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. Evaluación de diferentes tecnologías. Ingeniería Química No.465. 2008. p. 54-65. 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