Subido por Camila Burgos

Trabajo Final

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6. Orimulsiones
Son emulsiones estables que resultan de la combinación de 70% de bitumen de 710 API y 30% de agua con una mezcla especial de surfactantes, el cual se adiciona
para estabilizar al emulsionante y evitar la separación entre el bitumen y el agua1.
Uno de los factores más importantes que permiten que la orimulsión logre su alta
eficiencia del 99,9% es el pequeño tamaño de las gotas de bitumen en la emulsión,
las cuales deben ser aproximadamente de 20 micrones y estar distribuidas en forma
pareja en el agua.
Las ventajas de la orimulsión en comparación a otras fuentes energéticas son:

Contiene un valor calorífico muy comparable al del carbón fósil.

Después del gas, es el combustible más limpio; bajas emisiones de CO2.

Es un combustible líquido que puede ser transportado fácilmente.

Grandes reservas en la faja petrolífera del Orinoco.
6.1 Factores que determinan la estabilidad de la orimulsión
6.1.1 Temperatura
Evitar temperaturas cercanas a los puntos de ebullición y de congelación del agua.
Por encima de los 80°C el fluido se acerca a la zona de inversión de fases, asociada
con el punto de nube del surfactante utilizado y este presenta menor efectividad,
como consecuencia las pequeñas gotas de bitumen comienzan a coalescer.
Asimismo, temperaturas inferiores a los 30°C, no son recomendables debido a que
la viscosidad del producto aumenta a valores inaceptables para su manejo2.
VESSURI, Hebe y CANINO, María Victoria. Restricciones y oportunidades en la conformación de
la tecnología. El caso de la Orimulsión. [En línea]. Organización de Estados Iberoamericanos.
(Recuperado el 1 agosto 2019). Disponible en https://www.oei.es/historico/salactsi/orimulsion.
1
URBANEJA, Sixto. Orimulsión. [En línea]. (Recuperado el 1 agosto 2019). Disponible en
https://cutt.ly/iwddzs5.
2
6.1.2 Esfuerzo cortante
Las altas tasas de corte disminuyen el tamaño de las gotas de bitumen, aumentando
su área superficial. Cuando la cantidad de surfactante no es suficiente para cubrir
este incremento de superficie, se produce desestabilización en la orimulsión.
Adicionalmente, se deben evitar tasas de cote mayores de 500 s-1 o bombas con
capacidades superiores a los 1800 rpm, con el fin de prevenir la reducción en el
tamaño de las gotas y la ruptura de la emulsión3.
6.1.3 Caída de presión
Se deben evitar abruptas caídas de presión, superiores a los 100 psi, con el fin de
prevenir una disminución en el tamaño de gotas y la desestabilización de la
orimulsión.
7. Agentes reductores de viscosidad
7.1 Dilución
Consiste en mezclar un crudo pesado con hidrocarburos livianos o con un solvente
en una proporción que permite su movimiento a través de tuberías en condiciones
económicamente aceptables, generando una disminución en la viscosidad y la
densidad del crudo original 4. Los diluentes más utilizados son crudos livianos, nafta,
gasolina natural, querosén, entre otros.
La viscosidad de la mezcla está determinada por la tasa de dilución, así como las
viscosidades y densidades del crudo pesado o bitumen y los diluentes. La dilución
para mejor el transporte por oleoductos requiere dos tuberías, una para el curdo y
otra para los diluentes y la cantidad de diluente requerido para crudo pesado está
URBANEJA, Sixto. Orimulsión. [En línea]. (Recuperado el 1 agosto 2019). Disponible en
https://cutt.ly/iwddzs5.
3
4
CUBIDES ROJAS, Laura Natalia y PEÑA SÁNCHEZ, Paula Jimena. Sensibilidades de las variables
operacionales en el transporte de crudo pesado. 2009. p. 9.
en un rango de 0-20%, mientras que para el bitumen es de 25-50%. En la Figura #
se muestra un esquema del transporte por dilución y recuperación del diluente.
YACIMIENTO
PUNTO DE DESTINO
Oleoducto
Crudo tratado
Recuperación de
diluente
Mezcla de crudo
y diluente
Diluente
Figura #. Transporte por dilución y recuperación del diluente.
Fuente: QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento
y transporte de crudo pesado a través de oleoducto. 2012. p. 41-66. [En línea].
Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
7.1.1 Ventajas
-Reduce el consumo de energía eléctrica
-Mejora el desplazamiento de fluidez en la línea de producción
7.1.2 Desventajas
-Generalmente tanto los diluentes como su transporte y almacenamiento son
costosos
-Es necesario contar con fuentes seguras de abastecimiento del diluente y en las
cantidades requeridas
-Se debe contar con un sistema de inyección de diluente que posea bombas, líneas,
múltiples, equipos de medición y control, lo que implica un gasto inicial y
mantenimiento apreciable5
7.2 Aumento de temperatura: Heating.
Uno de los métodos más utilizados para reducir la alta viscosidad del crudo pesado
y extrapesado en varios ordenes de magnitud y mejorar su fluidez durante el
transporte es el aumento de la temperatura. Este método implica precalentar el
crudo seguido por subsecuentes calentamientos de la tubería para mejorar su
movilidad. Sin embargo, el calentamiento del crudo incluye una cantidad
considerable de energía y costos, además, que se presentan problemas de
corrosión 6.
Durante el transporte se pierde calor, lo que causa que la temperatura disminuya y
en consecuencia la viscosidad y caída de presión aumenten, por esta razón es
necesario contar con estaciones de recalentamiento en el oleoducto, utilizar
aislantes o instalar chaquetas térmicas en la tubería. De esta manera, se mantiene
la temperatura y viscosidad del crudo en el rango apropiado para el transporte.
7.3 La emulsificación del crudo pesado en agua
Una emulsión es una mezcla de dos o más líquidos inmiscibles, una de las cuales
está dispersa en la otra y la cual es estabilizada por un surfactante. Las emulsiones
ocurren naturalmente durante la producción y transporte de crudo por tuberías,
principalmente de agua en aceite (W/O) y emulsión doble como el aceite-en-aguaen-aceite (O/W/O) con tamaños de gota en orden de micras, ver Figura #. La
QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento y transporte de crudo
pesado a través de oleoducto. 2012. p. 23-24. [En línea]. Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
5
GAVIRIA VEGA, Ana Milena y ROMERO ZAFRA, Elena María. Factibilidad económica del acople
de los mecanismos de dilución y calentamiento para mejorar el transporte de crudo pesados en
líneas de tuberías. 2017. p. 14.
6
formación de emulsión de aceite-en-agua ha sido una técnica alternativa de mejorar
la fluidez pesada del crudo a través de tuberías. En esta tecnología, el crudo pesado
se emulsiona en agua y se estabiliza con la ayuda de tensioactivos. El aceite se
dispersa en el agua en forma de gotas con la ayuda de surfactantes y se produce
una emulsión estable de aceite en agua con viscosidad reducida7.
Agua
Aceite
O/W
W/O
W/O/W
Figura #. Emulsiones generadas en producción y transporte de petróleo
Fuente: HART, Abarasi. A review of technologies for transporting heavy crude oil
and bitumen via pipelines. En: Journal of petroleum exploration and production
technology. 2013, vol. 4, no. 4, p. 329-334.
7.4 Aditivos reductores de arrastre (DRA).
Cuando los fluidos son transportados por tubería, la fuerza que se debe superar
para conducir el fluido a través de la tubería se define como la fuerza de arrastre.
Esta resistencia es el resultado de tensiones en la pared (debido a la cizalladura del
fluido), provocando una caída de presión en el fluido. A causa de esta caída de
7
HART, Abarasi. A review of technologies for transporting heavy crude oil and bitumen via pipelines.
En: Journal of petroleum exploration and production technology. 2013, vol. 4, no. 4, p. 333.
presión, el fluido debe ser transportado con presión suficiente para conseguir el
rendimiento deseado.
La función de los aditivos es suprimir el crecimiento de los remolinos turbulentos,
generados por la absorción de la energía liberada en la descomposición de las
capas laminares, reduciendo la fricción cerca de las paredes de la tubería y dentro
del núcleo del fluido turbulento durante el transporte, lo cual resulta en un mayor
caudal a una presión constante de bombeo8.
Los agentes reductores de arrastre se dividen en tres grupos principales:
surfactantes, fibras y polímeros. Los surfactantes reducen la tensión superficial de
un líquido, mientras que las fibras y polímeros se orientan en la dirección principal
del flujo, lo que limita la aparición de remolinos, que se traduce en reducción de
arrastre.
Los problemas más comunes que se presentan con el uso de aditivos reductores
de arrastre incluyen la tendencia de estos a separarse cuando se almacena, la
dificultad para disolverlos en el crudo pesado y la degradación por cizallamiento
cuando se disuelven en el crudo, adicionalmente, determinar la concentración
requerida para mantener una caída de presión constante es bastante complejo9.
8. Blending
Es una mezcla de diferentes corrientes de distintos campos que combina las
propiedades en cuanto a la gravedad API, contenido de azufre, contenido de sal,
etc, para así mejorar el flujo en las tuberías de transporte.
9. Flujo anular
Otra tecnología de transporte de crudo pesado por tubería se basa en el desarrollo
de un flujo anular-central (CAF) para reducir la caída de presión en la tubería a
8
HART. Op. cit, p. 333.
9
Ibíd., p. 334.
causa de la fricción. Este método consiste en la introducción de una película delgada
de agua o solución acuosa adyacente a la pared interior de la tubería, el fluido
núcleo interno es el crudo pesado (ver Figura ##), lo que conlleva a un gradiente de
presión longitudinal reducido y una caída de presión total similar al del agua en
movimiento10.
La cantidad de agua requerida es de un 10-30%, lo que implica que la caída de
presión a lo largo de la tubería depende poco de la viscosidad del crudo, pero
depende bastante de la viscosidad del agua. Sin embargo, este método aún
presenta muchos problemas debido a la inconsistencia de la película de agua, ya
que el crudo tiene a adherirse a la pared de la tubería, lo que conlleva a una
restricción y bloqueo del sistema de flujo.
Fluido
lubricante
Crudo
Figura ##. Flujo anular
Fuente: CUBIDES ROJAS, Laura Natalia y PEÑA SÁNCHEZ, Paula Jimena.
Sensibilidades de las variables operacionales en el transporte de crudo pesado.
2009. p. 8-10.
10
CUBIDES y PEÑA. Op. cit, p. 10.
10. Upgrading
Consiste en modificar la composición del crudo para hacerlo más liviano y menos
viscoso. La ruta de mejoramiento de crudos pesados y residuos se realiza por dos
vías: a través de procesos de conversión mediante reacciones catalíticas por
conversiones mediante craqueo térmico11
10.1 Procesos de conversión por craqueo térmico
Son conocidos como tecnologías de rechazo de carbón basándose en temperatura
y presión; generalmente, la alimentación a este proceso se obtiene de una mezcla
de productos pesados, basados en los residuos procedentes de los procesos de
destilación. A continuación, se describen las tecnologías más utilizadas al
mejoramiento de crudo:
10.1.1 Viscorreducción
Es un proceso de craqueo por medio de temperatura que se aplica a los residuos
de la destilación atmosférica o al vacío, los cuales típicamente alcanzan una
conversión a gas, gasolina y gasóleo del orden de 10% a 50%, dependiendo de la
severidad del craqueo y de las características de la alimentación12.
Es importante resaltar que la conversión está limitada por las características de la
alimentación en cuanto al contenido de asfáltenos, sodio y el contenido de carbón;
es decir que para un elevado contenido de asfáltenos, resultará un bajo porcentaje
de conversión. De igual manera, para altos contenidos de sodio y también elevados
niveles de carbón, se puede incrementar la velocidad de coquización en los tubos
del horno.
Este proceso se realiza en una torre de fraccionamiento atmosférica y se obtienen
tres cortes principalmente: por cabeza se obtiene gas y una fracción de nafta, un
corte medio correspondiente a un gasoil ligero y por cola un residuo pesado. Como
11
QUINTERO. Op. cit, p. 41.
12
Ibíd., p. 43.
se observa en la Figura #, el corte de ligero se mezcla con el de cola para obtener
un producto mejorado (crudo sintético) con reducida viscosidad, el cual es el
principal objetivo del proceso. La ventaja de este método es su bajo costo
comparativo para reducir la viscosidad; sin embargo, la mejora en la calidad es
limitada13.
Gas
Condensador
Acumulador
Gasolina
Separador
gas-aceite
Alimentación
Vapor
Gas aceite
Calentador
Fraccionador
Producto de fondo
Figura #. Esquema del proceso de viscorreducción
Fuente: QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento
y transporte de crudo pesado a través de oleoducto. 2012. p. 41-66. [En línea].
Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
10.1.2 Coquización retardada
En la coquización retardada, la carga de alimentación, generalmente residuos de
torres atmosféricas de destilación, es transferida a grandes tambores que
proporcionan el tiempo de residencia necesario para permitir que las reacciones de
craqueo sean alcanzadas, como se observa en la Figura #. Inicialmente, el pesado
es alimentado a un horno, que calienta el residuo a altas temperaturas de 900-950°F
QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento y transporte de crudo
pesado a través de oleoducto. 2012. p. 41-66. [En línea]. Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
13
a presiones bajas de 25-30 psi y es diseñado y controlado para prevenir el
coquizado prematuro en los tubos del calentador. La mezcla se pasa del horno a
uno o más tambores de coquizador, donde la materia caliente se retiene
aproximadamente 24 horas a presiones de 25-75 psi, hasta que se craquee en
productos más ligeros. Los vapores de los tambores son enviados a un fraccionador
donde se separan el gas, nafta y los gasóleos 14.
Gas
Tambores de coque
Condensador
Acumulador
Gasolina
Separador gas-aceite
Vapor
Alimentación
Gas aceite
Fraccionador
Coque
Horno
Figura #. Esquema del proceso de coquización retardada
Fuente: DOMÍNGUEZ, Julio César. Transporte de crudo pesado a través de
oleoducto, Evaluación de diferentes tecnologías. Ingeniería Química No.465. 2008.
p. 54-65.
QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento y transporte de crudo
pesado a través de oleoducto. 2012. p. 41-66. [En línea]. Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
14
10.1.3 Desasfaltado por disolventes
El proceso se fundamenta básicamente en la separación (no-conversión) del asfalto
a través del lavado con disolvente, retirando de esta manera la parte más pesada
de crudo y obteniendo, en consecuencia, la mejora de su calidad. Este proceso de
separación de asfalto se instala normalmente aguas abajo de los procesos de
fraccionamiento atmosférico o de vacío para el mejoramiento del producto de cola.
El esquema general del proceso (ver Figura #) se mantiene para cualquier corriente
de crudo de cola proveniente de las torres atmosféricas o de vacío. La variante
radica en las características del crudo de alimentación, lo cual influye en la
selectividad de mezclas de disolventes y el correspondiente ajuste de las
condiciones operacionales. Los servicios básicos requeridos para el proceso son
principalmente vapor de agua (stripper), energía eléctrica y combustible (hornos), y
se generan tres productos principales: crudo desasfaltado para la venta, asfalto y el
agua agria (sulfurada)15.
Separador
Horno
Alimentación
Separadores
Extractor
Horno
Residuo
QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento y transporte de crudo
pesado a través de oleoducto. 2012. p. 41-66. [En línea]. Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
15
Figura #. Proceso de desasfaltado por disolventes
Fuente: DOMÍNGUEZ, Julio César. Transporte de crudo pesado a través de
oleoducto, Evaluación de diferentes tecnologías”. Ingeniería Química No.465. 2008.
p. 54-65.
10.2 Craqueo catalítico
El craqueo catalítico rompe las moléculas complejas de hidrocarburos en moléculas
más sencillas para aumentar la calidad y cantidad de productos más ligeros, más
deseables y disminuir la cantidad de residuos. Este proceso vuelve a arreglar la
estructura molecular de los hidrocarburos para convertir la alimentación de pesado
en fracciones más ligeras, tal como queroseno, gasolina, GLP, aceite para
calentamiento y productos de alimentación a la petroquímica16.
El craqueo catalítico es semejante al craqueo térmico excepto que en éste los
catalizadores facilitan la conversión de las moléculas más pesadas en productos
más ligeros. El uso de un catalizador en la reacción de craqueo aumenta el
rendimiento de productos de calidad mejorada bajo muchas condiciones
operacionales menos severas que en el craqueo térmico. Las temperaturas típicas
son de 850-950°F a mucho más bajas presiones 10-20 psi.
Los catalizadores utilizados en unidades de craqueo de refinería son materias
típicamente sólidas (zeolita, hidrosilicato de aluminio, arcilla tratada de bentonita,
bauxita y aluminio de sílice) que vienen en forma de polvos, de cuentas o pastillas
de moldeo. La instalación de una unidad de craqueo catalítico (CCU) para realizar
el mejoramiento del crudo requiere personal especializado en operaciones de
refinería y el manejo de importantes cantidades de catalizador, lo cual complicaría
sobremanera la operación de la planta dentro del yacimiento.
DOMÍNGUEZ, Julio César. Transporte de crudo pesado a través de oleoducto, Evaluación de
diferentes tecnologías”. Ingeniería Química No.465. 2008. p. 54-65.
16
11. Problemas operacionales durante el proceso de tratamiento
Cada proceso realizado en la búsqueda del mejoramiento del crudo a su vez puede
presentar diferentes problemáticas durante el proceso, entre las principales
encontramos:
Dilución: Depositación de asfáltenos, el condensado o el aceite liviano puede
provocar la precipitación y forman taponamientos en la tubería y al mismo tiempo
impide el trasporte optimo del crudo.
Calentamiento: Corrosión de tubería, esto se da por los niveles de calor tan
elevados a los que se lleva el aceite, al igual que las propiedades mismas del fluido
el cual provoca con el paso del tiempo gran corrosión.
Emulsión: Corrosión en la tubería por los surfactantes o aditivos que se utilicen.
Cuando el fluido llega a refinería o tanque de almacenamiento, se presenta un
problema de separación de emulsión para desactivar el surfactante y lograr separar
el agua del aceite.
Flujo anular: Corrosión de la tubería ocasionada por el agua, formación de
emulsiones W/O y estratificación del crudo en la tubería.
12. Casos de transporte de crudo pesado y extrapesado en campos
colombianos
El potencial de explotación de crudos pesados en Colombia es de aproximadamente
320 KBOPD. Los campos de producción de crudo pesado más importantes son:

El campo Nare-Teca con un potencial de producción de crudos pesados 70
KBOPD.

El campo rubiales con un potencial de producción de crudos pesados de 100
KBOPD

El campo Castilla con un potencial de producción de crudos pesados de 150
KBOPD17.
Los sistemas de producción y transporte actualmente utilizados incluyen métodos
tradicionales de producción:

En Castilla se utiliza la dilución como método de producción y transporte.

En el campo Nare se realiza inyección de vapor, y el transporte se realiza
gracias a la dilución con nafta.

En el campo Rubiales se están desarrollando tecnologías para emulsión del
crudo con estimulación inyección de vapor, y se están realizando pruebas
para utilizar combustión in situ y tecnología SAGD18.
Uno de los principales campos que produce crudo pesado y es necesario su
transporte por medio de un oleoducto es el campo Rubiales, el cual transporta su
crudo por el oleoducto de los Llanos Orientales y por muchos años ha usado la
técnica de dilución para hacer posible su transporte. Uno de los proyectos
implementados en este campo es el uso de emulsiones19.
Debido a la alta viscosidad del crudo proveniente de Castilla el objetivo es combinar
crudo de Chichimene, crudos livianos, condensados y el crudo del campo Castilla
para así hacer viable el proceso de transporte por oleoductos.
Este proyecto fue iniciativa del instituto colombiano del petróleo, el cual implemento
esta tecnología, inicialmente en el campo Chichimene se instalaron facilidades que
permiten la preparación de 40000 BPD de emulsión de crudo Castilla.
GÓMEZ RESTREPO, Enrique. Herramienta para la optimización de flujos de un crudo pesado
por el oleoducto bicentenario de Colombia bajo pronósticos de producción, precios de la canasta
de referencia y la tasa de cambio. 2012.
17
18
19
Ibíd., p. 186.
OÑATE MORALES, José Aníbal y RODRÍGUEZ NAVAS, Raúl Fernando. Evaluación de las
alternativas de transporte de crudo pesado por tuberías: Caso aplicado al campo Rubiales. 2012. p.
37-68.
BIBLIOGRAFÍA
CUBIDES ROJAS, Laura Natalia y PEÑA SÁNCHEZ, Paula Jimena. Sensibilidades
de las variables operacionales en el transporte de crudo pesado. 2009. p. 8-10.
DOMÍNGUEZ, Julio César. Transporte de crudo pesado a través de oleoducto.
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económica del acople de los mecanismos de dilución y calentamiento para mejorar
el transporte de crudo pesados en líneas de tuberías. 2017. p. 13-17.
HART, Abarasi. A review of technologies for transporting heavy crude oil and
bitumen via pipelines. En: Journal of petroleum exploration and production
technology. 2013, vol. 4, no. 4, p. 329-334.
MONROY GALINDO, Diego. Evaluación técnico-financiera del uso de tecnología
SELEX ASP para el mejoramiento del proceso de transporte del crudo Castilla por
un tramo del oleoducto Apiay–Porvenir. 2017. p. 50-52.
OÑATE MORALES, José Aníbal y RODRÍGUEZ NAVAS, Raúl Fernando.
Evaluación de las alternativas de transporte de crudo pesado por tuberías: Caso
aplicado al campo Rubiales. 2012. p. 37-68.
QUINTERO RAMÍREZ, José Alberto. Aspectos generales del mejoramiento y
transporte de crudo pesado a través de oleoducto. 2012. p. 41-66. [En línea].
Disponible en https://cutt.ly/mws8dxF.
URBANEJA, Sixto. Orimulsión. [En línea]. (Recuperado el 1 agosto 2019).
Disponible en https://cutt.ly/iwddzs5.
USAQUEN LÓPEZ, Jairo Ernesto. Principales problemas operacionales para el
transporte de crudo pesado a través del oleoducto Velásquez–Galán y
recomendaciones para sus posibles soluciones–Campo Velásquez. 2004.
VESSURI, Hebe y CANINO, María Victoria. Restricciones y oportunidades en la
conformación de la tecnología. El caso de la Orimulsión. [En línea]. Organización
de Estados Iberoamericanos. (Recuperado el 1 agosto 2019). Disponible en
https://www.oei.es/historico/salactsi/orimulsion.htm
GÓMEZ RESTREPO, Enrique. Herramienta para la optimización de flujos de un
crudo pesado por el oleoducto bicentenario de Colombia bajo pronósticos de
producción, precios de la canasta de referencia y la tasa de cambio. 2012.
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