presentan las 5 actividades primarias:
23 •
•
•
•
•
Logística Interna: son las actividades asociadas con recibo, almacenamiento y
diseminación de insumos del producto, como manejo de materiales, almacenamiento,
control de inventarios y retorno de proveedores.
Operaciones: son las actividades asociadas con la transformación de insumos en la
forma final del producto.
Logística externa: son las actividades asociadas con la recopilación, almacenamiento y
distribución física del producto a los clientes.
Mercadotecnia y ventas: son actividades asociadas con proporcionar un medio por el
cual los clientes puedan comprar el producto e inducirlos a hacerlo.
Servicio: Son actividades asociadas con la prestación de servicios para realzar o
mantener el valor del producto, como la instalación, reparación y entrenamiento.
Cada una de las categorías puede ser vital para el desempeño de la empresa, dependiendo del
sector industrial.
Las actividades de apoyo sustentan a las actividades primarias y se apoyan entre sí, estas
actividades pueden dividirse en cuatro categorías genéricas, como se muestra a continuación:
•
•
•
•
Realización: son las actividades que permiten la realización de las actividades primarias,
como el abastecimiento de materias primas necesarias para llevar a cabo la actividad.
Desarrollo tecnológico: consiste en un rango de actividades que pueden ser agrupadas
de manera general en esfuerzos por mejorar el producto y el proceso.
Dirección de recursos humanos: son las actividades implicadas en la búsqueda,
contratación, entrenamiento, desarrollo y compensación de todos los tipos de personal.
Infraestructura de la empresa: la infraestructura de la empresa consiste de varias
actividades como la administración general, planeación, finanzas, contabilidad y asuntos
legales y gubernamentales. Al mismo tiempo, es con lo que cuenta físicamente la
empresa para llevar a cabo su operación como la planta, maquinaria, equipo.
En la figura 4 se muestra la cadena de valor con las actividades primarias y las actividades de
apoyo descritas anteriormente.
24 Figura 4. Cadena de valor
Fuente: Porter (1993)
La cadena de valor nos permite ver como se relacionan cada una de las actividades primarias y
de apoyo en una empresa, con el fin de determinar cuáles son los puntos fuertes y débiles y ver
si éstos aportan o impiden el cumplimiento de los objetivos corporativos
4.5 MÉTODO DE LA UTILIDAD PARA LA TOMA DE DECISIONES CON
MÚLTIPLES ALTERNATIVAS
Cuando se busca una herramienta que soporte la toma de decisiones entre un listado de
opciones, el método de la Utilidad es de gran ayuda [Váquiro, 2008] ya que tiene en cuenta las
cinco características más importantes en la toma de decisiones, las cuales son:
•
Efectos futuros: Se refiere a la medida en que los compromisos relacionados con la
decisión pueda afectar el futuro. Es decir, una decisión que tiene una influencia a largo
plazo, es considerada una decisión de alto nivel, a diferencia de una decisión con
efectos a corto plazo que puede ser tomada como de un nivel inferior.
•
Reversibilidad: Se relaciona con la velocidad con que una decisión puede revertirse y la
dificultad que implicaría dicho cambio. Si la decisión no puede revertirse o es difícil de
hacerlo, se considera una decisión de alto impacto; pero si es fácil de revertir, se
considera una decisión de bajo impacto.
•
Impacto: Esta característica se relaciona con la medida en que otras áreas o actividades
se ven afectadas de sus condiciones normales y naturales y deben ser controladas,
25 compensadas y mitigadas si dicho impacto es negativo, de lo contrario (si es positivo)
debe ser potencializado.
•
Calidad: Se refiere la calidad relativa con respecto a las especificaciones, es decir, entre
un producto cumpla más con las especificaciones establecidas, mayor es su calidad.
La calidad significa aportar valor al cliente, esto es, ofrecer unas condiciones de uso del
producto o servicio superiores a las que el cliente espera recibir.
•
Periodicidad: Responde a la pregunta de si una decisión se toma frecuentemente o
excepcionalmente. Cuando la toma de decisión es de periodicidad excepcional, se
convierte en una decisión de alto impacto, de lo contrario es de bajo impacto ya que se
hace controlable y estandarizable.
Según Keeney et al (1976), los pasos en el proceso de toma de decisiones son:
1. Listar y definir los criterios vitales de decisión: Este paso se debe realizar respondiendo
a la pregunta: ¿Qué diferencias generan que una de las posibilidades de decisión sea
más ventajosa que otra? Ej. Costos, productividad, agilidad, etc.
2. Asignar peso a los criterios: Para cada criterio asignar un impacto entre alto (A), medio
(M), o bajo (B) y fijar un peso (porcentaje) para cada uno de estos. La suma de los
pesos de los criterios debe ser igual al 100% como se muestra en la Tabla 2.
El peso de los criterios varía según el número de éstos y el impacto asignado, es decir,
para diferentes casos, puede haber el mismo número de criterios pero su impacto es
diferente, por este motivo el peso de dichos impactos varía. Para lograr obtener un
balance entre los pesos de los impactos asignados, se deben tener en cuenta las
diferentes sugerencias:
- Si hay dos impactos (ejemplo: los criterios son calificados como de impacto
medio y alto): La diferencia de peso entre impactos debe ser entre 4 a 10 puntos
porcentuales dependiendo del número de criterios para evitar desbalanceo en la
calificación.
- Si hay tres impactos (Alto, medio y bajo): La diferencia de peso entre impactos
debe ser entre 3 y 7 puntos porcentuales dependiendo del número de criterios
para evitar desbalanceo en la calificación.
26 CRITERIOS
Criterio 1
Criterio 2
Criterio 3
Criterio 4
Criterio 5
Criterio 6
IMPACTO
A
M
M
A
B
B
PESO
20,00%
17,00%
17,00%
20,00%
13,00%
13,00%
100,00%
TOTAL
Tabla 2. Ponderación de Criterios de decisión.
Fuente. Autores (2009)
3. Realizar una tabla de evaluación de opciones según los criterios de decisión. Dicha
calificación, se encuentra en el rango continuo de 0 a 1 que varía según los criterios
definidos para cada situación.
4. Evaluar las alternativas: Calcular la Utilidad de cada opción u alternativa por medio de la
siguiente fórmula:
Donde,
= Utilidad de la alternativa a evaluar
= Calificación del criterio
= Peso del criterio (porcentaje dado por el impacto que genera). Número que va de
0% a 100%
5. Seleccionar la mejor alternativa: Al realizar la suma de los pesos de los criterios por su
calificación para cada opción, se comparan todas las opciones y la que tenga mayor
porcentaje es la más adecuada según los criterios de evaluación tenidos en cuenta.
27 5. SITUACIÓN ACTUAL
En este capítulo se muestra la situación actual de los hidrocarburos en Colombia para entender
su importancia y su influencia en el país. A su vez se muestra la ubicación de las Arenas
Bituminosas en el país para comenzar a desarrollar los estudios de cadena de valor en estos
puntos.
5.1 ARACTERÍSTICAS POLÍTICAS, ECONÓMICAS Y SOCIALES DE COLOMBIA
EN RELACIÓN CON LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS
Los importantes aportes económicos a la Nación desde mediados de la década de los años
ochenta a través de los ingresos por exportaciones, regalías, suministro de hidrocarburos (como
materia prima para el procesamiento de combustibles en las refinerías), y las transferencias por
impuestos, son condiciones que han posicionado al sector petrolero de Colombia en un lugar
decisivo para la viabilidad presupuestal estatal y para el desempeño económico del país [Parra
et al, 2006].
Debido a la importancia de este sector, en el 2003 se creó la Agencia Nacional de
Hidrocarburos ANH, la cual tiene como objetivo administrar integralmente las reservas de
hidrocarburos de propiedad de la nación [decreto 1760; 2003]. A partir de esta fecha Colombia
inicia el camino para recuperar la competitividad en el mundo petrolero e intenta capturar algo
más allá del 0.5% de la inversión mundial que hoy registra y ascender por encima del sexto
puesto del escalafón de países productores de petróleo en Latinoamérica [Ecopetrol, 2008].
Según el DANE para el año 2008 el sector petrolero aportó el 34.31% de los ingresos totales de
las exportaciones en Colombia con una producción de 587.000 barriles diarios, lo que lo
convierte en el motor principal de la economía por ser el principal generador de renta externa
por encima incluso del café, producto tradicional de exportación [Mayorga, 2008].
Para el 2009 la Asociación Colombiana de Petróleos (ACP) y la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) le apuestan a un incremento 10% de la producción del 2008, lo que
significa producir entre 650.000 a 700.000 barriles diarios en el presente año. Estas cifras
muestran que en Colombia se está reversando ampliamente la tendencia decreciente en
producción [Londoño, 2009].
La producción de petróleo beneficia a todos los colombianos mediante la disponibilidad de
energía, generación de empleo e incremento de la actividad económica. Adicionalmente, los
Departamentos y Municipios se benefician a través de los recursos económicos que se
28 transfieren por concepto de Regalías, según lo establece la Ley 141 de 1994 y la Ley 756 de
2002.
Las regalías son la contraprestación económica a favor del Estado por la explotación de
recursos no renovables, que se le otorgan a departamentos y municipios en cuyo territorio se
adelantan explotaciones, y a los puertos por donde se transportan dichos recursos [ANH, 2009].
Según datos de la ANH y del Ministerio de Minas y Energías en el año 2008 las regalías fueron
de $4.854.099.082.743 en el país.
El buen manejo de los recursos de regalías por parte de las administraciones regionales y
locales, se ve reflejado en aportes a la sociedad a través del mejoramiento de la calidad de vida
de las comunidades en donde se opera respondiendo a las necesidades básicas insatisfechas,
en el progreso de las regiones en descentralización y pacificación. Las regalías están
direccionadas a la inversión en salud, educación y saneamiento.
Por otro lado las empresas de este sector como parte de sus políticas de responsabilidad social
tienen programas de inversión en educación para promover el desarrollo científico y tecnológico
del país.
5.2 UBICACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA
Como se ha mencionado, la alta dependencia que se ha generado del petróleo a nivel
energético y por los aportes que representan para la economía del país ha llevado a las
empresas de este sector a investigar fuentes no convencionales de este producto, como los
crudos pesados y dentro de estos las arenas bituminosas.
Según Armando Zamora, Director General de la ANH en una entrevista en el congreso
internacional de petróleo CeraWeek 2009 “el 80 por ciento de Colombia no ha sido sometido a
exploración de petróleo y gas, la ventana de oportunidad para aprovechar los recursos de
Colombia es ahora”. El país muestra un escenario positivo en este aspecto, en los últimos
cuatro años se han hecho fuertes inversiones en exploración y como se muestra en la Figura 5
los crudos pesados que se encuentran en las regiones encerradas por los círculos rojos
representan un porcentaje importante en esta fase.
29 Figura 5. Áreas de exploración de Crudos Pesado en Colombia
Fuente: ANH (2008).
Existen favorables señales del alto potencial de hidrocarburos en la llanura oriental (Meta,
Casanare, Arauca y Vichada), con yacimientos en una franja de crudo pesado cuya producción
podría acercarse a los 200.000 barriles diarios en el 2009, adicionales a los 100.000 actuales
[Zamora, 2009].
Estudios de la estadounidense Halliburton Co, revelados recientemente por el Ministerio de
Minas y Energía, estiman que las reservas probables de la región Sub- Andina conformada por
los departamentos de Arauca, Meta, Casanare, Caquetá y Putumayo, podrían ascender a más
de 120.000 millones de barriles de crudo, de los cuales unos 20.000 millones serían
recuperables con la tecnología existente debido a la complejidad de la extracción de éstos,
representando alrededor de 70 años de reservas con el nivel de explotación actual; los barriles
restantes podrían ser recuperados en un futuro cercano dependiendo del desarrollo tecnológico
en este campo [Revista Dinero, 2008].
La zona donde se localizan las arenas bituminosas no era atractiva para la inversión privada
porque estaba bajo un control de la guerrilla, pero este panorama ha cambiado debido a la
ofensiva de la seguridad democrática que emprendió el actual gobierno hace más de 6 años.
Según Zamora “Esta zona tiene un atractivo inmenso y tenemos 35 empresas que quieren
participar en las futuras explotaciones, va a ser una nueva frontera" [Revista Dinero, 2008].
30 En la actualidad las Arenas Bituminosas se consideran dentro del grupo de crudos pesados. En
Colombia están localizadas dentro de la región Sub-Andina como lo muestra la Figura 6
indicando las reservas con círculos rojos. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos, los
depósitos más representativos de Arenas Bituminosas en el país se localizan en el piedemonte
de la cordillera Oriental en los departamentos del Meta, con la reserva de Río Guejar, y Caquetá
con las reservas de San Vicente y Florencia. En las reservas de Río Guejar y Florencia las
Arenas Bituminosas se encuentran sobre la superficie, a menos de 100 metros de profundidad,
mientras que en la reserva de San Vicente éstas se encuentran en la profundidad. Los
depósitos de Río Nare y Sogamoso se ubican hacia el centro del país en los departamentos de
Santander y Boyacá respectivamente; en estos depósitos las Arenas Bituminosas se
encuentran en la profundidad. Los estudios sobre la presencia de este recurso en Colombia son
recientes, no se tienen cifras exactas de las cantidades de estas reservas pero son un estimado
importante para pensar en una futura explotación.
Figura 6. Depósitos de Arenas bituminosas en Colombia.
Cortesía de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (2008)
Las Arenas Bituminosas representan un escenario positivo para el futuro de la industria
petrolera en Colombia y gracias a la estabilidad y seguridad que ofrece el gobierno,
multinacionales petroleras como las estadounidenses Exxon Mobil Corp y Chevron, la británica
BHP Billiton y la india Reliance Industrias Ltd. han ratificado su intención de invertir en el país, lo
que permite que el desarrollo de este tema se pueda ver en futuro cercano [Londoño, 2009].
31 5.3 UTILIZACIÓN DEL CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS
El petróleo es la fuente de energía más importante de la historia, un recurso natural no renovable que
aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Debido a la alta
dependencia de este recurso, a la inestabilidad que caracteriza el mercado internacional y a los precios
de este producto, la industria actual ha investigado fuentes de energía alternativas para sustituir el
petróleo, sin embargo no se ha encontrado una opción que realmente lo sustituya, aunque se han dado
pasos importantes en este sentido.
En la actualidad la Organización de Países Exportadores de Petróleo –OPEP– está gestionado tratados
con cada uno de los países productores y consumidores de este producto con el fin de regular su
consumo; sin embargo la dinámica de la industria actual demuestra que ese cambio no se dará en un
futuro cercano, pues el petróleo es indispensable en la economía.
La explotación de las Arenas Bituminosas es una fuente de petróleo no convencional convirtiéndose en
una alternativa importante para la obtención de este recurso, importante para la economía del mundo y
necesaria para la economía Colombiana.
Como se menciono anteriormente, el crudo extraído de las arenas bituminosas puede ser tratado como
un crudo convencional después de realizar los correspondientes procesos de producción, por lo tanto, se
le da el mismo tratamiento que un crudo convencional, pues se pueden obtener los mismos derivados y
productos después del proceso de Refinación.
A partir del proceso de refinación del petróleo extraído de las Arenas Bituminosas se obtiene una amplia
gama de productos denominados petroquímicos que se utilizan en las industrias de fertilizantes,
plásticos, alimenticia, farmacéutica, química y textil, entre otras.
El petróleo extraído de las Arenas Bituminosas en Colombia puede ser utilizado en lo siguiente:
•
•
Gasolina motor corriente y extra - Para consumo en los vehículos automotores de combustión
interna, entre otros usos.
Turbocombustible o turbosina - Gasolina para aviones jet, también conocida como Jet-A.
•
Gasolina de aviación - Para uso en aviones con motores de combustión interna.
•
ACPM o Diesel - De uso común en camiones y buses.
•
Queroseno - Se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el que comúnmente
se llama "petróleo".
•
Cocinol - Especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es mínima.
•
Gas propano o GLP - Se utiliza como combustible doméstico e industrial.
•
Bencina industrial - Se usa como materia prima para la fabricación de disolventes alifáticos o
como combustible doméstico
•
Combustóleo o Fuel Oil - Es un combustible pesado para hornos y calderas industriales.
32 •
Disolventes alifáticos - Sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para
la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y
fabricación de productos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general.
•
Asfaltos - Se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la industria de la
construcción.
•
Bases lubricantes - Es la materia prima para la producción de los aceites lubricantes.
•
Ceras parafínicas - Es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos,
fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.
•
Polietileno - Materia prima para la industria del plástico en general
•
Alquitrán aromático (Arotar) - Materia prima para la elaboración de negro de humo que, a su vez,
se usa en la industria de llantas. También es un diluyente
•
Acido nafténico - Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc,
plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes,
tensoactivos y fungicidas
•
Benceno - Sirve para fabricar ciclohexano.
•
Ciclohexano - Es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico con destino al
nylon.
•
Tolueno - Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes,
thinner y tintas, y como materia prima del benceno.
•
Xilenos mezclados - Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de thinner.
•
Ortoxileno - Es la materia prima para la producción de anhídrico tálico.
•
Alquilbenceno - Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas,
ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.
33 6. PRODUCCIÓN
La producción es una de las actividades primarias de la cadena de valor ya que en este punto
se definen las operaciones exactas para realizar el producto, en este caso, para explotar las
Arenas Bituminosas y extraer el bitumen.
Para establecer el método adecuado de extracción de las Arenas Bituminosas se empieza por
definir los diferentes métodos de explotación, evaluando recursos empleados, ventajas y
desventajas y finalmente poder definir cuáles de éstos son los adecuados a aplicar en
Colombia.
6.1 PROCESOS DE EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS
Mientras que el crudo convencional fluye naturalmente o es bombeado de la profundidad, el
crudo de las arenas bituminosas debe ser minado o recuperado “In Situ” o “VAPEX”. El proceso
de recuperación de crudo incluye sistemas de extracción y separación para eliminar el crudo de
la arena y el agua [Alberta Energy, 2009].
A continuación se explican las alternativas de explotación a tener en cuenta para la extracción
de petróleo de las arenas bituminosas en Colombia.
6.1.1 Explotación a Cielo Abierto
La explotación a cielo abierto se utiliza cuando las reservas del mineral que se quiere extraer se
encuentran en la superficie, es decir a menos de 100 metros de profundidad. La extracción de
Arenas Bituminosas por este método requiere de los procesos que se describen a continuación
Remover estériles
El estéril de mina es todo material sin valor económico extraído para permitir la explotación del
material útil. La capa superficial del suelo es considerada como estéril aunque sea el soporte
de la vegetación, así como las rocas y materiales que no son el objetivo de la excavación
[Sánchez, 1995].
Las reservas de arenas bituminosas del piedemonte de la cordillera oriental están cubiertas de
vegetación y bosques húmedos [Castañeda, 2004]; estos estériles se deben remover con
buldóceres y retroexcavadoras para empezar a adecuar el terreno como se muestra en la
Figura 7. Una manera interesante de manejo de los estériles removidos es utilizarlos para
construir diques o rellenos, pues se aprovechan estos recursos en obras relacionadas con el
proyecto. Es importante que los estériles no se arrojen en valles o en laderas pues se pueden
transformar en escombreras potencialmente inestables, sujetas a formación de surcos y erosión
34 acelerada y puede causar eventualmente la contaminación química de las aguas superficiales y
subterráneas [Sánchez, 1995]. Estos materiales considerados estériles también pueden ser
almacenados y utilizados en la recuperación de terrenos minados [Suncor Energy, 2009].
Figura 7. Remoción de estériles.
Fuente. Aguilar Construcciones & Altron S.A. (2008)
Después de hacer la respectiva remoción de estériles, se hace el levantamiento de la capa
superficial del suelo con las retroexcavadoras para dejar sobre el plano las Arenas Bituminosas
y que éstas puedan ser extraídas. Finalmente con los buldóceres se nivela y organiza el
terreno, haciendo las carreteras por donde van a transitar los camiones con el fin de proceder a
la extracción de manera ordenada y correcta.
Extracción Arenas Bituminosas
Las Arenas al estar sobre la superficie son extraídas con palas hidráulicas o eléctricas las
cuales ubican el material en camiones tal como lo muestra la Figura 8.
Figura 8. Extracción de Arenas Bituminosas.
Fuente. Suncor Energy, Inc. (2009)
Los camiones se encargan de transportar el material hasta la planta de extracción donde lo
depositan en las trituradoras para ser fraccionado, como lo muestra la Figura 9 [Suncor Energy,
35 2009]. Las trituradoras fraccionan las Arenas Bituminosas por medio de discos de cantos
agudos provistos de garfios y fresas que realizan un corte del material. La salida del producto
tiene lugar pasando a través de una criba que permite seleccionar en cada caso el material con
la granulometría deseada [Trituradores Industriales, 2009].
Figura 9. Depósito del material en las trituradoras.
Fuente. Suncor Energy, Inc. (2009)
En la Figura 10 se muestra como quedan las arenas después de este proceso, el tamaño del
grano es de media pulgada o menos [Laboratorio Nacional de Argonne, 2008]
Figura 10. Esquisto bituminoso crudo molido por Trituradora
Fuente. Laboratorio Nacional de Argonne (2008)
Extracción del bitumen
El material triturado es llevado a tolvas intermedias por medio de bandas transportadoras para
ser almacenado. Las tolvas son dispositivos destinados para el depósito y la canalización de
materiales granulares o pulverizados [Salvat, 1987]. Generalmente son de forma cónica y
siempre son de paredes inclinadas, de tal forma que la carga se efectúa por la parte superior y
la descarga se realiza por una compuerta inferior.
36 A continuación el material es conducido al harnero giratorio centrífugo por medio de bandas
transportadoras, este tipo de harnero es el apropiado para separar partículas de tamaño grueso
debido a su movimiento oscilatorio y de vibración. En este punto se le agrega soda cáustica y
agua caliente entre 50 - 80 °C para transformar las Arenas Bituminosas secas en una pulpa que
pueda ser manipulada [Nandakumar, 2000]. El harnero se encarga de separar la pulpa de los
granos grandes, palos, rocas y arcillas por medio de un sistema particulado que retiene las
partículas más grandes que no pasan por la abertura de la tamiz. Las partículas grandes que
salen de este proceso son llevadas nuevamente a la trituradora para su reproceso; la pulpa es
conducida por líneas de hidrotransporte mediante tubería de acondicionamiento a la separación
primaria.
Separación primaria
La pulpa es llevada a los tanques primarios de separación, en este punto se agrega
nuevamente agua caliente a una temperatura entre 80 - 90°C para que el bitumen se diluya y
continúe con la separación [Suncor Energy, 2008]. La mezcla obtenida se deja reposar y al ser
el bitumen una sustancia densa, altamente viscosa que no se mezcla naturalmente con el agua
se ubica en la superficie del recipiente, el agua en el medio y las arenas se depositan en el
fondo como lo muestra Figura 11. La arena y el agua son bombeadas a la planta de
recuperación de escombros donde son tratadas nuevamente para recuperar su calidad y
obtener el bitumen que no pudo ser extraído. El bitumen recuperado de este proceso es
devuelto a los vasos de separación primaria.
El bitumen resultante de la separación primaria es conducido a la planta de tratamiento de
espuma a través de tubería de hidro-transporte.
Figura 11. Recipiente primario de separación.
Fuente: Syncrude (2009)
37 Tratamiento de espuma
El proceso de tratamiento de espuma es un proceso de separación mineral para partículas finas
en suspensión acuosa, donde las partículas seleccionadas se fijan en burbujas de aire y se
elevan para formar una espuma [Glosario Geológico, 2008]. Este proceso es ampliamente
conocido y se utiliza para separar el bitumen.
El bitumen finamente molido se introduce en suspensión acuosa en una celda de flotación,
aparato que permite la separación del bitumen y los residuos. La suspensión contiene solventes
de hidrocarburo generalmente Nafta conocidos como surfactantes [Salager, 1992]. Estos
surfactantes se absorben sobre las partículas de bitumen pero no sobre los residuos, como
consecuencia dichas partículas presentan una superficie hidrofobada sobre la cual pueden
pegarse burbujas de aire o gotas de hidrocarburos. La celda de flotación es un medio
suficientemente agitado para producir pequeñas burbujas de aire mediante una corriente
introducida por el fondo, las burbujas de aire suben y reúnen las partículas de bitumen. En la
Figura 12 se muestran los dos casos de interacción partícula-burbuja de aire.
Figura 12. Método se separación por espuma.
Fuente. Salager (1992)
La solución también contiene un agente espumante que produce una espuma relativamente
persistente, la cual se derrama por un vertedero como lo muestra la Figura 13. La espuma
contiene un bitumen considerablemente enriquecido en relación al bitumen original ya que
redujo el carbono que contenía. La espuma de betún recuperado consiste en un 60% asfalto,
30% de agua y 10% de sólidos en peso [Nandakumar, 2000].
38 Figura 13. Celda de Flotación
Fuente: Suncor Energy Inc. (2009)
Mejoramiento
Dada la naturaleza del Bitumen como un complejo de hidrocarburos, rico en carbono pero pobre
en hidrógeno, requiere de este proceso especial para mejorar las proporciones relativas de
hidrógeno con el fin de obtener un producto más valioso [Mining Techonology, 2008]. El proceso
comienza conduciendo el bitumen diluido a las unidades de recuperación de diluyente donde el
agua se separa y la nafta se recupera a través de la extracción para ser reutilizado. El bitumen
seco se lleva a los coquizadores para hacer el proceso de coquefacción donde se elimina el
carbón y se rompen las moléculas de bitumen grandes en partículas más pequeñas por medio
del calor a altas temperaturas y a baja presión [AOP, 2008]. A continuación las partículas de
bitumen son conducidas a las unidades de destilación al vacío, para ordenar las mezclas de
hidrocarburos en sus componentes y poder extraer productos ligeros sin descomponer su
composición molecular. El resultado de la destilación es llevado a la conversión catalítica donde
se le aplica hidrocarburos para mejorar la calidad del bitumen y convertirlo en un producto más
valioso. Finalmente es conducido al hidrotratamiento donde se remueve el sulfuro y el nitrógeno
mientras se agrega el hidrogeno [Syncrude, 2009].
Una vez que este proceso se ha completado, el resultado es petróleo crudo que puede ser
transportado a través de tuberías subterráneas hacia varias refinerías para ser convertido en
productos petrolíferos.
En la Figura 14 se muestra el diagrama de bloques de este método.
39 Figura 14. Método de Explotación a Cielo Abierto
Fuente: Autores (2009)
Buldóceres y Retroexcavadoras
Suelo con capa vegetal
Camiones y Palas Hidráulicas
Remover estériles
Extraer Arenas Trituradora
Arenas
Tolvas
Triturar
Arenas trituradas
Almacenar
Soda Material Cáustica
triturado
Estériles
Terreno a explotar
Granos grandes
Unidad de destilación al vacío
Harnear
Presión Calor
Destilación
Agua Caliente
Pulpa
Pulpa
Separación primaria Harnero
Coquizadores
Bitumen en partículas pequeñas
Recipientes de separación
Coquefacción
Bitumen diluido
Nafta
Calor
Diluir Bitumen Agua
Bitumen ligero
Bitumen y espuma
Separación Espuma Hidrocarburos
Conversión catalítica Bitumen procesado
Hidrotratamieto Nitrógeno Sulfuro
Celda de Flotación
Aire
Agente Espumante
Residuos sólidos y Agua
Nafta
Reciclar Nafta
Hidrógeno
Recuperar Escombros
Bitumen
Carbono
Bitumen pesado
Arena y Agua
Nafta Reciclada
PETRÓLEO CRUDO
El petróleo crudo es transportado a refinerías.
6.1.2 Métodos de Extracción a Profundidad
Los métodos de extracción In Situ y Vapex son llamados procesos de “horizontal drilling
technology” (tecnología de perforación horizontal). Una amplia gama de procesos se han
propuesto para la extracción de petróleo de las arenas bituminosas que se encuentran en la
profundidad. Lo que tiene mayor importancia en el desarrollo y la aplicación de una técnica es la
viabilidad comercial y la compatibilidad ecológica de la técnica [Patent Storm, 1989],
características que se tendrán en cuenta para elegir qué tipo de proceso es el más adecuado
para la explotación de petróleo de las arenas bituminosas en Colombia. Las técnicas de
extracción a profundidad se pueden dividir en dos grandes categorías: las que utilizan agua (ya
sea caliente o fría) donde el bitumen “flota” separándose de las arenas (Método In Situ) y
métodos que utilizan solventes orgánicos para disolver las arenas y drenar el crudo (Método
VAPEX).
6.1.2.1 Extracción In Situ
Es un método de separación para materiales que se encuentran principalmente lejos de la
superficie. Es clasificado como un tratamiento de “Estimulación Térmica” y consiste en inyectar
agua caliente y solvente para remover el bitumen de las arenas, este proceso se basa en el
manejo de las presiones para lograr que el bitumen llegue a la superficie después de la
inyección [Arbeláez, 2008]. Esta tecnología es conocida como SAGD (Steam Assisted Gravity
Drainage) que en español significa Drenaje de vapor asistido por gravedad [Mining-Technology,
2008].
Como se muestra en la Figura 15, desde la planta se inyectan agua caliente y solventes de
hidrocarburos vaporizados (flechas azules) para reducir la viscosidad e inducir el crudo diluido a
fluir de nuevo a la planta por medio de bombas (flechas rojas)
Figura 15. Extracción de arenas bituminosas con Método In Situ.
Fuente. In Situ Leaching (2008)
El proceso de extracción por vapores puede ser adecuado para la recuperación de enormes
recursos disponibles en forma de petróleo pesado de alta viscosidad y betún [Patent Storm,
2008].
En este método el consumo de energía es bajo, pero el consumo de agua es alto, por cada
metro cúbico de crudo extraído se deben utilizar aproximadamente 3 metros cúbicos de agua
[Mining & Processing “In Situ Leaching method”, 2005]; sin embargo, se debe tener en cuenta
que el agua se reutiliza aproximadamente 15 veces antes de ser enviada a las torres de
enfriamiento donde se evapora y se busca que vuelva a su ciclo hidrológico.
Pasos de explotación por el método In Situ:
1. Adaptación del terreno: Se deben remover los estériles (mismo procedimiento
explicado anteriormente para explotación a cielo abierto).
2. Inyección y Extracción: Se inyecta agua caliente y solvente por tubos que traspasan
los pozos perforados a la profundidad, donde el contacto de dicha mezcla con las
arenas bituminosas genera una reacción de disolución dejando al crudo líquido y a las
arenas en forma de asfalto sólido. En ese momento, el crudo se disuelve en agua y la
mezcla es bombeada a la superficie como se observa en la Figura 16.
42 Figura 16. Proceso de extracción In Situ
Fuente. Mining & Processing (2005)
3. Procesamiento de la mezcla (agua/crudo): La solución de agua y crudo es bombeada
a la planta de tratamiento, donde se extrae el crudo puro. Se realiza un procedimiento
de re-oxigenación y el agua es bombeada de vuelta a los pozos de inyección. Se
recircula hasta que el crudo en el depósito se agote.
4. Mejoramiento del crudo: La mezcla de crudo y agua sufre el mismo proceso de
mejoramiento explicado para el método de extracción de petróleo a cielo abierto donde
la mezcla diluida entra a coquefacción, destilación, conversión catalítica e
hidrotratamiento. Después de sufrir estos procesos, el crudo pesado es transportado a
refinerías para la producción de productos petrolíferos.
5. Manejo de desperdicios: Las aguas residuales son tratadas y bombeadas de nuevo a
los pozos. Los residuos sólidos son enviados a un sitio de disposición donde las arenas
o asfaltos son vendidos al sector de la construcción [Syncrude Canadá, 2009].
6. Restauración y recuperación de la tierra: El agua es purificada y reinyectada a los
pozos para la limpieza de los mismos. Cuando los pozos tienen pocos residuos de crudo
y arenas bituminosas, se llenan y cubren de concreto para aislarlos de la superficie. De
ser necesario, el suelo es descontaminado para evitar que algunos residuos de crudo o
solvente afecte la tierra desde la profundidad hasta la superficie. Cuando el proceso de
sellamiento con concreto de los pozos ha terminado, se comienza con la rehabilitación
43 del terreno y la inmediata plantación de pastos y árboles. [National Energy Institute,
2009].
En la Figura 17 se ilustra el proceso de explotación de las Arenas Bituminosas para la
extracción de crudo desde el paso 2 (inyección y extracción), tomando como referencia el
proceso para la extracción In Situ de Uranio, el cual cumple con las mismas características
[National Energy Institute, 2009].
Figura 17. Proceso de extracción In Situ de crudo de Arenas Bituminosas
Fuente. National Energy Institute (2009)
La infraestructura necesaria para la extracción de arenas bituminosas debe contar con una
planta de extracción y tratamiento para el crudo [Suncor Energy Inc, 2009], en la Figura 18, se
muestra cómo es una planta de tratamiento de crudo extraído de arenas bituminosas en Alberta
Canadá.
44 Figura 18. Planta de extracción In Situ
Fuente. Suncor Energy, Inc (2009)
En la Figura 19 se muestra el diagrama de bloques de este método de extracción.
45 Figura 19. Método de Explotación In Situ
Fuente: Autores (2009)
Retroexcavadora con martillo, tubos, bombas de extracción e inyección
Buldócer,
Fresadora
Retroexcavadora
Terreno a explotar
Suelo con capa vegetal
Remoción de capa vegetal*
Unidad de destilación al vacío
Calor
Destilación
Suelo sin capa vegetal
Preparación de infraestructura*
Agua reciclada
Coquizadores
Bitumen en partículas pequeñas
Terreno e infraestructura necesaria
Bitumen diluido
Coquefacción
Re oxigenación Carbono
Mezcla de agua, solventes y bitumen
Agua caliente, solventes
Inyección
Agua caliente, solventes
Extracción
Bombas de extracción
Bitumen pesado
Bitumen ligero
Hidrocarburos
Conversión catalítica Hidrógeno
Bitumen procesado
Hidrotratamieto Nitrógeno
El petróleo crudo es transportado a refinerías.
PETRÓLEO CRUDO
Sulfuro
•La remoción de estériles y la preparación de
la infraestructura no es parte del proceso ya
que se realiza una vez
6.1.2.2 Extracción Vapex
Este método es el más avanzado tecnológicamente comparado con los dos métodos
mencionados anteriormente (In Situ y a Cielo Abierto) para el desarrollo de la explotación de
crudos pesados.
Es un método de extracción no termal donde el principio básico es utilizar solventes gaseosos
para aumentar la recuperación de petróleo y disminuir la viscosidad del mismo.
El diseño básico del método VAPEX utiliza pozos horizontales con un espacio entre ellos de
aproximadamente 5 metros. Una mezcla de gas/solvente es inyectada al pozo para estimular al
crudo pesado (separar el crudo de las arenas), la viscosidad se reduce debido a los gases y
solventes y el crudo separado comienza a subir a la superficie y es drenado para continuar con
su tratamiento [DFI, 2009]. Este método es similar al “inundación por solventes” donde se
inyectan solventes dejando que causen efecto de separación y suban por si solos a la superficie
pero para el caso de extracción de petróleo en Arenas Bituminosas, es peligroso por el efecto
ambiental del crudo.
El método VAPEX funciona mejor cuando la presión del punto de rocío (temperatura a la que se
empieza a condensar el vapor de agua contenido en el aire) del disolvente se inyecta justo
debajo del depósito de presión. Esto se logra por la co-inyección de un gas no condensable
como el metano, junto con el disolvente. Sin embargo, la mayor concentración de disolvente en
la industria del petróleo se traduce en metano como gas acumulado, lo que significa una
disminución de la concentración de disolvente a vaporizar en la cámara de vapor y la reducción
de la eficacia del proceso. Nuevas técnicas, tales como la adición de gases como el dióxido de
carbono y dióxido de azufre, se están desarrollando para controlar la concentración de
disolvente en la fase gaseosa [DFI, 2009]. Las operaciones de éste método son costosas
debido al precio del solvente y al riesgo de no recuperar dicho disolvente de la producción. El
éxito de la aplicación de VAPEX junto con los procesos térmicos podría reducir
significativamente las emisiones de gases invernadero.
En la Figura 20 se puede observar el flujo de inyección continua de vapor y de extracción de
crudo separado de las arenas que se bombea hacia el pozo productor que conducirá dicho
material a la planta de separación.
Figura 20. Método Vapex.
Fuente. Vargas et al (2005)
En el Anexo C se puede observar el flujo de operaciones de este método. En el método
VAPEX, los solventes de hidrocarburo vaporizado (de bajo peso molecular) son inyectados en
el punto de extracción (llamado depósito) por medio de bombas a través de un pozo de
inyección horizontal o pozo productor (punto 2 en la Figura 18). Inicialmente, los solventes se
disuelven en el asfalto del pozo de inyección hasta que el crudo diluido avanza por el depósito
[Yildirim, 2003]. El vapor del solvente se eleva un poco formando una cámara de vapor sobre la
arena extraída por encima del pozo de inyección donde el solvente y el betún se diluyen del
asfalto y el crudo comienza a salir bombeado por los desagües a la superficie.
El concepto de SAGD utilizado en In Situ es muy similar al utilizado en VAPEX, sin embargo, la
principal diferencia que en este último se utiliza vapor y no agua, pero la configuración del
inyector y el productor de pozos es similar. El proceso es altamente eficiente energéticamente
ya que con el proceso de VAPEX y el uso de solvente puro, cerca de 0,5 Kg de solvente es
inyectado por cada kilo de crudo producido. De esta cantidad, sólo 0,1 Kg de solvente es dejado
en el depósito para llenar la matriz con arena extraída de vapor. El resto de bitumen se produce
con un solvente de petróleo y se recicla. A diferencia de métodos como el In Situ donde, por lo
general, más de 3 Kg de agua se inyecta para producir solo 1 Kg de crudo [Mokrys et al, 1993].
En la Figura 21 se muestra más a fondo el método VAPEX donde ocurre la saturación del crudo
y es extraído a la superficie.
48 Figura 21. Proceso método VAPEX
Fuente. SLC Petroleum (2007)
En el proceso de extracción del método VAPEX, al igual que en los dos métodos explicados
anteriormente, es necesario realizar un procedimiento de “Mejoramiento” que consta de 4
pasos, sin embargo, como el bitumen se diluye con el solvente y los vapores y sale más puro
que en los métodos anteriormente explicados, la coquefacción no se hace necesaria y dicho
procedimiento comienza con la destilación de la mezcla donde se disminuye el nivel de carbono
y se aligera un poco el crudo dándole mayor calidad.
En la Figura 22 se muestra el diagrama de Bloques de este método.
49 Figura 22. Método de Explotación VAPEX
Fuente: Autores (2009)
Retroexcavadora con martillo, tubos, bombas de extracción e inyección
Buldócer,
Fresadora
Retroexcavadora
Terreno a explotar
Suelo con capa vegetal
Remoción de capa vegetal*
Suelo sin capa vegetal
Conversión catalítica Destilación
Inyección
Bitumen diluido con solvente
Bitumen diluido
Tratamiento de separación
Mezcla de agua, solventes y bitumen
Extracción y drenaje
Bombas de extracción
Calor
Hidrógeno
Hidrotratamieto Nitrógeno
El petróleo crudo es transportado a refinerías.
Terreno e infraestructura necesaria
Unidad de destilación al vacío
Hidrocarburos
Bitumen ligero y procesado
Preparación de infraestructura*
Solventes, gaseosos y vapor
Sulfuro
PETRÓLEO CRUDO
•La remoción de estériles y la preparación de
la infraestructura no es parte del proceso ya
que se realiza una vez
6.2 RECURSOS DE PRODUCCIÓN
De los métodos de explotación anteriormente descritos, se identifican los recursos vitales
(excluyendo maquinaria e infraestructura) para la realización éstos. En el cuadro 3 se muestra
la síntesis de dichos recursos. Cada recurso se evalúa con un impacto el cual va a definir su
importancia para cada método. El impacto está definido de la siguiente manera: alto cuando es
indispensable y se utiliza en gran medida, medio cuando es indispensable pero puede ser
reemplazado y bajo cuando este recurso no es indispensable para el proceso porque puede ser
reemplazado con otro recurso que cumpla la misma función. La evaluación de estos recursos
va a permitir definir los criterios de decisión para escoger el método apropiado para cada
reserva del país.
CUADRO COMPARATIVO
RECURSOS NECESARIOS EN LOS MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS
RECURSOS
AGUA
MÉTODO CIELO ABIERTO
Recurso utilizado en todo proceso de
extracción del bitumen desde los
harneros giratorios hasta el
tratamiento de espuma
Utilizado en todo el proceso para el
calentamiento del agua
Se utiliza para separar el bitumen de
SODA CÁUSTICA
las arenas cuando éstas están en los
harneros giratorios
Se utilizan para poder extraer crudo
HIDROCARBUROS
ligero sin descomponer su
composición molecular
Utilizado en el tratamiento de espuma
HIDROGENO
para agilizar la separación del
bitumen
Necesario para la separación del
AGENTE ESPUMANTE bitumen y el agua en el tratamiento
de espuma
GAS
SULFURO
NITROGENO
SOLVENTES
GASEOSOS
ELECTRICIDAD
Utilizado para que el bitumen se
disuelva y separe de las arenas
Utilizado en la planta de extracción y
tratamiento
IMPACTO
MÉTODO IN SITU
IMPACTO
MÉTODO VAPEX
Recurso utilizado en el proceso de
separación del bitumen de las arenas
para extraerlas del pozo
Se utiliza para el tratamiento de
Vaporización que disuelve el bitumen
de las arenas
Utilizado en todo el proceso para el
calentamiento del agua
Utilizado en todo el proceso para la
evaporización del agua
-
-
Se utilizan para poder extraer crudo
ligero sin descomponer su
composición molecular
Utilizado en el tratamiento de espuma
para agilizar la separación del
bitumen
Necesario para la separación del
bitumen y el agua en el tratamiento
de espuma
Se utilizan para poder extraer crudo
ligero sin descomponer su
composición molecular
Utilizado para que el bitumen se
disuelva y separe de las arenas
Utilizado para que el bitumen se
disuelva y separe de las arenas
Se disuelve con el agua caliente
Utilizado en la planta de tratamiento
Utilizado en la separación del
bitumen de las arenas en el pozo
Es un agente que ayuda a los
solventes gaseosos a separar el
bitumen de las arenas dentro del
pozo
Utilizado para que el bitumen se
disuelva y separe de las arenas
Utilizados en la extracción y proceso
de separación del bitumen de las
arenas
Utilizado en la planta de tratamiento
ALTO
MEDIO
BAJO
Cuadro 3. Recursos necesarios en métodos de explotación de Arenas Bituminosas
Fuente. Autores (2009)
52 IMPACTO
En el cuadro 4 se muestran los recursos que cada método necesita para su desarrollo en
cuanto a maquinaria, instalaciones y herramientas y equipos.
CIELO ABIERTO MAQUINARIA EQUIPOS INSTALACIONES IN SITU VAPEX Palas hidráulicas y eléctricas Trituradora Bulldozers Retroexcavadoras Camiones / Volquetas Bandas transportadoras Cargadores Tolvas Harneros giratorios Tubería de acondicionamiento (hidro‐transporte) Bombas de extracción Bombas de extracción Bombas de extracción Torres de enfriamiento Torres de enfriamiento
Torres de enfriamiento Tubos de inyección Tubos de inyección Tanques de separación primaria Tubos de transporte del Tubos de transporte bitumen extraído del bitumen extraído Planta de tratamiento del Bitumen Planta de tratamiento del Bitumen Planta de tratamiento del Bitumen Cuadro 4. Infraestructura necesaria en cada método de explotación de Arenas Bituminosas.
Fuente. Autores (2009)
En los métodos In Situ y Vapex no se necesita la maquinaria ya que el bitumen es extraído
directamente del pozo y pasa de inmediato a la planta de tratamiento para mejorar su calidad.
53 6.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MÉTODOS DE EXPLOTACIÓN
Las reservas de Arenas Bituminosas en Colombia se encuentran tanto en la superficie, a
menos de 100 metros, como en la profundidad [ANH, 2008]; para poder escoger el método o
conjunto de métodos más adecuado para la extracción de crudo de arenas bituminosas en
Colombia, se deben evaluar las ventajas y desventajas de cada como se muestra en el cuadro
5.
CUADRO COMPARATIVO
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS
CIELO
ABIERTO
MÉTODO
V
E
N
T
A
J
A
S
IN SITU
Superficie mínima perturbación
X
X
No es necesaria rehabilitación de las minas
No genera exceso de pilas de rocas ni escombros en el proceso de extracción de
crudo de las Arenas Bituminosas
Puede ser utilizado para pequeños depósitos que no son viables económicamente
para la minería convencional
El crudo puede ser procesado en el sitio.
Se necesita menos tiempo para el establecimiento y mantenimiento de
instalaciones mineras.
No genera gases perjudiciales.
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Mayor eficiencia energética.
X
Reducción de emisiones de dióxido de carbono y gases invernadero.
X
Es posible minar más profundo
X
Se puede recuperar un mayor porcentaje de arenas bituminosas
X
Bajo consumo de recursos no renovables (agua, energía, etc.)
X
Puede ser la única manera de extraer arenas bituminosas en los lugares que
carecen de agua o la adecuada para la solución de capas geológicas mineras
D
E
S
V
E
N
T
A
J
A
S
VAPEX
X
No se puede utilizar el terreno sin la necesaria cantidad de capas geológicas de
arena, arcilla y gravilla.
Requiere de agua para todo el proceso
X
X
X
X
X
Las rocas a minar deben ser permeables
X
Puede ser difícil la recuperación del agua a un nivel aceptable de pureza
Pérdidas comunes de disolvente
X
X
X
Diseño complejo de infraestructura
X
X
Disolvente escaso en el mercado
X
Método con pocas referencias de pruebas en campo
X
Costoso y poco ágil (largos tiempos de minería)
X
Genera grandes desperdicios (roca sin utilizar)
X
Requiere de una gran infraestructura (grandes espacios y maquinaria)
X
ALTO
MEDIO
BAJO
Cuadro 5. Ventajas y Desventajas de Métodos de explotación de Arenas Bituminosas
Fuente. Autores (2009)
54 IMPACTO
6.4 MEDIDAS AMBIENTALES
Como cualquier proceso de extracción de hidrocarburos, el medio ambiente se ve afectado no
sólo en cuanto a la remoción de estériles, también por el uso de recursos naturales, en el caso
de los métodos de extracción de crudo de las Arenas Bituminosas, el agua es el recurso que
más se ve afectado debido a su gran nivel de utilización. Para mitigar el impacto que causa la
utilización de dicho recurso se deben definir medidas ambientales a aplicar en el momento de
ejecutar el proyecto, las cuales se explican a continuación.
Manejo del Agua
Por cada metro cúbico de agua utilizado, se reciclará y reutilizará 18 veces (modelo de
Syncrude en Alberta, Canadá).
El agua extraída del río Guejar se utilizará para tres propósitos principales:
- Agua potable (consumo humano).
- Para generar vapor de recuperación del calor residual (utilizada para la extracción de
crudo).
- Como proceso de enfriamiento de agua.
Se planea que del total del agua extraída del rio Guejar, el 20% se destine para la refrigeración
y para generar vapor, y el 80% restante, se deberá reciclar el agua utilizada para el proceso de
extracción de petróleo de las arenas bituminosas. Del total de agua que se extraiga del rio
Guejar, se calcula que aproximadamente el 35% es evaporado y llevado a la atmósfera a través
de torres de enfriamiento (lo que devuelve el agua de nuevo al ciclo hidrológico).
6.5 PROPUESTA DE PRODUCCIÓN
Al estudiar los diferentes métodos de explotación de Arenas Bituminosas y al evaluar sus
ventajas y desventajas, se tiene la base para aplicarlo a Colombia. En este punto se van a
proponer los métodos de explotación a utilizar en cada una de las reservas del país teniendo en
cuenta las características propias de cada una.
El criterio para definir el método de explotación en cada reserva es la profundidad a la que se
encuentran las Arenas Bituminosas, ya que si éstas se encuentran en la superficie, el único
método que se adapta a estas características es Cielo Abierto como se explica en la
caracterización del mismo. Las Arenas Bituminosas ubicadas en las reservas de Florencia y
San Vicente, se encuentran en la superficie (a menos de 100 metros de profundidad), por lo
tanto, el método de explotación a ejecutar debe ser Cielo Abierto.
55 Para las reservas de Río Guejar, Río Nare y Sogamoso, donde las Arenas Bituminosas se
encuentran en la profundidad, se emplea el método de toma de decisiones de la Utilidad entre
los procesos de explotación a profundidad (In Situ y Vapex) para escoger el más adecuado para
las tres reservas. A continuación se definen los criterios de decisión:
•
Calidad del material extraído: Este criterio se refiere a la cantidad de impureza
adherida al bitumen producto del método de extracción ya que si el nivel de impurezas
es alto, el proceso de mejoramiento es complejo. Si el proceso presenta una mayor
calidad en el bitumen extraído con respecto al otro proceso, se calificará con 1, de lo
contrario, con 0.
•
Costos de Infraestructura: Es la cantidad estimada de dinero necesaria para llevar a
cabo el método teniendo en cuenta instalaciones, maquinaria, equipo y herramientas
(por referencias del sector). Si el proceso es costoso en comparación con el otro
método, se califica con 0, de lo contrario con 1.
•
Impacto al Medio Ambiente – Gases: Los gases de efecto invernadero producidos por
los solventes utilizados en algunos métodos de extracción de Arenas Bituminosas hacen
parte de las causas que generan el calentamiento global. Si el método de extracción
genera un mayor impacto en este aspecto, se califica con 0, de lo contrario con 1.
•
Impacto al Medio Ambiente – Contaminación del agua: Dependiendo del método, se
dificulta la recuperación del agua ya que se contamina con los solventes utilizados para
la separación del bitumen de las arenas. Si el método de extracción genera este impacto
ambiental se califica con 1, de lo contrario con 0.
•
Aplicación del Método en la industria: Es importante que el método a implementar
haya sido utilizado en la industria con resultados satisfactorios para tener cierto grado de
confiabilidad. Si el método es positivo en este aspecto, se califica con 1, de lo contrario
con 0.
Para realizar la evaluación de Utilidad de cada uno de los métodos de extracción por reserva,
se evalúa el impacto (Alto, Medio, Bajo) de cada criterio y se le asigna un peso correspondiente
como se muestra en la Tabla 5. Dicho impacto se asigna teniendo en cuenta el nivel de
influencia del mismo en la aplicación del método en Colombia.
56 CRITERIOS
Calidad del material extraído
Costos de infraestructura
Impacto al medio ambiente - Gases
Impacto al medio ambiente - Contaminación del agua
Aplicación del método en la industria
TOTAL
IMPACTO
M
A
M
M
A
PESO
18,00%
23,00%
18,00%
18,00%
23,00%
100,00%
Tabla 5. Criterios de decisión para método de explotación.
Fuente. Autores (2009)
Evaluación del método de explotación en las Reservas a profundidad
En la Tabla 6, se muestra la aplicación del método de Utilidad para las reservas a profundidad
evaluando cada uno de los criterios de decisión.
RESERVAS A PROFUNDIDAD
Calidad del material extraído
Costos de infraestructura
Impacto al medio ambiente - Gases
Impacto al medio ambiente - Contaminación del agua
Aplicación del método en la industria
IN SITU
0
1
0
1
1
VAPEX
1
0
1
0
0
64,00%
36,00%
Tabla 6. Evaluación de Método de Extracción para las reservas a profundidad
Fuente. Autores (2009)
Según la evaluación de los criterios para las reservas a profundidad, el método de extracción
propuesto a implementar es In Situ.
Debido a las características propias del método In Situ, en el lugar de extracción debe haber
una planta de tratamiento; por este motivo, se deben instalar tres plantas en las reservas de
Rio Guejar, Rio Nare y Sogamoso, ya que según la evaluación de los criterios, es el proceso
adecuado.
57 7. MAQUINARIA Y EQUIPO
La extracción de las arenas bituminosas se realiza de maneras muy diversas según las
circunstancias que concurren en cada caso. Como las arenas bituminosas se encuentran a
diferentes profundidades, siempre suele ser necesario emplear diferentes tipos de equipos y
maquinaria pesada para facilitar su extracción. Dependiendo del tipo de extracción se
determina y escogen los equipos a utilizar en el corte, cargue, transporte, trituración,
clasificación y transformación.
7.1 EXTRACCIÓN A CIELO ABIERTO
Como se menciono en el proceso de producción, se deben remover los estériles y la capa
superficial del suelo para extraer las arenas bituminosas; esto se realiza con excavadoras
eléctricas, excavadoras hidráulicas, mototraillas, bulldozers y grandes volquetas (dumper fuera
de camino). Posteriormente, con equipos del mismo tipo se realiza la extracción y transporte
para su posterior etapa de triturado y clasificación.
Clasificación de equipos de explotación y transporte
Los equipos se clasifican según la función que puedan satisfacer, es así como se diferencia
entre equipos de corte, equipos de cargue, equipos de transporte y equipos mixtos. Los
primeros realizan la labor de corte y cargue del material desde el frente de trabajo hacia un
equipo de transporte que lo llevará a un determinado destino (planta, botadero, stock). Este tipo
de maquinaria también puede depositar el material en un punto definido en el lugar de
extracción, como es el caso de las excavadoras en yacimientos de arenas bituminosas, donde
el equipo remueve la sobrecarga (capa superficial del suelo) y la utiliza para construir la
superficie sobre la cual se emplazará en un futuro cercano [Pulido, 2009].
Los equipos de cargue pueden separarse a su vez en unidades discretas de cargue, como es el
caso de palas y cargadores, o bien, como equipos de cargue de flujo continuo, como es el caso
de excavadores de balde o cangilones que realizan una operación continua de extracción de
material. Otra forma de diferenciar los equipos de cargue considera si éstos se desplazan o no,
por lo que se distingue entre equipos sin acarreo (en general su base no se desplaza en cada
operación de cargue) y equipos con acarreo mínimo (pueden desplazarse cortas distancias)
[Pulido, 2009]. Los equipos de transporte tienen como función desplazar el material extraído por
el equipo de cargue hacia un punto de destino definido por el plan de transformación. Pueden
tener un camino fijo como es el caso de trenes que requieren el tendido de líneas férreas, o
bien pueden desplazarse libremente por cualquier camino, como es el caso de los dumper fuera
de camino. Además, se pueden dividir en unidades discretas, como es el caso de camiones y
58 trenes, o equipos de transporte de flujo continuo como las bandas transportadoras [Melgarejo,
2004].
Dependiendo de la cantidad de material a remover para permitir la extracción a cielo abierto de
las arenas bituminosas y de los volúmenes de arenas bituminosas a extraer se pueden utilizar
los siguientes equipos:
7.1.1 Equipos de Corte y Cargue
Excavadoras eléctricas
Las excavadoras eléctricas se utilizan principalmente en mediana y gran minería a cielo abierto;
tienen un bajo costo por unidad de producción, pueden manejar grandes volúmenes de material
pero tienen poca movilidad para trabajar en varios frentes al mismo tiempo. Para una misma
producción, la energía eléctrica que consumen estos equipos resulta más económica que el
consumo de combustible de una excavadora hidráulica. Son equipos de máxima potencia de
excavación y rápidos tiempos de ciclos, la tecnología de estas excavadoras proporcionan una
máxima productividad y eficacia [Melgarejo, 2004]. En el caso de las arenas bituminosas las
excavadoras se usan principalmente para remover los estériles y escombros para luego ir
extrayendo los mantos de arenas bituminosas En la Figura 23 se muestra un ejemplo de
excavadora eléctrica de la marca Bucyrus.
Figura 23. Excavadora modelo 495 de Bucyrus.
Fuente: Bucyrus International, Inc. (2008).
La capacidad de cargue de una máquina depende de la marca y del modelo como se muestran
en las tablas a continuación.
En la Tabla 7 se muestran los modelos de excavadoras de la marca Bucyrus.
59 Modelo
Carga útil (ton.)
495
120
Capacidad de la
cuchara (m³)
30,6 – 61,2
795
135
25 – 59
1.220,2
395
70
19,1 – 56
1.040
295HR
50
18,4 – 39
724,1
295HD
42
14 – 31
705,2
182M
20
7 – 18
330,44
Peso operativo (ton.)
1.365,73
Tabla 7. Excavadoras eléctricas marca Bucyrus.
Fuente: Bucyrus International, Inc. (2008).
En la Tabla 8 se muestran los modelos de excavadoras de la marca P&H.
Modelo
Capacidad de carga (Ton.)
1900AL
2300XPL
4100C
* 4100CBOOS
4100C
4100XPC
19
45
59
91
82
104
Capacidad del cucharon
(m³)
7,6 – 19,31
19,7 – 36,7
25,2 - 53,5
30,6 – 61,2
30,6 - 61,2
35,9 – 76,5
Tabla 8. Excavadoras eléctricas con cuchara de arrastre marca P&H.
Fuente: P&H Mining Equipment Inc. (2008).
*Modelo diseñado para arenas bituminosas
Excavadoras hidráulicas
Estas excavadoras presentan una mejor movilidad que las excavadoras de cable (eléctricas),
aunque no están diseñadas para cambiar de posición de manera frecuente. Con una menor
inversión y un costo operacional levemente más alto que en el caso de las excavadoras
eléctricas, las excavadoras hidráulicas poseen un rango de capacidades de balde menores
(hasta 50m³) [Liebherr Equipment Co, 2009]. La excavadora hidráulica es una máquina que
aunque está dotada de cadenas no suele realizar desplazamientos continuos durante su
actividad, su pala excavadora está diseñada con aleaciones especiales de acero e incluso
dotada con dientes diamantados para la extracción de roca y áridos de gran dureza. El volumen
60 y capacidad tanto de la máquina como de la pala hace que sea capaz de cargar en pocos
movimientos grandes dumper [Terex-O&K, 2009].
En la figura 24 se muestra un ejemplo de este tipo de excavadoras.
Figura 24. Excavadora hidráulica TEREX-O&KRH90-C
Fuente: TEREX-O&K. (2009)
Como en el caso anterior, las capacidades de estas máquinas dependen de la marca y del
modelo. A continuación se presentan los modelos de excavadoras hidráulicas de tres marcas
reconocidas en el mercado TEREX-O&K, HITACHI y LIEBHERR.
En la Tabla 9 se muestran los modelos de excavadoras hidráulicas de la marca TEREX-O&K
indicando su peso operativo, su potencia y la capacidad de la cuchara.
Modelo
RH 40-E
RH 120-C
RH 200
RH340/RH340-B
RH 400
Peso operativo
(Ton.)
105
284
525
5.678
980
Potencia
(Kw)
522
1.044
1.880
2.240
3.360
Capacidad de la cuchara
(m³)
7
17
26
34
50
Tabla 9. Excavadoras hidráulicas TEREX-O&K
Fuente: TEREX-O&K (2009).
En Tabla 10 se muestran los modelos de excavadoras hidráulicas de la marca HITACHI
61 Potencia (HP)
Capacidad de la
cuchara normal
(m³)
Capacidad de la
cuchara shovel
(m³)
108
567
3,0 – 6,5
5,9 – 6,5
EX1900-6
191
810
12
12
EX2500-6
248
1.044
15
15
EX3600-6
359
1.450
22
21
Modelo
Peso operativo
(Ton)
EX1200-5D
Tabla 10. Excavadoras hidráulicas HITACHI.
Fuente: Hitachi Construction Machinery Co, Ltd. (2004).
En la Tabla 11 se muestran los modelos de excavadoras hidráulicas de la marca LIEBHERR.
R 984 C Litronic
Peso operativo
(Ton)
125
685
Capacidad de la cuchara retro
y shovel (m³)
7
R 9350
310
1.500
18
R 995 Litronic
44.805
2.140
26,5
R 996 Litronic
655,8
3.000
34
R 9800
804
4.000
42
Modelo
Potencia (HP)
Tabla 11. Excavadoras hidráulicas LIEBHERR
Fuente: LIEBHERR EQUIPMENT CO. (2009).
Excavadora de cangilones de flujo continuo
Estos equipos se utilizan principalmente en minería de material blando o remoción de
sobrecarga consolidada. El principal tipo de equipos es el Bucket Wheel Excavator (Excavador
con rueda de cangilones) que consiste básicamente en una serie de baldes dispuestos en la
periferia de una rueda que gira removiendo el material de manera continua mientras lo deposita
en un compartimiento que contiene, tal como se muestra en la Figura 25. Su utilización puede
verse en las grandes minas de carbón y en las arenas bituminosas [FAM, 2003].
62 Figura 25. Excavadora de cangilones FAM SR300-R3
Fuente: FAM (2009).
En la Tabla 12 se muestran datos de los modelos de excavadoras de cangilones de la marca
FAM.
Modelo
Capacidad de
producción m³/hr
Potencia en la rueda
motriz(kw)
Número de
cangilones
SR130-1
3.500
500
14
SR300-R3
2.500
250
9
SR320
2.300
250
11
SR301-R
1.500
250
9
Tabla 12. Excavadores de Cangilones FAM.
Fuente: FAM (2009).
Cargadores frontales
Los cargadores frontales ofrecen una alternativa al uso de excavadoras eléctricas o hidráulicas.
Presentan grandes ventajas, tales como su movilidad y la posibilidad de manejar grandes
volúmenes de material con su cuchara (los más grandes superan los 36m³, hasta 40.5m³).
Estos equipos se deben maniobrar para descargar en el camión y para acceder al frente de
trabajo, a diferencia de las excavadoras con base fija, que rotan en torno a la misma
[LeTourneau, 2009]. Los cargadores permiten mayor flexibilidad en la producción pues pueden
desplazarse con relativa facilidad y rapidez de un frente de trabajo a otro; sin embargo, el
transporte debe ser mínimo. Su utilización puede verse en minería del carbón, de arenas
bituminosas o en la construcción [Melgarejo, 2004]. En la Figura 26 se ve un ejemplo de este
tipo de máquina.
63 Figura 26. Cargador frontal LeTourneau L-2350
Fuente: LeTourneau Technologies, Inc. (2009)
A continuación se presentan datos de capacidad de la cuchara, potencia y peso operativo de
los modelos de cargadores de las macas LeTourneau y CATERPILLAR.
En la Tabla 13 se muestran los modelos de cargadores de la marca LeTourneau.
Modelo
Capacidad de la
cuchara (m³)
Potencia (HP)
Peso operativo (Ton.)
D-950
13,8
1.050
104,4
L-950
13,8
1.050
106,6
L-1350
21,4
1.600
181,4
L-1850
25,2
2.000
229,5
L-2350
40,5
2.300
262,2
Tabla 13. Cargadores LeTourneau.
Fuente: LeTourneau Technologies, Inc. (2009)
En la Tabla 14 se muestran datos de los modelos de cargadores de la marca CATERPILLAR.
64 988H
Capacidad de la
cuchara (m³)
6,3 - 7,0
501
Peso operativo
(Ton.)
49,5
990H
8,4 – 9,2
627
77,8
992K
10,7 - 12,3
801
97,5
993K
12,2 - 23,7
950
133,7
994F
14,0 – 36,0
1.463
195,4
Modelo
Potencia (HP)
Tabla 14. Cargadores CATERPILLAR.
Fuente: CATERPILLAR (2009).
Tractores de cadenas (bulldozers)
Son máquinas para movimientos de tierra con una gran potencia y robustez en su estructura,
diseñados especialmente para el trabajo de corte (excavando) y al mismo tiempo para
transportar el material con la cuchilla [Pulido, 2009]. En estas máquinas son montados diversos
equipos para poder realizar diferentes trabajos como por ejemplo los dientes para escarificar
(Ripper) en el desgarre de suelos muy apretados (KOMATSU, 2006). En la Figura 27 se
muestra un ejemplo de este tipo de máquinas.
Figura 27. Bulldozer CATERPILLAR.
Fuente: CATERPILLAR (2009)
A continuación se presentan datos de potencia, peso operativo y capacidad de la cuchilla de los
modelos de Bulldozers de las marcas CATERPILLAR y KOMATSU.
En la Tabla 15 se muestran los modelos de Bulldozers de la marca CATERPILLAR.
65 Modelo
Potencia (HP)
Peso operativo
(Ton.)
Capacidad de la
cuchilla (m³)
D8T
310
38,5
11,7
D9R
405
48,8
16,4
D9T
410
47,9
16,0
D10T
580
66,4
30,5
Tabla 15. Bulldozers CATERPILLAR
Fuente: CATERPILLAR (2009).
En la Tabla 16 se muestran datos de los modelos de Bulldozers de la marca KOMATSU.
Modelo
Potencia (HP)
Peso operativo
(Ton.)
Capacidad de la
cuchilla (m³)
D65EX-15EO
205
20,3
5,61
D85EX-15EO
264
28,1
7,0
D155AX-6
354
39,5
9,4
D275AX-5EO
449
51,5
14,6
Tabla 16. Bulldozers KOMATSU
Fuente: KOMATSU (2006)
7.1.2 Equipos de transporte
Dumper (Volquetas)
Estas máquinas están diseñadas para el acarreo de material y su respectiva descarga; tienen
una tolva cuya capacidad puede ser al ras o colmada y el peso a cargar en dicha tolva está en
función del tipo de material. El volumen de carga debe definirse además por la ley de cargas
considerando las vías por donde vaya a transitar [Pulido, 2009]. Para grandes volúmenes de
explotación como el caso de las arenas bituminosas se utilizan volquetas rígidas ya que tienen
mayor capacidad de cargue que las articuladas las cuales se utilizan en construcción. Se
mencionarán dos gamas de Dumper de las firmas más reconocidas en el mercado mundial de
minería como referencia de equipos para el transporte de las arenas bituminosas. En la Figura
28 se muestra un ejemplo de este tipo de máquinas.
66 Figura 28. Volqueta fuera de camino HITACHI EX 5000
Fuente: Hitachi Construction Machinery Co, Ltd. (2004).
En la Tabla 17 se muestran los modelos de volquetas de la marca TEREX-O&K.
Modelo
Carga útil máxima
(Ton.)
Capacidad de platón
(m³)
Potencia (HP)
TR 35
35
19,5
400
TR 45
45
26
525
TR 60
60
35
700
TR 70
72
41,5
760
TR 100
100
57
1.050
Tabla 17. Volquetas fuera de camino TEREX-O&K
Fuente: TEREX-O&K (2009)
En la Tabla 18 se muestran los modelos de volquetas de la marca HITACHI.
Modelo
EH600
EH-1100
EH-3500ACII
EH-4500-2
EH-5000
Peso operativo
(Ton.)
59,6
104,54
325
480,3
528,2
Potencia (Kw.)
298
567
1.491
2.014
2.014
Tabla 18. Volquetas fuera de HITACHI.
Fuente. Hitachi Construction Machinery Co, Ltd. (2004).
67 Máxima carga
(Ton.)
30,1
60,3
168
254
285
Bandas transportadoras
Los sistemas de bandas transportadoras son la mejor conexión entre las fases de explotación y
proceso. Son hechos de acuerdo a las especificaciones, el volumen de material a manejar, a la
topografía existente en la ruta y a las condiciones climáticas. Las bandas transportadoras
pueden ser diseñadas con anchos de banda hasta de 300 cm. y velocidades de hasta 7.5 m/s.;
la potencia del sistema depende de los volúmenes y distancia de transporte [Melgarejo, 2004].
Estos sistemas pueden ser diseñados para ser controlados por computador, con tensores de
correas, puntos de control y mantenimiento intermedios sin necesidad de parar el sistema. Para
minimizar las fuerzas de la correa se pueden instalar varios puntos motrices intermedios a lo
largo de la banda y así al mismo tiempo se minimizan las oscilaciones dinámicas [FAM, 2009].
Hoy en día se encuentran funcionando bandas transportadoras en las grandes minas del
mundo con longitudes de hasta 25 Km. y capacidades de hasta de 10.000 ton/hr. En la Figura
29 se muestra el ejemplo de una banda transportadora ubicada en Alemania; esta banda tiene
un ancho de 2 metros, la velocidad de la cinta es de 5.95m/s y la capacidad es de 8.800 m³/h
[FAM, 2009].
Figura 29. Banda transportadora marca FAM
Fuente: FAM (2009)
Para mejorar los sistemas de explotación y transporte existen también las bandas
transportadoras móviles de transferencia, son usadas como un enlace entre las excavadoras
rotativas de cangilones y el banco de bandas transportadoras en un proceso de explotación
continua como se muestra en la Figura 30. Estas máquinas hacen cambios en longitud de las
bandas de alimentación y la banda de descarga y la altura para que los bancos de bandas
transportadoras no tengan que ser movidos del sitio. Como consecuencia los tiempos de
68 parada para la reinstalación de las bandas transportadoras son reducidos considerablemente
[FAM, 2009].
Los sistemas de bandas más conocidos son los de las fabricas: Astec, Ameco, Thyssenkrupp
Robins, FAM, FlSmith, Pioneer, Bateman, Eagle entre otras.
Figura 30. Banda de transferencia Thyssenkrupp
Fuente: FAM (2009)
7.1.3 Equipos de Trituración y Cribado
Trituración
Como se menciono en el capítulo de Producción, la transformación de las arenas bituminosas
comienza con la reducción del tamaño de las partículas por medio de la trituración. La
trituración se realiza en distintas etapas y con una gran variedad de máquinas. El material
extraído de la mina es depositado en unas tolvas con alimentadores vibratorios que alimentaran
una trituradora primaria, ésta generalmente es de mandíbulas o sistema de rodillos
machacadores. Luego de la etapa de trituración primaria las arenas pasan a un proceso de
clasificación por medio de cribas rotativas (trommel screen) o harneros, donde se separan los
residuos grandes de la pulpa de agua, arena y soda cáustica que se empieza a formar en este
punto; los residuos son llevados a una nueva etapa de desintegración llamada trituración
secundaria, estas trituradoras también son de mandíbulas con muelas de trituración más fina o
generalmente se realiza con rodillos machacadores con discos de corte más finos o trituradores
cónicos, el material saliente de esta etapa de trituración es regresado nuevamente al proceso
de clasificación en el harnero [Lippman, 2009]
El tamaño de los equipos de trituración y cribado dependen del volumen de material a
desintegrar. Las marcas más conocidas son: Lippmann, Astec, pioneer, Traylor, Cedarapids,
KPI-JCI, Eagle, Zenith, Symons, Norberg y Allis Chalmers. En la Figura 31 se muestra un
ejemplo de este tipo de máquinas.
69 Figura 31. Trituradora de mandíbulas LIPPMAN 30”X48
Fuente: LIPPMAN (2009).
En la Tabla 19 se muestran datos de potencia, capacidad y peso de los diferentes modelos de
trituradoras de la marca LIPMANN.
Modelo(pulg)
Potencia (HP)
Capacidad (ton/hr)
Abertura max. 6”
Peso (kg)
30X48
200
412
64.200
36X50
250
520
88.000
42X48
250
540
128.300
46X48
250
540
121.800
24X50
150
351
41.600
30X62
200
490
70.500
50X62
300
700
211.800
Tabla 19. Trituradoras LIPPMANN
Fuente: LIPPMANN (2009)
70 En la Tabla 20 se muestran datos de los diferentes modelos de trituradoras de la marca
CADARAPIDS.
Modelo
Revoluciones
(RPM)
Potencia (HP)
Peso (Kg)
Producción
(ton/hr)
MVP 280
700-1000
200
14288
120-490
MVP 380
700-1000
300
19051
135-560
MVP 450
700-1000
400
22226
150-645
MVP 550
615-800
500
28350
200-810
RC 45 III
750-900
200
14500
122-345
Tabla 20. Trituradoras de cono CADARAPIDS
Fuente: CADARAPIDS (2004)
En el campo de las arenas bituminosas el sistema de trituración primario y secundario más
utilizado es el sistema de rodillos machacadores de corte debido a la pastosidad del material.
Las fábricas más conocidas para la fabricación de este tipo de machacadoras son:
THYSSENKRUPP, FAM, FLSMITH, BATEMAN, AMECO Y ZENITH.
En la Figura 32 se muestra un ejemplo de este tipo de trituradoras.
Figura 32. Machacadora de dos rodillos de corte FAM SWB0730
Fuente: FAM (2009)
71 Harneros rotativos
Para la clasificación de las arenas bituminosas después del triturado primario y secundario se
utilizan harneros o clasificadores rotativos como se ilustra en la Figura 33.
Debido a que el material es pastoso y pegajoso, no se puede realizar una clasificación con
harneros vibratorios ya que se formarían grumos y por lo tanto se taparían todas las mallas de
clasificación. Este clasificador rotativo (trommel screen) generalmente va después del tambor
desarenador en contracorriente (Bitmin drum), en este tambor se descarga el material triturado
y se mezcla con soda caustica y agua caliente con el fin de empezar a separar el bitumen.
Figura 33. Harnero rotativo ROYER 84’X28’
Fuente: Fort Hills Energy Corporation (2008)
7.2 IN SITU
Para el método In Situ se usan los equipos que se muestran a continuación.
Torres de enfriamiento
Es un equipo utilizado en el método de extracción In Situ para lograr la reutilización del agua ya
que extrae calor del agua mediante evaporación o conducción, dicho proceso comienza cuando
el agua caliente (de 40 a 60˚C) es bombeada a la parte superior de la torre de enfriamiento y
desde este punto fluye hacia abajo, emite calor que se mezcla con el aire de arriba, provocando
el enfriamiento del agua de 10 a 20˚C [Lenntech, 2008].
Estas torres son capaces de enfriar eficientemente grandes volúmenes de agua, con sólo
ponerla en contacto con aire atmosférico [Airetécnica S.A., 2009]. Las torres de enfriamiento
son utilizadas en la planta de tratamiento de bitumen para lograr la reutilización del agua.
72 Existen diferentes tipos de torres de enfriamiento, dependiendo de la transferencia de calor,
pueden ser húmedas o secas, donde las primeras funcionan por el principio de evaporación y
las segundas trabajan por transmisión de calor a través de una superficie que separa el fluido a
recuperar del aire ambiente [Airetécnica S.A., 2009].
A su vez, las torres de enfriamiento pueden dividirse en tres tipos más dependiendo del tiro del
aire, el primero de ellos es de tiro natural, esto quiere decir que sólo utilizan el aire “atmosférico”
pero son voluminosas y de bajo rendimiento ya que no cuentan con un ventilador o motor
[Airetécnica S.A., 2009]. En la Figura 34, se ilustra una torre de enfriamiento de tiro natural.
Figura 34. Torre de Enfriamiento de tiro natural
Fuente: RSC - Royal Society of Chemistry, (2007)
El segundo tipo de torre de enfriamiento que depende del tiro del aire es llamado “de tiro
forzado” ya que necesita de un ventilador que fuerce su parte baja y agilice el proceso de
enfriamiento [García, 2008] como se muestra en la Figura 35.
Figura 35. Torre de enfriamiento de tiro forzado
Fuente. García, (2008)
Por último, se tienen las torres de enfriamiento de tiro inducido, donde el agua caliente es
refrigerada dejándola caer en el interior de la torre mediante un sistema de distribución uniforme
73 de agua y en la parte superior se dispone de unos ventiladores que generan la circulación del
aire a contracorriente, produciendo su enfriamiento [Airetécnica S.A., 2009]. En la Figura 36 se
puede apreciar este tipo de torre de enfriamiento.
Figura 36. Torre de enfriamiento de tiro inducido
Fuente. Red Interactiva de Minería, (2009)
Bombas de inyección y extracción
La bomba de inyección de vapor y solventes de la planta de tratamiento para la extracción y
separación de Arenas Bituminosas, permite bombear de forma efectiva dichos componentes a
los pozos de la reserva para generar la separación del bitumen y dirigirlo a los tubos y a la
bomba de extracción para proceder con el mejoramiento del crudo en la planta de tratamiento
[Quinn Pumps, 2001]. Las bombas, tanto de extracción como de inyección, deben contar con
revestimientos que aseguren la resistencia tanto a las altas temperaturas, como al desgaste
producido por el uso constante y los fuertes componentes que pasan por ellas [ITS –
International Tool & Supply , 2007].
El diseño de las bombas juega un papel muy importante en la eficiencia de la extracción de
bitumen a procesar ya que éste puede reducir la presión que cae dentro de la bomba (evitando
un daño prematuro) y aumentar el flujo de bitumen a extraer en la tubería [Quinn Pumps, 2001].
74 8. INSTALACIONES
La planta de tratamiento donde se hace la separación del bitumen, tanto para el método Cielo
Abierto como In Situ, consta de las siguientes instalaciones.
Celda de Flotación
Las celdas de flotación se usan en el proceso de tratamiento de espuma para extraer el bitumen
contenido en la pulpa que resulta del proceso de separación primaria. El tratamiento de espuma
es un proceso de separación mineral para partículas finas en suspensión acuosa, donde las
partículas seleccionadas se fijan en burbujas de aire y se elevan para formar una espuma
[Glosario Geológico, 2008]. Las celdas de flotación tienen como función mantener todas las
partículas en suspensión con el fin de prevenir la sedimentación de éstas, promover las
colisiones y adhesiones de partículas y burbujas, mantener quietud en la pulpa inmediatamente
bajo la columna de espuma y proveer un control sobre la airación de la pulpa y el grado de
agitación [Salager, 1992].
Como se muestra en la Figura 37, las celdas de flotación tienen tres zonas típicas: una zona de
alta turbulencia al nivel del mecanismo de agitación donde se mezcla, una zona intermedia de
relativa calma y una zona superior donde está la espuma y el bitumen que resulta de la
separación.
Figura 37. Celda de flotación
Fuente: Ortiz (2008).
La zona de agitación es aquella donde se produce la adhesión partícula-burbuja; en esta zona
deben existir condiciones hidrodinámicas y físico-químicas que favorezcan este contacto. La
zona intermedia se caracteriza por ser una zona de relativa calma, lo que favorece la migración
75 de las burbujas hacia la superficie de la celda. La zona superior corresponde a la fase acuosa,
formada por burbujas [Ortiz, 2008].
La espuma se descarga por rebalse natural, o con ayuda de paletas mecánicas. Cuando la
turbulencia en la interfase pulpa-espuma es alta se produce contaminación del concentrado
debido al arrastre significativo de pulpa haciac la espuma [Salager, 1992].
Coquizadores
En los coquizadores se realiza el proceso de coquefacción. Este proceso consiste en romper
las moléculas grandes de bitumen en partículas más pequeñas por medio del calor a altas
temperaturas y a baja presión [AOP, 2008].
Existen dos tipos de coquizadores utilizados para este proceso, el coquizador de fluido y el
coquizador de retraso, siendo este último el más utilizado en la industria petrolera. En el
coquizador de retraso la coquefacción comienza en el horno, sigue en la línea de transferencia
donde se empiezan a separar las moléculas y termina en el tambor donde se recoge el material
tratado durante este proceso [Petrobrás, 2006]. En la Figura 38 se muestra un ejemplo de un
coquizador.
Figura 38. Unidad de Coquización
Fuente: Petrobras (2006)
76 Unidades de destilación al vacío
La destilación permite la separación de los componentes de una mezcla de hidrocarburos en
función de sus temperaturas de ebullición. Para que se produzca la separación o
fraccionamiento de los cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya
que de esta manera los componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran
en la fase vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase liquida.
La torre de destilación al vacío trabaja con una presión absoluta de unos 20 mm de mercurio
(Hg), necesaria para evitar la descomposición molecular al destilar el residuo, o crudo reducido,
que llega a mayores temperaturas [Rivero, 2002]. En la Figura 39 se muestra un ejemplo de
este tipo de sistema.
Figura 39. Unidades de destilación al vacío.
Fuente: Petropar (2008)
La torre de destilación al vacio consta consta de las siguientes secciones:
•
Sección de alimentación: Se refiere a la carga semi-vaporizada con que se alimenta
continuamente a la torre. Los componentes livianos vaporizados suben, mientras que los
más pesados permanecen como líquidos y bajan hacia el fondo de la torre.
A medida que los componentes livianos (vapor) suben por la torre, entran en contacto
con el líquido en cada bandeja. Este contacto resulta en la condensación de los
componentes más pesados del vapor ascendente y la evaporación de los componentes
más livianos del líquido descendente [Petropar, 2008].
•
Sección de Condensación: En esta sección, los vapores del tope de la torre son
condensados mediante un intercambiador de calor, utilizando generalmente agua o
aire. El líquido condensado (destilado) pasa al tambor acumulador de destilado, donde
el agua es separada por gravedad. Del tambor de destilado sale una corriente que
refresca al tope de la torre como reflujo y una corriente de producto de tope destilado
que se retira del sistema. La función del reflujo es enfriar la parte superior de la torre. Al
77 entrar el reflujo en contacto con los vapores ascendentes de la bandeja superior, los
enfría y condensa las partes más pesadas. Allí se repite el mismo proceso, sube la
temperatura del reflujo, se evapora más líquido y se condensan más vapores en la torre.
A medida que baja, el líquido se va haciendo más pesado y el vapor, a medida que
sube, se va haciendo más liviano. La calidad del destilado se controla mediante la
presión mantenida en el tope de la torre [Petropar, 2008].
•
Suministro de Calor: la sección de alimentación por donde entra el bitumen es
calentada en un horno hasta obtener la temperatura deseada. Generalmente, las torres
de destilación tienen un rehervido, que introduce calor a la torre por vaporización de
parte del líquido que sale del fondo para luego ser regresado a la torre. Este
procedimiento, además de servir como fuente calórica, sirve para mejorar el
fraccionamiento de la carga en la parte inferior de la torre, ya que el vapor producido
asciende y evapora las partes livianas del líquido que baja. La parte que no se evapora
en el rehervido es el producto de fondo [Rivero, 2002].
Hidrotratamiento
El hidrotratamiento es el proceso final que se realiza en las instalaciones de la planta de
tratamiento. En este punto, al crudo saliente de la conversión catalítica se le remueven los
compuestos de azufre como el sulfuro y el nitrógeno con el fin de evitar daños ambientales por
lluvia ácida; mientras se le agrega hidrogeno para enriquecer y mejorar la calidad del crudo.
Este proceso requiere de altas presiones y temperatura y se realiza en un reactor químico con
catalizador sólido constituido por alúmina impregnada con molibdeno, níquel y cobalto [Benito,
2002].
La estación de hidrotratamiento consta de un reactor químico, como su nombre lo indica, es
donde se realiza la reacción química que tiene como objetivo distribuir de forma distinta los
átomos de ciertas moléculas para formar otras nuevas (productos); consta también de un
separador el cual retira los compuestos sulfatados del crudo [Repsol, 2007]. En la Figura 40 se
muestra un ejemplo de una estación de hidrotratamiento.
78 Figura 40. Estación de hidrotratamiento
Fuente Syncrude Inc. (2009)
Finalmente, la planta de tratamiento para la extracción del Bitumen se ve como lo muestra la
Figura 41.
Figura 42. Planta de tratamiento para extracción del Bitumen.
Fuente: Suncor Energy, Inc (2009)
79 9. LOCALIZACIÓN
A pesar de que la ubicación está regida por el método In Situ, se deben tener en cuenta los
criterios de decisión para la localización, ya que sin los recursos vitales (agua, energía eléctrica
y gas), permisos gubernamentales, infraestructura de transporte y aceptación de la comunidad
anfitriona no se podría operar en el lugar previsto.
A continuación se explican los criterios que se deben tener en cuenta para la localización de
cada planta de tratamiento.
9.1 CRITERIOS DE LOCALIZACIÓN
9.1.1 Aspectos legales para la exploración y explotación de hidrocarburos
en Colombia
En Colombia los recursos naturales no renovables, entre ellos los hidrocarburos (petróleo y gas
natural) son propiedad del Estado. Por esta razón la política petrolera la define el Gobierno
Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía, dueño de las reservas en representación
del estado, y se administra a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
Cualquier trámite que se necesite hacer para la ejecución de algún proyecto en este campo, es
necesario hacerlo por medio de estas dos entidades. Para el caso de la explotación de Arenas
Bituminosas en Colombia se deben conocer mínimo las siguientes normas.
•
•
•
Acuerdo número 008 de 3 de Mayo de 2004: El cuál reglamenta la contratación de áreas
para el desarrollo de actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos.
Decreto Ley 2655 de 1988: Esta norma se conoce como el Código de Minas, el cual
regula las relaciones entre los organismos y entidades del estado sobre las actividades
de explotación, exploración, beneficio, transporte, aprovechamiento y comercialización
de los recursos no renovables que se encuentren en el suelo, subsuelo, así sean
propiedad de la nación o privada.
Decreto 1220 de 2005: En este decreto se reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993
sobre las licencias ambientales. Estas licencias son las autorizaciones que otorgan las
autoridades ambientales competentes como el Ministerio de ambiente, Corporaciones
Autónomas Regionales, Entidades Territoriales, entre otras, para la ejecución de un
proyecto, obra o actividad, que pueda producir deterioro grave a los recursos naturales
renovables o al medio ambiente o introducir modificaciones considerables o notorias al
paisaje. La licencia ambiental deberá ser obtenida previamente a la iniciación del
proyecto.
80 A continuación se muestran los aspectos mínimos legales a implementar para empezar con la
explotación de las Arenas Bituminosas.
Aspectos
Marco Legal
* La compañía ejecutora del proyecto debe explicar a la comunidad de manera clara y
precisa, las actividades que quiere desarrollar.
Sociales
* Si el proyecto pasa por medio de predios privados, se deben obtener los permisos de
servidumbre y realizar las compensaciones a las que haya a lugar.
* Se deben obtener los permisos de aprovechamiento de los recursos naturales (Forestal,
agua, vertimientos, entre otros), ante la Corporación Autónoma Regional -CAR-.
Ambientales
Políticos
* Antes de iniciar las actividades, se necesita obtener la licencia ambiental, otorgada por el
Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo territorial -MAVDT- según el decreto 1220 de
2005.
* En el caso de que una porción del área de interés se superponga con áreas
comprendidas dentro del sistema de Parques Nacionales Naturales u otras zonas
reservadas, excluidas o restringidas, delimitadas por la autoridad correspondiente, el
proponente se obliga a atacar las condiciones que respecto de tales áreas estén operando
a la fecha de firma de este contrato.
* Según el Acuerdo número 008 de 3 de Mayo de 2004, la Agencia Nacional de
Hidrocarburos es la encargada de fijar los criterios y procedimientos de asignación de
áreas de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad del Estado y de
selección de contratistas.
* Las áreas objeto de contratos de exploración y/o explotación y evaluación técnica
podrían ser restringidas en su extensión por la ANH, dependiendo de la localización
geográfica y el cubrimiento exploratorio propuesto.
* La asignación de áreas para desarrollar actividades de Exploración y Explotación de
hidrocarburos
se
hará
mediante
los
siguientes
procedimientos:
- Contratación directa: Mediante este procedimiento se aplicará el principio de "primero
que llega, primero que se atiende", con el propósito de establecer el orden de prioridad
para
iniciar
la
negociación
de
un
contrato
sobre
un
área
libre.
- Contratación por Proceso Competitivo: Mediante este procedimiento se considerarán
propuestas de contratación en igualdad de condiciones en cuanto a su fecha de recibo,
durante el plazo específico según lo establezca la ANH y aplicará para las áreas libres.
- Solicitud de ofertas: Mediante este procedimiento se invita a un número plural de
Proponentes para que, en igualdad de condiciones, presenten sus propuestas de
contratación y se seleccione objetivamente entre ellas la más favorable.
Cuadro 6. Aspectos Legales para la explotación de Hidrocarburos.
Fuente: Autores (2009)
81 9.1.2 Proximidad a los clientes – refinerías
Para este proyecto los clientes del crudo extraído de las Arenas Bituminosas son las Refinerías
de Colombia (que se encargan de transformar el bitumen en derivados de petróleo). Para
efectos de disminuir las distancias de transporte, se deben escoger las refinerías más cercanas
a cada Planta de Tratamiento. En la Tabla 21 se encuentran dichas distancias.
PLANTA DE
TRATAMIENTO
Rio Guejar
Sogamoso
Rio Nare
REFINERÍA
Apiay
Orito
Apiay
Barrancabermeja
Barrancabermeja
Apiay
DISTANCIA
(KM)
182,32
383,89
181,18
185,86
178,87
322,85
Tabla 21. Distancias entre Plantas de tratamiento y Refinerías más cercanas
Fuente. Autores, (2009)
La tabla anterior muestra que al tener en cuenta el criterio de la refinería con distancia más
cercana a cada planta, las celdas en verde son las distancias más adecuadas, por lo tanto, para
las plantas de tratamiento del Rio Guejar y Sogamoso, la refinería más adecuada es la que se
encuentra ubicada en Apiay (Departamento del Meta) y para la planta de tratamiento del Rio
Nare, es la refinería de Barrancabermeja.
9.1.3 Fuentes de abastecimiento
Los recursos vitales en cada planta de tratamiento que determinan en gran parte la localización
de dichas plantas son: yacimientos de agua, plantas de energía y gas natural. Para cada una de
las plantas de tratamiento se tiene:
•
Planta de Tratamiento Rio Guejar
Esta planta de tratamiento deberá contar con una infraestructura robusta, ya que tratará
las Arenas Bituminosas extraídas de la Reserva del Rio Guejar y de las reservas de
Florencia y San Vicente, razón por la cual el consumo de recursos será considerable.
En cuanto al consumo de agua, se plantea (al igual que en Alberta Canadá con la
compañía Syncrude) que ésta sea extraída del Río, sin embargo, se debe incurrir en el
82 proceso de obtener la licencia ambiental correspondiente, concedida por el Ministerio de
Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y obtener el permiso de aprovechamiento del
Agua por la CAR.
En la Figura 43 se muestra el Río Guejar, uno de los más importantes del departamento
del Meta.
Figura 43. Río Guejar
Fuente. Lejanías Meta, (2007)
Para la utilización de energía eléctrica, se cuenta con la empresa de energía EMSA
(Electrificadora del Meta S.A. E.S.P.) que provee este recurso a gran parte del
departamento, abarcando con su infraestructura, la planta de Tratamiento del Río Guejar
[EMSA, 2009].
En cuanto al gas natural (recurso vital en una planta de extracción y tratamiento de
bitumen), la empresa PROMIGAS tiene la infraestructura necesaria para llegar a la
planta de tratamiento del Río Guejar. Dicha infraestructura proviene del departamento de
Caquetá y entra al Meta por el sur hasta pasar por dicha planta de extracción y
tratamiento [Promigas, 2009].
•
Planta de Tratamiento de Sogamoso
Sogamoso no cuenta con un río caudaloso en sus alrededores, por lo tanto se debe
considerar la opción de realizar convenios con el Acueducto de Boyacá para montar la
infraestructura necesaria de bombas de agua, con suficiente capacidad para cumplir
con la cantidad de este recurso consumida en el proceso de extracción, separación y
tratamiento de bitumen.
La compañía EBSA (Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.) se encarga de generar
y distribuir energía eléctrica a todo el departamento incluido Sogamoso, esta empresa
podría suplir de dicho recurso a la planta de tratamiento ubicada en este punto.
83 Para Cundinamarca y Boyacá, la empresa encargada de proveer gas natural es Gas
Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P., la cual en el departamento de Boyacá se encarga
de la distribución de éste recurso a Tunja, Duitama, Chiquinquirá, Villa de Leyva,
Sogamoso y Paipa [Gas Natural S.A., 1998], convirtiéndose en la principal opción para
acceder a la utilización de gas natural en el proceso de tratamiento de esta planta.
•
Planta de Tratamiento Rio Nare
Debido a la gran afluencia del Río Nare, se vuelve una opción muy atractiva el utilizar
sus aguas en el proceso de separación y mejoramiento del bitumen extraído de las
Arenas Bituminosas. Para poder utilizar este recurso, se debe realizar el proceso de
acreditación de la licencia ambiental y permiso de aprovechamiento del Agua de dicho
Río; en la Figura 44 se ilustra el Rio Nare y se puede apreciar que es una fuente
considerable de agua.
Figura 44. Rio Nare
Fuente. Puerto Nare, (2004)
Como esta reserva se encuentra en el centro del departamento de Santander, la
infraestructura eléctrica no es un problema ya que la empresa ESSA (Electrificadora de
Santander S.A. E.S.P.) está en capacidad de proveer este recurso a la futura planta de
tratamiento cercana al Río Nare [ESSA, 2007].
En Santander, la empresa Gas Natural Cantabria ESP, se encarga de distribuir gas
natural a todo el departamento, contando con una fuerte infraestructura en este aspecto
y haciendo de ésta empresa una buena opción para obtener dicho recurso y utilizarlo en
la planta de tratamiento.
84 9.1.4 Comunidad anfitriona
Uno de los criterios importantes para instalar la planta es tener en cuenta a la a comunidad
anfitriona. En síntesis, es necesario contar con la aprobación de las personas que viven cerca a
donde se va a ubicar la instalación puesto que se debe garantizar la calidad de vida de quienes
viven allí [Chase, 2000].
En Colombia cuando se va a desarrollar un proyecto de explotación, como el caso de las
arenas bituminosas, se deben hacer los procesos de consulta previa, como lo establece el
Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo-OIT-, ratificado mediante la Ley 21
de 1991. Esta consulta es el procedimiento que permite conciliar el derecho al desarrollo
económico de la nación y los derechos especiales de las comunidades aledañas al proyecto,
garantizando su integridad económica, social, cultural y ambiental, a través de un proceso de
construcción conjunta y participativa. En este punto la compañía ejecutora le debe explicar a la
comunidad de manera clara y precisa las actividades que quiere desarrollar, al mismo tiempo
debe conocer sus características y necesidades para garantizar el desarrollo de la región en
donde va a operar [“La cadena productiva de hidrocarburos” ANH, 2005].
Los depósitos de Arenas Bituminosas se encuentran en zonas lejanas a las poblaciones
principales de los departamentos en donde se encuentran. Sin embargo, están cerca de
veredas, pueblos y en algunos casos comunidades indígenas. Según datos del DANE (2005),
los hogares de este tipo de poblaciones están constituidos de 4 a 7 personas, tienen bajo nivel
de escolaridad, no cuentan con el cubrimiento de salud y viven principalmente de la agricultura
y la ganadería. Algunas de estas poblaciones han sido afectadas por la violencia y el
narcotráfico debido a la presencia de guerrilla y paramilitares, especialmente en los
departamentos del Meta y Caquetá. Según el ex ministro de Agricultura Andrés Felipe Arias en
un foro realizado por El Tiempo “el 70% de la población campesina esta en absoluta pobreza
debido a la violencia”. Por lo tanto, la empresa que llegue a operar en estos sectores debe
garantizar el desarrollo social y económico de estas poblaciones.
9.1.5 Infraestructura de transporte
Es importante que exista transporte adecuado cercano a la planta para el aprovisionamiento y
salida de los productos, por este motivo, se evalúa la infraestructura de transporte cercana a
cada planta de tratamiento de Arenas Bituminosas.
En cercanía a la planta de tratamiento del Río Guejar pasa la carretera a Mesetas la cual
permite que el crudo extraído de esta planta sea transportado a la refinería de Apiay; la estación
de bombeo de Chichimene es la más cercana a dicha refinería, la cual puede llegar a ser de
85 utilidad porque no se cuenta con infraestructura vial en este tramo (de Chichimene a la refinería
de Apiay).
La planta de tratamiento del Río Nare cuenta con una gran infraestructura petrolera en su
alrededor ya que tiene la estación de bombeo de Sebastopol, dos vías de oleoductos (la
primera se dirige a la costa y la segunda directamente a la refinería de Barrancabermeja) y
varios campos petroleros que se encargan de impulsar el desarrollo petrolero en el sector.
Cerca de la planta de tratamiento de Sogamoso, pasa la carretera a Toquilla, la cual se
convierte en un alternativa de vía de transporte para sacar el crudo extraído de esta planta;
cerca a las futuras instalaciones de dicha planta, se encuentran varias estaciones de bombeo
como la de Cusiana, Floreña, Araguaney y el Porvenir, las cuales pueden facilitar el transporte
por medio de oleoductos a la refinería de Apiay.
9.2 PROPUESTA DE LOCALIZACIÓN
Como se explica en el Capítulo 7 (Producción), la localización de las plantas de Tratamiento
está dada por el método de extracción In Situ debido a las características propias del mismo. La
evaluación de criterios para los métodos de extracción arrojó que tres de las reservas (Rio
Guejar, Rio Nare y Sogamoso) deben extraer las arenas bituminosas con este método. Como
consecuencia de esto, se deben ubicar tres plantas de tratamiento en estos puntos.
Para aprovechar la infraestructura de la planta de Río Guejar, las Arenas Bituminosas extraídas
de las reservas de Florencia y San Vicente, serán tratadas en esta planta debido a su cercanía
y a que dicha infraestructura lo permite.
Los resultados arrojados por los criterios de localización, permiten que en estos lugares sea
viable la ubicación de estas plantas ya que los departamentos cuentan con la infraestructura
para abastecer las plantas de tratamiento propuestas; en cuanto a la infraestructura de
transporte, las zonas analizadas cuentan con diversas opciones para transportar el crudo
extraído de las plantas de tratamiento a las refinerías establecidas en este capítulo.
86 10. TRANSPORTE
El transporte es el medio por el cual se distribuye el producto final al cliente; se encuentra
dentro de la actividad primaria de logística externa dentro de la cadena de valor.
Para definir la mejor opción de transporte del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas en el
país, se debe establecer cómo es la infraestructura de transporte de crudo convencional en
Colombia y cuáles son las características de los medios de transporte para el bitumen, con el fin
de definir la mejor opción de distribución de este crudo extraído de cada una de las plantas de
tratamiento.
10.1 TRANSPORTE DE PETRÓLEO CONVENCIONAL EN COLOMBIA
El transporte de crudos pesados (como el extraído de las Arenas Bituminosas) en el mundo se
realiza de forma multimodal utilizando oleoductos, carro tanques y buques tanqueros [Azcona,
2000]. Para el desarrollo de la infraestructura de transporte de crudo se deben tener en cuenta
los hallazgos (cantidad), los requerimientos y disponibilidades de las refinerías actuales
[Herrera et al, 2005]. Con respeto a dicha infraestructura, desde 1985 Colombia ha acelerado la
construcción y refuerzo de los oleoductos para disponer de mejores instalaciones que se
adapten a las necesidades actuales del país [Ecopetrol, 2005].
Para entender cómo funcionan los medios de transporte de crudo en Colombia, es importante
explicar sus características:
•
Oleoductos
Los oleoductos son la unión de tubos de acero que recorren un trayecto determinado, desde
donde se produce (pozo) hasta el punto de refinación o embarque [Azcona, 2000].
Los oleoductos no sólo son la tubería en sí misma, son también las instalaciones necesarias
para su explotación, es decir, depósitos para almacenar el crudo, estaciones de bombeo, red de
transmisiones, conexiones y distribuidores [AOP-Asociación Española de Operadores de
Productos Petrolíferos, 2002]. En Colombia, existen oleoductos desde 6 hasta 36 pulgadas de
diámetro (van enterrados a 1.50 o 2.0 metros de profundidad), esto quiere decir que la
capacidad de transporte de los oleoductos varía ya que depende del tamaño del mismo, por lo
tanto, entre mayor sea el diámetro, mayor es la capacidad [Herrera et al, 2005]. En la Figura 44,
se puede observar el aspecto físico de un oleoducto y cómo se une con otros para transportar
el crudo a diferentes direcciones.
87 Figura 44. Red de oleoductos ligeramente levantados sobre la superficie
Fuente. AOP (2005)
Las estaciones de bombeo se encuentran en puntos estratégicos de la red de oleoductos con el
fin de bombear e impulsar el crudo en sitios de gran altura (como las cordilleras de Colombia)
[Azcona, 2000].
La red de oleoductos de Colombia cuenta con 4,876 Kms distribuidos en 41 ductos que
transportan el crudo entre las fuentes de producción, puntos de tratamiento o de separación y
los centros de refinación o exportación [Ecopetrol, 2005].
•
Carro tanques
Los carro tanques son camiones de aproximadamente 15 metros de longitud utilizados para el
transporte de crudo en distancias cortas y medianas [Ecopetrol, 2005]. La capacidad promedio
de un carro tanque es de 10.000 galones en volumen y de 47 toneladas en peso (aunque
pueden transportar hasta 52 toneladas, peso permitido por las autoridades) [Ministerio de Minas
y energía – Decreto No. 0300, 1993]. En la Figura 45, se muestra un típico carro tanque
petrolero utilizado para el transporte de crudo en Colombia, Éste por su tamaño y peso se
adapta a la infraestructura del país.
88 Figura 45. Carro tanque petrolero.
Fuente. IpiTIMES, (2004)
El transporte de crudo e hidrocarburos en Colombia hasta la refinería se realiza de la siguiente
forma:
•
El crudo es bombeado directamente del pozo de extracción o de los tanques de
almacenamiento a los oleoductos, los cuales se encargan de llevar el crudo a la refinería
dispuesta.
•
El crudo es bombeado directamente del pozo de extracción o de los tanques de
almacenamiento a carro tanques, los cuales lo transportan hasta la refinería vía terrestre
(sólo si se trata de una distancia corta- media) o lo llevarán a la estación de bombeo
más cercana (para largas distancias) [Ecopetrol, 2005]. Este es un tipo de transporte
multimodal, donde se utilizan los oleoductos y los carro tanques según las
características de infraestructura vial y petrolera del país.
Es importante resaltar que para optimizar el transporte de crudo en Colombia y minimizar
costos a los usuarios de los oleoductos, las entidades no propietarias de dicho medio de
transporte, bajo la modalidad del pago de tarifas podrá utilizarlo, siempre y cuando, con su pago
refleje al propietario una rentabilidad acorde con el riesgo del capital invertido según las normas
vigentes [Ecopetrol, 2005]. Para este proyecto, se tendrá en cuenta la modalidad de pago de
tarifas para utilizar la infraestructura petrolera existente en el país.
89 10.2 TRANSPORTE PARA EL CRUDO EXTRAÍDO DE ARENAS BITUMINOSAS
Cada región posee petróleo con diferentes propiedades físicas y se encuentra en una etapa
diferente del proceso de maduración, de modo que cada una puede utilizar planes de
desarrollo, y técnicas de producción y distribución diferentes. Para el caso de Colombia, todavía
no se conocen las características físicas del crudo que se va a extraer de las arenas
bituminosas, pero se sabe por referencias que estos depósitos alrededor del mundo están
dentro del grupo de crudos pesados.
Como se mencionó anteriormente, el grupo al que pertenece un crudo es dado usualmente en
términos de grados API (Instituto Americano del Petróleo) y está relacionado con la gravedad
específica; mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API. Las arenas
bituminosas están dentro del grupo de crudos pesados con densidades API entre 10.0° y 22,3°
[Zambrano, 2009].
Otra variable que define el grupo al que pertenece un crudo es la viscosidad, los petróleos
pesados tienden a ser más viscosos que los petróleos convencionales (livianos). La viscosidad
puede variar en gran medida con la temperatura, y se convierte en un indicador importante para
el productor de hidrocarburos porque determina que tan fácil fluirá el petróleo; entre mas
temperatura menor es la viscosidad del fluido mientras que la densidad varía poco con la
temperatura lo que la ha convertido en el parámetro estándar del campo petrolero para
categorizar los crudos. Estas dos variables, la densidad y la viscosidad del petróleo son las
propiedades que dictan el enfoque de distribución que se dará [Bernal, 2007].
La calidad de un crudo está dada por los grados API, entre más grados API tenga, mejor es la
calidad del crudo ya que es menos viscoso y por su densidad se pueden obtener derivados más
valiosos [Colmenares, 2006].
Como se menciono en el capítulo de producción, al crudo extraído de las arenas bituminosas se
le hace el proceso de Mejoramiento el cual incrementa su calidad disminuyendo el grado de
viscosidad. Sin embargo, sigue teniendo características de crudo pesado lo que hace necesario
utilizar métodos alternativos que permitan distribuirlos de manera convencional a través de los
oleoductos o de los carro-tanques.
Existen tres alternativas para el transporte de este tipo de crudos: por inyección de diluyentes,
bombeo multifásico y por calentamiento. A continuación se explican cada una de estas
alternativas.
90 •
Inyección de diluyentes
Los petróleos pesados, a causa de su gran viscosidad, son difíciles de transportar por los
oleoductos cuando las temperaturas externas son las habituales. Por lo tanto se utilizan
diluyentes para aumentar su movilidad a través de la tubería. Una forma comúnmente conocida
para diluir el crudo pesado es mezclarlo con un crudo más liviano, uno que tenga más de 35°
API con el fin de reducir la viscosidad, disminuir la deshidratación y como consecuencia mejorar
la fluidez [Arroba, 2006].
Otra de las alternativas de diluyente son los derivados ricos en hidrocarburos tales como la
nafta o el querosén. Estos hidrocarburos tienen alto contenido de hidrógeno, elemento que
permite reducir la viscosidad del crudo y aumentar los grados API. Al aplicar estos diluyentes al
crudo extraído de la arenas bituminosas se tiene como consecuencia un incremento de la
fluidez de éste a través de los oleoductos [Treviño, 2006]. Esta es una de las alternativas más
usadas en el sector petrolero para el transporte de crudos pesados, ya que permite aprovechar
las instalaciones existentes y la inversión que se necesita se limita a poliductos que permitan
transportar la nafta o el querosén.
•
Bombeo Multifásico
El bombeo multifásico es la transferencia de varios productos (agua, crudo, gas y arena)
provenientes del pozo o la planta de tratamiento a la refinería o a estaciones de
almacenamiento utilizando un solo equipo, es decir una sola bomba que permite extraer y
separar dichos elementos al mismo tiempo [Colmenares et al, 2006].
Este método de transporte se está volviendo más popular a medida que los campos petroleros
alrededor del mundo desarrollan y exigen nuevas tecnologías para el traslado de fluidos, tanto
que se ha aplicado a yacimientos con altas viscosidades. El bombeo multifásico es la forma
más económica de impulsar emulsiones de un grupo de pozos a un centro de procesamiento.
Gracias a que puede bombear crudo, gas y agua conjuntamente por un ducto común, reduce
gastos de operación y construcción pues envía directamente el crudo extraído del pozo a la
planta de procesamiento sin tener que hacer procesos intermedios de separación. Esto elimina
la necesidad de tener centros más pequeños dispersos por todo el campo [Scaramuzza et al,
2003].
Este método de transporte es aplicable cuando el crudo se extrae del pozo y se puede enviar
directamente a la refinería. En el método de extracción “In Situ” el crudo se extrae del pozo,
pero como se ha planteado anteriormente, es necesario hacer el proceso de Mejoramiento para
incrementar la calidad del crudo; por lo tanto este medio de transporte no es aplicable para el
91 proyecto que se está desarrollando, pero si se debe tener en cuenta como alternativa para
futuros desarrollos tecnológicos.
•
Calentamiento
El método de calentamiento consiste en calentar el crudo pesado extraído de las arenas
bituminosas con el fin de disminuir su viscosidad para que fluya fácilmente a través de las
tuberías [Arroba, 2006].
Para llevar a cabo el calentamiento del crudo se utilizan estaciones de calentamiento, las cuales
producen el calor necesario por medio de generadoras eléctricas. Se hace pasar corriente
eléctrica a través de los oleoductos y a medida que la corriente fluye, la energía eléctrica
asociada a ésta es convertida en calor, produciéndose un aumento en la temperatura promedio
alrededor del ducto, teniendo como consecuencia reducción en la viscosidad del fluido. Como
en estas condiciones la corrosión es acelerada y la integridad mecánica de los equipos de
transporte se ve comprometida, es necesario garantizar la seguridad de todas las actividades a
lo largo de todo el proceso de distribución [Pérez et al, 2008].
Otra forma de calentar el crudo es a través de la inyección de vapor directamente al oleoducto
por medio de tubos conectados a éste; la inyección se hace utilizando una bomba generadora
de vapor de manera continúa con el fin de que se reduzca la viscosidad del crudo y fluya mejor.
Esta alternativa presenta limitaciones de distancia por eficiencia y costos, ya que el vapor
bombeado por este sistema solo llega hasta una distancia limitada dependiendo de la presión
que pueda aplicar a éste, por lo tanto solo tiene sentido en los casos en que exista una planta
de tratamiento o una refinaría cercana [Treviño, 2006].
92 10.3 CARACTERIZACIÓN DE LAS POSIBLES RUTAS DE TRANSPORTE DE
CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS
Para el transporte de las Arenas Bituminosas extraídas en Colombia se tienen en cuenta las
vías y oleoductos disponibles actualmente, en la Figura 46 se muestran los principales
oleoductos y refinerías del país.
Figura 46. Infraestructura petrolera de Colombia
Fuente. Ecopetrol (2005) modificado por Autores (2009).
93 Como se puede apreciar en la figura anterior, la red de oleoductos se encuentra concentrada en
el norte y centro del país [UPME, 2005], la mayor capacidad de producción se presenta en los
departamentos del Atlántico, Magdalena, Sucre y Córdoba medidos en Barriles por año. Los
oleoductos de mayor capacidad corresponden a:
-
-
-
Oleoducto Central entre La Belleza-Vasconia -Coveñas con 615,000 barriles de
capacidad y 790 Kms de longitud, que transporta específicamente los crudos del
Piedemonte Llanero (Cusiana - Cupiagua) hasta el terminal marítimo de Coveñas y es
propiedad de OCENSA.
Oleoducto Caño Limón-Rio Zulia-Coveñas con 770 Kms de longitud, 215,000 barriles de
capacidad, transporta los crudos producidos en el campo Caño Limón (Arauca) y
pertenece a ECOPETROL-OCCIDENTAL.
Oleoducto del Alto Magdalena con 212,000 barriles de capacidad y 481 Kms de longitud,
propiedad del Oleoducto Colombia S.A. transportando los excedentes de petróleo del
sur y oriente del país, que tienen como destino los mercados internacionales.
Dentro de la red nacional de oleoductos, Colombia tiene como punto de convergencia la
estación de Vasconia, la cual se encuentra en el centro del país, donde existe la posibilidad de
desviar el producto (crudo o hidrocarburos) hacia la refinería de Barrancabermeja o hacia
Coveñas [Cárdenas, 2009]. Sobre el Pacífico el país cuenta con el puerto de Tumaco, estación
final del oleoducto Puerto Colón-Orito Tumaco de propiedad de ECOPETROL. Esto permite el
transporte de petróleo de producción del Ecuador para su exportación, de acuerdo con el
convenio existente entre el Gobierno Nacional y el del Ecuador. La Tabla 22 resume la
conformación de la red nacional de transporte de crudo explicada, mostrando a su vez, la
capacidad de cada oleoducto medida en miles de barriles transportados por día [Ecopetrol,
2005].
94 Propietario
Interco!
Houslon
Petronorte
Petrocol
Antex
Andian
Interco!
Omimex
Omimex
"'"""
"oro
Eurocan
Chevron
Kol
HocoI - Esso - Total
Oleoducto Colombia
ECP- Hoool- Ke~
ECP-Oxy
ECP-CEPE
OCENSA
OCENSA
OCENSA
ECP-HocoI-Kelt
ECP-HocoI- Ke~
ECP-HocoI- Ke~
ECP-HocoI-Kelt
ECP- LaslTKl
ECP-Esso- Total
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
ECOPETROL
GRAN TOTAL
Estación
Inicial
Buturama
~NA
Rio Zulia
Andalucía
El Dificil
Yarigui
Provincia
Velásquez
Cooorná
Mani
San Frandsco
P",,,,
Olichimer.e
Los Toros
T,,,,,,
Vasoonia
Cravo Sur
Caño Umón
Lagoagrio
La Belleza
EL Porvenir
Vasoonia
Caño Garza
Trinidad
Barquereña
Tocaria
Santiago
Yaguará
Vasoonia
Vasoonia
Ayacucho
Apio,
Araguaney
Toldado
Yariri
Colón
Orito
Ayacucho
Sirocé
Estación Final
Pto Morrosquino
San IgnacKl
Ayacucho
Aipe
Diámetro
Longitud
Capacidad
(pulgadas)
4
(Kms)
(KBDC)
17
7
186
23
85
5
20
6
10
6
P",o
10
Galán
Yarigui
Galán
Vasconia
Santiago
DINA
Galán
Apiay
Galán
Vasconia
Coveñas
EICruce
Coveñas
Colón
Vasconia
La Belleza
Coveñas
Trinidad
Barquereña
Tocaria
Los Sabanales
El Porvenir
12
8
12
12
10
10
T""",
CI"
Velásquez
CIB
Porvenir
Porvenir
Gualanday
COInJr.eros
Orito
Tumaoo
Coveñas
Coveñas
48
181
6
35
40
10
20
20
57
10
40.5
8
20
24
8
62
398
481
18
774
6
8
8
8
*KBDC: Miles de barriles por día Calendario / [Ecopetrol, 2003].
95 201.1
20
168
50
""
475.8
23
17
31
16
8
12-20
69
171
14
187.4
12-16
12-14
10
126
104
61
21
58
305.4
262
65
Tabla 22. Red Nacional de Oleoductos en Colombia
Fuente. Ecopetrol, 20051
1
16
100
555.9
555.9
201.1
4876
50
33
18.9
37
79
10-14-18
12-16
10
37
92
10
18
12
14
38
53
8
18-24
10-12
30
30-38
30
30
10
5
10
10
15
12
20
185.4
25.2
42.8
54.4
41.5
11.4
30
30
58.3
42.5
Una vez estudiados los oleoductos disponibles en el país que se pueden utilizar como opciones
de transporte del crudo extraído de las Arenas Bituminosas, se debe evaluar también la
infraestructura vial que permita el transporte multimodal minimizando distancias y costos.
En la Figura 47, se muestra la red vial de Colombia, donde se pueden apreciar las carreteras
principales del país, las cuales serán evaluadas como parte de la infraestructura para el
transporte del crudo extraído de las Arenas Bituminosas.
96 Figura 47. Red Vial de Colombia
Fuente. INVIAS (2006)
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-
97 Colombia es uno de los países del mundo con mayores problemas en infraestructura vial, la
mayor parte del territorio está sin pavimentar y las actuales carreteras se encuentran en mal
estado [Bahamón, 2009].
Como se puede ver en la Figura 47 la infraestructura vial del oriente del país está poco
desarrollada, los departamentos del Meta y Caquetá donde se encuentran las mayores reservas
de arenas bituminosas no cuentan con carreteras que promuevan su desarrollo y que permitan
comunicar los depósitos con los centros de refinería y procesamiento.
En la actualidad se está ejecutando el Plan 2500, con el que la Nación busca desarrollar las
vías del país a través de la construcción, mejoramiento y pavimentación de más de 3.000
kilómetros en redes secundaria y terciaria. Según Álvaro José Soto García, director del Instituto
Nacional de Concesiones INCO “con este programa el gobierno busca integrar a todas las
regiones dentro de un sistema vial nacional, mediante la construcción de unas autopistas para
la competitividad”. Dentro del proyecto está la construcción y desarrollo del corredor Arterías de
Mi Llanura, del cual está en concesión Bogotá - Villavicencio, tramo que tiene una extensión de
86,9 kilómetros. En estudio de estructuración están los trayectos que comunican a Villavicencio
con Saravena, Arauca, Puerto Gaitán y San José de Guaviare, los cuales tienen una extensión
de 1.153 kilómetros [Bahamón, 2009].
Este corredor es de gran aporte para el desarrollo del proyecto de explotación de las arenas
bituminosas porque es la ventana que va a permitir que se hagan más inversiones en esta
región, además va a conectar puntos estratégicos dentro de los departamentos.
10.4 PROPUESTA DE TRANSPORTE
Para la distribución del crudo extraído de las Arenas Bituminosas en Colombia existen dos
medios de transporte: oleoductos y carro tanques. En este punto se busca definir cuál es la
mejor opción de distribución para el crudo extraído de cada una de las plantas entre dichos
medios o la combinación de estos (transporte multimodal).
A continuación se plantea la distribución de bitumen de cada una de las plantas de tratamiento
a las refinerías establecidas aprovechando la infraestructura petrolera y vial del país.
Se emplea el método de Utilidad para decidir qué medio de transporte es el adecuado para la
distribución del bitumen extraído de cada planta de tratamiento a las refinerías establecidas.
Los criterios que se van a evaluar para cada planta de tratamiento están definidos como se
muestra a continuación:
98 •
Cercanía a la infraestructura existente de Transporte: Distancia desde la planta de
tratamiento a la infraestructura de transporte (oleoducto o carretera). Este criterio evalúa
qué medio de transporte puede ser utilizado valiéndose de la cercanía. El medio de
transporte más cercano será calificado con 1, de lo contrario con 0.
•
Infraestructura Vial: Evalúa si en la planta de tratamiento o cerca de ésta se
encuentran las vías necesarias para el transporte del crudo en carro tanques hasta la
refinería adecuada o a la estación de bombeo más cercana para ser transportado por
oleoductos.
La calificación de este criterio se realiza de la siguiente forma: Para el medio de
transporte por carro tanques: Es 1 si se puede transportar el crudo en carro tanques en
un solo trayecto, 0,5 si se puede transportar por este medio hasta cierto punto y 0 si no
se puede transportar por carro tanques. Para oleoductos en todos los casos es 0 ya que
no aplica. Para transporte multimodal se califica con 0 si se puede transportar todo el
trayecto con carro tanques o si no se puede transportar con carro tanques (ya que
necesita de la combinación de ambos medios de transporte) y 1 si se puede transportar
en carro tanques hasta cierto punto y continuar con oleoductos.
•
Infraestructura Petrolera: Evalúa si cerca a la planta de tratamiento se encuentran
estaciones de bombeo (necesarias para el transporte del crudo a través de oleoductos)
que permitan el transporte hasta la refinería adecuada o a la estación de
almacenamiento más cercano para ser transportado por carro tanques. La calificación
de este criterio se realiza de la siguiente forma: Para el medio de transporte por
oleoductos: Es 1 si se puede transportar el crudo en oleoductos en un solo trayecto, 0,5
si se puede transportar por este medio hasta cierto punto y 0 si no se puede transportar
por oleoductos. Para carro tanques en todos los casos es 0 ya que no aplica. Para
transporte multimodal se califica con 0 si se puede transportar todo el trayecto en
oleoductos o si no se puede transportar con oleoductos (ya que necesita de la
combinación de ambos medios de transporte) y 1 si se puede transportar en oleoductos
hasta cierto punto y continuar con carro tanques.
•
Costos de Transporte: Es la cantidad de dinero necesaria para transportar el bitumen
extraído de la planta de tratamiento a la refinería.
Si el proceso es costoso en comparación con los otros, se califica con 0, de lo contrario
con 1.
Para realizar la evaluación de Utilidad de cada medio de transporte por planta de tratamiento a
su refinería más cercana, se evalúa el impacto de cada criterio (Alto, Medio Bajo) y se asigna
un peso correspondiente como se muestra en la Tabla 23.
99 CRITERIOS
Cercanía a los recursos de Transporte
Infraestructura Vial
Infraestructura Petrolera
Costos de Transporte
TOTAL
IMPACTO
A
M
M
A
PESO (
)
30,00%
20,00%
20,00%
30,00%
100,00%
Tabla 23. Criterios de decisión para Medios de transporte en la explotación de Arenas Bituminosas en
Colombia
Fuente. Autores (2009)
Planta de tratamiento Río Guejar
Para la reserva de Florencia se evaluó la posibilidad de realizar el proceso de refinamiento del
crudo extraído de las Arenas Bituminosas en la Refinería de Orito, sin embargo, en las
cercanías de dicha reserva hacia esta refinería no hay infraestructura vial ni petrolera que
permita el transporte del crudo extraído (existen vías de Florencia a Orito pero son carreteras
nacionales sin pavimentar lo cual no es apto para el transporte de carro tanques),
adicionalmente, la capacidad de la Refinería es baja (6.000 barriles diarios a comparación de
aproximadamente 320.000 que procesa la refinería de Barrancabermeja). Por este motivo, el
transporte del crudo extraído de la reserva de Florencia deberá realizarse por medio de carro
tanques a San Vicente utilizando la carretera Florencia – Montañita – El Paujil – El Doncello –
Puerto Rico – La Ceiba – San Vicente. A partir de este punto el crudo de ambas reservas (San
Vicente y Florencia) es transportado vía terrestre a la planta de tratamiento de Río Guejar.
En la Tabla 24, se muestra la evaluación de los medios de transporte desde la Planta del Rio
Guejar (donde se realiza proceso de mejoramiento y separación de las reservas de Florencia,
San Vicente y Rio Guejar) a la refinería de Apiay.
100 PLANTA DE TRATAMIENTO RIO
GUEJAR
Cercanía a la infraestructura existente
de transporte
Infraestructura Vial
Infraestructura Petrolera
Costos de Transporte
OLEODUCTOS
( )
CARRO
TANQUES (
)
MULTIMODAL
( )
0
0
0,5
0
1
0,5
0
0
0
1
1
1
10,00%
40,00%
70,00%
Tabla 24. Evaluación de medios de transporte para la Planta de tratamiento del Rio Guejar a la refinería
de Apiay
Fuente. Autores (2009)
Para la planta de tratamiento del Rio Guejar, la mejor opción de transportar el crudo extraído de
las arenas bituminosas a Apiay es de forma multimodal, es decir por medio de oleoductos y
carro tanques, esto se debe a las características de infraestructura vial y petrolera en la ruta a
dicha refinería.
En la Figura 48 se muestra la ruta por la que debe ser transportado el crudo mejorado y tratado
de la Planta del Rio Guejar a la refinería de Apiay. La línea punteada amarilla caracteriza la ruta
en carretera y la línea continua azul desde Acacías y la estación de bombeo de Chichimene que
se dirige a la refinería de Apiay, caracteriza al oleoducto que seguirá transportando el crudo.
101 Figura 48. Propuesta de transporte de crudo para la Reserva del Rio Guejar a la Refinería de Apiay y
Conversiones.
Fuente. Ecopetrol (2005). Modificado por Autores (2009)
La vía a Mesetas pasa cerca a la Planta de Tratamiento del Rio Guejar, donde los carro
tanques saldrán cargados de crudo. La ruta de transporte por carro tanques es: Planta de
Tratamiento del Rio Guejar – Mesetas – La Bodega– Granada– San Martín – Estación de
Bombeo Chichimene. Desde la estación de bombeo Chichimene, el crudo se transportará por
medio de oleoductos hasta la refinería de Apiay, la cual es muy cercana a la ciudad de
Villavicencio (11,37 Kilómetros de distancia).
102 Planta de tratamiento Río Nare
En la Tabla 24, se muestra la evaluación de los medios de transporte desde la Planta del Rio
Nare a la refinería de Barrancabermeja.
PLANTA DE TRATAMIENTO DEL
RIO NARE
Cercanía a la infraestructura existente
de transporte
Infraestructura Vial
Infraestructura Petrolera
Costos de Transporte
OLEODUCTOS
( )
CARRO
TANQUES (
)
MULTIMODAL
( )
1
0
0
0
0,5
1
0,5
0
0
1
1
0
70,00%
10,00%
40,00%
Tabla 24. Evaluación de medios de transporte para la Planta de tratamiento del Rio Nare
Fuente. Autores (2009)
Como se concluye de la tabla anterior, la mejor opción para transportar el crudo extraído y
mejorado de la planta del Rio Nare a la Refinería de Barrancabermeja es utilizar oleoductos ya
que la infraestructura petrolera del país lo permite.
En la Figura 49 se presenta la ruta por la que debe ser transportado el crudo mejorado y tratado
de la Planta del Rio Nare a la refinería de Barrancabermeja, la cual es: Planta de tratamiento
Rio Nare (se deberán utilizar bombas que transmitan dicho crudo y permitan continuar con el
transporte previsto) – estación de Sebastopol – estación de bombeo Galán – refinería de
Barrancabermeja.
103 Figura 49. Propuesta de transporte de crudo para la Reserva del Rio Nare a la Refinería de
Barrancabermeja
Fuente. Ecopetrol (2005). Modificado por Autores (2009)
J
I
Planta Río Nare
CONVERSIONES
tj\
CAPITAL
~
~ Departamento ' ~ r--
~
~;
'. ..
RESERVAS
tj\ Arenas
Bituminosas
Oleoducto _
Poliducto _
~
(Almacenamiento
Red de transporte
8 (
Es1aclón de
bombeo~
Carretera
Propanoducto -
Gasoducto -
104 Planta de Sogamoso
En la Tabla 25, se muestra la evaluación de los medios de transporte desde la Planta de
Sogamoso a la Refinería de Apiay según los criterios de decisión definidos.
PLANTA DE TRATAMIENTO DE
SOGAMOSO
Cercanía a la infraestructura existente
de transporte
Infraestructura Vial
Infraestructura Petrolera
Costos de Transporte
OLEODUCTOS
( )
CARRO
TANQUES (
)
MULTIMODAL
( )
0
1
0
0
0
0
0,5
0
1
1
1
0
0,00%
70,00%
40,00%
Tabla 25. Evaluación de medios de transporte para la Planta de tratamiento de Sogamoso
Fuente. Autores (2009)
El transporte de crudo extraído y tratado de las Arenas Bituminosas de Sogamoso debe
realizarse por medio de carro tanques ya que a pesar que existe infraestructura petrolera en
esa zona del país, el flujo de bombeo de los oleoductos va hacia arriba (coveñas) y se busca
bajar el crudo a la refinería de Apiay.
En la Figura 50 se muestra la ruta por la que debe ser transportado el crudo a la refinería de
Apiay. La línea punteada verde caracteriza la ruta en carretera la cual es: Planta de Tratamiento
de Sogamoso – Toquilla –Pajarito – Aguazul – Monterrey – Aguaclara – Villa Nueva – Barranca
de Upia – Paratebueno – Restrepo - Refinería de Apiay.
105 Figura 50. Propuesta de transporte de crudo para la Reserva de Sogamoso a la Refinería de Apiay y
Conversiones.
Fuente. Ecopetrol (2005). Modificado por Autores (2009)
106 11. CANALES DE APROVISIONAMIENTO
El aprovisionamiento es la función logística mediante la cual se provee a una empresa de todo
el material necesario para su funcionamiento [Ballou, 2004].
El aprovisionamiento hace parte de la actividad de logística interna dentro de la cadena de
valor. En este punto se definen los canales de suministro de los recursos e insumos requeridos
en cada una de las plantas de tratamiento.
Planta de Tratamiento Río Guejar
En la planta de Río Guejar se realiza el proceso de separación y extracción del bitumen de esta
reserva y de las reservas de Florencia y San Vicente. A continuación se plantean los canales de
aprovisionamiento de cada uno de los recursos vitales para llevar a cabo las operaciones en
esta planta.
•
•
•
•
•
•
Agua: El agua necesaria en esta planta será extraída del Río Guejar. Las instalaciones
que permiten llevar este recurso hasta el proceso se encuentran dentro de la planta de
tratamiento como las bombas de extracción, la tubería de transporte y las torres de
enfriamiento que permiten reutilizar el agua.
Gas Natural: El proveedor de este recurso es la empresa PROMIGAS. Esta empresa
distribuye este recurso a través de gasoductos que tiene en esta región. Estos
gasoductos provienen del departamento de Caquetá y entran al Meta por el sur hasta
pasar por esta planta.
Soda Cáustica: el suministro de este recurso lo hará la empresa Brinsa especialista en la
obtención de este recurso. Esta empresa ubicada en Bogotá, se encargará de llevar la
soda cáustica directamente a la planta de tratamiento por medio de carro tanques
especiales para el transporte de este tipo de producto.
Hidrocarburos: los proveedores de hidrocarburos necesarios en el proceso de extracción
del bitumen, son las refinerías; las cuales lo suministran por medio de poliductos o carro
tanques. Para esta región la refinería proveedora será la de Apiay debido a su
capacidad y a su cercanía a la planta. En la región del Río Guejar no existe
infraestructura de poliductos, lo que hace necesario transportar el producto por medio de
carro tanques.
Hidrógeno: este compuesto es gaseoso y se transporta en tanques. La empresa en
encargada de suministrar este recurso es AGA la cual se encargará de llevar el producto
directamente a la planta. También se plantea la posibilidad de hacer una alianza
estratégica con los proveedores que suministran estos recursos a las refinerías.
Nitrógeno: El nitrógeno es el componente principal de la atmósfera terrestre (78,1% en
volumen) y se obtiene para usos industriales de la destilación del aire líquido. Este
107 •
compuesto será suministrado por la empresa OXIORIENTE LTDA. reconocida en la
industria petrolera y ubicada en Yopal (Casanare). Esta empresa se encarga de llevar el
producto directamente a la planta de tratamiento a través de carro tanques.
Energía eléctrica: como se menciono en el capítulo de localización la empresa
encargada de proveer este recurso en la región es EMSA (Electrificadora del Meta S.A.
E.S.P.), la cual se convierte en una buena opción para el suministro de este recurso
para la planta. Sin embargo no se descarta la posibilidad de instalar una planta de
energía propia exclusiva para esta planta.
Planta de Tratamiento de Sogamoso
En esta planta de tratamiento se realiza el proceso de extracción del bitumen de las reservas de
Arenas Bituminosas de Sogamoso por medio del método In Situ. A continuación se plantean los
canales de aprovisionamiento de cada uno de los recursos vitales para llevar a cabo las
operaciones en esta planta.
•
•
•
•
•
Agua: al no contar Sogamoso con un río caudaloso en sus alrededores, se considera la
opción de realizar convenios con el Acueducto de Boyacá para el suministro de este
recurso. Las instalaciones necesarias para llevar a cabo este proceso son bombas de
extracción y tubería de transporte. Dentro de la planta de tratamiento se cuenta con la
infraestructura necesaria para tratar el agua y reutilizarla las veces que lo permita el
proceso.
Gas Natural: la empresa encargada de proveer este recurso en la región es Gas Natural
Cundiboyacense S.A. E.S.P., la cual cuenta con los gasoductos necesarios para
distribuir el recurso en donde se localiza la planta de tratamiento.
Hidrocarburos: Al igual que para la planta de Río Guejar, el proveedor de este recurso
será la refinería de Apiay debido a su cercanía y a su capacidad. En esta región no hay
poliductos para transportar el producto, por lo tanto se debe hacer por medio de carro
tanques.
Hidrogeno: Al igual que para la planta de tratamiento de Río Guejar este compuesto será
suministrado por la empresa AGA. Esta se encarga de llevar el producto directamente a
la planta en tanques especiales para este fin.
Nitrógeno: Este compuesto será suministrado por la empresa OXIORIENTE LTDA.
reconocida en la industria petrolera. Esta empresa se encargará de llevar el producto
directamente a la planta de tratamiento a través de carro tanques.
Energía eléctrica: La compañía EBSA (Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.) se
encarga de generar y distribuir energía eléctrica a todo el departamento incluida la
región donde se localiza la planta. La distribución de este recurso se hace por medio de
la red eléctrica de la zona.
108 Planta de Tratamiento Río Nare
En la planta de tratamiento del Río Nare se realiza el proceso de extracción del bitumen por
medio del método In Situ. A continuación se plantean los canales de aprovisionamiento de cada
uno de los recursos vitales para llevar a cabo las operaciones en esta planta.
•
•
•
•
•
•
Agua: El agua necesaria en esta planta será extraída del Río Nare debido a su gran
afluencia. Las instalaciones que permiten llevar este recurso hasta el proceso se
encuentran dentro de la planta de tratamiento como las bombas de extracción, la tubería
de transporte.
Gas Natural: la empresa Gas Natural Cantabria ESP es la encargada de distribuir este
recurso en la región donde se localiza la planta. Esta empresa será la proveedora de
este recurso ya que cuenta con la infraestructura necesaria (gasoductos).
Hidrocarburos: El suministro de este recurso lo hará la refinería de Barrancabermeja
debido a su cercanía y capacidad. En esta región existen poliductos que conectan la
refinería con la zona donde se localizará la planta, por lo tanto se puede usar este medio
para transportar los hidrocarburos.
Hidrogeno: este compuesto será suministrado por la empresa AGA, líder en el
abastecimiento de este tipo de productos. Como se menciono anteriormente le producto
llega directamente a la planta por medio de tanques especiales para este fin.
Nitrógeno: al igual que para las plantas de Río Guejar y Sogamoso, la empresa
encargada de suministrar este recurso será OXIORIENTE LTDA., ya que es líder en el
sector de suministro de este tipo de productos.
Energía eléctrica: este recurso lo suministrará la empresa ESSA (Electrificadora de
Santander S.A. E.S.P.), ya que cuenta con la infraestructura y capacidad eléctrica en la
región.
109 12. CADENA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN
COLOMBIA
Para identificar la cadena estratégica de valor para la explotación de arenas bituminosas en
Colombia, se debe caracterizar dicha cadena en cada una de las plantas de tratamiento del
país.
Algunos de los eslabones de la cadena de valor aplican de igual forma a cada planta de
tratamiento lo cuales se explican a continuación (en las figuras de la cadena de valor para cada
planta se encuentran de color amarillo):
•
Servicio: Para efectos de este trabajo, no aplica ya que hasta el momento se está
caracterizando la cadena y no se tienen los términos y condiciones establecidos con los
clientes (refinerías).
•
Realización: Se encarga de las logística de compras (términos de negociación) que
apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en cada aspecto tanto directo
(compras de material productivo para que la extracción del bitumen se realice
satisfactoriamente con altos niveles de calidad) como indirecto (materiales de apoyo que
no tienen que ver directamente con el proceso de extracción como camiones, material
de oficina, etc.)
•
Desarrollo de tecnología: Para el desarrollo de este proyecto en Colombia se deberá
buscar contar con la asesoría de empresas dedicadas a este tipo de negocio como
Syncrude en Canadá de las cuales se puede aprovechar su conocimiento (know how) y
procedimientos adaptándolos al país como se ha mostrado en el desarrollo de este
trabajo.
•
Gestión de Recursos Humanos: La contratación y entrenamiento establecidos para este
tipo de procesos productivos, deberá ser planteada en el momento de decidir cuál será
la producción mensual y las capacidades necesarias que debe tener cada persona para
desarrollar el proceso de manera óptima. Sin embargo, como caracterización de los
perfiles profesionales necesarios en las plantas de tratamiento se tienen:
-
Geólogos
Ingenieros (civiles, químicos, mecánicos, de petróleos e industriales)
Mano de obra calificada en el manejo de maquinaria pesada, conductores,
maquinistas (encargados de los equipos de alta tecnología).
Para el funcionamiento general de una compañía encargada de la extracción de las
Arenas Bituminosas se deberán tener psicólogos, administradores de empresas,
110 publicistas, trabajadores sociales entre otros que permitan el funcionamiento
administrativo y el bienestar de los empleados.
Los eslabones diferenciadores de la cadena de valor entre cada planta de tratamiento son:
Planta de Tratamiento Río Guejar
En la Figura 51 se muestran lo diferentes aspectos de la cadena estratégica de valor para la
planta de tratamiento de Río Guejar que se explican a continuación:
•
Infraestructura de la planta: En este caso se habla específicamente de la infraestructura
física necesaria para la operación de la planta ya que los demás términos que hacen
parte de la infraestructura general (como financiación, planificación y relación con
inversores) dependería de los términos en que la entidad que decida ejecutar este
proyecto los defina. Por lo tanto la infraestructura física de la planta de tratamiento del
Río Guejar cuenta con: celdas de flotación, unidades de destilación al vacío, estación de
hidrotratamiento y coquizadores. Los equipos necesarios son: bombas y tubos de
inyección y extracción y torres de enfriamiento; en cuanto a la maquinaria, palas
hidráulicas y eléctricas, trituradoras, bulldozers, retroexcavadoras, volquetas, bandas
transformadoras, cargadores, tolvas y harneros giratorios.
•
Logística externa: Para la distribución del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas,
se propuso utilizar la infraestructura existente a los alrededores de la planta de Río
Guejar dando como resultado que la mejor opción es la utilización de transporte
multimodal primero con carro tanques que recojan el crudo en la planta y lo transporten
hasta la estación de bombeo de Chichimene que se encargará de llevar el crudo por
medio de oleoductos hasta le refinería de Apiay.
•
Logística Interna: Las empresas que se encargarán de suministrar los recursos
necesarios para la operación de esta planta de tratamiento son: PROMIGAS (gas
natural), BRINSA (Soda cáustica),
Refinería de Apiay (Hidrocarburos), AGA
(Hidrógeno), OXIORIENTE (Nitrógeno) y EMSA (energía eléctrica). Para el agua, se
propone la extracción del río Guejar y las instalaciones para dicha extracción se
encontrarán dentro de la planta de tratamiento.
•
Operaciones: En la planta de tratamiento de Río Guejar, se tienen dos procesos, el
primero proviene de las reservas de Florencia y San Vicente donde se extraen dichas
arenas con el método a Cielo Abierto y el segundo es el método In Situ de donde se
extrae directamente el bitumen de la reserva de Río Guejar. Por este motivo, las
operaciones realizadas para las arenas de esta planta de tratamiento son:
111 o
o
Cielo Abierto: Remoción de estériles, extracción de arenas, extracción de
bitumen, separación primaria
In Situ: Inyección y extracción y procesamiento de la mezcla.
Los procesos de
métodos.
tratamiento de espuma y mejoramiento son aplicados a los dos
• Mercadotecnia y ventas: Al ser una propuesta de cómo deberían ser los eslabones de la
cadena de valor, en el aspecto de marketing y ventas se deben tener en cuenta las
aplicaciones y usos que se le deberían dar al crudo extraído de las Arenas Bituminosas,
para el caso del crudo extraído de la Planta de Tratamiento de Río Guejar, el crudo
deberá ser transformado en asfalto, ACPM, bencina y gasóleo ya que éstos son los
productos en los cuales se enfoca la producción de la refinería de Apiay. Estos
productos son utilizados en la industria de la construcción, combustibles y fármacoquímica.
Al considerar que el crudo extraído de las reservas de Florencia y San Vicente pueda
ser transformado en la refinería de Orito, los productos que saldrían a exportación son:
Gasolina regular, queroseno, ACPM, bencina y combustóleo.
112 Figura 51. Cadena de Valor para la Planta de Tratamiento del Río Guejar
Fuente. Autores (2009)
la planta: Geólogos, ingenieros, maoo de obra ca l ~K: ad a en el m anejo de maquinaria pesad a, conductores,
para empresa enc arg ad a de la planta: PSK:ólogos, ad ministrad ores de empresas, publK:istas, trabajad ores
entre otros que perm~an el funcionamiento ad m inistratM> y el bienestar de los emplead os.
DESARROLLO DE
Utilización
aprovechaminto de krlow OOW de otras compañías con experiencia en esta clase de proyectos, adaptando a las
pais, ciertos procedimientos y bueflOS manejos en los procesos de extracción del bilumen de las Arenas B~umioosas
Se refiere a la logistK:a de compras (térmiflOs de negociación) que apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en compras de
material directo e ind irecto
OPERACIONES
LOGíSTlCA INTERNA
Cielo Abierto Remoción
MARKETlNG Y
VENTAS
Los pro veedores son: de estériles, extracción L OGíSTlCA EXTERNA
de arenas, extracción
Enfoc ar la
PROMIGAS (gas
transformació n de las
de bit umen, separacrón
natural ), BRINSA
Infraestructura petrolera
arenas bitu minosas en
p~M
(Soda cáustica ),
y vial del país
la refi neria de Apiay
In Situ: Inyección y
Refinería de Apiay
(uUizac ión de
a asfalto, AC PM,
extracción,
oleoductos y
(Hidrocarburos), AGA
benci na y gasóleo
procesamiento de la
c arreteras). Transporte para la cosntrucc lo n,
(Hidrógen o),
mezcla
c ombustibles y la
mu ltimodal
OXIORIENTE
(Aplicado a los dos
industria farmaco (Nitrógen o) y EMSA
métodos) Tratamiento
química
(energía eléctrica ).
de espuma,
meiorarntento.
113 SERVICIO
NlA
Planta de Tratamiento Río Nare
En la Figura 52 se muestran lo diferentes aspectos de la cadena estratégica de valor para la
planta de tratamiento de Río Nare que se explican a continuación:
•
Infraestructura de la planta: En este caso se habla específicamente de la infraestructura
física necesaria para la operación de la planta ya que los demás términos que hacen
parte de la infraestructura general (como financiación, planificación y relación con
inversores) dependería de los términos en que la entidad que decida ejecutar este
proyecto los defina. Por lo tanto la infraestructura física de la planta de tratamiento del
Río Nare cuenta con: celdas de flotación, unidades de destilación al vacío, estación de
hidrotratamiento y coquizadores. Los equipos necesarios son: bombas y tubos de
inyección y extracción y torres de enfriamiento; la maquinaria es utilizada sólo una vez
en la remoción de estériles pero no hace parte de la operación habitual de la planta por
lo cual no se tienen en cuenta.
•
Logística externa: Para la distribución del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas,
se propuso utilizar la infraestructura existente a los alrededores de la planta de Río
Guejar dando como resultado que la mejor opción es la utilización de la red de
oleoductos en esta región donde la estación de bombeo de Sebastopol se encargará de
transportar por medio de oleoductos el crudo hasta la refinería de Barrancabermeja.
•
Logística Interna: Las empresas que se encargarán de suministrar los recursos
necesarios para la operación de esta planta de tratamiento son: Gan Natural Cantabria
ESP (gas natural), refinería de Barrancabermeja (hidrocarburos), AGA (Hidrógeno),
OXIORIENTE (Nitrógeno) y la Electrificadora de Santander ESSA (energía eléctrica).
Para el agua, se propone la extracción del Río Nare y las instalaciones para dicha
extracción se encontrarán dentro de la planta de tratamiento.
•
Operaciones: La operación planta de tratamiento de Río Nare está definidas por el
método de extracción in Situ, en el cual se tienen los siguientes procesos para la
extracción del bitumen de la profundidad: Inyección y extracción, procesamiento de la
mezcla, tratamiento de espuma y mejoramiento.
• Mercadotecnia y ventas: Es la forma en que se va a convencer a las refinerías que el
crudo extraído de las Arenas Bituminosas cumple con las características de calidad
esperadas, que se vea como una buena opción de crudo no convencional. Para la
planta de tratamiento de Rio Nare, se tiene que la refinería de Barrancabermeja produce
el 98% del mercado interno de combustibles del país (dentro de los cuales se
encuentra: Gasolina motor extra y corriente, bencina, cocinol, diesel, queroseno, jet-A,
114 avigás, gas propano, combustóleo, azufre, ceras parafínicas, bases lubricantes,
polietileno de baja densidad, aromáticos, asfalticos, alquilbenceno, ciclohexano,
disolventes alifáticos, entre otros refinados), para los cuales el crudo extraído de las
Arenas Bituminosas es apto de refinar y convertir en dichos productos. Gracias a la
variedad de productos que se dan en esta refinería, el mercado es muy amplio para el
crudo extraído de las Arenas Bituminosas de la planta de tratamiento de Río Nare.
115 Figura 52. Cadena de Valor para la planta de tratamiento de Río Nare
Fuente. Autores (2009)
GESTlON DE RECURSOS HUMANOS
RRHH operacófl de la planta: Geólogos, ir.gen~ros. mano de obra cal~K:ada en el m anejo de maquinar~ pesad a, woouclores,
maquini stas. RRHH pa ra empresa encarg ad a de k'l planta: psicólogos, ad min istradores de empresas, putJ.IK:islas, trabajadores
5OCia~S entre olros que perm~af1 el funcionamiento administratrvo y el biene star de Jos emp~ados_
DESARROLLO DE TECNOLOGíA
Utilización y aprovechamfnto de know how de olras compai'ifas con eXpefleocia en esta ctase de proyectos, ad aptaodo a las
I
ciertos procedimientos y tJ.ueoos mar.ejos en los procesos de extraccKlf1 del t>itumen de las Arenas B~lJmfoosas
REALIZACiÓN
Se refiere a la logislK:3 de compras (términos de negociación) Que apoya la realiz ación del proceso de la plata de tratamiento en compras de
material directo e irodireclo
LOGíSTICA INTERNA
MARKETlNG Y
Gas Natural Canlabria
VENTAS
ESP (gas natural),
OPERACIONES
LOGíSTlCA EXTERNA
refiroeria de
Aprovechar la
capacidad de la
Barran cabermeja
tn S~u
refineria de
Illfraeslructura petrolera
(hidrocarburos), AGA
Remocián de estériles,
Barrarlcabermeja
(Hidrógen() ,
(utilización de
Inyección y exlracóán,
para producir tooos
OXIORIENTE
o~uctos)
procesamiento de la
los derivados del
( N~rógefl() y la
Estación de oombeo de
petróleo ya que las
m ezcla, tratam~to de
El&triflca dora de
Seb<lstopo l a refinería
propieda des del crudo
espuma y
de Bammcabelmeja
Santander ESSA
extraido de las Areflils
mejoramiento
(er.erg ia eléctrica).
B~uminosas lo
Agua: Extraccián del
pemüle
Rio Nare
116 SERVICIO
NlA
Planta de Tratamiento de Sogamoso
En la Figura 53 se muestran lo diferentes aspectos de la cadena estratégica de valor para la
planta de tratamiento de Sogamoso que se explican a continuación:
•
Infraestructura de la planta: La infraetsructura fpisica de la planta de tratamiento de
sogamoso cuenta con: celdas de flotación, unidades de destilación al vacío, estación de
hidrotratamiento y coquizadores. Los equipos necesarios son: bombas y tubos de
inyección y extracción y torres de enfriamiento; la maquinaria es utilizada sólo una vez
en la remoción de estériles pero no hace parte de la operación habitual de la planta por
lo cual no se tienen en cuenta.
•
Logística externa: Para la distribución del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas,
se propone utilizar la infraestructura existente a los alrededores de la planta de
tratamiento de Sogamoso dando como resultado que la mejor opción es realizar dicho
transporte de forma multimodal mediante la combinación de carro tanques y oleoductos
de la siguiente forma: los carro tanques transportan el crudo desde la planta de
tratamiento hasta la estación de bombeo de Cusiana, la cual por medio de oleoductos
transportará dicho crudo hasta la refinería de Apiay.
•
Logística Interna: Las empresas que se encargarán de suministrar los recursos
necesarios para la operación de esta planta de tratamiento son: Gas Natural
Cundiboyacense (gas natural), refinería de Apiay (Hidrocarburos), AGA (Hidrógeno),
OXIORIENTE (Nitrógeno), EBSA (energía eléctrica). Con respecto al suministro de
agua, se considera la opción de realizar convenios con el Acueducto de Boyacá para el
suministro de este recurso.
•
Operaciones: La operación planta de tratamiento de Sogamoso está definidas por el
método de extracción in Situ, en el cual se tienen los siguientes procesos para la
extracción del bitumen de la profundidad: Inyección y extracción, procesamiento de la
mezcla, tratamiento de espuma y mejoramiento.
•
Mercadotecnia y ventas: Para el caso del crudo extraído de la Planta de Tratamiento de
Sogamoso, el crudo deberá ser transformado en asfalto, ACPM, bencina y gasóleo ya
que éstos son los productos en los cuales se enfoca la producción de la refinería de
Apiay. Estos productos son utilizados en la industria de la construcción, combustibles y
fármaco-química.
117 Figura 53. Cadena de valor de planta de tratamiento de Sogamoso
Fuente. Autores (2009)
GESTlON DE RECURSOS HUMANOS
RRHH operación de la planta: Geólogos, ingenieros, maJlO de obra ca l ~ic ad a en el manejo de maqu inaria pesada, conductores,
maquinistas. RRHH para empresa eJlC arg ad a de la planta: psicólogos, ad ministrad ores de empresas, publicistas, trabajad ores
socia~s entre otros Que perm~an el fUJlC Kmamiento ad ministrativo y el bienestar de los emp~ad os.
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~------------------------~------------------~
DESARROLLO DE TECNOLOGíA
Utilización y aprovechaminto de know how de otras compañias con experieJlCia en esta clase de proyectos, adaptando a las
pais, ciertos procedimientos y buenos manejos en los procesos de extracción del Mumen de las Arenas B~uminosas
REALIZACiÓN
Se refiere a la logística de compras (térmiJlOs de negociación) Que apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en compras de
material directo e indirecto
LOGíSTICA INTERNA
MARKETING Y
VENTAS
Gas Natural
OPERACIONES
LOGíSTICA EXTERNA
Cundiboyacense (gas
Enfocar la
natural), refineria de
In Situ
transformación
de las
Apiay (Hidrocarburos), Remoción de estériles, Infraestructura petrolera arenas bituminosas en
y vial del país
AGA (Hidrógeno),
la refirJeria de Apiay
Inyección y extracción,
(utilización de
a asfalto, ACPM ,
procesamiento de la
OXIORIENTE
oleoductos y
bencina y gasóleo
mezcla, tratamiento de
(Nitrógeno), EBSA
carreteras). Transporte para la cosntrucclo n,
esptJma y
(energia eléctrica).
multimadal
combustibles y la
mejoramiento.
Agua: convenios con
industria farmaco el Acueducto de
Química
Boyacá
118 SERVICIO
NlA
13. CONCLUSIONES
¾
Los procesos de producción de cada una de las reservas del país son diferentes. Para la
Reserva de Florencia y San Vicente el método de explotación debe ser Cielo Abierto ya que
las arenas se encuentran sobre la superficie, a menos de 100 metros de profundidad. En
las reservas de Río Guejar, Río Nare y Sogamoso el método de explotación deber ser In
situ puesto que las arenas se encuentran en la profundidad.
¾
Se deben instalar tres plantas de tratamiento y mejoramiento del Bitumen. La planta
principal se encontrará en cercanías a la reserva del Río Guejar; esta planta será de
separación y mejoramiento del Bitumen de las reservas de San Vicente y Florencia. Las
otras dos plantas se encontrarán en las reservas de Sogamoso y Río Nare las cuales serán
exclusivas para mejoramiento del Bitumen.
¾
La distribución del bitumen extraído de la planta de Río Guejar debe ser realiza por medio
del transporte multimodal; se utilizan carro tanques desde la planta hasta la estación de
bombeo de Chichimene donde el crudo pasa a ser transportado en oleoductos hasta la
refinería de Apiay.
¾
El transporte del crudo extraído de la planta de Río Nare debe ser por medio de los
oleoductos que existen en esta región del país, desde la planta de tratamiento hasta la
refinería de Barrancabermeja.
¾
El crudo extraído de la planta de tratamiento de Sogamoso debe ser por medio de carro
tanques hasta la refinería de Apiay.
¾
Para el aprovisionamiento de cada una de las planta de tratamiento se deben utilizar los
recursos disponibles e instalados en cada región.
¾
En la planta de tratamiento de Rio Guejar el agua necesaria será extraída de dicho río, En
cuanto a energía eléctrica y gas natural, las compañías EMSA y PROMIGAS
respectivamente se encuentran operando en el departamento del Meta supliendo de estos
recursos a la planta.
¾
En la planta de tratamiento propuesta en Sogamoso el aprovisionamiento del agua se debe
hacer por medio del acueducto de Boyacá. Las compañías EBSA y GAS NATURAL
CUNDIBOYACENSE son las adecuadas para proveer a la planta de Energía eléctrica y gas
natural respectivamente.
¾
En la planta de tratamiento del Río Nare el aprovisionamiento del agua será por medio de
dicho río. Las empresas ESSA y GAS NATURAL CANTABRIA se podrían encargar del
119 aprovisionamiento de electricidad y gas natural ya que son las encargadas de suplir a todo
el departamento de Santander.
120 14. RECOMENDACIONES
¾
En las reservas de Florencia y San Vicente, se debe usar el método de explotación a Cielo
Abierto para extraer las Arenas Bituminosas por lo tanto la maquinaria a usar deber ser:
palas hidráulicas y eléctricas, trituradoras, bulldozers, retroexcavadoras, volquetas, bandas
transformadoras, cargadores, tolvas y harneros giratorios.
¾
Las reservas de Río Guejar, Río Nare y Sogamoso, donde se utilizará el método de
extracción In Situ, las plantas de tratamiento deben contar con celdas de flotación y
unidades de destilación con ayuda de equipo especializado como bombas, tubos de
inyección y extracción, y torres de enfriamiento.
¾
Para el transporte del crudo extraído de las reservas de Arenas Bituminosas en Colombia,
se debe tener en cuenta la posibilidad de realizar el transporte por barcos en los ríos del
país (transporte fluvial) con el fin de aprovechar la infraestructura y los recursos naturales
que se tienen. El principal río a evaluar debe ser el río Magdalena ya que su extensión es
importante en el país y en dicho río se transportan varios productos para el comercio
interno.
¾
Si se busca que el crudo extraído de las Arenas Bituminosas sea específicamente para
Combustibles, llevar este crudo a la refinería de Orito sería la mejor opción ya que esta se
encarga de obtener este tipo de productos. Se debe evaluar el transporte ya que no hay
infraestructura adecuada para llegar a este punto.
121 15. GLOSARIO
ASFALTO: Betún negro, sólido residuo de la destilación natural del petróleo.
BITUMEN: mezcla de líquidos orgánicos altamente viscosa, negra, pegajosa; compuesta
principalmente por hidrocarburos.
COQUEFACCION: convertir la hulla en coque.
COQUE: carbón procedente de la destilación o la combustión incompleta de la hulla.
CRAQUEO CATALÍTICO: proceso en el cual un catalizador en forma de microesferas quiebra
las moléculas pesadas de hidrocarburo
CRAQUEO TÉRMICO: proceso químico por el cual se quiebran moléculas de un compuesto
utilizando como medio el calor y la presión.
DUMPER: Término en inglés utilizado en la industria de minería y construcción para referenciar
camiones y volquetas.
HIDROCARBURO: Cada uno de los compuestos químicos resultantes de la combinación del
carbono con el hidrógeno.
HULLA: tipo de carbón mineral, dura y quebradiza, estratificada, de color negro y brillo mate o
graso
SURFACTANTE: sustancia que influyen por medio de la tensión superficial en la superficie de
contacto entre dos fases (dos líquidos insolubles uno en otro).
SUPERFICIE HIDROFOBADA: que no permite la adherencia de las partículas de agua
TIRO DE AIRE: Flujo de corriente de aire
122 16. BIBLIOGRAFÍA
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