EVALUACIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN Y REFINACIÓN DEL CRUDO COLOMBIANO DE CAÑO LIMÓN MEDIANTE LA METODOLOGÍA DE

ANÁLISIS EXERGÉTICO

KAREN MARGARITA COGOLLO HERRERA

UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA SECCIONAL CARTAGENA

FACULTAD DE INGENIERÍA, ARQUITECTURA, ARTES Y DISEÑO

PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA

CARTAGENA DE INDIAS D.T y C

2015

EVALUACIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN Y REFINACIÓN DEL CRUDO

COLOMBIANO DE CAÑO LIMÓN MEDIANTE LA METODOLOGÍA DE ANÁLISIS EXERGÉTICO

KAREN MARGARITA COGOLLO HERRERA

Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de

Ingeniera Química

DIRECTORA

Ing. Quim. Yeimmy Yolima Peralta Ruíz

UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA SECCIONAL CARTAGENA

FACULTAD DE INGENIERÍA, ARQUITECTURA, ARTES Y DISEÑO

PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA

CARTAGENA DE INDIAS D.T y C

2015

NOTA DE ACEPTACIÓN

______________________________________ ______________________________________ ______________________________________ ______________________________________ ______________________________________

_____________________________________ Firma del presidente del Jurado

_____________________________________ Firma del Jurado

_____________________________________ Firma del Jurado

Cartagena de indias, D. T. y C.

DEDICATORIA

Dedico este trabajo a Dios quien me iluminó todos los días durante mi

carrera para cumplir cada sueño propuesto.

A mis padres Rosiris Del Carmen Herrera Paternina y Miguel Joaquín

Cogollo Espitia por haberme apoyado con esfuerzo y sacrificio en este

camino, definitivamente esto es para ellos.

A mi hermana Kelys por estar conmigo en todo momento, por sacarme

sonrisas cuando lo necesité.

A Jose Ignacio por tanto apoyo, comprensión y amor, por ser mi novio

y mejor amigo, siempre serás mi polo a tierra.

Y por último, pero no menos importante, a mis dos ángeles que desde

el cielo me cuidarán por siempre, mis abuelos Fernando Herrera y

Nuris Paternina.

AGRADECIMIENTOS

Agradezco a la ingeniera Yeimmy Peralta por haber sido mi directora

y mi guía, por haber confiado en mí, y por haber sido la luz en el

camino cuando todo se tornó gris.

Al doctor Eduardo Sánchez por tantas enseñanzas, por tanto cariño,

por forjarme no solo como profesional sino como persona; porque

gracias a él empecé a confiar en mí misma y en todo lo que podía

llegar a ser.

A mis amigos de batalla, los que estuvieron conmigo durante 5 años

compartiendo buenos y malos momentos, Brenda, Luifer, Yessith,

Jenyffer, Mayito, Yoha, Aida y Liz; sin ustedes nada de esto fuese

realidad, gracias por ser más que compañeros de clase, más que

amigos.

A mis compañeros de SIMMYS, porque tanto conocimiento compartido

y tantos buenos momentos nunca hubiesen sido tan importantes para

mi sin ustedes.

A Stefany e Ingry por su ayuda en el desarrollo de este trabajo,

muchas bendiciones vendrán para ustedes en esa gran oportunidad

que les dio la vida.

A mi bisabuela, tías, primos y a Jose Gabriel por tanta comprensión en

los momentos en los que no pude estar con ellos.

Y por último agradezco a Vicente Vargas, a Juliana Puello por ser mi

evaluadora y a todos los docentes del programa de Ingeniería

Química de la Universidad de San Buenaventura Cartagena, que me

ayudaron a formar como una gran ingeniera química.

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 9 1. PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN .................................................................. 1 1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................... 1 1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ............................................................... 2 1.3. JUSTIFICACIÓN ........................................................................................... 2 1.4. OBJETIVOS .................................................................................................. 3 1.4.1. OBJETIVO GENERAL................................................................................... 3 1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ......................................................................... 3 2. MARCO DE REFERENCIAS ........................................................................... 4 2.1. ANTECEDENTES INVESTIGATIVOS .......................................................... 4 2.2. MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 8 2.2.1. Petróleo ......................................................................................................... 8 2.2.2. Caño Limón ................................................................................................. 19 2.2.3. Exergía ........................................................................................................ 23 2.3. MARCO LEGAL .......................................................................................... 27 3. DISEÑO METODOLÓGICO .......................................................................... 28 3.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN ......................................................................... 28 3.2. ENFOQUE ADOPTADO.............................................................................. 28 3.3. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN .............................................................. 29 3.4. POBLACIÓN Y MUESTRA .......................................................................... 30 3.5. TÉCNICAS PARA LA RECOLECCIÓN DE DATOS .................................... 30 3.5.1. Fuentes primarias ........................................................................................ 30 3.5.2. Fuentes secundarias ................................................................................... 30 3.6. HIPÓTESIS ................................................................................................. 30 3.7. VARIABLES ................................................................................................ 31 3.7.1. Variables dependientes ............................................................................... 31 3.7.2. Variables independientes ............................................................................ 31 3.8. OPERACIONALIZACIÓN DE LAS VARIABLES ......................................... 31 3.9. PROCESAMIENTO O MODELO PARA EL ANÁLISIS DE DATOS ............ 32 4. RESULTADOS ................................................................................................. 40 4.1 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN Y REFINACIÓN POR MEDIO DEL SOFTWARE ASPEN HYSYSTM ........................................................ 40 4.2. ANÁLISIS EXERGÉTICO ............................................................................ 47 EXERGÍA QUÍMICA ............................................................................................... 50 4.3. EFICIENCIA DEL PROCESO ...................................................................... 58 CONCLUSIONES .................................................................................................. 61 GLOSARIO ............................................................................................................ 63 REFERENCIAS ..................................................................................................... 65

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Tipos de petróleo crudo ........................................................................... 10 Tabla 2. Gravedad °API y niveles de azufre presentes en algunos tipos importantes de petróleo crudo ............................................................................... 11 Tabla 3. Esquema de clasificación de una refinería .............................................. 12 Tabla 4. Assay para el crudo de Caño Limón ........................................................ 21 Tabla 5. Datos TBP del Assay ............................................................................... 40 Tabla 6. Propiedades de la corriente de Crudo para el primer pozo ..................... 41 Tabla 7. Propiedades de la corriente de Crudo para el segundo pozo .................. 42 Tabla 8. Propiedades de la corriente de Crudo para el tercer pozo ...................... 43 Tabla 9. Propiedades de la corriente de crudo ...................................................... 45 Tabla 10. Corrientes de entrada y salida de la batería de producción ................... 47 Tabla 11. Corrientes de entrada, salida, residuos y servicios industriales del proceso de refinación ............................................................................................. 47 Tabla 12. Datos de las corrientes de entrada y salida del proceso de producción. ............................................................................................................................... 48 Tabla 13. Datos de las corrientes de entrada, salida, residuos y servicios industriales del proceso de refinación .................................................................... 49 Tabla 14. Exergías químicas específicas de cada uno de los compuestos ........... 51 Tabla 15. Exergías químicas para las corrientes de la batería de producción ...... 53 Tabla 16. Exergías químicas para las corrientes del proceso de refinación .......... 54 Tabla 17. Exergía total de cada corriente para la batería de producción .............. 55 Tabla 18. Exergía total de cada corriente para el proceso de refinacion ............... 57 Tabla 19. Pérdidas exergéticas y porcentaje de eficiencia de la batería de producción ............................................................................................................. 58 Tabla 20. Pérdidas exergéticas y porcentaje de eficiencia del proceso de refinación ............................................................................................................... 59

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Vista esquemática de las destilación del petróleo crudo y el procesamiento desde su origen ............................................................................. 12 Figura 2. Corte transversal de una columna de destilación atmosférica ............... 15 Figura 3. Unidad de destilación atmosférica ......................................................... 16 Figura 4. Producción de petróleo 2000- 2011* - Latinoamérica ............................ 17 Figura 5. Campos productores con producción mayor a 10.000 bpd. .................. 19 Figura 6. Histórico de producción de petróleo en Colombia (miles de bpd) .......... 20 Figura 7. Red de principales oleoductos de Colombia .......................................... 22 Figura 8. Oleoducto Caño Limón - Coveñas ......................................................... 23 Figura 9. Conexión entre energía-economía-ecología .......................................... 24 Figura 10. Diagrama de bloques para la batería de producción............................ 34 Figura 11. Diagrama de bloques para el proceso de refinación de crudo ............. 36 Figura 12.Simulación de la batería de producción ................................................ 44 Figura 13. Simulación del proceso de refinación de crudo ................................... 46 Figura 14. Flujos másicos de las principales corrientes del proceso de producción. ............................................................................................................................... 48 Figura 15. Flujos másicos de las principales corrientes del proceso de refinación ............................................................................................................................... 50 Figura 16. Pérdidas exergéticas de las principales corrientes del proceso ........... 56 Figura 17. Pérdidas exergéticas de las principales corrientes del proceso ........... 58 Figura 18. Resultados del análisis exergético para la batería de producción ....... 59 Figura 19. Resultados del análisis exergético para el proceso de refinación ........ 60

INTRODUCCIÓN

El petróleo es el motor energético para la economía mundial y a Colombia le ha traído consigo grandes desarrollos para el país, siendo productores con alta dinámica de crecimiento y con perspectivas que atraen a inversionistas del mundo entero, debido a esto se cataloga como el tercer país productor de petróleo en Latinoamérica; el departamento del Meta se ha convertido en el mayor productor de crudo del país, ante una nueva era promisoria de explotación de hidrocarburos, en los que sobresalen Campos Rubiales y Quifa. Sin embargo, en los años ochenta cuando el país afrontaba situaciones conflictivas, Caño Limón cambió completamente las perspectivas económicas de Colombia. El campo Caño Limón se encuentra ubicado en el extremo norte de los llanos orientales de Colombia, situado sobre la rivera del río Arauca, en el departamento de Arauca, entre la población Arauquita y el caserío La Yuca, en el límite de la República de Venezuela. Con lo anterior se puede notar que el petróleo es de gran importancia no solo para Colombia sino para el planeta en general, por lo que se ha escaseado tanto ya que no es un recurso renovable y que debido a la quema de estos es que se tiene un cambio climático tan acelerado dando origen a grandes investigaciones encaminadas a proyectos amigables con el medio ambiente, es por eso que el objetivo de este trabajo es tomar como base la calidad del crudo de Caño Limón y simular su proceso de producción y refinación por medio del software Aspen HysysTM, con base en los grados API de la mezcla, sirviendo así para cualquier crudo con grados API similares al crudo del Caño Limón. Se escogió este proceso de refinación, por su alto auge a nivel mundial; y se pretende medir la eficiencia del proceso incluyendo sus fuentes energéticas y analizando la sostenibilidad del mismo proceso, mediante un análisis exergético, determinando la cantidad de pérdidas que éste tiene.

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EVALUACIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN Y REFINACIÓN DEL CRUDO COLOMBIANO DE CAÑO LIMÓN MEDIANTE LA METODOLOGÍA DE

ANÁLISIS EXERGÉTICO

1. PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN

1.1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

El uso exclusivo de recursos no renovables para el abastecimiento de las necesidades energéticas de los procesos industriales produce grandes emisiones de contaminantes, siendo el 39% de las emisiones atmosféricas producidas por las industrias, y el 61% por los automotores en Colombia.1 Esta quema de recursos no renovables (petróleo, gas y carbón) causa graves daños a la salud humana, deterioran la fauna y flora, siendo esta quema de recursos fósiles una práctica insostenible.

La crisis energética del año 1973 desató a nivel mundial un notable interés en la reducción del desmesurado consumo de energía proveniente de fuentes no renovables. Por lo que en la literatura sugieren que la consideración de la exergía en el análisis de proceso direcciona mejor las estrategias sobre el impacto ambiental y permite una eficiente utilización de recursos, además, puede proveer la base para una medición efectiva del potencial de impacto de una sustancia sobre el medio ambiente y la economía. 2 Al igual se busca la forma de optimizar estas corrientes que son fuentes de energía para el proceso, con análisis matemáticos que no hacen necesario un alto gasto de dinero para aplicarlo al proceso y así obtener los puntos o las unidades claves que deben mejorarse; a su vez aplicando integraciones energéticas y exergéticas se puede poner en práctica conocimientos termodinámicos, para hacer los procesos químicos industriales más económicos. Es ahí donde, el análisis exergético es una herramienta útil para medir la cantidad y calidad de las fuentes energéticas y de identificación de corrientes analizando la sostenibilidad de un proceso: este análisis se ha empleado considerablemente en el diseño, la simulación, evaluación global y mejoramiento tecnológico de los

1 UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA SEDE BOGOTÁ. Contaminación. [en línea] < http://www.virtual.unal.edu.co/cursos/ciencias/2000088/lecciones/seccion4/capitulo10/04_10_04.htm> [citado en 5 de noviembre de 2014] 2 OJEDA DELGADO, Karina. Aplicación de análisis exergético para la evaluación de procesos de producción de bioetanol de segunda generación. Bucaramanga, 2011, 190 h. Tesis doctoral (Doctor en Ingeniería Química). Universidad Industrial de Santander. Facultad de ciencias fisicoquímicas. Escuela de Ingeniería Química. Disponible en: < http://repositorio.uis.edu.co/jspui/bitstream/123456789/7406/2/137855.pdf>

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procesos. Esta metodología requiere analizar los flujos de materia y energía de cada etapa del proceso de producción. 3 En este trabajo de grado se pretende realizar un análisis exergético del proceso de producción y refinación del crudo colombiano de Caño Limón, para determinar qué tan eficiente exergéticamente es el proceso y por lo tanto identificar las pérdidas que se puedan presentar en él, teniendo en cuenta que este proceso es de refinación de una fuente no renovable. Para tal fin, se utilizaron los softwares Microsoft ExcelTM y Aspen HysysTM para la realización de cálculos y la simulación del proceso. 1.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA

¿Cómo evaluar el proceso de producción y refinación del crudo colombiano de Caño Limón mediante la metodología de análisis exergético? 1.3. JUSTIFICACIÓN

Se escogió como tema de investigación realizar un estudio que permitiera el análisis exergético del proceso de producción y refinación del crudo colombiano de Caño Limón, por tener un potencial beneficio tanto en el aspecto económico como en el ambiental. La realización de este estudio puede servir como referencia para tomar decisiones en la disminución del uso excesivo de energía proveniente de los costosos servicios industriales, y de la calidad de esa fuente de energía, de esta forma se puede minimizar costos en el proceso, evitando que la empresa destine una gran cantidad de dinero para cubrirlos. Este tema despierta un gran interés ya que el análisis exergético, a través de la aplicación de principios termodinámicos, establece un marco holístico para el uso eficiente de las capacidades energéticas de las corrientes de los procesos evitando que se esté malgastando energía y así sea más económico, optimizándose con herramientas propias del proceso sin buscar soluciones externas a él. El tema está relacionado con las políticas propuestas en el PEB (Proyecto Educativo Bonaventuriano), las cuales establecen la formación de profesionales capaces de responder a las exigencias y a los retos que plantea la sociedad del conocimiento y de establecer aproximaciones interdisciplinarias y transdisciplinarias. La Universidad de San Buenaventura, al asumir al ser humano y su realidad, trabaja en procesos de formación que fortalecen las capacidades de las personas para lograr su desempeño que permite comprender la complejidad

3 PERALTA, Yeimmy., SÁNCHEZ, Eduardo., KAFAROV, Viatcheslav. Exergy analysis for third generation biofuels production form microalgae biomass. En: Chemical Engineering Transactions [base de datos en línea]. Vol. 21, 2010 [citado el 26 de octubre de 2014] Disponible en Revista Virtual PRO.

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desde las diferentes formas de expresión y desde el campo profesional o disciplinario.4 El paradigma por el cual se enfoca el tipo de problema es el analítico. Y al igual que el funcionalismo, tiene facetas muy distintas y algunos derivan de un materialismo moderno no marxista y de un realismo científico que se encuentra vinculado con las concepciones propias de la lógica-matemática y del neopositivismo. Paul Lazarsfeld, uno de los más importantes teóricos de este paradigma, afirma que la metodología tiene un enfoque analítico que examina estudios concretos para explicitar los procedimientos que se emplearán, los supuestos subyacentes que se consideraron y los modos de explicitación que se ofrecieron. Uno de los criterios dominantes de este paradigma es la existencia de las variables, que se constituyen en las dimensiones de un fenómeno y las cuales tienen como característica principal, la capacidad de asumir distintos valores.5 Para el desarrollo de este trabajo de grado es necesario utilizar herramientas computacionales disponibles en la universidad tales como MS ExcelTM y Aspen HysysTM para la elaboración de los cálculos energéticos y la simulación del proceso de refinación del crudo. El tiempo necesario para la realización de este trabajo fue de 2 meses. 1.4. OBJETIVOS

1.4.1. OBJETIVO GENERAL

Evaluar el proceso de producción y refinación del crudo colombiano de Caño Limón mediante la metodología de análisis exergético para identificar las pérdidas exergéticas del proceso.

1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Simular el proceso de producción y refinación del crudo Caño Limón por medio del software Aspen HysysTM Aplicar la metodología de análisis exergético en el proceso simulado Obtener la eficiencia exergética del proceso Recomendar posteriores análisis para aumentar la eficiencia del proceso.

4 UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA, Consejo de gobierno. Procesos Académicos. Proyecto Educativo Bonaventuriano: PEB. Colombia: 2007. p 34-35 5 TAMAYO y TAMAYO. Proceso de investigación científica. El modelo del proyecto de investigación.

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2. MARCO DE REFERENCIAS

2.1. ANTECEDENTES INVESTIGATIVOS

Se encontraron grandes investigaciones referentes al petróleo que muestran caracterizaciones entre diferentes tipos, estudios de los procesos de refinación, etc. Estos son algunos de ellos: Romulo S. de Lima y Roberto Schaeffer del Energy Planning Program, Federal University of Rio de Janeiro, Cidade Universitária, Ilha do Fundão, Centro de Tecnologia en 2010 presentaron un artículo denominado “The energy efficiency of crude oil refining in Brazil: A Brazilian refinery plant case” en el cual evalúan la eficiencia energética de la refinación del petróleo crudo Brasilero en comparación con la refinación del petróleo crudo en los Estados Unidos entre 1930 y 2008. El objetivo era mostrar que el aumento de la complejidad de la refinería reduce el consumo de energía de los productos de alto valor agregado. Por otra parte, el artículo muestra que las mejoras en la eficiencia energética dan como resultado productos de mayor calidad y un mayor procesamiento de petróleo.6 Macarena Vega, et al., del Consejo de Investigaciones- CIUNSa, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Salta, del Instituto de Investigaciones para la Industria Química - INIQUI-CONICET, Universidad Nacional de Jujuy – CONICET, y el Instituto Tecnológico de Buenos Aires- ITBA, Instituto de Investigaciones para la Industria Química – INIQUI (UNSa-CONICET), presentan un artículo denominado “Análisis de la destilación primaria de petróleo. Torre tipo II” en el cual describe el desarrollo de una simulación estacionaria para la destilación primaria de petróleo (topping). El procedimiento consistió en primer lugar en analizar y caracterizar el crudo de petróleo, y luego realizar la simulación estacionaria para una planta convencional. Dicha simulación se realizó para un Topping Tipo II, el cual se caracteriza por ser energéticamente más eficiente. Finalmente se estudió la mejora del proceso realizando un análisis de sensibilidad con respecto a la ubicación de los reflujos circulantes de la torre de destilación y el flujo de los mismos.7 D. Stratiev, R.Dinkov, K. Petkov y K. Stanulov de la Lukoil Neftochim Bourgas y de la University of Chemical Technology and Metallurgy – Sofia en 2010 presentaron un artículo denominado “Evaluation of crude oil quality” en el cual evaluaron 14

6 DE LIMA, Romulo., SCHAEFFER, Roberto. The energy efficiency of crude oil refining in Brazil: A brazilian refinery plant case. En: Energy [base de datos en línea]. (08, 2010); p. 12 [citado en 26 de octubre de 2014] Disponible en Science Direct 7 VEGA, Macarena., MARTINEZ, Julieta., RUIZ, Liliana., TARIFA, Enrique., ERDMANN, Eleonora. Análisis de la destilación primaria de petróleo. Torre tipo II. [en línea]. < http://www.aiquruguay.org/congreso/download/P99.pdf> [citado en 4 de noviembre de 2014]

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tipos de crudos provenientes de USA, México, África, Medio Oeste, Rusia, Canadá, Colombia, Ecuador y Venezuela, de los cuales evaluaron la densidad, azufre, acidez, y los clasificaron en cuatro grupos dependiendo su contenido de azufre. Por último compararon los precios de venta de cada grupo teniendo en cuenta las características del crudo. Con base en los petróleos colombianos, específicamente en el yacimiento Caño Limón, se tienen los siguientes antecedentes: Indupetrol Colombia presenta un documento referente al Campo Caño Limón, en 2014, en el cual muestra la importancia y la historia del yacimiento, es uno de los que más produce agua, es decir, por cada barril de aceite se obtienen 100 de agua, tiene una profundidad de 10176 pies, ha sido modelo de explotación eficiente, su factor de recobro es uno de los más altos de Colombia y el mundo (superior al 55%) y sus aceites tienden a ser la gran mayoría parafínicos.8 En el “Colombian Oil Almanac” se presenta un documento que muestra un panorama de las reservas de hidrocarburos colombianas, en el cual se dice que Colombia tiene un sector energético relativamente muy joven pero tiene un período de rápido crecimiento en los últimos años, el tamaño de las áreas que están siendo exploradas ha aumentado ocho veces desde 2003, de 12,5 millones de hectáreas a más de 100 millones de hectáreas en 2011. De acuerdo con el BP Statistical Review de 2011, las reservas probadas de Colombia a finales de 2010 se situó en 1,9 mil millones de barriles (bbl), lo que representa un aumento del 39,1% sobre las cifras del año anterior y casi alcanzando su nivel de 2 bbl de reservas de 1990. Las reservas colombianas representaron el 0,1% de la oferta mundial de petróleo y la Agencia Nacional de Hidrocarburos de Colombia (ANH) cree que las reservas podrían subir a 4 mil millones de barriles en 2020.9 El Ministerio de minas y energías, presentó en 2013, un documento denominado “Cadena del petróleo 2013” donde nos informan acerca del entorno energético global, la industria del petróleo y la refinación en Colombia, donde nos dicen que “la importancia del sector de hidrocarburos colombiano se deriva no sólo de su rol central en el logro del pleno abastecimiento de la demanda de los distintos productos que consumen el sector productivo y las familias a costos eficientes”.10

8 INDUPETROL COLOMBIA. Campo Caño Limón. [en línea]. <http://odauts.com/blogsuts/indupetrolcolombia/files/2014/05/CAMPO-CA%C3%91O-LIM%C3%93N.pdf> [citado en 4 de noviembre de 2014] 9 OPENOIL. Colombian Oil Almanac. [en línea] < http://openoil.net/?wpdmact=process&did=MTQuaG90bGluaw==> [citado en 4 de noviembre de 2014] 10 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. Cadena del petróleo 2013. [en línea] < http://www1.upme.gov.co/sites/default/files/news/3086/files/cadena_del_petroleo_2013.pdf> [citado en 6 de noviembre de 2014]

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La Vicepresidencia de Inversión Extranjera, presentó un documento denominado “Bienes y servicios petroleros” en el 2012, donde nos cuentan acerca del comportamiento del petróleo y gas en el mundo, de la estructura del sector de hidrocarburos en Colombia, del petróleo en Colombia, etc. También hacen bastante énfasis en Ecopetrol S.A. “que es la empresa más grande del país y la principal compañía petrolera de Colombia estando entre las 39 petroleras más grandes del mundo y una de las cinco principales en Latinoamérica,”11 a la cual pertenece el yacimiento de Caño Limón actualmente. “The International Council on clean transportation” presentaron una guía en el 2011, denominada “Introducción a la refinación del petróleo y producción de gasolina y diésel con contenido ultra bajo de azufre” donde evalúan todos los aspectos fundamentales de la refinación del petróleo, los diferentes tipos de refinación y la producción de la gasolina, describiendo las características que hacen importante los diferentes tipos de crudos, como la densidad API, contenido de azúfre, etc. Para el análisis exergético, se encontraron varios artículos donde lo aplican a diferentes tipos de procesos Xavier Pereira y Jonatan Albarracín, de la Escuela de Ingeniería Química, Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas de la Universidad Industrial de Santander, presentaron como trabajo de grado, la tesis “Evaluación del proceso de producción de bioetanol de segunda generación a partir de residuos lignocelulósicos utilizando metodologías de análisis exergético e integración de procesos”, donde aplican el análisis exergético para evaluar la eficiencia global del proceso. De igual forma, Karina Ojeda, de la escuela de Ingeniería Química, Facultad de Ingenierías Fisicoquímicas de la Universidad Industria de Santander, presentó como tesis doctoral, el trabajo: “Aplicación de análisis exergético para la evaluación de procesos de producción de bioetanol de segunda generación”, en el cual, también se trabaja con análisis exergético al proceso de producción de Bioetanol. Y. Peralta-Ruiz, et al., del “Research Center for Sustainable Development in Industry and Energy, Department of Chemical Engineering, Industrial University of Santander, Colombia; presentaron un artículo denominado “Evaluation of alternatives for microalgae oil extraction based on exergy analysis” en el 2012 donde le aplican un análisis exergético a la extracción de aceite a partir de microalgas, y “se demostró que el análisis de exergía llevado a cabo para la extracción de aceite a base de hexano (HBE) es la alternativa más adecuada de

11 VICEPRESIDENCIA DE INVERSIÓN EXTRANJERA. Bienes y servicios petroleros. [en línea] < http://www.inviertaencolombia.com.co/Adjuntos/Presentaci%C3%B3n%20B&S%20Petroleros%20Marzo%202012.pdf> [citado en 6 de noviembre de 2014]

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las rutas asignadas para la ampliación desde el punto de vista energético, presentando una eficiencia exergética máxima del 51% y las pérdidas exergéticas de 982.000 MJ considerando una producción de 104.000 toneladas de aceite de microalgas por año.”12 Karina Ojeda,et al., del “Center for Sustainable Development in Industry and Energy, Industrial University of Santander” presentaron un artículo denominado “Sustainable ethanol production from lignocellulosic biomass - Application of exergy analysis” en 2010 donde “el análisis exergético lo realizan para hallar la eficiencia global del proceso, evalúar el desempeño de bagazo de caña de azúcar y su sostenibilidad en el proceso de producción de bioetanol. Aseguran que el concepto de análisis de exergía es eficaz en la detección de las alternativas de diseño con el menor impacto ambiental para la producción de bioetanol de segunda generación a partir de recursos renovables.”13 Así como los artículos anteriores donde aplican análisis exergético a diferentes procesos, se han encontrado otros muy similares, donde utilizan este tipo de análisis como una herramienta para evaluar la eficiencia global del proceso, evaluando la eficiencia y sostenibilidad en cada una de las etapas del proceso de producción, por lo tanto se puede decir que se han encontrado las bases necesarias para la realización de este trabajo de grado. Algunos de los antecedentes mostrados anteriormente difieren de este trabajo de grado en la forma en cómo se resuelven y se analizan los modelos, por lo tanto se realizará una crítica visual con respecto a las gráficas, a los resultados que se obtengan y el procedimiento que se realizó. Los resultados que se obtuvieron de los análisis de cada uno de los proyectos que se mencionaron son útiles para conocer el comportamiento de los datos y el modelo al proceso real, haciendo que los resultados aporten información pertinente a la investigación, y así estos abren campo para saber cómo investigador cuál es el enfoque y por cuál camino se debe guiar la solución del análisis y el trabajo a realizar. Los antecedentes se tomaron para la discusión de datos y como un marco de referencia para este proyecto, ya que basándose en ellos se sabe si los resultados que se obtienen tienen concordancia con investigaciones realizadas anteriormente.

12 PERALTA-RUIZ, Y., GONZÁLEZ-DELGADO, A.-D. y KAFAROV, V. Evaluation of alternatives for microalgae oil extraction based on exergy analysis. En: Applied Energy [base de datos en línea]. 2012 [citado en 6 de noviembre de 2014] Disponible en ScienceDirect. 13 OJEDA, Karina., SÁNCHEZ, Eduardo, KAFAROV, Viatcheslav., et al. Sustainable ethanol production from lignocellulosic biomass - Application of exergy analysis. En: Energy [base de datos en línea]. 2010 [citado en 6 de noviembre de 2014] Disponible en ScienceDirect

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2.2. MARCO TEÓRICO A lo largo de este subcapítulo se pretende demostrar los conceptos básicos de la caracterización de crudos, el proceso de refinación del mismo, los crudos característicos colombianos específicamente el crudo de Caño Limón y por su puesto el análisis exergético en procesos industriales; técnicas, tecnologías y modelos que desarrollan su aplicación; de igual forma se mostraran los pasos de aplicación del análisis en el proceso de refinación del crudo.

2.2.1. Petróleo

2.2.1.1. Componentes químicos del petróleo crudo: Cada tipo de crudo es único y es una mezcla compleja de miles de componentes. La mayoría de los componentes presentes en el petróleo crudo son hidrocarburos (componentes orgánicos compuestos por átomos de hidrógeno y carbono). Asimismo, se pueden encontrar no sólo carbono e hidrógeno, sino también pequeñas (pero importantes) cantidades de otros (“hetero”) elementos, en particular azufre, nitrógeno y ciertos metales (por ejemplo, níquel, vanadio, etc.). El petróleo crudo está compuesto por la molécula de hidrocarburo más pequeña y simple – CH4 (metano) –hasta las moléculas más grandes y complejas que contienen 50 o más átomos de carbono (además de hidrógeno y heteroelementos).14 La parafina, los aromáticos y los naftenos son también componentes naturales del petróleo crudo y también se producen durante el proceso de refinación, cuánto más denso es el crudo más alta es su proporción de carbonos e hidrógenos, análogamente en los procesos de refinación cuanta mayor es la proporción de carbonos e hidrógenos es más costoso el proceso. Es por esto que los diferentes tipos de crudos requieren distintas refinerías y operaciones para maximizar el valor de los distintos productos que se refinan.

2.2.1.2. Características del petróleo crudo

Gravedad API (Densidad): La densidad de un crudo indica que tan liviano o pesado es, los crudos más livianos poseen mayor cantidad de moléculas pequeñas, haciendo que las refinerías puedan destilarlo fácilmente, en cambio los crudos más pesados tienen mayor cantidad de moléculas grandes, que pueden ser usadas para asfaltos, o combustibles industriales pesados. Las refinerías deben ser capaces de convertir por lo menos algunos o la mayoría de los crudos pesados y convertirlos en productos livianos.

14 THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Introducción a la refinación del petróleo y producción de gasolina y diésel con contenido ultra bajo de azufre. [en línea] <http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf> [citado en 10 de noviembre de 2014]

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La gravedad API varía en forma inversa a la densidad, es decir, cuánto más liviano es el material, más alta es la gravedad API.

La densidad del petróleo se mide en grados API, siendo una medida de gravedad específica desarrollada por el American Petroleum Institute API, diseñada para medir la densidad de petróleos líquidos, “la medida se expresa en grados y la mayoría de los valores se encuentran entre el 10° y 70° gravedad API. La gravedad específica del petróleo es la densidad relativa del agua a 60° Fahrenheit. Crudo liviano: También conocido como “petróleo convencional”, el crudo liviano tiene una gravedad API de 22°- 45°, un ejemplo de este tipos de crudo son los de Arabia Saudí que tienen una gravedad API entre 26 y 44,3°.

Crudo pesado: El crudo pesado es un petróleo denso y viscoso con baja gravedad API, el límite superior es de 22° API, normalmente no son recuperables en su estado natural por los métodos convencionales de extracción, la mayoría deben estar calentado o diluido para que puedan fluir por una tubería, un ejemplo de este tipo de crudo, es el de Bachaquero de Venezuela que tiene una gravedad API de 17°.

Crudo extra pesado: Los crudos extra pesados tienen una gravedad API menor a 10°.

Crudo extra pesado de bitumen natural: También conocidos como "arenas petrolíferas", comparten muchos atributos del petróleo pesado, pero es aún más denso y viscoso.15

Contenido de Azufre: El azufre es el que más afecta el proceso de refinación, ya que los niveles altos de azufre pueden desactivar o contaminar los catalizadores que participan en alguna reacción de la refinación, corroer los equipos, y genera emisiones a la atmósfera de compuestos de azufre; por lo tanto las refinerías deben ser capaces de extraer el azufre del crudo y de los flujos de refinación.

El petróleo crudo también se puede medir en términos de contenido de azufre (de "dulce" a "agrio"). Crudo "dulce" o con poco azufre se define generalmente como crudo con un contenido de azufre por debajo del 0,5% (5.000 ppm), mientras que el crudo "amargo" o sulfuroso tiene un contenido de azufre de 0,5% o más.

“La mayoría de los crudos sulfurosos registran niveles de azufre de entre 1 y 2%, pero en algunos casos se registran niveles de azufre de > 4%.”16

15 OPENOIL. Op cit., p. 17-19. 16 THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Op cit., p.7.

10

En la tabla 1 se muestra la clasificación de los tipos de petróleo crudo en base a su gravedad API y contenido de azufre, cada clase de crudo se define por rango de gravedad API y rango de contenido de azufre.

Tabla 1. Tipos de petróleo crudo

Clases de Petróleo Crudo

Rango de las propiedades

Gravedad

(°API)

Azufre

(wt.%)

Liviano dulce 35 - 60 0 – 0,5

Liviano Agrio 35 – 60 < 0,5

Medio Medio Agrio 26 - 35 0 – 1,1

Medio Agrio 26 – 35 < 1,1

Pesado Dulce 10 - 26 0 – 1,1

Pesado Agrio 10 - 26 < 1,1 Fuente: THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Introducción a la

refinación del petróleo y producción de gasolina y diésel con contenido ultra bajo de azufre. [en línea] <http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf> [citado en 10

de noviembre de 2014], p.8. Modificado por autor.

En la tabla 2 se muestran los tipos importantes de crudo que se comercializan en el mundo y su clasificación según la gravedad API y el contenido de azufre de cada uno de estos crudos, dentro de los cuales se encuentra el crudo de Caño Limón.

11

Tabla 2. Gravedad °API y niveles de azufre presentes en algunos tipos importantes de petróleo crudo

Petróleo Crudo País de Origen

Clases de Aceite de

Crudo

Propiedades

Gravedad (°API)

Azufre (wt.%)

Brent West Texas Intermediate

U.K.

U.S.A

Liviano

Dulce

40,0

38,8

0,5

0,3

Arabian Extra L.t. Export Saudi Arabia Liviano Agrio

38,1 1,1

Daqing China Medio

Medio Agrio

33,0 0,1

Forcados Export Nigeria 29,5 0,2

Arabian Light Export Kuwait Export Blend

Saudi Arabia

Kuwait Medio Agrio

34,0

30,9

1,9

2,5

Marlim Export Caño Limon

Brasil

Colombia

Pesado

Dulce

20,1

25,2

0,7

0,9

Oriente Export Maya Heavy Export

Ecuador

México

Pesado

Agrio

25,0

21,3

1,4

3,4 Fuente: THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Introducción a la

refinación del petróleo y producción de gasolina y diésel con contenido ultra bajo de azufre. [en línea] <http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf> [citado en 10

de noviembre de 2014], p.9. Modificado por Autor. Impacto en la refinación: La densidad y la "acidez" de materias primas provenientes del petróleo crudo afectan a la cantidad de procesamiento y la conversión necesaria para conseguir lo que se conoce como una mezcla óptima de los productos. El crudo liviano y dulce exige un precio más alto que el más pesado, el crudo más agrio requiere menos procesamiento y produce un mayor porcentaje de productos de valor añadido, tales como gasolina, diesel y combustible de aviación.

Los grados más pesados de combustible generalmente requieren un procesamiento adicional para la producción de productos ligeros.17

17 OPENOIL. Op cit., p.17-19

12

2.2.1.3. Proceso de refinación: En las refinerías se transforma el petróleo crudo en productos terminados y refinados como el GLP, gasolina, combustible pesado, combustible diesel, materias primas de petroquímicos, gasóleo de calefacción, aceite combustible y asfalto mediante la separación de crudos en diferentes fracciones dependiendo de los distintos puntos de ebullición. La figura 1 muestra un esquema de una refinería de petróleo.

Figura 1. Vista esquemática de las destilación del petróleo crudo y el procesamiento desde su origen

Fuente: THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Introducción a la

refinación del petróleo y producción de gasolina y diésel con contenido ultra bajo de azufre. [en línea] <http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf> [citado en 10

de noviembre de 2014], p.9.

Tipos de refinerías: Existen cuatro tipos de refinerías, que se clasifican según la configuración del proceso y la complejidad de la refinería, la clasificación se muestra en la tabla 3.

Tabla 3. Esquema de clasificación de una refinería

Configuración Complejidad

Clasificación Rango

Topping Baja <2

Hydroskimming Moderada 2 – 6

Conversión Alta

6 - 12

Conversión Profunda Muy alta >12 Fuente: THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Introducción a la refinación del petróleo y producción de gasolina y diésel con contenido ultra bajo de azufre [en

línea] <http://www.theicct.org/sites/default/files/ICCT_RefiningTutorial_Spanish.pdf> [citado en 10 de noviembre de 2014], p. 16. Modificado por Autor.

13

Las refinerías “topping” o de destilación atmosférica solo realizan la destilación del crudo, no tienen capacidad de modificar el rendimiento del crudo, solo realizan el fraccionamiento del crudo en gas liviano y combustible, nafa, queroseno, combustible pesado, diésel, combustible de calefacción y aceite combustible pesado; estas refinerías no disponen de instalaciones para el control de niveles de azufre del producto. Las refinerías “hydroskimming” incluyen la destilación del crudo, el reformado catalítico, unidades de hidrotratamiento y mezcla de productos, permitiendo así convertir la nafta en gasolina por medio del reformado catalítico que además elabora subproductos del hidrógeno para las unidades de hidrotratamiento y controlar el contenido de azufre de los productos. Las unidades de hidrotratamiento extraen el azufre de los productos livianos como la gasolina y el diesel. Estas refinerías son comunes en regiones donde la demanda de gasolina es alta. Las refinerías de conversión o de craqueo incluyen los procesos presentes en la refinería de “hydroskimming” y el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo, los cuales transforman las fracciones de petróleo crudo pesado con altos rendimientos naturales en flujos de refinación liviana que se añaden a la gasolina, mejorando así el rendimiento de los crudos que procesan, pero elaboran productos pesados como el combustible residual y el asfalto. Las refinerías de conversión profunda o coquización, incluyen el craqueo catalítico y/o hidrocraqueo para convertir las fracciones de gasóleo y para la coquización, estas unidades de coquización destruyen la fracción de petróleo crudo más pesado. Estas refinerías poseen suficiente capacidad de coquización y destruyen todo el aceite residual de sus crudos para refinación y los convierten en productos livianos. En los Estados Unidos y en muchos otros países, como Brasil, China, India y México, las refinerías de conversión y de conversión profunda representan más del 95% de la capacidad total de producción de crudo, y fundamentalmente el 100% de la capacidad de producción de crudo en las refinerías con más de 50 mil barriles/día (> 50 K Bbl/día) de la capacidad de destilación del crudo.18 Un proceso de refinación importante y en el que se centrara este trabajo de grado es la destilación del crudo ya que desde aquí inicia el proceso de refinación, en esta se separan los diferentes componentes de una mezcla de petróleo crudo, en varias fracciones de crudo con diferentes puntos de ebullición, estas fracciones incluyen gases livianos, naftas, destilados, gasóleos y aceites industriales, pasando por diferentes procesos de refinación. Las naftas se envían a unidades de mejoramiento para mejorar el octano y controlar el azufre.

18 THE INTERNATIONAL COUNCIL ON CLEAN TRANSPORTATION. Ibid., p. 17

14

Los destilados atraviesan más tratamientos y luego se incorporan al combustible pesado, diesel y gasóleo de calefacción. El gasóleo pasa por las unidades de conversión, y se fracciona en flujos más livianos como la gasolina y destilado, luego el aceite residual es dirigido a otras unidades de conversión o se mezcla con el combustible pesado o el asfalto.

2.2.1.4. Destilación atmosférica de crudo: Se basa en la transferencia de masa entre la fase líquida y vapor de una mezcla de hidrocarburos, el objetivo es extraer los hidrocarburos presentes naturalmente en el crudo por destilación, sin afectar la estructura molecular de los componentes y se obtienen combustibles terminados y cortes de hidrocarburos para ser procesados en otras unidades. Consiste en la separación de la mezcla de hidrocarburos líquidos en componentes más específicos, mediante la aplicación de calor hasta lograr vaporizar cada componente, aprovechando que cada uno de ellos posee diferente punto de ebullición. Primero, el petróleo crudo se calienta en un horno y se lo lleva a la parte inferior de la columna fraccionadora, que consiste en una enorme torre cilíndrica, cuya altura puede superar los 50 metros.

Dentro de ella se encuentran, a diferente altura, bandejas o platos, que separan los distintos componentes del crudo, según su punto de ebullición. Estas bandejas provocan la condensación de los vapores más pesados y por el contrario la evaporación de los líquidos más livianos, logrando separarlos. Como el número de elementos constituyentes del petróleo es muy grande, es imposible separarlos uno por uno. En cambio, mediante este método de destilación, las distintas fracciones livianas y pesadas se separan gradualmente unas de otras.

En la parte superior de la torre se obtienen gases etano, propano y butano, mientras que debajo se logran fracciones con punto de ebullición más elevado, como nafta, querosene, gasoil liviano y gasoil pesado. Debajo queda una fracción más pesada, llamada crudo reducido, a la que si se pretende extraer aún más destilados, hay que someterla a presión reducida, ya que si se aumenta la temperatura del proceso, generaría craqueo térmico o ruptura de moléculas.19

En la figura 2 se muestra un corte transversal de una columna de destilación atmosférica.

19 REPSOL YPF. Capítulo 2. Manual de combustibles. Refinación. [en línea] <http://www.iae.org.ar/archivos/educ1202.pdf> [citado en 19 de noviembre de 2014]

15

Figura 2. Corte transversal de una columna de destilación atmosférica

Fuente: CABRERA, Liliana, et al. Destilación. Mérida, 2012. Universidad de los Andes. Facultad de

Ingeniería. Departamento de química industrial y aplicada.

2.2.1.5. Cortes o fracciones de la destilación atmosférica

Gas combustible (fuel gas): constituido por metano, etano y etileno. Punto de ebullición: 0°C. LPG o Gas Licuado de Petróleo: constituido por propano y butano, pueden ser separados para la comercialización de los productos en forma individual. Punto de ebullición: 0°C. Gasolina o Nafta liviana: constituida por cadenas de hidrocarburos C5 y C6. Rango de ebullición de 32° a 88°C. Gasolina o Nafta pesada: constituida por cadenas de hidrocarburos de C7 a C11. Rango de ebullición de 87,7 a 193,3 °C. Kerosén o Jet Fuel: constituido por cadenas de hidrocarburos C10 a C14. Rango de ebullición de 193,3° a 271°C. Gasoil Liviano: constituido por cadenas de hidrocarburos C13 a C24. Rango de ebullición: 271° a 321°C. Gasoil Mediano: constituido por cadenas de hidrocarburos C13 a C24. Rango de ebullición de 321° a 427 °C.

16

Residuo Atmosférico: Constituido por cadenas de hidrocarburos C25 o mayores, rango de ebullición de 427°C. 20

Figura 3. Unidad de destilación atmosférica

Fuente: CABRERA, Liliana, et al. Destilación. Mérida, 2012. Universidad de los Andes.

Facultad de Ingeniería. Departamento de química industrial y aplicada.

2.2.1.6. Refinación en Colombia: La refinación inicia con la separación del petróleo crudo en grupos de hidrocarburos, los cuales dependen de las características del crudo. Los derivados de mayor importancia son los combustibles líquidos, cuyo uso principal es el de proveer la energía para el sector transporte, actualmente Ecopetrol S.A. mantiene el negocio de las actividades relacionadas con la refinación de hidrocarburos y se cuenta con la refinería de Barrancabermeja, la de Cartagena, Apiay, Orito e Hidrocasanare. Convirtiendo a Colombia en el tercer país productor de petróleo en Latinoamérica como se puede ver en la figura 4.

20 CABRERA, Liliana, et al. Destilación. Mérida, 2012. Universidad de los Andes. Facultad de Ingeniería. Departamento de química industrial y aplicada.

17

Figura 4. Producción de petróleo 2000- 2011* - Latinoamérica

Fuente: BP Statical Review of World Energy, Junio de 2011;* Business Monitor.

VICEPRESIDENCIA DE INVERSIÓN EXTRANJERA. Bienes y servicios petroleros. [en línea] <http://www.inviertaencolombia.com.co/Adjuntos/Presentaci%C3%B3n%20B&S%20Petroleros%20

Marzo%202012.pdf> [citado en 6 de noviembre de 2014].

Refinería de Barrancabermeja: Es propiedad de Ecopetrol tiene 254 hectáreas en las que hay más de 50 plantas modernas y unidades de proceso, tratamientos, servicios y control ambiental. Es la más grande del país y cuenta con una capacidad de carga de más de 238 miles de barriles día (kbpd) conformada esencialmente por unidades de destilación primaria (topping), de ruptura catalítica, polietileno, alquilación, ácido sulfúrico, parafinas, aromáticos y plantas para el procesamiento de residuos, también cuentan con sistemas de enfriamiento, los sistemas de recuperación de azufre y de hidrógeno, etc. Refinería de Cartagena: Se conoce como REFICAR, es la segunda más importante del país, ubicada en el mar Caribe, dispone de infraestructura y facilidades portuarias para el cargue y descargue de productos que entran o salen del país. Los productos que aquí se procesan cubren las necesidades energéticas y petroquímicas de la zona norte y occidente del país. Dispone de una capacidad nominal de carga de crudo de 76 miles de barriles día, produce principalmente GLP, gasolinas (motor y extra), ACPM, queroseno y combustóleo. Cuenta con unidades de destilación primaria, viscorreducción, ruptura catalítica, polimerización y de azufre, entre otras. Refinería Apiay: Está ubicada cerca de Villavicencio en el centro del país, con una capacidad nominal de carga de 2,5 miles de barriles día, cuenta con

18

facilidades de procesamiento, como: una torre atmosférica, una de vacío y las recuperadoras de vapores, que producen asfalto, ACPM, bencina y gasóleo. Refinería Orito: Se encuentra ubicada en Orito, departamento de Putumayo, cuenta con una capacidad nominal de carga de 2,8 miles de barriles día, produce gasolina corriente, queroseno, ACPM y combustóleo. Refinería de Hidrocasanare: Opera a partir del 2011 con una unidad de destilación atmosférica de capacidad nominal de 10.000 bpd, para obtener gas, nafta, queroseno, ACPM, gasóleo atmosférico y crudo reducido. La refinería de Barrancabermeja y Cartagena están siendo ampliadas para que puedan procesar crudos pesados y producir coque, los crudos pesados tienen alto contenido de azufre, sal, metales sulfuro de hidrógeno y nitrógeno, lo que lo hace corrosivo, por lo que es necesario que el proceso de refinación tenga una infraestructura adecuada para lograr la calidad deseada.21

2.2.1.7. Etapas de desarrollo de los yacimientos: En la primera etapa el crudo es forzado a salir por la presión generada a partir del gas presente en el crudo (también conocido como gas asociado). La presión natural del reservorio o la gravedad conducen al crudo del pozo, combinado con técnicas extracción artificial como las bombas, a la superficie del pozo. Solo alrededor del 10% del crudo original de un depósito es producido típicamente durante la recuperación primaria.

En la segunda etapa el depósito se inunda con agua o inyectada con gas para mantener los niveles de presión suficientes para desplazar el crudo y conducirlo al pozo de producción. Esta etapa extiende la vida productiva del yacimiento y sus resultados de recuperación entre 20 y 40% del crudo original. Luego, en la tercera etapa denominada Recuperación de petróleo mejorada (EOR por sus siglas en inglés), en esta se introducen fluidos que reduzcan la viscosidad o espesor del crudo para mejorar su flujo.

Para este propósito se usa una gran variedad de fluidos, estos fluidos típicamente consisten de gases miscibles (forman mezcla homogénea) con soluciones de crudo, vapor, aire u oxígeno, polímeros (moléculas de largas cadenas), geles, o formulaciones de microorganismos. Esta recuperación permite a extraer más de la mitad del contenido de crudo original del depósito, dependiendo del yacimiento y la técnica usada.22 La figura 5 presenta el comportamiento de la producción de petróleo diario anual y señala los campos que aportan más de 10 mil barriles por día, los que son liderados por el campo Rubiales con una producción que llega al 18,8% del total

21 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. Op cit., p. 124-125. 22 OPENOIL. Op cit., p.79

19

de país, seguido de Castilla con una participación del 6,7%, Castilla Norte que llega al 5%, Quifa a 4,8% y Chichimene a 3,8%. Estos cinco campos se encuentran en el Meta, en la cuenca de los Llanos Orientales, los otros 14 campos representan el 25%.

Estos cinco campos son los responsables del 39,1% del total del país, razón por la cual los esfuerzos exploratorios se realizan en esta cuenca, debido a las mayores probabilidades de éxito. El otro 35,8% de la producción nacional proviene de los campos que reportan producciones inferiores a los 10.000 bpd.

Figura 5. Campos productores con producción mayor a 10.000 bpd.

Fuente: MME. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. Cadena del petróleo 2013. [en línea] <http://www1.upme.gov.co/sites/default/files/news/3086/files/cadena_del_petroleo_2013.pdf>

[citado en 6 de noviembre de 2014]

2.2.2. Caño Limón: El yacimiento Caño Limón, es el depósito objetivo de la investigación, este fue descubierto en 1951, y es propiedad de Ecopetrol.

20

Figura 6. Histórico de producción de petróleo en Colombia (miles de bpd)23

Fuente: Ecopetrol, ANH, IEP-ACP (Asociación Colombiana de Petróleo). VICEPRESIDENCIA DE

INVERSIÓN EXTRANJERA. Bienes y servicios petroleros. [en línea] <http://www.inviertaencolombia.com.co/Adjuntos/Presentaci%C3%B3n%20B&S%20Petroleros%20M

arzo%202012.pdf> [citado en 6 de noviembre de 2014].

Se han reportado diferentes propiedades del crudo de Caño Limón, como la densidad, contenido de azufre, viscosidad, etc., por medio de unos assays, estos contienen información resultante de diferentes análisis estándar de los destilados obtenidos por el procedimiento TBP (ASTM D 2892).

23 VICEPRESIDENCIA DE INVERSIÓN EXTRANJERA. Ibíd. p. 31

21

Tabla 4. Assay para el crudo de Caño Limón

Fuente: MORALES, Giovanni., MAHECHA, Cesar., NAVAS, Gustavo. Ajuste de curvas de propiedades de crudos: nueva metodología e implementación en el módulo CrudeExpert.

En: Revista ION [en línea]. No. 25, (02,2012). < http://www.scielo.org.co/scielo.php?pid=S0120-100X2012000200004&script=sci_arttext>

[citado en 10 de noviembre de 2014] ISSN: 0120-100X

2.2.2.1. Oleoductos, tuberías y terminales colombianas: Hasta el 2011 Colombia contaba 6 grandes oleoductos que cruzan todo el país: Ocensa, Caño Limón, Llanos Orientales, Alto Magdalena, Petróleo Colombia y Trasandino, cuatro de estos conectan los yacimientos de crudo a la terminal de exportación en Coveñas. La tubería Bicentenario estaba en desarrollo pero fue terminada en 2012. Anteriormente, Colombia tenía 290.850 barriles por día (bpd) de capacidad de refinación de petróleo crudo en el año 2010 y tiene cinco refinerías importantes, todas propiedades de Ecopetrol.

La refinería de Barrancabermeja y la Refinería de Cartagena representan la mayoría de la capacidad del país.24

24 OPENOIL. Op cit., p. 81

22

Figura 7. Red de principales oleoductos de Colombia

Fuente: (Ecopetrol, 2010). GOMEZ 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. Chía, 2012, 242 h. Trabajo de

grado (Magíster en diseño y gestión de procesos). Universidad de La Sabana. Facultad de Ingeniería. Disponible en:

<http://intellectum.unisabana.edu.co:8080/jspui/bitstream/10818/3328/1/Enrique%20G%C3%B3mez%20Restrepo.pdf>

2.2.2.2. Oleoducto Caño Limón – Coveñas

Ruta: El oleoducto Caño Limón –Coveñas, fue construido en 1985, conecta el yacimiento Caño Limón con la terminal Coveñas. En 771 kilómetros de largo, es el segundo oleoducto más largo en el país. Capacidad: El oleoducto es capaz de bombear 220.000 barriles por día (pbd) de petróleo crudo.

23

Propiedad: Es propiedad conjunta de Ecopetrol y la petrolera estadounidense Occidental. Sin embargo en 2011 las dos compañías llegaron al acuerdo de que Ecopetrol se encargaba 100% del oleoducto y Occidental opera el yacimiento. 25

Figura 8. Oleoducto Caño Limón - Coveñas

Fuente: (Ecopetrol, 2010). GOMEZ 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. Chía, 2012, 242 h. Trabajo de

grado (Magíster en diseño y gestión de procesos). Universidad de La Sabana. Facultad de Ingeniería. Disponible en:

http://intellectum.unisabana.edu.co:8080/jspui/bitstream/10818/3328/1/Enrique%20G%C3%B3mez%20Restrepo.pdf., p.49.

2.2.3. Exergía: La primera ley de la termodinámica dice que la energía ni se crea ni se destruye solo se transforma, pero en los procesos reales, la energía si se degrada un poco; por lo tanto se fueron creando programas de ahorro de energía desde la década de los 70 que beneficiara al ahorro energético y al ahorro económico; luego se necesitó minimizar el deterioro ambiental, disminuyendo la quema de combustibles fósiles, lo que creó una preocupación energético-ambiental. Es ahí donde la exergía crea una sinergia entre economía, energía y medio ambiente, como se ve en la figura 9: 25 OPEN OIL. Ibid, p. 83

24

Figura 9. Conexión entre energía-economía-ecología

Fuente: RIVERO, Ricardo. Application of the exergy concept in the petroleum refining and

petrochemical industry. En: Energy Conversion & Management [base de datos en línea] 2002 [citado en 6 de noviembre de 2014] Disponible en ScienceDirect. Modificado por Autor

La exergía se calcula con la siguiente ecuación:

𝐸 = (𝐻 − 𝐻0) − 𝑇0(𝑆 − 𝑆0) Ec.(1) Donde H es la entalpía, H0 es la entalpía a condiciones ambientales, T0 a condiciones ambientales, S es la entropía y S0 es la entropía a condiciones

ambientales, el término 𝑇0(𝑆 − 𝑆0) corresponde a la energía útil.

25

2.2.3.1. Análisis exergético: El análisis exergético es una alternativa que supera los límites de la primera ley de la termodinámica, muestra los sitios donde se degrada la energía en un proceso ayudando a mejorar las unidades del proceso o una tecnología, el análisis de exergía permite evaluar y seleccionar diferentes alternativas para perfeccionar el diseño del proceso. “El término exergía puede ser definido como el trabajo útil máximo teórico que puede ser obtenido a partir de una sistema que interactúa solo con el ambiente si este no ha alcanzado un equilibrio termodinámico.” Para la conservación de masa, en estado estable:

Σ𝑖(𝑚𝑙̇ )𝑖𝑛 = Σ𝑖(𝑚𝑙̇ )𝑜𝑢𝑡 Ec.(2) La primera ley de la termodinámica, está dada por la siguiente ecuación:

Σ𝑖(𝑚𝑙̇ ∗ ℎ𝑖)𝑖𝑛 = Σ𝑖(𝑚𝑙̇ ∗ ℎ𝑖)𝑜𝑢𝑡 + �̇� − �̇� = 0 Ec.(3) La segunda ley de la termodinámica, está dada por la siguiente ecuación:

Σ𝑖(𝑚𝑙̇ ∗ 𝑠𝑖)𝑖𝑛 = Σ𝑖(𝑚𝑙̇ ∗ 𝑠𝑖)𝑜𝑢𝑡 + Σ𝑖�̇�𝑙

𝑇𝐼= �̇�𝑔𝑒𝑛𝑖

Ec.(4)

El balance global de exergía

�̇�𝑥𝑚𝑎𝑠𝑠,𝑖𝑛 − �̇�𝑥𝑚𝑎𝑠𝑠,𝑜𝑢𝑡 + �̇�𝑥ℎ𝑒𝑎𝑡 − �̇�𝑥𝑤𝑜𝑟𝑘 = �̇�𝑥𝑙𝑜𝑠𝑠 Ec.(5)

El componente de exergía másica

�̇�𝑥𝑚𝑎𝑠𝑠 = �̇�𝑥𝑝ℎ𝑦 + �̇�𝑥𝑐ℎ𝑒𝑚 + �̇�𝑥𝑝𝑜𝑡 + �̇�𝑥𝑘𝑖𝑛 Ec.(6)

Este componente anterior es dividido en 4 componentes específicos: La exergía física, relacionada a la temperatura, entalpía y entropía

�̇�𝑥𝑝ℎ𝑦 = (�̇� − �̇�0) − 𝑇0(�̇� − �̇�0) Ec.(7)

La exergía química relacionada a la exergía química de cada compuesto por mol, la exergía potencial y la exergía cinética siendo función de la exergía química de cada elemento del compuesto, el número de átomos de cada elemento contenido dentro de la corriente y la energía libre de Gibbs para la formación del compuesto (J/kg), la cual está reportada en la literatura, pero si no está disponible se puede hallar mediante la ecuación de Van Krevelen-Chermin (Ec.(9)). Ec.(8)

26

Δ𝐺𝑓0 = 𝐴 + 𝐵𝑇 Ec.(9)

Donde 𝑇 es la temperatura (k), Δ𝐺𝑓0 (k) y 𝐴, 𝐵 contribuciones de grupos

funcionales. La exergía química para las corrientes del proceso

𝐸𝑥𝑐ℎ,𝑚𝑥 = Σ𝑖𝑦𝑖 ∗ 𝐸𝑥𝑐ℎ,𝑖0 + 𝑅𝑇0Σ𝑖𝑦𝑖 ∗ ln(𝑌𝑖) Ec.(10)

Donde 𝑦𝑖 es la fracción molar del componente i, 𝐸𝑥𝑐ℎ,𝑖0 es la exergía química del

compuesto puro, 𝑇0 es la temperatura de referencia y R es la contante de los gases. Cuando no se conocen algunos de los datos necesarios para hallar la exergía química; se puede usar la ecuación de Rant para estimarla, conociendo solo el calor de combustión.

𝐸𝑥𝑐ℎ = −0,975Δ𝐻𝑐0 Ec.(11)

Por otra parte la exergía transferida por el flujo de calor y por el flujo de trabajo

�̇�𝑥ℎ𝑒𝑎𝑡 = (1 −𝑇0

𝑇) ∗ �̇� Ec.(12)

�̇�𝑥𝑤𝑜𝑟𝑘 = �̇� Ec.(13) También se puede considerar el análisis exergético una herramienta de toma de decisiones para la selección y mejoramiento de tecnologías desde un punto de vista energético. 26 El análisis exergético tiene una ventaja con respecto al análisis energético porque la exergía contenida en los flujos de un proceso es mejor evaluada que la energía, ya que la exergía indica la fracción de energía que es realmente usada y útil; permitiendo así la aplicación en componentes, procesos o sectores que puede conducir a ideas sobre cómo mejorar la sostenibilidad de las actividades que comprenden el sistema mediante la reducción de las pérdidas de exergía. La entrada total de exergía de un sistema real es siempre mayor que su salida de exergía, porque una cierta cantidad de exergía se destruye irreversiblemente dentro del sistema. Esta exergía, generalmente se hace referencia como las

26 PERALTA-RUIZ, Y., GONZÁLEZ-DELGADO, A.-D. y KAFAROV, V. Op cit., p. 2-3.

27

pérdidas de exergía internos y está directamente relacionada con las irreversibilidades termodinámicas en el sistema.27

2.3. MARCO LEGAL

El marco legal para este trabajo de grado se basa en las leyes colombianas referentes al proceso de refinación de petróleo y al manejo de los yacimientos existentes en el territorio colombiano. De acuerdo al artículo 58 del decreto 1056 de 1953 (código de petróleos) expedida por el presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades constitucionales y legales, se señala que la refinación del petróleo es libre dentro del territorio nacional; en consecuencia, las personas interesadas en adelantar dicha actividad deben cumplir con las condiciones y requisitos que la normatividad aplicable establece para el efecto.28 Con respecto a los yacimientos colombianos, se tiene el decreto 3004 de 2013 expedida por el Ministerio de minas y energía y por el presidente de la República de Colombia, en ejercicio de las facultades constitucionales y legales, a la cual pertenece el artículo primero: Artículo 1. Para los efectos del presente Decreto se entenderá por yacimiento no convencional la formación rocosa con baja permeabilidad primaria a la que se le debe realizar estimulación para mejorar las condiciones de movilidad y recobro de hidrocarburos.

Parágrafo. Los yacimientos no convencionales incluyen gas y petróleo en arenas y carbonatos apretados, gas metano asociado a mantos de carbón (CBM), gas y petróleo de lutitas (shale), hidratos de metano y arenas bituminosas.29 De igual forma se presenta la normativa que rige la cantidad de hidrocarburos para cada yacimiento, en el decreto 1895 de 1973 expedida por la contraloría general de la nación, donde dice que la determinación del volumen de hidrocarburos producido en cada campo corresponde a la sumatoria de la producción de cada uno de los pozos que lo conforman, y es realizada por cada una de las empresas explotadoras, bajo la vigilancia y control del Ministerio de Minas y Energía (Decreto 1895 de 1973) y de Ecopetrol, en los casos en que esta empresa tiene participación en la producción30

27 OJEDA, Karina., SÁNCHEZ, Eduardo., KAFAROV, Viatcheslav. Op cit., p. 7 28 PRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA. Decreto 4299 de 2005. [en línea] < http://www.sipg.gov.co/sipg/documentos/Servicios/Dec_4299_2005.pdf> [citado en 15 de noviembre de 2014] 29 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Decreto 3004 de 2013. [en línea] < http://wsp.presidencia.gov.co/Normativa/Decretos/2013/Documents/DICIEMBRE/26/DECRETO%203004%20DEL%2026%20DE%20DICIEMBRE%20DE%202013.pdf> [citado en 15 de noviembre de 2014] 30 CONTRALORÍA GENERAL DE LA NACIÓN. La fiscalización de hidrocarburos líquidos en Colombia – etapas de explotación y producción. [en línea] < http://www.contraloriagen.gov.co/documents/10136/175971301/Fiscalizaci%C3%B3n+de+Hidrocarburos+Liqui

28

3. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. TIPO DE INVESTIGACIÓN

Con respecto al tipo de investigación, Tamayo y Tamayo (2003), expresa lo siguiente, cuando se va a resolver un problema en forma científica, es muy conveniente tener un conocimiento detallado de los posibles tipos de investigación que se pueden seguir. Este conocimiento evita equivocaciones en la elección del método adecuado para un procedimiento específico. Conviene anotar que los tipos de investigación difícilmente se presentan puros; generalmente se combinan entre sí y obedecen sistemáticamente a la aplicación de la investigación”. 31 El tipo de investigación de un proyecto se determina según el objetivo, extensión y nivel de medición del estudio que se maneja; estas se clasifican en básica, aplicada, analítica, de campo y experimental. En el caso de la investigación básica, se investigan principios y leyes actuales; en la aplicada, se utilizan conocimientos obtenidos, en la práctica; en la analítica, es constante el propósito de teorías a desarrollar o probar; en la de campo, se interpreta, y soluciona un problema o necesidad en un momento determinado; y en la experimental, se pone a prueba un fenómeno mediante la manipulación de diversas variables que lo afectan. La presente investigación es de tipo aplicada, ya que se forjan los conocimientos adquiridos durante la carrera acerca de simulación, refinación de petróleos y análisis exergético, para ser aplicados al proceso de producción y refinación de petróleo, con el fin de identificar los gastos de energía haciendo el proceso más eficiente, analizando las corrientes del mismo con base a los conceptos mostrados en el capítulo anterior. 3.2. ENFOQUE ADOPTADO

El enfoque metodológico es el primer paso a la definición de la manera en que serán recogidos los datos de investigación y cómo serán analizados e interpretados. Este puede ser cualitativo o cuantitativo, dependiendo del tipo de investigación que se maneje. En el caso del enfoque cualitativo, este se basa en la fenomenología, hermenéutica y la interacción social empleando métodos de recolección de datos cualitativos; y en el enfoque cuantitativo se estudian fenómenos a través de técnicas estadísticas, matemáticas o informáticas.

dos+en+Colombia-+Etapa+de+Explotaci%C3%B3n+y+Producci%C3%B3n.pdf/5843cee1-8ec5-4a24-a52c-9b0df21a49ff?version=1.0> [citado en 15 de noviembre de 2014] 31 TAMAYO Y TAMAYO. Op cit., p. 37.

29

En el presente proyecto de investigación se desarrolla el proceso de investigación desde el enfoque cuantitativo. La investigación cuantitativa trata de determinar la fuerza de asociación o correlación entre variables, la generalización de los resultados a través de una muestra para hacer inferencia a una población de la cual toda muestra procede. Hoy en día la aplicación de herramientas computacionales en la auditoria de procesos industriales, es cada vez más frecuente, ya que permiten disminuir el tiempo involucrado en la solución de sistemas de ecuaciones que antiguamente se realizaba en forma manual. Estas herramientas son muy utilizadas por ingenieros de procesos que realizan labores de administración, control o diseño de plantas industriales. En las plantas actuales, la función de los sistemas de control va más allá de los procesos básicos de monitoreo y regulación. Actualmente, los sistemas de control son vistos por la industria como dispositivos para mantener el proceso dentro del rango de operación, mantener la calidad, y optimizar la producción, por lo que se requieren enfoques cuantitativos que permitan hacer una exhaustiva correlación en el control de las variables de proceso que juegan un papel crucial en la refinación de petróleo.

Además, no todo los sistemas de operación suelen ser lineales, por esto, el diseño e implementación de nuevas estructuras de control y controladores se convierte en un proceso complejo que requiere de métodos cada vez más avanzados; de acuerdo al objeto de estudio, problema y propósito de este trabajo de grado, el enfoque adoptado por el proyecto está basado en una recolección de datos los cuales van a ser la información principal o la materia prima de nuestro proyecto ya que la investigación debe ser rigurosa y analizada de manera lógica y entendible para futuras investigaciones, por lo que el enfoque que se da en esta investigación es de tipo cuantitativo. 3.3. DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN

El diseño de una investigación, está dado por el nivel de estudio que tenga, si el nivel de estudio es experimental, su diseño de investigación consiste en la identificación de variables; si es descriptivo, consiste en encuestas, estudio de casos e investigaciones históricas; si es correlacional, se basa en la comparación entre fenómenos. El diseño que se lleva a cabo en esta investigación es de tipo experimental ya que se analiza la relación entre las variables dependiente e independiente que en este caso es la temperatura, y los efectos que estas producen en cada una de las etapas del proceso de refinación del crudo. Se llevó a cabo la simulación de una refinería con base en las características del crudo de Caño Limón, y con los datos arrojados de la simulación se le aplica el análisis exergético, el cual indica las pérdidas globales del proceso para hacerlo más viable.

30

3.4. POBLACIÓN Y MUESTRA La población de este trabajo de grado constituyen los datos recolectados en cada etapa del proceso de producción y refinación del crudo, ya que estas variables son los elementos que nos ayudan a sacar las conclusiones pertinentes realizadas en el transcurso del estudio.

La muestra es el conjunto de datos que se tomaron en las corrientes de entrada

y salida del proceso, las cuales son: temperaturas [F], flujos másicos [𝑙𝑏 ℎ𝑟⁄ ] y entropía másica [Btu/lbmol]. 3.5. TÉCNICAS PARA LA RECOLECCIÓN DE DATOS

La técnica para la recolección de datos es el procedimiento o forma particular de obtener datos o información, estos datos pueden ser recuperados, procesados, analizados e interpretados posteriormente, a lo que se le denomina instrumento; para este trabajo de grado los datos arrojados por la simulación fueron los usados, específicamente las temperaturas, presiones, flujos másicos y entropías de las corrientes de entrada y salida a los intercambiadores de calor y las presiones de todas las corrientes. 3.5.1. Fuentes primarias: La información se tomó de los datos arrojados por la simulación en Aspen HysysTM, los cuales indican los valores correspondientes de cada corriente; estos datos recolectados sirven para tener más objetividad en el planteamiento de la simulación y para hacer los respectivos análisis. El software usado es de gran ayuda ya que permite decidir entre diferentes paquetes de datos y observar el comportamiento y las condiciones de cada uno de los equipos. 3.5.2. Fuentes secundarias: La bibliografía encontrada es importante por ser una base teórica para analizar los resultados obtenidos, el procedimiento escogido y las conclusiones que se darán, con el fin de tener una guía para el desarrollo del proceso, consultando artículos, tesis de pregrado, maestría y doctorados; por esto la recolección de la información es importante en la investigación ya que es bueno relacionar con resultados anteriores y así saber el rango aproximado de los datos manipulados. 3.6. HIPÓTESIS

H0: El análisis exergético identifica las irreversibilidades obtenidas en la batería de producción y en el proceso de refinación simulado permitiendo así proponer análisis posteriores para su mejoramiento.

31

H1: El análisis exergético no identifica las irreversibilidades obtenidas en la batería de producción y en el proceso de refinación simulado impidiendo así proponer análisis posteriores para su mejoramiento. 3.7. VARIABLES

3.7.1. Variables dependientes

Exergía

Entropía másica

3.7.2. Variables independientes

Temperatura

Flujo másico

3.8. OPERACIONALIZACIÓN DE LAS VARIABLES

VARIABLE DEFINICIÓN INDICADOR

DEPENDIENTES

Exergía

El trabajo máximo que puede realizar el

sistema cuando el sistema cerrado evoluciona hasta

alcanzar el equilibro con el ambiente

Btu/hr

Entropía másica

Parte de la energía que no puede utilizarse

para producir trabajo, en función de la masa.

Btu/lb

INDEPENDIENTE

Temperatura Medición de la energía interna de un sistema

termodinámico. F

Flujo másico

Expresa la cantidad de masa que fluye a través de un área específica, por unidad de tiempo.

Lb/hr

32

3.9. PROCESAMIENTO O MODELO PARA EL ANÁLISIS DE DATOS

Con la recopilación de información se pudo simular correctamente el proceso de refinación, para el procesamiento de esta información se usó el software Aspen HysysTM 8.4, donde fueron extraídos los datos de la simulación, se analizaron los resultados, específicamente flujos, composiciones, temperaturas, presiones, entalpías y entropías másicas para los análisis posteriores usando Microsoft Excel. Para el análisis se interpretaron los datos mediante tablas y gráficas con el objetivo de organizar la información obtenida de las corrientes, las pérdidas exergéticas, etc. Todo esto permitió expresar los resultados de una manera más sencilla para la descripción e interpretación de los mismos. SIMULACIÓN DEL PROCESO DE REFINACIÓN POR MEDIO DEL SOFTWARE ASPEN HYSYSTM Batería de producción La simulación del proceso se divide en dos partes, de la salida del yacimiento a la refinería corresponde a la primera parte de la simulación siendo la batería de producción y la torre fraccionaria del crudo se encuentra en la segunda parte de la simulación siendo la refinería. Para la batería de producción se usaron 3 pozos hipotéticos con las características del crudo de Caño Limón el cual tiene una densidad de 29,2 API, con un caudal de 4500bpd dos de ellos, y otro de 1000bpd para un total de 10000bpd que es aproximadamente la producción de la refinería de Hidrocasanare; se usó el Assay que se encuentra en la base de datos del software para la caracterización de dicho crudo. El paquete termodinámico usado fue el Peng Robinson, ya que es el recomendado para petróleo, gas y aplicaciones petroquímicas, además es para una mezcla de componentes los cuales son no polares, y no son hipotéticos en su totalidad. Luego de ingresado el aceite, se instaló en la corriente que funcionará como corriente rica en petróleo (crudo 1, crudo 2 y crudo 3); la simulación consta de los siguientes equipos:

1 separador bifásico general (Separador general)

1 separador bifásico de prueba (Separador de prueba 1)

1 separador trifásico (Gun Barrel)

2 separadores bifásicos (Drum de tea y V-102)

1 tea

3 saturadores

7 mixers

33

4 válvulas El crudo del pozo fue simulado, introduciendo corrientes de petróleo, y componentes presentes en él, como lo son el agua y el gas saturado. No necesita de bombas para su circulación porque las baterías de producción son diseñadas para que el crudo circule por todas las líneas gracias a la presión de cabeza de pozo ejercida por la bomba que lo saca del mismo. Los equipos de separación se usan para dividir dos o tres fases líquidas y gaseosas, en el caso de la simulación, los bifásicos como el separador de prueba y el separador general separan agua y petróleo; de acuerdo a esto envía cada fase a otros equipos para continuar el tratamiento. Todos los gases que salen de los separadores (de prueba y general) llegan al Drum de tea, donde se remueven trazas de crudo para ser finalmente quemados en la tea. La parte líquida después de salir del separador general va toda al Gun Barrel que es un tanque lavador que opera a presión atmosférica, este se usa para eliminar cualquier porcentaje de agua existente en el crudo que va a la refinería y para separar el gas que aún esté presente en el crudo, esta agua se separa aprovechando la diferencia de densidades del agua y el crudo, como el agua tiene mayor densidad que el crudo, este último queda arriba saliendo por reboce, y el agua queda en el Gun Barrel. El separador de prueba se usa por legislaciones ambientales, que obliga a cada batería de producción tener un separador de prueba diseñado con la capacidad del pozo que tenga mayor producción ya que todos los días deben probar cada uno de los pozos contenido en la batería, por medio del separador. El separador general recibe el crudo de los pozos 1 y 2, el gas lo envía al Drum de tea y la parte líquida hacia el Gun Barrel. Luego de terminada la simulación se procede a hacer el análisis exergético, este fue un análisis global, donde el volumen de control solo nos permite tener en cuenta las corrientes entrantes y salientes.

34

Figura 10. Diagrama de bloques para la batería de producción

Fuente: Autor

Proceso de refinación del crudo Para que el petróleo pase a la etapa de refinería debe llegar con bajo contenido de agua, sales y sedimentos, por eso se hizo la etapa de la batería de producción donde se adecuó el crudo para que llegara a la refinería. El petróleo es sometido a un proceso de refinación para separar sus componentes útiles (derivados) y que servirán para el desarrollo de la sociedad. Esta separación se logra mediante muchos procesos físico-químicos, pero el presente trabajo de grado solo se centra en la destilación atmosférica. El crudo con un caudal de 1600 bpd se bombeó hasta la refinería con una temperatura de 77°F, y se pasó por un intercambiador de calor donde se le aumentó la temperatura para que ingrese al separador trifásico que actuó como desalador donde se retiraron todas las sales orgánicas que pueda tener el crudo con agua, luego pasó a un tren de intercambiadores de calor para llegar al horno donde se le duplicó la temperatura, para que así posteriormente pueda pasar a la columna de destilación. En la destilación atmosférica se separa cada componente aprovechando los diferentes puntos de ebullición que cada uno posee. Primero se obtuvo nafta que es un solvente de tipo industrial, luego kerosene que es un combustible de uso doméstico e industrial, el diesel siendo una mezcla de hidrocarburos parafínicos, oleofínicos, nafténicos y aromáticos, es un combustible de uso automotriz y por último se obtuvo el fuel oil siendo un combustible de uso industrial. Luego de que sale cada producto de la torre fraccionaria de destilación, a cada componente se le hizo un tratamiento, a la nafta se le hizo pasar por un air cooler donde se le redujo considerablemente la temperatura y un poco la presión y luego pasó por un acumulador de cima, un separado trifásico donde se separó el gas, la nafta y el agua residual. El gas pasa a un separador donde le retiran cualquier tipo

35

de resido que lleve el gas, el resto pasó a ser quemado en la tea. La nafta se bombeó y se dividió en dos flujos, uno listo para pasar a etapas posteriores y uno que regresó a la torre por medio de reflujos. El agua residual sale para tratamientos posteriores. El kerosene, sale de la torre y pasó por una torre despojadora de kero, la cual usa una entrada de vapor que le remueve gran cantidad de contaminantes al kerosene sacando el de mejor calidad para etapas posteriores y otra corriente que se devolvió a la torre por medio de un reflujo. El diesel fue dividido, una parte del flujo se bombeó para ingresarlo como servicio industrial para calentar la temperatura del crudo que entra a la torre, y de igual forma bajarle la temperatura a este diesel para que ingrese a la torre, el otro flujo pasó por un despojador de diesel el cual cumple la misma función del despojador de kero, de aquí salió una corriente que por medio de reciclo regresó a la torre y otra que pasó a etapas posteriores. Por último el fuel oil pasó por un separador al cual se le inyectó agua para lavar el fuel oil y se extrajo de él dos corrientes, una que regresó a la torre por medio de un reciclo y otra que salió para ingresarlo a etapas posteriores. Los sistemas de vapor que van hacia los despojadores fueron dados por una corriente de agua que fue calentada en una caldera saliendo de él una corriente de purga. La simulación consta de los siguientes equipos:

4 bombas centrífugas

2 válvulas

4 intercambiadores de calor

2 separadores trifásicos

1 horno

1 torre de fragmentación

2 separadores bifásicos

1 air cooler

2 torres despojadoras

3 mixers

36

Figura 11. Diagrama de bloques para el proceso de refinación de crudo

Fuente: Autor

ANÁLISIS EXERGÉTICO Batería de producción Exergía Física Para obtener los valores de la exergía física, se tomaron los datos de exergía másica extraídos del software en las propiedades de cada corriente, y fue multiplicada por su flujo másico, obteniendo así la exergía física en unidades de Btu/hr. Exergía química Posteriormente se hallaron las exergías químicas de cada corriente, para esto se necesitó conocer el flujo molar de cada uno de los componentes presentes en ellas. Se buscaron las exergías químicas específicas de cada componente; a algunos componentes no se les encontró la exergía química específica y por lo tanto se hallaron mediante la ecuación 8, encontrando la energía libre de Gibbs de cada uno y calculando la exergía química específica elemental. Para los componentes a los que no se les encontró la energía libre de Gibbs, se hallaron mediante la siguiente ecuación:

37

∆𝐺 = 𝑎 + 𝑏𝑇 + 𝑐𝑇2 + 𝑑𝑇3 + 𝑒𝑇4 Ec (14) Los coeficientes a, b, c, d y e fueron dados por Aspen Hysys, y son diferentes para

cada compuesto, la T está en K, y el ∆𝐺 en kJ/mol. La exergía química específica elemental se halló con una sumatoria del producto de la exergía química específica de cada elemento (N, O, C, H) por el número de átomos. La exergía química para las corrientes se halla con la sumatoria de los productos de cada flujo molar (por componente) por la exergía química específica de cada componente obtenidos en el paso anterior. Exergía total Por último, se halló la exergía total, sumando las exergías físicas y químicas. El total de exergía de las corrientes de entrada y salida se resta para calcular las pérdidas exergéticas y luego se calculan las pérdidas exergéticas del proceso. 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎𝑠 = 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠 − 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 Ec.(15) Proceso de refinación Exergía física Se siguieron los pasos para hallar la exergía física de las corrientes de la batería de producción. Exergía química Posteriormente se hallaron las exergías químicas de cada corriente, para esto se necesitó conocer el flujo molar de cada uno de los componentes presentes en ellas. Las exergías químicas específicas se habían hallado para la batería de producción, así que solo se necesitó hacer la sumatoria del producto de cada flujo molar con su respectiva exergía química específica. Exergía de los servicios industriales Se necesitó la información de flujo másico y exergía física para cada una de las corrientes que fueran servicios industriales, a las que ingresaban a intercambiadores de calor, se multiplicó su flujo másico por la exergía del vapor de agua que fue dada por la literatura para hallar la exergía química de la corriente.

38

Luego ambas exergías (físicas y químicas) fueron sumadas para obtener la exergía física. A las que ingresaban a las bombas, hornos y calderas solo fue necesario la información del duty siendo este valor la exergía total de dicha corriente. Exergía total Por último, se halló la exergía total, sumando las exergías físicas y químicas. El total de exergía de las corrientes de entrada y el total de la exergía de los servicios industriales se suman y luego se restan con la exergía total de las corrientes salientes para hallar las pérdidas exergéticas. Luego esas pérdidas exergéticas se restan con la exergía total de los residuos para hallar la exergía perdida por el proceso, mediante las siguientes ecuaciones:

𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎𝑠 = 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠 + 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑠𝑡𝑟𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠 −

𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑠𝑎𝑙𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 Ec.(16) 𝐸𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 = 𝑃é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎𝑠 − 𝐸𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑑𝑢𝑜𝑠 Ec.(17) EFICIENCIA EXERGÉTICA DEL PROCESO Batería de producción Finalizando con la eficiencia exergética del proceso, que fue hallada mediante la siguiente ecuación:

𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 = (1 −𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜

𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠) ∗ 100 Ec.(18)

Proceso de refinación Finalizando con la eficiencia exergética del proceso, que fue hallada mediante la siguiente ecuación: 𝐸𝑓𝑖𝑐𝑖𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜 = (1 −

𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎𝑠 𝑑𝑒𝑙 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑜

𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎𝑠 𝑐𝑜𝑟𝑟𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒𝑠 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑛𝑡𝑒𝑠+𝑒𝑥𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠 𝑖𝑛𝑑𝑢𝑠𝑡𝑟𝑖𝑎𝑙𝑒𝑠) ∗ 100 Ec.(19)

39

RECOMENDACIONES AL PROCESO Proceso de refinación Con el fin de reducir la exergía destruida del proceso, se propusieron posteriores análisis para identificar pérdidas en zonas o equipos en específico.

40

4. RESULTADOS

4.1 SIMULACIÓN DEL PROCESO DE PRODUCCIÓN Y REFINACIÓN POR MEDIO DEL SOFTWARE ASPEN HYSYSTM

Batería de producción Los datos del Assay para los cortes del crudo, fueron los siguientes:

Tabla 5. Datos TBP del Assay

Cortes

Temperatura Inicial (F) 176

Temperatura Final (F) 1832

Tipo de curva TBP

Base Másica

Unidades F

% destilación

0 177,01

5 264,45

10 318,49

30 479,33

50 636,3

70 950,8

90 1294,68

95 1456,6

100 1809,99 Fuente: Autor

Los valores presentados en esta tabla muestran las temperaturas a la que se va a ir cumpliendo cada porcentaje del proceso de destilación hasta que se complete totalmente, estos datos ayudan a la determinación de los cortes del crudo y por lo tanto a especificar la torre fraccionaria con las temperaturas correctas para cada fracción que salga de esta. Los crudos tienen las siguientes propiedades:

41

Tabla 6. Propiedades de la corriente de Crudo para el primer pozo

Nombre la corriente

Pozo 1 Fase Vapor Fase Líquida Fase Acuosa

Fase vapor/ fricción

0,14 0,14 0,06 0,80

Temperatura [F] 104,66 104,66 104,66 104,66

Presión [psia] 44,7 44,70 44,70 44,70

Flujo molar [MMSCFD]

9,88 1,37 0,56 7,96

Flujo másico [lb/hr]

35811,33 6343,67 13707,82 15759,84

Flujo volumétrico líquido en estado ideal [barril/día]

2819,99 645,52 1092,81 1081,67

Entalpía molar [Btu/lbmol]

-127432,64 -122840,44 208090,57 -122569,09

Entropía molar [Btu/lbmol-F]

21,41 41,24 81,68 13,78

Flujo calórico [Btu/hr]

-138306300,72 -18436849,03 12744646,7 -107124805

Flujo volumétrico líquido a condiciones estándar [barril/día]

2546,06 651,95 1079,15 1063,09

Paquete de fluidos

PROBINSON

Fuente: Autor

42

Tabla 7. Propiedades de la corriente de Crudo para el segundo pozo

Nombre la corriente

Pozo 2 Fase Vapor Fase Líquida

Fase Acuosa

Fase vapor /fracción

0,11 0,11 0,20 0,70

Temperatura [F] 105,40 105,40 105,40 105,40

Presión [psia] 44,70 44,70 44,70 44,70

Flujo Molar [MMSCFD]

11,43 1,21 2,22 7,96

Flujo Másico [lb/hr]

80782 5380 59637 15764

Flujo volumétrico líquido en estado ideal [barril/día]

6319 540,95 4696 1081

Entalpía Molar [Btu/lbmol]

-142897,12 -127163,89 -223158,29 -122557,21

Entropía Molar [Btu/lbmol-F]

31,62 41,63 89,14 13,81

Flujo calórico [Btu/hr]

-179316797 -16919297 -55258707 -107138793,4

Flujo volumétrico líquido a condiciones estándar [barril/día]

5825 577,57 4652 1063

Paquete de fluido PROBINSON

Fuente: Autor

43

Tabla 8. Propiedades de la corriente de Crudo para el tercer pozo

Nombre la corriente

Pozo 3 Fase Vapor Fase Liquida Fase Acuosa

Fase Vapor/Fracción

0,11 0,11 0,20 0,70

Temperatura [F] 105,40 105,40 105,40 105,40

Presión [psia] 44,70 44,70 44,70 44,70

Flujo Molar [MMSCFD]

11,43 1,21 2,25 7,96

Flujo másico [lb/hr]

80782 5380 59637 15764

Flujo volumétrico líquido en estado ideal [barril/día]

6319 540,95 4696 1081

Entalpía Molar [Btu/lbmol]

-142897 -127163 -223158 -122557

Entropía Molar [Btu/lbmol-F]

31,62 41,63 89,14 13,81

Flujo calórico [Btu/hr]

-179316797 -16919297 -55258707 -107138793

Flujo volumétrico líquido a condiciones estándar [barril/día]

5825 577,57 4652 1063

Paquete de fluidos

PROBINSON

Fuente: Autor

Cabe resaltar que las 3 corrientes de crudo, tienen las mismas características de temperatura y presión. En la tabla 7 y 8 se muestran los mismos datos debido a que contiene el mismo flujo de crudo, y el pozo 1 tiene un flujo diferente.

El esquema de la simulación es el mostrado en la figura 12. Este esquema representa la configuración típica de una refinería en Latinoamérica.

44

Figura 12.Simulación de la batería de producción

Fuente: Autor. Basado en la configuración típica de una refinería en Latinoamérica.

45

Proceso de refinación de crudo Se trabajó con el mismo assay del crudo de Caño Limón. El crudo que entró a la unidad de destilación atmosférica, tuvo las siguientes propiedades:

Tabla 9. Propiedades de la corriente de crudo

Nombre de la corriente Carga a refinería Fase líquida

Fracción vapor/líquida 0 1

Temperatura [F] 79 79

Presión [psia] 24,7 24,7

Flujo molar [MSCFD] 444,59 444,59

Flujo molar [lb/hr] 20561 20561

Flujo volumétrico líquido en estado ideal [USGPM]

46,67 46,67

Entalpía molar [Btu/lbmol] -375496 -375496

Entropía molar [Btu/lbmol-F] 247,48 247,49

Flujo calórico [Btu/hr] -18331346 -18331346

Flujo volumétrico líquido a condiciones estándar [barril/día]

1600 1600

Paquete de fluido Probinson

Fuente: Autor

El esquema de la simulación se puede ver en la figura 13. Este esquema se basó en información real de una compañía petrolera latinoamericana.

46

Figura 13. Simulación del proceso de refinación de crudo

Fuente: Autor. Basado en la configuración típica de una refinería en Latinoamérica.

47

4.2. ANÁLISIS EXERGÉTICO Batería de producción Las corrientes principales que se determinaron fueron las siguientes:

Tabla 10. Corrientes de entrada y salida de la batería de producción (ver figura 12) Corrientes de entrada Corrientes de salida Residuos

Pozo 1

Crudo final

Gas tea

Pozo 2 Agua del proceso

Pozo 3 Fuente: Autor

La única corriente de salida es el Crudo final porque es el del producto de valor agregado que se obtiene. Proceso de refinación de crudo Las corrientes principales fueron las siguientes: Tabla 11. Corrientes de entrada, salida, residuos y servicios industriales del proceso de refinación

(ver figura 13)

Corrientes entrantes

Corrientes salientes

Residuos Servicios

industriales

Carga a refinería NAP-02 Agua salada 2

Agua KER-03 Venteo Agua-04 salada

H2O DSO-08 Purga 2-3

H2O_FUOIL FUO-10 Tea (venteo) Q-101

Residuo Q-100

Q-103

Q-102

Horno-Fueloil

Qc Fuente: Autor

Las corrientes de salida son los de alto valor agregado: nafta, kerosene, diesel y fuel oil.

48

EXERGÍA FÍSICA

Batería de producción Los datos de las corrientes, fueron los siguientes

Tabla 12. Datos de las corrientes de entrada y salida del proceso de producción.

Corrientes

Corrientes de entrada Flujo másico (lb/hr) Exergía física (Btu/hr)

Pozo 1 35811 198156

Pozo 2 80782 446995

Pozo 3 80782 446995

Corrientes de salida

Crudo final 132442 732845

Residuos

Gas tea 17793 98453

Agua del proceso 47141 260848 Fuente: Autor

Figura 14. Flujos másicos de las principales corrientes del proceso de producción.

Fuente: Autor

35811

80782 80782

132442

17793

47141

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Crudo final Gas tea Agua delproceso

Flujos másicos (lb/h) de cada corriente

49

En la figura 14 se muestra que la corriente con flujo mayor es la de crudo final, por lo tanto se corrobora que es el producto de valor agregado (el crudo) y por lo tanto, posteriormente cuando se hallen las exergías finales, las exergías de las corrientes de salida deben ser mayor a las exergías de las corrientes de entrada. Proceso de refinación del crudo Los datos de las corrientes fueron los siguientes

Tabla 13. Datos de las corrientes de entrada, salida, residuos y servicios industriales del proceso

de refinación (ver figura 13)

Corrientes

Corrientes de entrada Flujo másico (lb/hr) Exergía física (Btu/lb)

Carga a refinería 20561 0,06

Agua 2623 0,08

H2O 10000 62,92

H2O_FUOIL 10 60,76

Corrientes de salida

NAP-02 649,68 3,57

KER-03 1258 51,79

DSO-08 238,02 68,45

FUO-10 18273 117,67

Residuos

Agua salada 2617 0,63

Purga 9991 362,92

Tea (venteo) 90,34 31,58

Residuo 10,26 3,97

Servicios industriales

2 50000 15492816

Agua-04 salada 2617 34761

2-3 50000 16543032

DSO-04 2627 225931

Q-101

Q-100

Q-103

Q-102

Horno-Fueloil

Qc Fuente: Autor

50

Algunos servicios industriales no tienen flujo másico ni exergía física porque estos corresponden a los servicios industriales de las bombas, calderas y hornos de los cuales se extrajo el duty.

Figura 15. Flujos másicos de las principales corrientes del proceso de refinación

Fuente: Autor

En la figura 15 se observa que los requerimientos de servicios industriales son altos, seguidos por el flujo que entra a la refinería y por el fuel oil que sale de la torre. EXERGÍA QUÍMICA

Batería de producción y el proceso de refinación del crudo Para los cálculos de las exergías específicas químicas se obtuvieron los siguientes resultados (ver Tabla 14); cabe resaltar que se usaron factores de conversión para pasar de Farenheit a Kelvin, de Megajoule a Btu, y de Kilojoule a Btu.

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

Flujos másicos (lb/hr) de cada corriente

51

Tabla 14. Exergías químicas específicas de cada uno de los compuestos

Componente Fórmula Exergía química específica (Btu/lb)

Nitrogeno N2 0,011

Oxigeno O2 0,053

Metano CH4 22,33

Etano C2H6 21,42

CO2 CO2 2,68

Propano C3H8 21,03

22-Mpropano C5H12 20,67

22-Mbutano C6H14 20,51

Ciclopentano C5H10 20,02

i-Butano C4H10 20,78

n-Butano C4H10 20,78

i-Pentano C5H12 20,67

2-Mpentano C6H14 20,51

3-Mpentano C6H14 20,54

22-Mpentano C7H16 20,45

Mciclopentano C6H12 20,01

2-Mhexano C7H16 20,46

Benceno C6H6 18,20

33-Mpentano C7H16 20,45

113-MCC6 C9H18 9204349

E-Benceno C8H10 18,64

p-Xileno C8H10 18,59

m-Xileno C8H10 18,59

3-Moctano C9H20 9222187

n-Nonano C9H20 20,37

135-MBenceno C9H12 18,67

n-Decano C10H22 20,33

n-C11 C11H24 9174953

Eciclohexano C8H16 19,96

Ciclohexano C6H12 19,98

23-Mpentano C7H16 20,44

3-Mhexano C7H16 20,46

3-Epentano C7H16 20,48

224-Mpentano C8H18 20,41

1-tr3-MCC6 C8H16 9003301

Mciclohexano C7H14 19,97

113-MCC5 C8H16 9214850

52

Eciclopentano C7H14 20,01

1tr2ci3-MCC5 C8H16 9201409

Tolueno C7H8 18,36

2-Mheptano C8H18 20,40

o-Xileno C8H10 18,59

1M-tr3-ECC5 C8H16 9205657

n-Pentano C5H12 20,67

n-Hexano C6H14 20,55

n-Heptano C7H16 6,02

H2O H2O 0,02

n-C13 C13H28 9166587

n-C12 C12H26 9224378

n-Octano C8H18 20,42

CO CO 0,90

23-Mheptano C9H20 9256539

2-Moctano C9H20 9222185

1-ci4-MCC6 C8H16 9003312

1-tr2-MCC6 C8H16 9003289

1-tr3-MCC5 C7H14 9003336

Crudo (NBPs) 0 39158* Fuente: Autor

*La exergía del crudo fue tomada del siguiente trabajo: RIVERO, Ricardo., et al. The exergy of crude oil mixtures and petroleum fractions: calculation and application. En: Applied Thermodynamics. [en línea]. No. 3 (09,1999). < http://www.researchgate.net/publication/42539756_The_Exergy_of_Crude_Oil_Mixtures_and_Petroleum_Fractions_Calculation_and_Application> [citado en 03 de diciembre de 2014] ISSN: 1301-9724, la cual estaba en mJ/mol.

53

Batería de producción Con los datos de la tabla 14, se obtuvieron las exergías químicas para las corrientes, los cuales se reportan en la tabla 15.

Tabla 15. Exergías químicas para las corrientes de la batería de producción (ver en la figura 12)

Corrientes

Corrientes entrantes Exergía química (Btu/hr)

Pozo 1 3008830

Pozo 2 9647499

Pozo 3 9647499

Corrientes salientes

Crudo final 22102003

Residuos

Gas tea 201765

Agua del proceso 59,92 Fuente: Autor

Proceso de refinación De igual forma, con los datos de la tabla 14, se obtuvieron las exergías químicas para las corrientes, los cuales se reportan en la tabla 16.

54

Tabla 16. Exergías químicas para las corrientes del proceso de refinación

Corrientes

Corrientes de entrada Exergía química (Btu/hr)

Carga a refinería 931959345

Agua 3,13

H2O 11,93

H2O_FUOIL 0,012

Corrientes de salida

NAP-02 10277712

KER-03 269893134

DSO-08 2620944

FUO-10 181538888

Residuos

Agua salada 3,13

Purga 11,92

Tea (venteo) 195995

Residuo 145057

Servicios industriales

2 11339120

Agua-04 salada 593566

2-3 11339120

DSO-04 28969124 Fuente: Autor

EXERGÍA TOTAL Luego de tener el valor de las exergías químicas y físicas se obtuvieron las exergías totales por corrientes, que se reportan en la tabla 17 y 18.

55

Batería de producción

Tabla 17. Exergía total de cada corriente para la batería de producción

Corrientes

Corrientes entrantes Total Exergy (Btu/hr)

Pozo 1 3206986

Pozo 2 10094495

Pozo 3 10094495

Total 23395975

Corrientes salientes

Crudo final 22834849

Total 22834849

Residuos

Gas tea 300218

Agua del proceso 260908

Total 260908 Fuente: Autor

La exergía total de las corrientes de salida debe ser mayor a la exergía total de las corrientes de entrada, como se puede ver en la tabla.

En la figura 16 se graficaron los valores de las exergías totales de las corrientes de entrada, salida y residuos reportados en la tabla 17, siendo las de corrientes de entrada y salida los valores más altos.

56

Figura 16. Pérdidas exergéticas de las principales corrientes del proceso

Fuente: Autor

23395975 22834849

2609080

5000000

10000000

15000000

20000000

25000000

Corrientes deentrada

Corrientes desalida

Residuos

Pérdidas exergéticas (Btu/hr)

Corrientes de entrada Corrientes de salida Residuos

57

Proceso de refinación del crudo

Tabla 18. Exergía total de cada corriente para el proceso de refinacion

Corrientes

Corrientes de entrada Exergía total (Btu/hr)

Carga a refinería 931960607

Agua 219,17

H2O 629256

H2O_FUOIL 607,66

Total 932590690

Corrientes de salida 0

NAP-02 10280032

KER-03 269958290

DSO-08 2637237

FUO-10 183689172

Total 466564731

Residuos 0

Agua salada 1648

Purga 3625998

Tea (venteo) 198848

Residuo 145098

Total 3971591

Servicios industriales

2 26831936

Agua-04 salada 628327

2-3 27882152

DSO-04 29195055

Q-101 1847

Q-100 18641

Q-103 102,33

Q-102 168,12

Horno-Fueloil 4946609

Qc 8666470

Total 98171308 Fuente: Autor

La exergía total de las corrientes de salida debe ser mayor a la exergía total de las corrientes de entrada y servicios industriales, como se puede ver en la tabla.

58

En la figura 17 se graficaron los valores de las exergías totales de las corrientes de entrada, salida, residuos y servicios industriales reportados en la tabla 18, siendo las de corrientes de entrada y salida los valores más altos.

Figura 17. Pérdidas exergéticas de las principales corrientes del proceso

Fuente: Autor

4.3. EFICIENCIA DEL PROCESO Batería de producción Los resultados finales del análisis exergético fueron los siguientes:

Tabla 19. Pérdidas exergéticas y porcentaje de eficiencia de la batería de producción

Pérdidas exergéticas (Btu/hr) 561126

Pérdidas exergéticas por el proceso (Btu/hr) 300218

Eficiencia del proceso (%) 97,60 Fuente: Autor

932590690

466564731

3971591

98171308

0

100000000

200000000

300000000

400000000

500000000

600000000

700000000

800000000

900000000

1E+09

Corrientes deentrada

Corrientes desalida

Residuos Serviciosindustriales

Pérdidas exergéticas (Btu/hr)

Corrientes de entrada Corrientes de salida

Residuos Servicios industriales

59

La eficiencia del proceso fue de 97,6%, las irreversibilidades son principalmente provenientes de los residuos, ya que en la batería de producción no se ven cambios físicos y químicos solo adecuación del crudo para el proceso de refinación, trayendo consigo una eficiencia alta. En la figura 18 se grafican las pérdidas exergéticas totales por residuos, las del proceso y la eficiencia del mismo, datos reportados en la tabla19.

Figura 18. Resultados del análisis exergético para la batería de producción

Fuente: Autor

Proceso de refinación Los resultados finales del análisis exergético para el proceso de refinación fueron los siguientes:

Tabla 20. Pérdidas exergéticas y porcentaje de eficiencia del proceso de refinación

Pérdidas exergéticas (Btu/hr) 564197268

Exergía perdida por el proceso (Btu/hr) 560225676

Eficiencia del proceso 45,26

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Total pérdidasde exergía(Btu/lb deproductodeseado)

Exergías deresiduos(Btu/lb deproductodeseado)

Eficiencia delproceso (%)

4,24 1,97

97,6

Análisis exergético de la batería de producción

60

Fuente: Autor

La eficiencia del proceso fue de 45,6% ya que las pérdidas exergéticas en su mayoría son debido a la gran cantidad de servicios industriales usados en el proceso. En la figura 19 se grafican las pérdidas exergéticas totales por residuos, por servicio industrial, las del proceso y la eficiencia del mismo, datos reportados en la tabla 20.

Figura 19. Resultados del análisis exergético para el proceso de refinación

Fuente: Autor

0

100

200

300

400

500

Total pérdidasde exergía

(Btu*10E+02/lbde productosdeseados)

Exergía deresiduos (Btu/lb

de productosdeseados)

Exergía deservicios

industriales(Btu*10E+01/lbde productosdeseados)

Eficienciaexergética %

276,31

194,5

480,78

45,26

Análisis exergético del proceso de refinación

61

CONCLUSIONES

Se realizó la simulación del proceso de producción y refinación del crudo Caño Limón por medio del software Aspen Hysys, el cual brinda bases de datos de distintos tipos de crudos permitiendo modificar los cortes y las fracciones de componentes que se puedan obtener de este. Esto representa una ventaja cuando se requiere evaluar posibles modificaciones en los procesos. Se aplicó la metodología del análisis exergético en la etapa de producción del crudo que dio como resultado una eficiencia del 97%, debido a las pocas pérdidas exergéticas que resultaron gracias a que no se utiliza servicios industriales, las pocas pérdidas exergéticas fueron provocadas por los residuos que existían en el proceso. En cuanto a la etapa de refinación, la eficiencia fue del 45%, donde se evidencia que las mayores pérdidas exergéticas se deben a la gran cantidad de servicios industriales que son suministrados al proceso y el aporte de los residuos en él, con un total de pérdidas de 564197267 Btu/hr para una producción de 1600 barriles día en la refinería. Esto indica que es necesaria una integración energética en el proceso para reducir este alto consumo de servicios industriales y así disminuir estas pérdidas.

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RECOMENDACIONES

Aplicar el análisis exergético por etapas para identificar el lugar donde se están obteniendo las mayores pérdidas exergéticas, y a las etapas siguientes a la unidad de destilación atmosférica en la refinación de petróleo. Realizar integración energética mediante análisis Pinch para identificar posibles modificaciones en el proceso de refinación, que representen un ahorro por parte de los servicios industriales Aplicar un análisis exergético luego de integrada energéticamente la planta para comparar las irreversibilidades obtenidas. Evaluar económicamente la planta para reforzar la parte de ingeniería de diseño teniendo en cuenta el factor económico.

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GLOSARIO

ASSAY: Información que presenta la caracterización y propiedades del tipo de crudo, mostrando temperaturas, viscosidad, contenido de azufre, etc. COMBUSTIBLES BÁSICOS: Son mezclas de hidrocarburos derivados del petróleo que han sido diseñadas como combustibles de motores de combustión interna, ya sean solas o en mezcla con componentes oxigenantes, para reformular combustibles con mejores características de combustión. Para efectos de la presente resolución se entienden como combustibles básicos la gasolina corriente, la gasolina extra, el diésel corriente y el diésel extra o de bajo azufre. COMBUSTIBLES LÍQUIDOS DERIVADOS DE PETRÓLEO: Son todos los productos clasificables dentro de las categorías de las gasolinas, gasóleos, querosenes y fuelóleos, entre los cuales se cuentan: Combustibles para aviación (avigás), gasolina motor (gasolina extra, gasolina corriente, gasolina corriente oxigenada, gasolina extraoxigenada), combustibles de aviación para motores tipo turbina, queroseno, diésel extra o de bajo azufre, diésel corriente (ACPM), diésel marino (se conoce también con los siguientes nombres: diésel fluvial, marine diésel, gas oil, intersol, diésel número 2), y combustible para quemadores industriales (combustóleos-fuel oil). CRUDO: Es una mezcla de hidrocarburos que existe en fase líquida y en yacimientos bajo tierra y que permanece en fase líquida a presión atmosférica después de haber sido tratado en facilidades de superficie para separación.

GRAVEDAD API. La gravedad API, de sus siglas en inglés American Petroleum Institute, es una medida de densidad que describe que tan pesado o liviano es el petróleo comparándolo con el agua. Si los grados API son mayores a 10, es más liviano que el agua, y por lo tanto flotaría en esta. La gravedad API es también usada para comparar densidades de fracciones extraídas del petróleo. Es una función especial de la densidad relativa (gravedad específica), definida ésta como la relación de la masa de un volumen igual de agua pura a la misma temperatura. NÚMERO DE CETANO: El número de cetano es una medida de la calidad de ignición del combustible, influye en las emisiones de humo negro y en la calidad de la combustión. Los requisitos de número de cetano dependen del diseño del motor, las variaciones de la carga y velocidad y las condiciones de arranque y atmosféricas. Si el número de cetano es muy alto la combustión puede iniciarse sin haberse mezclado bien el combustible con el aire, dando como resultado una combustión incompleta y generación de humo. Un número de cetano bajo conlleva

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ruidos en el motor prolongando el retraso de la ignición, causando problemas de encendido y aumentando las emisiones de gases y partículas. OPTIMIZACIÓN: Este verbo hace referencia a buscar la mejor manera de realizar una actividad. El término se utiliza mucho en el ámbito de la informática PUNTO DE FLUIDEZ: Indica la temperatura más baja a la cual fluirá un combustible cuando se enfríe bajo condiciones recomendadas. Cuanto más bajo sea el punto de fluidez del combustible mejor será el desempeño del motor a bajas temperaturas. Los resultados de las pruebas de fluidez a baja temperatura son indicativos del funcionamiento del flujo del combustible. El método de ensayo es especialmente útil para la evaluación de combustibles que contienen aditivos para mejoramiento de flujo en un intervalo de + 10°C a -30°C. SIMULACIÓN MATEMATICA: Es una técnica numérica para realizar experimentos en una computadora digital. Estos experimentos involucran ciertos tipos de modelos matemáticos y lógicos que describen el comportamiento de sistemas de negocios, económicos, sociales, biológicos, físicos o químicos a través de largos periodos de tiempo VISCOSIDAD: Es una característica que indica la fluidez y facilidad de atomización del combustible, así también impacta en la característica de lubricidad del combustible. Debe poseer una viscosidad mínima para evitar pérdidas de potencia debidas a las fugas en la bomba de inyección y en el inyector. De la misma forma se tiene un límite de viscosidad máxima por consideraciones en el diseño y tamaño de los motores y las características del sistema de inyección. . .

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REFERENCIAS

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