factibilidad econÓmica del acople de los mecanismos de
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FACTIBILIDAD ECONÓMICA DEL ACOPLE DE LOS MECANISMOS DE
DILUCIÓN Y CALENTAMIENTO PARA MEJORAR EL TRANSPORTE DE
CRUDO PESADOS EN LÍNEAS DE TUBERÍAS
GAVIRIA VEGA ANA MILENA
ROMERO ZAFRA ELENA MARIA
UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA SECCIONAL CARTAGENA
FACULTAD DE INGENIERIA, ARQUITECTURA, ARTES Y DISEÑO
PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARTAGENA DE INDIAS D. T Y C
2017
FACTIBILIDAD ECONÓMICA DEL ACOPLE DE LOS MECANISMOS DE
DILUCIÓN Y CALENTAMIENTO PARA MEJORAR EL TRANSPORTE DE
CRUDO PESADOS EN LÍNEAS DE TUBERÍAS
GAVIRIA VEGA ANA MILENA
ROMERO ZAFRA ELENA MARIA
Trabajo de Grado presentado como requisito para optar al título de
Ingeniero Químico
DIRECTOR
José Daniel Marín Batista
Msc. Ingeniero Químico
COODIRECTOR
Alba Nubia Giraldo Molina
Ingeniera Química
UNIVERSIDAD DE SAN BUENAVENTURA SECCIONAL CARTAGENA
FACULTAD DE INGENIERIA, ARQUITECTURA, ARTES Y DISEÑO
PROGRAMA DE INGENIERÍA QUÍMICA
CARTAGENA DE INDIAS D. T Y C
2017
NOTA DE ACEPTACIÓN
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Firma del presidente del jurado
__________________________________
Firma del jurado
__________________________________
Firma del jurado
DEDICATORIA
A Dios primeramente por ser el Rey de Reyes y Señor de Señores en mi vida, en
quien he confiado para culminar mi carrera universitaria en victoria.
“Porque Jehová da la sabiduría, y de su boca viene el conocimiento y la inteligencia.”
Proverbios 2:6
A mi hermosa familia, mi padre Javier Gaviria Barrios, mi madre Vilma María Vega
Martínez y mi hermano Cesar Gaviria Vega por ser la base fundamental para mi
desarrollo académico y brindarme su apoyo incondicional lleno de mucho amor,
paciencia y fe en mí.
A mi querido novio José Ángel López Ramos, por estar presente en momentos
difíciles que enfrente durante mis tiempos de estudios, que con su cariño,
comprensión y su dedicación pude sacarlos adelante.
A mis abuelos maternos Pánfilo Vega y Victoria Martínez que no tuvieron la
oportunidad de ver esta etapa de mi vida, pero desde el cielo me guiaron en espíritu
y sé que están complacidos al ver este gran logro realizado.
A mis abuelos paternos Rafael Gaviria y Medarda Barrios que con su corazón y
bendiciones fueron mi ejemplo de superación, con su palabras textuales “Estudie
mija…Estudie” entendiendo hoy su significado.
ANA MILENA GAVIRIA VEGA
Dedico este trabajo principalmente al creador de todas las cosas, el que me ha dado
fortaleza para continuar cuando estuve a punto de caer; por ello, con toda la
humildad que de mi corazón puede emanar, dedico primeramente a DIOS.
De igual forma, dedico esta tesis a mi madre Elda María Zafra Leal por ser el pilar
más importante y por demostrarme siempre su cariño y apoyo incondicional sin
importar nuestras diferencias de opiniones. A mi padre Lermes Antonio Romero
Morales quien con sus concejos ha sabido guiarme para terminar mi carrera
profesional. A mis hermanos en especial Emilette Romero Zafra pues ella fue el
principal cimiento para la construcción de mi vida profesional, sentó en mí las bases
de responsabilidad y deseo de superación, en ella tengo el espejo en el cual me
quiero reflejar pues sus virtudes infinitas y su inmenso corazón me llevan a admirarla
y amarla cada día más.
ELENA MARIA ROMERO ZAFRA
AGRADECIMIENTOS
A Dios mi gran amigo y padre por excelencia, por llenarme de sabiduría en todos
los momentos de mi proceso académico a través de su poderosa palabra.
A mis padres, mi hermano y demás familiares por brindarme su amor y fortaleza al
estar pendiente de todos los procesos que viví en el transcurso de mi carrera
profesional
A mi novio por ser esa motivación y confiar en mí transmitiéndome sus consejos de
aliento para no rendirme cuando sentía que no podía más.
A todos los profesores que de una u otra manera contribuyeron en mi formación
académica y personal educándome en valores para formarme como un profesional
integro, en especial nuestros directores Alba Nubia Giraldo Molina y José Daniel
Marín Batista, profesores Adalberto Matute Towinson, Vicente Vargas Cera, Miguel
Ángel Ramos Olmos y demás.
A la Universidad San Buenaventura seccional Cartagena por enseñarme el valor de
ser una buena bonaventuriana en mi proceso académico.
ANA MILENA GAVIRIA VEGA
En primer lugar doy infinitas gracias a DIOS, por haberme dado el valor y fuerza
necesaria para culminar mi carrera profesional.
Agradezco también el amor, confianza, y apoyo por parte de mi madre Elda María
Zafra Leal, que sin duda alguna me ha demostrado su inmenso amor, corrigiendo
mis faltas y celebrando mis triunfos.
Agradezco también a mi padre Lermes Antonio Romero Morales por su apoyo
incondicional en mi carrera, en mis logros y en todo. Siempre lo he tenido presente
en mi vida y sé que está orgulloso de la persona en la cual me he convertido.
A mis hermanos y familiares por siempre estar presente en mi vida.
Finalmente agradecer A todos los profesores que de alguna u otra manera han
intervenido en la construcción de este proyecto, principalmente Alba Nubia Giraldo
Molina, José Daniel Marín Batista, Miguel Ángel Ramos Olmos, Adalberto Matute
Towinson y Vicente Vargas Cera.
ELENA MARIA ROMERO ZAFRA
CONTENIDO
Pág.
1.PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN ...................................................................... 1
1.1PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ................................................................ 1
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ................................................................... 3
1.3 JUSTIFICACIÓN ............................................................................................... 3
1.4 OBJETIVOS ...................................................................................................... 4
1.4.1 Objetivo general ............................................................................................. 4
1.4.2 Objetivos específicos...................................................................................... 4
2. MARCO DE REFERENCIA ................................................................................. 6
2.1 ANTECEDENTES INVESTIGATIVOS .............................................................. 6
2.2 MARCO TEÓRICO ............................................................................................ 8
2.2.1 El Petróleo. ..................................................................................................... 8
2.2.2 Clasificación de los crudos ............................................................................. 8
2.2.3 El crudo pesado. .......................................................................................... 10
2.2.4 Propiedades de los crudos pesados. ........................................................... 10
2.2.5 Reservas de crudo pesado en Colombia y en el mundo. ............................. 11
2.2.6 Tecnologías de transporte de crudo pesado en las tuberías ........................ 13
2.2.7 Diseño experimental ..................................................................................... 17
2.2.8 Metodología superficie de respuesta. ........................................................... 19
2.3 MARCO CONCEPTUAL.................................................................................. 20
2.4 MARCO LEGAL .............................................................................................. 21
2.4.1 Entes reguladores del sector petrolero colombiano. .................................... 22
2.4.2 Regulaciones en el sector de los hidrocarburos en Colombia. ..................... 23
3. DISEÑO METODOLÓGICO .............................................................................. 24
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN. ............................................................................ 24
3.2 DISEÑO ADOPTADO...................................................................................... 24
3.3 ENFOQUE ADOPTADO.................................................................................. 25
3.4 TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN. .............................. 25
3.4.1 Fuentes primarias.. ....................................................................................... 25
3.4.2 Fuentes secundarias. ................................................................................... 26
3.5 HIPÓTESIS. .................................................................................................... 26
3.6 VARIABLES. ................................................................................................... 26
3.7 OPERACIONALIZACIÓN DE VARIABLES. .................................................... 26
3.8 PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN ................................................... 27
3.8.1 Descripción de las propiedades termodinámicas del crudo pesado y los
solventes líquidos. ................................................................................................. 27
3.8.2 Simulación de las mezclas crudo/ solvente y el oleoducto. ......................... 28
3.8.3 Metodología para la evaluación económica del efecto de calentamiento y
dilución en el transporte de crudo pesado. ............................................................ 30
3.8.4 Diseño experimental. .................................................................................... 35
3.8.5 Optimización y Evaluación estadística. ........................................................ 35
4. PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS ....................................... 37
4.1 EFECTO DEL CALENTAMIENTO SOBRE LAS VARIABLES DE TRANSPORTE
DE CRUDO PESADO ........................................................................................... 37
4.2 EFECTO DE LA DILUCIÓN SOBRE LAS PROPIEDADES DE TRANSPORTE
DEL CRUDO PESADO. ........................................................................................ 38
4.3 EFECTO DEL ACOPLE DE LOS MÉTODOS DE CALENTAMIENTO Y
DILUCIÓN SOBRE LAS VARIABLES DE TRANSPORTE. ................................... 40
4.4 OPTIMIZACIÓN DEL ACOPLE DE LOS MÉTODOS DE CALENTAMIENTO Y
DILUCIÓN. ............................................................................................................ 50
CONCLUSIONES .................................................................................................. 52
RECOMENDACIONES ......................................................................................... 54
REFERENCIAS ..................................................................................................... 55
ANEXOS ............................................................................................................... 61
LISTA DE FIGURAS
Pág.
Figura 1. Densidades y Viscosidades de los hidrocarburos y otros fluidos. ......... 9
Figura 2. Crudo pesado. ....................................................................................... 10
Figura 3. Categorías de los crudos pesados de acuerdo a su densidad. ............. 11
Figura 4. Potencial de reservas de Crudos pesados en Colombia ....................... 12
Figura 5. Total de reservas de petróleo en el mundo. .......................................... 12
Figura 6. Crudo pesado antes y después de ser calentado. ................................ 14
Figura 7. Transporte por dilución y recuperación del diluyente. ........................... 15
Figura 8. Emulsiones encontradas en producción y transporte del petróleo. ....... 16
Figura 9. Esquema de Diseño de un flujo anular. ................................................. 17
Figura 10. Diseños de modelos básicos utilizados en RSM. ................................ 17
Figura 11. Superficie de respuesta tridimensional. ............................................... 20
Figura 12. Simulación de las mezclas crudo/ solvente y el oleoducto. ................ 29
Figura 13. Comportamiento de la viscosidad y la densidad del crudo pesado
aplicando calentamiento. ....................................................................................... 37
Figura 14. Efecto de la dilución sobre la viscosidad y la densidad del crudo pesado.
.............................................................................................................................. 39
Figura 15. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con Nafta. ............ 40
Figura 16. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con Tolueno. ........ 41
Figura 17. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con N-heptano. .... 41
Figura 18. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con Metanol. ........ 42
Figura 19. Costos de potencia y dilución con Nafta Vs temperatura. ................... 43
Figura 20. Costos de potencia y dilución con Tolueno Vs temperatura. ............... 44
Figura 21. Costos de potencia y dilución con N-Heptano Vs temperatura. .......... 45
Figura 22. Costos de potencia y dilución con Metanol Vs temperatura. ............... 45
Figura 23. Superficies de respuestas de los Costos de transporte (USD/año) vs
Dilución (%) – Temperatura (°C) ........................................................................... 48
Figura 24. Superficies de respuestas del Ln Viscosidad (cP) vs Dilución (%) –
Temperatura (°C) .................................................................................................. 49
LISTA DE TABLAS
Pág.
Tabla 1. Comparación de métodos de transporte de crudo pesado. .................... 13
Tabla 2. Caracterización del crudo pesado simulado en Aspen Hysys. ................ 28
Tabla 3. Costos fijos para transporte de crudo pesado en tuberías. ..................... 31
Tabla 4. Costos de diluyentes. .............................................................................. 33
Tabla 5. Costos variables para el transporte de crudo pesado en tuberías. ......... 33
Tabla 6. Diseño experimental. .............................................................................. 35
Tabla 7. Coeficientes del modelo de regresión de segundo orden y los R2 para los
Costos de transporte. ............................................................................................ 46
Tabla 8. Coeficientes del modelo de regresión de segundo orden y los R2 para el
Ln Viscosidad. ....................................................................................................... 47
Tabla 9. Valores óptimos del acople de los métodos de calentamiento y dilución.50
LISTA DE ANEXOS
Pág.
ANEXO A. Diagrama del sistema real para la evaluación económica. ................ 61
ANEXO B. Factores que intervienen en la evaluación de costos fijos del transporte
de crudo pesado. ................................................................................................... 62
ANEXO C. Factores que intervienen en la evaluación de costos variables del
transporte de crudo pesado................................................................................... 63
ANEXO D. Comparación económica del caso Base con los costos óptimos de cada
diluyente ................................................................................................................ 64
ANEXO E. Cotización de los solventes Tolueno, N-heptano y Metanol utilizados en
este proyecto. ........................................................................................................ 65
RESUMEN
El transporte de los crudos pesados es muy desafiante debido a la baja movilidad y
bajas viscosidades, a la precipitación de parafinas y asfáltenos, la proporción de
componentes de bajo peso molecular, alto contenido de sulfuro, sales y metales, el
incremento en el contenido de agua de formación y grandes problemas de corrosión;
todos estas dificultades operativas limitan su viabilidad económica. El objetivo de
este trabajo es determinar la factibilidad económica del acople de los mecanismos
de dilución (Nafta, Tolueno, N-Heptano, Metanol) y calentamiento para mejorar la
operación de transporte de crudo pesados en líneas de tuberías usando la
metodología de superficie de respuesta, donde la relación funcional entre las
variables de respuestas (Costos y Viscosidad) y las variables independientes
(Temperatura y % de Dilución) se obtuvieron en base a los coeficientes del modelo
de regresión de segundo orden; La base de datos necesaria para la realización de
las gráficas de respuestas en Minitab 17 se obtuvieron por medio de la simulación
del transporte de crudo pesado en Aspen HYSYS. Finalmente, se decidió realizar
un acople de los métodos de reducción de viscosidad antes mencionado, para
rebajar la cantidad de solvente mínimo y la cantidad de energía térmica requerida.
Por tal razón, se pudo apreciar que el diluyente que ofreció mejor comportamiento
fue la Nafta con una dilución del 10% y una temperatura de 24,01ºC, ayudando así
a la disminución de los costos de transporte de crudo pesado por tuberías.
Palabras claves: Calentamiento, Costos, Crudo pesado, Dilución, Optimización,
Superficie de respuesta, Transporte de crudo.
ABSTRACT
The transport of heavy crude is very challenging due to the low mobility and
viscosities, the precipitation of paraffins and asphaltenes, the proportion of low
molecular weight components, high sulfur content, sales and metals, increase in
water content formation and major corrosion problems; All these operational
difficulties limit their economic viability. The objective of this work is to determine the
economic feasibility of the dilution mechanisms (Nafta, Toluene, N-Heptane,
Methanol) and heating to improve the heavy oil transport operation in pipelines using
the methodology of The Response surface, where the functional relationship
between the response variables (Costs and Viscosity) and the independent variables
(Temperature and% Dilution) were obtained based on the coefficients of the second
order regression model; The database required for the realization of the response
graphs in Minitab 17 was obtained by simulation of heavy crude transport in Aspen
HYSYS. Finally, it was decided to perform a calculation of the aforementioned
viscosity reduction methods, to reduce the minimum solvent amount and the amount
of thermal energy required. For this reason, it was possible to appreciate that the
diluent that offered the best performance was the Nafta with a dilution of 10% and a
temperature of 24.01°C, thus helping a decrease in the transportation costs of heavy
crude through pipes.
Key words: Heating, Costs, Heavy crude, Dilution, Optimization, Response surface,
Crude transport.
INTRODUCCIÓN
Los crudos pesados se caracterizan por presentar alta viscosidad y baja gravedad
API que dificultan el transporte por tuberías limitando su viabilidad económica.
Varios pretratamientos como el aceite de calefacción y la dilución con hidrocarburos
líquidos más ligeros son opciones efectivas para reducir la viscosidad del crudo y
facilitar su movilidad en la tubería. Entonces, es importante predeterminar la
proporción de solvente/crudo y la temperatura óptima para evitar costos extras en
servicios externos, altas caídas de presión y altas temperaturas.
Este estudio tuvo como objetivo determinar la factibilidad económica del acople de
los mecanismos de dilución y calentamiento para mejorar la operación de transporte
de crudo pesados en líneas de tuberías. El software Aspen HYSYS se utilizó para
simular el crudo requerido para obtener las corrientes de productos y herramientas
que permitieran realizar el estudio de los escenarios técnicos y económicos de la
investigación, por lo que se utilizó la Nafta, Tolueno, Metanol y Hexano como
disolventes visco-reductores.
El diseño central compuesto se utilizó para estudiar el efecto de la relación de
mezcla y la temperatura en el parámetro de respuesta de los costos. Las variables
independientes y el parámetro de respuesta se modelaron utilizando una regresión
de segundo orden en el programa de Minitab 17. El acople de los mecanismos de
dilución y calentamiento presentó una interacción positiva para cambiar las
propiedades del crudo no convencional. La dilución de crudo pesado con solvente
permitió disminuir la viscosidad y aumentar la gravedad API. Por lo tanto, se mostró
una sinergia combinando la dilución del crudo pesado, el calentamiento y las caídas
de presión que representaron una reducción en los costos operativos.
En el desarrollo de este proyecto, se mostrarán los principales capítulos que
abarcan el desglose del objetivo, importancia, base científica y conclusión del tema
de investigación; Así pues, en el Capítulo 1 se describe el problema de investigación
donde se exponen las causas, consecuencias, el porqué de la viabilidad económica
del transporte del crudo pesado, pertinencia con el área de estudio, importancia
para la comunidad ingenieril, el objetivo que se quiere llevar a cabo y la pregunta
problema que debe ser respondida a lo largo de los capítulos siguientes.
Posteriormente, se presenta el Capítulo 2 como el marco de referencia, donde se
sustenta el propósito planteado en el capítulo anterior a través de los antecedentes
investigativos por otros autores que realizaron estudios acerca de los mecanismos
del transporte de crudo pesado, bases teóricas y científicas, conceptos,
reglamentaciones y leyes que enmarcan la investigación a desarrollar.
Luego, se detalla el Capítulo 3 con el diseño metodológico que explica el tipo de
investigación, enfoque y diseño adoptado para el objetivo al que se desea llegar,
también se plantean las hipótesis (Alternativa y Nula), Como fue la técnica de
recolección de información para obtener los resultados esperados, variables y su
operacionalización, procesamiento de los datos, la metodología técnica y
económica de cómo se simulo el transporte de crudo pesado en tuberías y como se
obtuvieron los costos totales de operación en el acople de los mecanismos de
transporte de dilución y calentamiento.
Finalmente, se presentan y se discuten los resultados en el Capítulo 4, en el cual
se desarrollan los objetivos del proyecto acerca de la factibilidad económica del
acople de los mecanismo dilución y calentamiento para el transporte de crudo
pesado en tuberías, se interpretan de acuerdo a las tablas, gráficas y figuras que se
obtienen de todo el proceso investigativo, se comparan con otros estudios
relevantes del transporte crudo pesado en Colombia, para así plasmar las
conclusiones que se derivan de los resultado y las posibles recomendaciones en
futuras investigaciones.
1
FACTIBILIDAD ECONÓMICA DEL ACOPLE DE LOS MECANISMOS DE
DILUCIÓN Y CALENTAMIENTO PARA MEJORAR EL TRANSPORTE DE
CRUDO PESADOS EN LÍNEAS DE TUBERÍAS
1. PROBLEMA DE INVESTIGACIÓN
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El estado agotado de las reservas de crudo liviano en el mundo ha direccionado el
futuro de la industria petrolera hacia la explotación de crudos pesados, los cuales
representan el 70% de las reservas mundiales. La explotación de los crudos
pesados implica el desarrollo de tecnologías que permitan el recobro y trasporte por
oleoducto desde los campos de explotación hasta los centros de refinación. Para el
transporte eficiente de crudos en oleoductos, se recomienda valores de viscosidad
inferiores a 400 cP a 25°C [1]. Los crudos pesados se caracterizan por sus
propiedades reológicas particulares tales como densidades API entre 10°- 22,3° y
viscosidades entre 100-10,000 cP. Los valores bajos en densidad API y valores
altos en la viscosidad, en comparación con un crudo convencional, son atribuidos
principalmente al alto contenido de asfáltenos y baja relación gas/crudo [2]. A su
vez, Las propiedades reológicas del crudo pesado dificultan su transporte por las
líneas de tuberías implicando altos consumos de energía en bombeo y grandes
inversiones de capital en mantenimiento. No obstante, se hace necesario el uso de
pre-tratamientos fisicoquímicos tales como dilución con solventes y calentamientos
a lo largo de las líneas de tuberías para reducir la viscosidad y mejorar la eficiencia
de la operación de transporte [3].
El mecanismo de dilución consiste en mezclar proporcionalmente el crudo con
hidrocarburos livianos. Solventes como el heptano, metanol, tolueno, nafta y gas
licuado han sido ampliamente estudiados para reducir la viscosidad del crudo a
partir de la optimización de una relación de mezcla crudo/solvente [4]. En
consecuencia, se reduce el consumo de energía eléctrica de la bomba y mejora la
fluidez del crudo en la línea de producción [5]. La optimización implica estudios
rigorosos que permiten definir posibles cambios en la composición del crudo,
verificación de los parámetros de medición tales como los costos de transporte,
densidad y viscosidad, además de evaluar la miscibilidad de los fluidos [2]. De esta
manera, se reducen los riesgos asociados a la implementación en campo.
Por otra parte, el calentamiento es el segundo método más utilizado para el
transporte de crudo pesado por tuberías. La temperatura y la viscosidad son
2
magnitudes inversamente proporcionales por lo que incrementos en la temperatura
disminuye notablemente la viscosidad mejorándose las condiciones del crudo
pesado para el transporte por líneas de tuberías [6]. El calentamiento consiste en
mantener la temperatura del fluido entre 40°C y 60°C para reducir la viscosidad
hasta valores entre 200cP y 400Cp. Adicionalmente, el método requiere de sistemas
de control rigurosos que evitan la cavitación durante el sistema de bombeo por
gasificación de livianos a lo largo de las líneas de tubería [7, 8].
Ambos mecanismos, logran disminuir la viscosidad del crudo impactando
directamente en la eficiencia del bombeo [9]. Sin embargo, la viabilidad de la
aplicación tanto para el método de dilución como de calentamiento está
directamente relacionada a los costos totales de la operación y disponibilidad de los
recursos externos (solventes y energía térmica). En el caso del mecanismo de
dilución, se requieren dosificaciones altas del diluyente para alcanzar los valores
requeridos de viscosidad para el transporte, lo cual a su vez conducen a
precipitaciones de asfáltenos que taponan y disminuyen la presión de succión a lo
largo de la línea de tubería [10]. Por otra parte, el calentamiento de la tubería genera
corrosión lo que induce a costos asociados a mantenimientos al igual que gastos
extras en el uso de aislantes y anticorrosivos. Igualmente, en ocasiones se requiere
del uso de chaquetas térmicas en la tubería [3, 9]. Adicionalmente, la operación
implica un proceso de pre-tratamiento térmico previo al bombeo y repetitivos
calentamientos a lo largo de la línea de tubería para evitar pérdidas de fluidez en el
crudo a causa de las disipaciones de calor.
La factibilidad económica del transporte de crudo pesado en las líneas de tuberías
podría logarse por acople del método de dilución y calentamiento. El acople sería
factible al minimizar los costos totales de la operación y maximizar la eficiencia del
transporte al mismo tiempo que se reducen el consumo de los solventes y
requerimientos energéticos para calentamiento. Este tipo de optimización se puede
realizar a partir de superficies de respuestas, las cuales permiten modelar la
interacción de 3 o más variables de interés sobre una única variable de respuesta
[10]. Dicha metodología es un conjunto de técnicas matemáticas y estadísticas
utilizadas para modelar y analizar problemas en los que una variable de interés es
influenciada por otras. El objetivo es optimizar la variable de interés, lo cual se logra
determinando las condiciones óptimas de operación, ya que ofrece ventajas en la
comprensión de, como diferentes factores denominados variables de proceso
influyen sobre una respuesta determinada [11]. Además, la metodología superficie
de respuesta trata de encontrar los valores óptimos para las variables
3
independientes que maximizan, minimizan o cumplen ciertas restricciones en la
variable respuesta [12].
Teniendo en cuenta lo anterior, en el presente proyecto se pretende determinar la
factibilidad económica del acople de los mecanismos de dilución y calentamiento
para mejorar la operación de transporte de crudo pesados en líneas de tuberías
usando la metodología de superficie de respuesta.
1.2 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
¿Cuál es la factibilidad económica del acople de los mecanismos de dilución y
calentamiento para mejorar la operación de transporte de crudo pesados en líneas
de tuberías usando la metodología de superficie de respuesta?
1.3 JUSTIFICACIÓN
Colombia desde hace varios años ha estado incursionando en la explotación de
crudos pesados. Se estimó que para el 2014, el país produjo cerca de 1 millón de
barriles diarios, de los cuales el 60% fueron de crudo pesado, especialmente en los
campos del putumayo y magdalena medio [2]. La meta del país es producir 2 millón
de barriles diarios hacia el 2020 siguiendo la tendencia de Venezuela y Brasil que
posicionan a Colombia en el tercer país productor de petróleo en sur América [3].
Estas proyecciones obligan a la industria petrolera Colombiana a construir una
infraestructura óptima de las líneas de tuberías para el transporte del crudo pesado.
El auge de los crudos pesados va de la mano de soluciones tecnológicas que
permitan mejorar su producción y transporte por oleoductos. El transporte de los
crudos pesados es una problemática que impacta directamente sobre la viabilidad
económica de su explotación. Actualmente, las empresas invierten en estudios para
mejorar los mecanismos de transporte desde el pozo hasta la refinería [6]. Entre el
2008 y el primer trimestre del 2011, las inversiones de Ecopetrol y terceros para
proyectos de transporte ascendieron a US$ 1.953 millones [2]. En estas operaciones
se han optado mejoraras en el transporte de los crudos pesados por diluciones con
hidrocarburos livianos y calentamientos en las líneas de tuberías. Sin embargo, la
operación sigue resultando costosas dado los altos consumos de potencias y
repetidas secuencias de bombeo con alta capacidad de subsunción [4], por tal razón
realizar un acople de los métodos de reducción de viscosidad como es la dilución
y el calentamiento conllevan a la disminución de costos de trasporte, la reducción
4
en la cantidad de solvente mínimo y de energía térmica requerida. No obstante, los
estudios de factibilidad económica sobre las unidades de transporte de crudo
pesado son requeridos para tomar decisiones de implementación.
El proyecto es pertinente con la Universidad de San Buenaventura Cartagena, ya
que esta institución busca que sus estudiantes desarrollen competencias
investigativas para plantear nuevas ideas, innovar y resolver problemas que se
presentan día a día en la sociedad [13]. Así mismo, tiene afinidad con las líneas de
investigación del Grupo de Investigación en Ciencias de la Ingeniería (GICI) de la
facultad de Ingenierías, Arquitectura, Artes y Diseño de la universidad, debido a que
se estructura en base a dos paradigmas fundamentales, que han sido esenciales
en la ingeniería de procesos como lo es fenómenos de transporte y operaciones
unitarias, al requerirse de transporte de masa y procesos analíticos como balance
de materia y energía de los procesos y termodinámica en los sistemas
multicomponentes.
Este proyecto, de igual manera, está justificada en las políticas de la Universidad
plasmadas en el Proyecto Educativo Bonaventuriano (PEB) ya que a través del
conocimiento se busca dignificar al hombre, orientándolo al servicio de los demás y
la valoración de la naturaleza. Así mismo, es viable ya que las herramientas básicas
para la realización del proyecto, las cuales son el ambiente de simulación (Aspen
HYSYS®) con licencia actualizada de la Universidad, el programa estadístico
(Minitab 17), además de los equipos de cómputo que son herramientas que juegan
un papel importante para el desarrollo y ejecución de este proyecto por su fácil
acceso y disponibilidad requerida.
1.4 OBJETIVOS
1.4.1 Objetivo general
Determinar la factibilidad económica del acople de los mecanismos de dilución y
calentamiento para mejorar la operación de transporte de crudo pesados en líneas
de tuberías usando la metodología de superficie de respuesta
1.4.2 Objetivos específicos
Modelar el efecto del calentamiento del crudo pesado usando el software simulación
de procesos Aspen HYSYS para mejorar la operación de trasporte en líneas de
tubería.
5
Modelar el efecto de la dilución del crudo pesado usando el software de simulación
de procesos Aspen HYSYS para mejorar la operación de trasporte en líneas de
tubería.
Determinar el efecto del acople de los mecanismos de dilución y calentamiento
mediante modelos de regresión.
6
2. MARCO DE REFERENCIA
2.1 ANTECEDENTES INVESTIGATIVOS
En la actualidad, se ha logrado resolver el problema del movimiento de los crudos
pesados y extrapesados en el interior del yacimiento mediante métodos de recobro
mejorados. La técnica consiste en adicionar energía y para llevar los crudos
pesados del pozo a la superficie mediante la aplicación de Sistemas Artificiales de
Producción. Sin embargo, se ha vuelto de gran importancia lograr el transporte de
los crudos pesados y extrapesados desde la cabeza del pozo a los centros de
refinación, debido a que su producción ha aumentado alrededor del mundo y ha
sido desafiante por la baja movilidad y bajas viscosidades, a la deposición de
parafinas y asfáltenos, la baja proporción de componentes de bajo peso molecular,
alto contenido de sulfuro, sales y metales, el incremento en el contenido de agua de
formación y grandes problemas de corrosión; todos estas dificultades operativas
limitan su viabilidad económica [7].
Por consiguiente, se puede reseñar que el trabajo que marcó el interés de
emprender esta investigación es el detallado en el artículo titulado “Experimental
study of Iranian heavy crude oil viscosity reduction by diluting with heptane,
methanol, toluene, gas condensate and naphtha” [14], publicado en Diciembre de
2016 por Amir Hossein, Saeedi, Dehaghani y Mohammad Hasan Badizaden en el
volumen 2 de la revista Petroleum. En este estudio, se empleó el mecanismo de
dilución con el uso de disolventes industriales y condensado de gas, además de la
investigación experimental, se evaluaron diferentes modelos para la predicción de
la viscosidad del petróleo pesado y la relación de la viscosidad / disolvente, lo que
muestra la necesidad de mejorar el proceso de transporte de crudo en líneas de
tuberías hacia las plantas de refinación.
Uno de los métodos en los que se ha investigado para transportar crudos pesados
a través de tuberías en alta mar lo reseña el trabajo publicado en Noviembre de
2016 en la revista de ingeniería química Investigación y Diseño, titulado
“Emulsification of Indian heavy crudeoil in waterforitsefficienttransportationthrough
offshore pipelines” [10]. Shailesh Kumar y Vikas Mahto en esta investigación
precisaron el uso del método de emulsiones Crudo /Agua, para lo cual utilizaron
ondas ultrasónicas para un crudo pesado de la India para facilitar su transporte a
través de tuberías en alta mar mediante la optimización de los valores de contenido
de aceite, la concentración de surfactante y salinidad de la fase de agua en la
emulsión. Estos factores están optimizados a través de la investigación de sus
7
efectos sobre el punto de fluidez, reología, tensión interfacial, tamaño de gota, la
estabilidad y la tensión superficial de las emulsiones producidas.
En Septiembre de 2016,W.L. Loh y V.K. Premanadhan, publicaron en la revista Journal of Petroleum Science and Engineering el trabajo cuyo título es “Experimental investigation of viscousoil-waterflows in pipeline” [15], en el cual realizan un estudio experimental entre crudo-agua flujo bifásico en una tubería 27.86 mm, con crudos de viscosidad de 30 cP y 300 cP, para visualizar los regímenes de flujo y caídas de presión agua-crudo pesado, lo cual revela diferentes capas de estratificación de los regímenes de flujo separadas con la existencia de una capa de aceite estacionaria cerca de la parte superior de crudo pesado(300 cP) y se compararon con los resultados experimentales existentes en la literatura. Una estrategia de calentamiento intermedio único y multipunto se puede utilizar de forma beneficiosa para equipar las tuberías existentes, inicialmente diseñado para el transporte de petróleo liviano, a fin de permitir el transporte de crudos mucho más pesados. A través de calentamiento intermedio, la viscosidad se reduce y la reducción significativa en las pérdidas de rendimiento que puede lograrse, esta estrategia de adaptación se propone como objetivo de retener el máximo rendimiento de los cambios en forma progresiva de crudos muy viscosos, con sujeción a la caída de presión y las limitaciones de temperatura máxima del crudo. Los resultados se describen en el trabajo titulado “Enhancing the flexibility of pipeline infrastructure to cope with heavy oils: Incremental termal retrofit” [16], publicado por Emilio Diaz-Bejarano, Andrey V. Porsin y Sandro Macchietto, en el volumen 105 de la revista Applied Thermal Engineering en Julio de 2016. También se puede resaltar el trabajo de investigación “Transportation of heavy and extra-heavy crude oil by pipeline: A review” [17]en el cual discutieron a fondo las soluciones tecnológicas actuales e innovadoras que cubren la viscosidad y la reducción de la fricción para mover crudos pesados y extra-pesados desde el lugar de producción hasta las instalaciones de procesamiento Estos resultados, publicados en la revista en Enero de 2011 por Rafael Martínez-Palou, María de Lourdes Mosqueira, Beatriz Zapata-Rendón, Elizabeth Juárez Mar, César Bernal-Huicochea, Juan de la Cruz López Clavel y Jorge Aburto lo cual expresan que las nuevas tecnologías abordan las mejoras para facilitar la operación, fiabilidad, coste, tamaño, facilidad de mantenimiento, infraestructura y disponibilidad de recursos, y la mejora de la calidad del crudo pesado con el fin de reducir su viscosidad y las fuerzas de fricción. En Mayo del 2010, Shadi W. Hasana, Mamdouh T. Ghannamb y Nabil Esmail en
el documento “Heavy crude oil viscosity reduction and rheology for pipeline
transportation” [18], desarrollaron una investigación enfocada en los diferentes
métodos de reducción de la viscosidad del petróleo crudo pesado para mejorar las
propiedades de flujo. Las medidas experimentales se realizaron utilizando
8
RheoStress RS100 de Haake. Estudiaron varios factores como la velocidad de
cizallamiento, la temperatura y la concentración de aceite de luz sobre el
comportamiento de la viscosidad. Este estudio muestra que la mezcla del crudo
pesado con una cantidad limitada de petróleo crudo más ligero proporciona un mejor
rendimiento que las otras alternativas.
Las investigaciones se utilizaron como referencia teórica, ya que apuntan al
mejoramiento de las propiedades visco-reductoras en el transporte de crudo
pesado y extrapesado en líneas de tuberías. Por lo que, se hace reconocible la
viabilidad de este estudio en el que aporta conocimientos enfocados a la factibilidad
económica de transportar crudos pesado en líneas de tuberías con el acople de los
mecanismos de dilución y calentamiento, con el fin de desarrollar los procedimientos
metodológicos, formulación de hipótesis y análisis de datos que se llevaron a cabo
en este proyecto.
2.2 MARCO TEÓRICO
2.2.1 El Petróleo. Es la sustancia más importante consumida a nivel mundial en la
sociedad moderna, debido a que proporciona no solo materia prima para materiales
como plásticos y otros productos, sino también diferentes tipos de combustibles que
proporciona energía, calentamiento y transporte para la industria y el hogar.
La palabra petróleo se deriva del latín petra y oleo que significa “aceite de piedra” y
se refiere al hidrocarburo en forma de gas, líquido, semi-sólido y sólido atrapado o
impregnado en formaciones, generalmente, arenosas o calcáreas en el subsuelo,
ocupando los espacios o poros existentes entre los granos que constituyen la roca,
y en algunos casos, ocupando las fracturas causadas por esfuerzos que sufre la
roca debido a movimientos geológicos [7].
2.2.2 Clasificación de los crudos. Los crudos exhiben un amplio espectro de
densidades y viscosidades. La viscosidad a la temperatura de yacimiento es
generalmente la medida más importante para un productor de hidrocarburos por
que determina cuán fácilmente fluirá el petróleo. La densidad es más importante
para el refinador de petróleo porque es un mejor indicador de los derivados de la
destilación. Desafortunadamente, no existe una correlación clara entre las dos, la
viscosidad puede variar en gran medida con la temperatura, y se convertido en el
parámetro estándar de campo utilizado comúnmente para categorizar el petróleo
[19].
9
La densidad se define usualmente en términos de grados API (Instituto Americano
del Petróleo) y está relacionada con la gravedad específica; mientras más denso
es el petróleo, más baja es la densidad API. Las densidades API del hidrocarburo
líquido varían desde lo 4° para el bitumen rico en brea hasta los 70° para los
condensados. El petróleo pesado barca un vasto rango a lo largo de este espectro
que existe entre el petróleo ultra pesado y el petróleo liviano. El Departamento de
Energía de los Estados Unidos de Norteamérica ( DOE, por su siglas en inglés),
define el petróleo pesado como aquel que presenta densidades API de ente 10° y
22, 3°. En algunos yacimientos, el petróleo con una densidad tan baja como 7°u
8°API se considera pesado más que ultra pesado, como se evidencia en la Figura
1, porque puede ser producido mediante métodos de producción de petróleo pesado
[2].
Figura 1. Densidades y Viscosidades de los hidrocarburos y otros fluidos.
Fuente: CURTIS C and KOPPER R., 2003.
10
2.2.3 El crudo pesado. Es un sistema coloidal compuesto por partículas de
asfáltenos, disueltas en un solvente constituido por máltenos. Los asfáltenos son la
fracción polar más aromática y pesada del crudo. Están compuestos por anillos
aromáticos, con cadenas alifáticas que contienen grupos polares en sus extremos.
La alta viscosidad del crudo pesado, tal como se aprecia en la Figura 2, es atribuida
principalmente a la superposición de los asfáltenos, para entender el
comportamiento macroscópico de estos crudos, se han realizado estudios de la
interacciones microscópicas entre los componentes del crudo, de los resultados
reológicos se obtiene que la viscosidad aumenta con la concentración de asfáltenos
[2].
Figura 2. Crudo pesado.
Fuente: Schlumberger, 2006.
2.2.4 Propiedades de los crudos pesados. Los crudos pesados son el resultado
del proceso químico de oxidación de los crudos convencionales que realizan
bacterias dentro del yacimiento. Tiene diferentes propiedades físicas y químicas que
se afectan, generalmente estos crudos presentan:
Alta Viscosidad
Baja gravedad API <20° API
Alto punto de fluidez (Pour Point): 80°F - 100°F.
Alto contenido de metales pesados como Níquel y Vanadio.
Alto contenido de azufre y nitrógeno.
Alta relación gas/crudo (GOR).
Salinidad del crudo.
11
Se han definido diferentes categorías de crudo pesado de acuerdo a la densidad y
la viscosidad, ver Figura 3.
Crudo pesado: 10° < API <20°
Crudo extrapesado y bitumen: API <10°. La viscosidad en el yacimiento hace la
diferencia entre estos [2].
Figura 3. Categorías de los crudos pesados de acuerdo a su densidad.
Fuente: Saniere, A. Hénaut, I. & Argiller, J-F, 2004.
2.2.5 Reservas de crudo pesado en Colombia y en el mundo. En Colombia los
crudos pesados forman parte importante de la solución energética del futuro.
Requieren de tecnología, conocimiento y experiencia para su desarrollo sostenible.
Ecopetrol tuvo como proyecto aumentar la producción de crudo a un millón de
barriles equivalentes al año 2015. Esperó que el aporte de crudos pesados fuera
del 30%. Se proyectó que los crudos pesados fueran producidos por los campos
Castilla, San Fernando, Rubiales, Teca, Nare y Jazmín [2].
Las mayores reservas de crudo pesado se encuentran en la región de los Llanos
Orientales, como se muestra en la Figura 4, con 368 MMBO en reservas probadas
y 441MMBO en reservas probables, que tiene condiciones que favorecieron la
acumulación de crudos pesados y extra pesados en ciertas rocas del subsuelo. La
otra zona con mayor cantidad de estos hidrocarburos no convencionales es el
Magdalena Medio [20].
12
Figura 4. Potencial de reservas de Crudos pesados en Colombia
Fuente: Zamora A, 2011.
El total de recursos de petróleo del mundo es de aproximadamente 9 a 13x1012
trillones de barriles. El petróleo convencional representa sólo un 30% del total,
correspondiendo el resto a petróleo pesado, extrapesado y bitumen, como se puede
apreciar en la Figura 5.
Figura 5. Total de reservas de petróleo en el mundo.
Fuente: Schlumberger, 2006.
De los 6 a 9 billones de barriles de petróleo pesado, extrapesado y bitumen que
existen en el mundo, las acumulaciones más grandes están presentes en ambientes
geológicos similares. Se trata de depósitos someros súper gigantes, entrampados
en los flancos de las cuencas de antepaís. Las cuencas de antepaís son
13
depresiones enormes, formadas a raíz del hundimiento de la corteza terrestre
durante la orogénesis. Los sedimentos marinos de la cuenca se convierten en la
roca generadora de los hidrocarburos que migran hacia arriba constituyendo
sedimentos erosionados desde las montañas recién formadas. En estos sedimentos
fríos y someros, el hidrocarburo es biodegradable [7].
2.2.6 Tecnologías de transporte de crudo pesado en las tuberías. En la
actualidad existen cinco métodos de transporte de crudo de alta viscosidad por
oleoductos, los cuales son: Calentamiento, Dilución, Mejoramiento de calidad
(Upgrading), Emulsificación y Flujo Anular. De estos, los métodos tradicionales son
Calentamiento, Dilución y Upgrading. Por otra parte la Emulsificación y el Flujo
Anular, son métodos en desarrollo [21]. Una comparación de estos métodos se
presenta en la Tabla 1, bajo algunos aspectos relevantes.
Tabla 1. Comparación de métodos de transporte de crudo pesado.
Aspectos CALENTAMIENTO DILUCIÓN MEJORAMIENTO EMULSIFICACIÓN FLUJO ANULAR
Corrosión
Potencial Ninguna Ninguna Potencial Potencial
Inversiones adicionales
Calentadores
Sistema paralelo
de diluyente
Refinería de Campo
Sistema de Formación y Rompimiento
Sistema de aplicación
Problemas ambientales Emisiones Ninguno Ninguno
Separación y tratamiento de
agua
Separación y tratamiento de
agua
Complejidad operativa Media Baja Alta Baja Alta
Fuente: Modificado de Cesar García, 2009.
El principio de funcionamiento de los métodos de transporte consiste en reducir la
viscosidad del fluido y en bajar la fricción en la tubería. La aplicabilidad de estos
métodos se muestra a continuación.
Calentamiento: Es uno de los métodos más usado para el transporte de crudo
pesado por tuberías para reducir la viscosidad del crudo pesado y extrapesado y
mejorar la fluidez. Este consiste en mantener la temperatura del fluido elevada; el
método sólo funciona cuando el aceite es precalentado seguido de subsecuentes
calentamientos de la tubería para mejorar la movilidad del fluido. No obstante, el
calentamiento del aceite para incrementar su temperatura incluye una cantidad
considerable de energía y también de costo. Otro inconveniente incluye mayores
problemas de corrosión, debido al incremento de la temperatura [7].
14
El método de calentamiento funciona sólo cuando el petróleo se vuelve a calentar
en las estaciones de bombeo a través de los calentadores de fuego directo, como
se muestra el crudo pesado antes y después de ser calentado en la Figura 6,
algunas opciones de aislamiento incluyen enterrar la tubería para conservar el calor.
También, oleoductos tradicionales funcionan con una restricción baja presión de
vapor, cerca de la presión ambiente, a fin de maximizar su capacidad [17].
Figura 6. Crudo pesado antes y después de ser calentado.
Fuente: Camacho C y Cámara J, 2014.
Dilución: Es uno de los métodos con mayor empleo y preferidos para reducir la
viscosidad de crudos pesados usado desde los años 30’s. Consiste en la adición al
aceite pesado de hidrocarburos líquidos más ligeros, usualmente condensados de
la producción de gas natural, igual se emplean crudos más ligeros y naftas. Es bien
conocido que mientras menor sea la viscosidad del diluyente, menor será la
viscosidad de la mezcla.
Esta es una opción efectiva para reducir la viscosidad del crudo y facilitar su
movilidad a través de la tubería, dado que una relación del 10-30% de solvente es
suficiente para reducir ligeramente las altas caídas de presión o la necesidad de
usar altas temperaturas. Además, la viscosidad de la mezcla es determinada por la
relación de dilución, así como con las viscosidades y densidades del crudo pesado
y el diluyente usado, así en la Figura 7 se muestra un esquema del transporte por
dilución y la recuperación del diluyente [7]. Sin embargo, tiene algunos retos:
1) La relación crudo solvente se ve afectada, cuando el crudo presenta cambios en
su composición.
2) Es importante determinar de antemano la proporción del solvente.
15
3) Verificar los parámetros de medición de crudo, viscosidad de mezcla y
compatibilidad entre los fluidos [17].
Figura 7. Transporte por dilución y recuperación del diluyente.
Fuente: Domínguez J.C, 2008.
Mejoramiento: Este método consiste en modificar la composición del crudo para
hacerlo más liviano y menos viscoso. Las tecnologías de mejoramiento tales como
hidrotratamiento, tradicionalmente usada en las refinerías, pueden ser consideradas
para la aplicación. La combinación de procesos de hidrotratamiento y desasfaltado
es estudiada actualmente [7].
La ruta de mejoramiento de crudos pesados y residuos se realiza por dos vías: una
es a través de procesos de conversión mediante reacciones catalíticas y la otra es
por conversiones mediante craqueo térmico. [2].
Emulsificación: Una emulsión es una mezcla de dos o más fases líquidas
inmiscibles, una o dos de las cuales está dispersa en la otra y cuya estructura está
estabilizada por un agente surfactante llamado emulsionante. Las emulsiones
ocurren naturalmente durante la producción del petróleo y transporte por tubería,
principalmente aquellas de agua en aceite, W/O, por sus siglas en inglés, y a veces
más complejas como las de aceite en agua en aceite O/W/O, por sus siglas en inglés
(Figura 8) [17].
16
Figura 8. Emulsiones encontradas en producción y transporte del petróleo.
Fuente: Domínguez J.C, 2008.
No obstante, las emulsiones o dispersiones de aceite pesado y extrapesado en
agua, O/W por sus siglas en inglés, o en forma de salmuera puede ser una
alternativa para el transporte por tubería de crudos con alta viscosidad. La emulsión
de aceite en agua, O/W, es una mezcla de dos líquidos inmiscibles donde la fase
de aceite está dispersa en la fase continua, que es el agua. La emulsión O/W reduce
la viscosidad de aceite pesado y puede proveer una alternativa al uso de diluyentes
o al calentamiento para reducir la viscosidad de las tuberías [22].
Flujo anular: Otra solución para el transporte de crudos pesados y extrapesados
altamente viscosos por tubería está basada en el desarrollo de flujo anular-central,
CAF, por las siglas en inglés de Core Annular Flow, para reducir la caída de presión
en la tubería causada por la fricción.La idea principal es que una delgada película de
agua o solución acuosa sea colocada adyacente a la pared interior de la tubería, el
fluido núcleo interno es el crudo pesado, lo que conlleva a un gradiente de presión
longitudinal reducido y una caída de presión total similar al del agua en movimiento.
La cantidad de agua o solvente requerida es del rango del 10-30%. Esto implica que
la caída de presión a lo largo de la tubería depende muy poco de la viscosidad del
aceite pesado, pero si depende bastante de la del agua. Además, se encontró que
con el aceite pesado fluyendo por el centro de la tubería y el agua fluyendo cerca
de la pared, la reducción en la caída de presión fue superior al 90% comparada con
el flujo sin el agua actuando como lubricante (Figura 9) [7].
17
Figura 9. Esquema de Diseño de un flujo anular.
Fuente: A. Bensakhria, Peysson Y & Antonini G, 2004.
2.2.7 Diseño experimental. El diseño experimental (DOE) es una herramienta
fundamental en el campo de la ingeniería. Esta técnica se puede utilizar
especialmente para mejorar la eficiencia de los procesos. La idea básica del DOE
es la diversificación de todos los parámetros importantes de forma simultánea a
través de una serie de experimentos diseñados y luego combinar los resultados a
través de un modelo matemático, ver Figura 10. Posteriormente, este modelo se
puede utilizar para la optimización gradual, predicciones o interpretación [23].
Figura 10. Diseños de modelos básicos utilizados en RSM.
Fuente: Witek A et al, 2014.
Diseño factorial completo (FFD): Un diseño experimental común es el diseño
factorial completo, donde todos los parámetros de entrada se establecen en dos
18
niveles. FFD incluye todas las combinaciones posibles de variables con múltiples
niveles. El diseño factorial completo permite determinar los principales y de orden
bajo los efectos de interacción con una gran flexibilidad y eficiencia. Sin embargo,
la aplicación de este diseño pueden plantear mayores problemas con los modelos
polinomiales de orden superior de segunda o de montaje [24].
Diseño compuesto central (CCD): El CCD contiene el diseño factorial completo
o fraccional factorial a dos niveles (2n), los puntos centrales (CP), que corresponde
al nivel medio de los factores, y los puntos axiales (2n), que a su vez depende de
las propiedades específicas deseadas para el diseño y el número de parámetros
relacionados. Dependiendo de dónde se encuentran los puntos axiales, el CCD se
puede dividir en tres tipos: CCC (circunscrito compuesto central), CCI (inscrita
compuesto central) y CCF (centrada en las caras compuesto) [25].
Diseño de Box-Behnken (BB): El diseño Box-Behnken consiste de un conjunto
de corridas donde cada par de factores es variado entre sus niveles bajo y alto,
mientras los demás factores experimentales se fijan en el nivel medio. Sin embrago,
es un diseño factorial incompleto de 3 niveles y surgió como una alternativa al
diseño factorial completo, para describir con precisión lineal, cuadrática y de
interacción un polinomio de segundo orden. Box y Behnken crearon este diseño
para reducir al mínimo el número de experimentos, específicamente en el modelo
cuadrático apropiado. El BB es un poco menos eficiente que el CCD y mucho más
eficiente que el FFD.
Diseño Doehlert (D): La Matriz Doehlert o el diseño uniforme de Shell es un
método experimental de diseño creado sobre la base de una sola cara. La mayor
ventaja de este tipo de diseño es su flexibilidad. Otra de las características del
diseño uniforme Shell es el número desigual de los niveles experimentales. En el
modelado secuencial más niveles se pueden aplicar a el factor más significativo
[23].
Diseño Plackett-Burman (PB): Este diseño ha sido desarrollado como un
método de acceso directo para determinar efectos de factor principal para sistemas
múltiples factores. Este tipo de diseño se llama "diseño saturado" porque el número
de experimentos es igual al número de parámetros en el modelo RSM de primer
orden, y el grado de libertad de un diseño de este tipo es igual a cero. Debido a la
saturación de diseño, es imposible utilizar un polinomio de segundo orden y este
diseño no da ninguna información sobre los efectos de interacción. En segundo
19
lugar, debido a la metodología específica de la matriz de diseño experimental, el
número de experimentos debe ser un múltiplo de 4.
Por lo tanto, para construir una superficie de respuesta se debe tener claro el diseño
experimental a aplicar ya que, este es quien permite hacer el estudio de los factores
o variables del proceso a utilizar para proporcionar las respuestas objetivos de forma
ordenada y optimizada.
2.2.8 Metodología superficie de respuesta. La Metodología de Superficies de
Respuesta (RSM) es un conjunto de técnicas matemáticas utilizadas en el
tratamiento de problemas en los que una respuesta de interés está influida por
varios factores de carácter cuantitativo. El propósito inicial de estas técnicas es
diseñar un experimento que proporcione valores razonables de la variable
respuesta y, a continuación, determinar el modelo matemático que mejor se ajusta
a los datos obtenidos. El objetivo final es establecer los valores de los factores que
optimizan el valor de la variable respuesta [26].
Este método fue desarrollado por Box y Wilson (1951) y desde entonces ha sido
ampliamente utilizado como una técnica para el diseño de experimentos. El método
de RSM se basa en el ajuste de modelos matemáticos (lineal, funciones polinómicas
cuadrados y otros) a los resultados experimentales generados a partir del
experimento diseñado y la verificación del modelo obtenido por medio de técnicas
estadísticas (Figura 11) [23].
A continuación se definen algunos términos que ayudan a comprender mejor esta
metodología:
Factores: Son las condiciones del proceso que influencian la variable de
respuesta. Estas pueden ser cuantitativas o cualitativas.
Respuesta: Es una cantidad medible cuyo valor se ve afectado al cambiar los
niveles de los factores. El interés principal es optimizar dicho valor [27].
20
Figura 11. Superficie de respuesta tridimensional.
Fuente: Inzunza M et al, 2014.
2.3 MARCO CONCEPTUAL
API.Significa por sus siglas en inglés, “American Petroleum Institute” o en su
traducción al castellano, “Instituto Americano del Petróleo”. También tendrá el
significado correspondiente a la unidad de medida de densidad (API= 141.5/GE-
131.5; donde GE se define como gravedad específica), conocida
internacionalmente como una de las propiedades de venta de Hidrocarburos, según
el contexto en el que se emplee [28].
CALENTAMIENTO. El calentamiento de una sustancia se define a través del
concepto de calor específico Ce, y que se define como la cantidad de calor (energía)
que se requiere para elevar un grado Celcius la temperatura de un gramo de una
sustancia dada [29].
COSTOS FIJOS. Los costos fijos son aquellos costos que la empresa debe pagar
independientemente de su nivel de operación, es decir, produzca o no produzca
debe pagarlos [30].
COSTOS VARIABLES. El costo variable hace referencia a los costos de producción
que varían dependiendo del nivel de producción [31].
21
CRUDO O HIDROCARBURO.Significa mezcla natural de hidrocarburos, que existe
en yacimientos subterráneos y que permanece líquido a presión atmosférica
después de pasar por las instalaciones de separación de superficie, así como los
productos necesarios para viabilizar su transporte, tales como Diluyentes. [28].
CRUDO PESADO. Es cualquier tipo de petróleo crudo que no fluye con facilidad.
Se le denomina "pesado" debido a que su densidad o peso específico es superior a
la del petróleo crudo ligero. [6]
DENSIDAD. La densidad es una medida de cuánto material se encuentra
comprimido en un espacio determinado; es la cantidad de masa por unidad de
volumen. [32]
DILUCIÓN. Una dilución es una mezcla homogénea, uniforme y estable, formada
por dos o más sustancias denominadas componentes. La sustancia presente en
mayor cantidad suele recibir el nombre de solvente, y a la de menor cantidad se le
llama soluto y es la sustancia disuelta. El soluto puede ser un gas, un líquido o un
sólido, y el disolvente puede ser también un gas, un líquido o un sólido. [33]
DILUYENTE. Significa el producto natural o refinado que se mezcla con el Crudo
pesado para facilitar el transporte por el Oleoducto [28].
OLEODUCTO. Significa todas las instalaciones físicas necesarias para el transporte
de Crudo desde los Nodos de Entrada hasta los Nodos de Salida incluyendo, entre
otros, la tubería, las unidades de bombeo, las estaciones de medición, los sistemas
de control y los tanques que se usan para la operación del Oleoducto. [28]
VISCOSIDAD. Es la propiedad termo-física de los fluidos ocasionada por sus
fuerzas de cohesión molecular y resulta en la oposición que oponen a escurrir, por
lo que requieren la aplicación de un esfuerzo o presión. [34]
2.4 MARCO LEGAL
La investigación, como cualquier otra actividad del quehacer diario de nuestra
nación, posee una reglamentación la cual se elaboró en el cumplimiento del
mandato constitucional y está contemplado en el Art. 71 de nuestra carta magna:
“La búsqueda del conocimiento y expresiones artísticas son libres. Los planes de
desarrollo económico y social incluirán en el fomento a la ciencia y en general a la
22
cultura. El estado ofrecerá estímulos especiales a personas e instituciones que
ejerzan esta actividad” [35].
Como se puede observar, esta reglamentación establece grandes medidas en la
búsqueda de estrategias para el desarrollo libre del conocimiento, lo que permite
fijar bases sólidas para el problema tratado en esta investigación, el cual consiste
básicamente en la dificultad para transportar crudos pesados en líneas de tuberías;
proponiendo como solución a este el mejoramiento de sus propiedades de
transporte a través de algunos mecanismos como son el calentamiento y la dilución.
Por ello, las normativas que se mencionan aquí son los actores y marcos
regulatorios de la actividad petrolera en Colombia.
2.4.1 Entes reguladores del sector petrolero colombiano. Dentro de los actores
del sector petrolero colombiano, encontramos al Estado representado por tres entes
u organismos que son:
Ministerio de Minas y Energía (MME): es una entidad pública de carácter
nacional del nivel superior ejecutivo central, cuya responsabilidad es la de
administrar los recursos naturales no renovables del país asegurando su mejor y
mayor utilización; la orientación en el uso y regulación de los mismos, garantizando
su abastecimiento y velando por la protección de los recursos naturales del medio
ambiente [36].
Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH): Esta agencia es la encargada de
administrar el recurso petrolero y por lo tanto de establecer los términos del contrato
necesario para la explotación del mismo (Decreto 1760 de 2003) [37].
Empresa Colombiana de Petróleos S.A. (ECOPETROL S.A):fue creada
mediante el Decreto 1760 de 2003, es la compañía petrolera estatal y tiene como
antecedente a la Empresa Colombiana de Petróleos Ecopetrol, empresa industrial
y comercial del Estado, creada en el año de 1948 mediante la Ley 165 de ese año,
con el fin de administrar el patrimonio proveniente de la reversión de la Concesión
de Mares que, valga la repetición, revertirían al Estado Colombiano el 25 de Agosto
de 1951, año en el cual la Empresa comenzó sus operaciones [37].
23
2.4.2 Regulaciones en el sector de los hidrocarburos en Colombia. En
Colombia existe todo un conjunto de normas que regulan de manera extensa, la
actividad petrolera en diversos sentidos, de las cuales se presentaran
(Constitucionales, legales y reglamentarias) que regulan o han regulado el sector
de los hidrocarburos en el país y especialmente el sector del petróleo.
De la Constitución Política del 1991 el Articulo 332 expresa que “El Estado es
propietario del subsuelo y de los recursos naturales no renovables, sin perjuicio de
los derechos adquiridos y perfeccionados con arreglo a las leyes preexistentes”.
Ley 80 de 1993: Expedido para ser el Estatuto de la Contratación pública. En su
artículo 76 establece que: “Los contratos de exploración y explotación de recursos
naturales renovables y no renovables, así como los concernientes a la
comercialización y demás actividades comerciales e industriales propias de las
entidades estatales a las que correspondan las competencias para estos asuntos,
continuarán rigiéndose por la legislación especial que les sea aplicable.” Así pues,
indica esta ley que los contratos petroleros no serán cobijados por la normativa
general de contratación estatal.
Decreto - Ley 1056 de 1953: Expide el "Código de Petróleos" de acuerdo con lo
dispuesto en el artículo 120 de la Constitución Nacional y en la Ley 18 de 1952. El
código reglamenta sobre la propiedad, utilidad y forma de explotación de las
mezclas naturales de hidrocarburos que se encuentran en la tierra, cualquiera que
sea su estado físico y que componen el petróleo crudo, lo acompañan o se derivan
de él.
24
3. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN.
Este trabajo de investigación se enmarca dentro de los tipos investigación
proyectiva e interactiva. Se acoge una investigación proyectiva y que se pretende
aplicar alternativas de transporte de crudo pesado en líneas de tuberías, lo cual
permite que se mejoren las propiedades viscoreductoras (Viscosidad y Densidad)
de este fluido, esto con el fin de generar beneficios económicos en las refinerías
que requieran procesarlo, obtener en gran medida sus derivados y optimizar los
tiempos de producción y calidad de los mismos.
La investigación proyectiva según Hurtado “consiste en la elaboración de una
propuesta o de un modelo, como solución a un problema o necesidad de tipo
práctico, ya sea de un grupo social, o de una institución, en un área particular del
conocimiento, a partir de un diagnóstico preciso de las necesidades del momento,
los procesos explicativos o generadores involucrados y las tendencias futuras” [38];
Mediante la investigación proyectiva se busca proponer soluciones a una situación
determinada, mediante la exploración, descripción, explicación y alternativas de
cambio [39].
Por otro lado, La investigación interactiva según Hurtado “consiste en modificar el
evento estudiado, generando y aplicando sobre él una intervención especialmente
diseñada. En ella el investigador pretende sustituir un estado de cosas actuales, por
otro estado de cosas deseado y aplica la propuesta que diseñó; en una
investigación interactiva se ejecuta el plan de acción o se pone en práctica el diseño,
el invento o la propuesta y se hace un seguimiento de lo que ocurre durante tal
aplicación”. Es por ello que se adopta una investigación interactiva, ya que se
observó cómo cambian las propiedades que caracterizan a un crudo pesado ante la
aplicación de mecanismos de transporte en tuberías como el calentamiento y la
dilución y cómo influye desde una perspectiva técnica y económica.
3.2 DISEÑO ADOPTADO.
El diseño de esta investigación corresponde a la categorización experimental. La
investigación experimental según Everitt “es un estudio en donde el investigador
puede deliberadamente influenciar en los eventos, e investigar los efectos de la
intervención” [40]. El diseño experimental es una técnica estadística que permite
identificar y cuantificar las causas de un efecto dentro de un estudio experimental.
25
Además, en un diseño experimental se manipulan deliberadamente una o más
variables, vinculadas a las causas, para medir el efecto que tienen en otra variable
de interés. Como lo expone Hernández Sampieri y otros, “el diseño de investigación
experimental como la manipulación intencional de una o más variables
independientes, para analizar las consecuencias que la manipulación tiene sobre
una o más variables dependientes, dentro de una situación de control para el
investigador” [41].
3.3 ENFOQUE ADOPTADO.
El enfoque adoptado por el presente trabajo de investigación es cuantitativo, ya que
se aplicó la metodología de superficie de respuesta para observar el
comportamiento de los valores de las variables en el modelo y se examinaron los
resultados debido a los cambios en esos valores, se realizaron simulaciones
cambiando las variables para lograr una serie de valores de salida. El enfoque
cuantitativo, según Hernández, “utiliza la recolección y el análisis de datos para
contestar preguntas de investigación y probar hipótesis establecidas previamente y
confía en la medición numérica, el conteo y frecuentemente en el uso de la
estadística para establecer con exactitud patrones de comportamiento de una
población” [42]. Por medio del enfoque cuantitativo se realiza la recolección de datos
para probar hipótesis, con base en la medición numérica y estadística, para
establecer patrones de comportamiento y probar teorías.
3.4 TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE LA INFORMACIÓN.
3.4.1 Fuentes primarias. La información preliminar, necesaria para el estudio de
la factibilidad económica del mejoramiento de transporte de crudo pesado en
tuberías, se obtiene por la simulación del mismo, realizada en Aspen HYSYS®, el
cual es un simulador de procesos que cuenta con caracterizaciones de crudos y los
derivados del petróleo de diferentes partes del mundo.
Para obtener información necesaria para la factibilidad económica se realizó una
simulación, esta cuenta con sub rutinas, las cuales son programas de computador
que se alimentan inicialmente con vectores que contienen la información
correspondiente a las corrientes de alimento del proceso y algunos parámetros del
mismo. La sub rutina toma los vectores, interpreta la información y proporciona
resultados de acuerdo a la información sugerida por el usuario. Los resultados son
fundamentalmente las corrientes de producto del proceso. Por medio de la
simulación, se evaluó el funcionamiento del proceso para cumplir con las
condiciones de proceso especificadas.
26
3.4.2 Fuentes secundarias. Para la recopilación de información se señalan las
bases de datos de Scopus® y ScienceDirect® de la Universidad de San
Buenaventura, donde se encontraron diversos artículos, también se hizo uso de
varias revistas científicas y de ingeniería química, libros, tesis e información
obtenida en internet.
3.5 HIPÓTESIS.
Ha. El acople de los mecanismos de dilución y calentamiento para mejorar el
transporte de crudo pesado en líneas de tubería generan factibilidad económica al
disminuir costos en la operación de transporte.
Ho. El acople de los mecanismos de dilución y calentamiento para mejorar el
transporte de crudo pesado en líneas de tubería no generan factibilidad económica
al disminuir costos en la operación de transporte.
3.6 VARIABLES.
Temperatura
Dilución
Viscosidad
Costos
Caída de presión
3.7 OPERACIONALIZACIÓN DE VARIABLES.
Variable Definición Dimensiones Indicad
ores
Temperatura
Es una magnitud física que nos indica cuantitativamente, el estado de "caliente" o "frío" de un cuerpo.
Técnica
(Temperatura)
°C
Dilución
Es una mezcla homogénea, uniforme y estable, formada por dos o más sustancias denominadas componentes
Técnica (Adimensional)
%
Viscosidad
Es una propiedad física de los fluidos que determina su resistencia al movimiento.
Técnica
(Masa
Longitud∗Tiempo)
cP
Costos
Es el gasto económico ocasionado por la producción de algún bien o la oferta de algún servicio.
Económica
USD/año
Caída de Presión
Es la disminución de la presión de un fluido, dentro de un conducto
Técnica (Presión)
kPa
27
3.8 PROCESAMIENTO DE LA INFORMACIÓN
Para el procesamiento de la información, se utilizaron datos del software de
simulación de procesos Aspen Hysys que permitieron simular el crudo requerido
para que a partir de este se obtuvieran las corrientes de productos y herramientas
que permitieran realizar el estudio de los escenarios técnicos y económicos de la
investigación.
En el proyecto, se utilizaron recursos mediante los cuales se ordenaron, se
almacenaron los resultados obtenidos a partir del modelamiento del crudo pesado,
luego la optimización de las variables de respuestas para la evaluación estadística
y económica del transporte en tuberías. Para el procesamiento de la información se
hizo uso de tablas, diagramas y gráficas.
En la realización de un estudio de optimización para la factibilidad económica del
acople de los métodos de transporte de calentamiento y dilución sobre las variables
de transporte, se es necesario organizar la información para aplicar la metodología
de superficie de respuesta y obtener el resultado esperado de forma más rápida;
así mismo, se presentan datos cuantitativos ilustrados en tablas, para conocer de
forma numérica los resultados que se obtuvieron después de la simulación y el
modelado de las variables de respuesta.
3.8.1 Descripción de las propiedades termodinámicas del crudo pesado y los
solventes líquidos. La composición elemental del crudo se tomó de la base de
datos del software de simulación Aspen Hysys V.8.6, como se describe en la Tabla
2. El crudo tiene una viscosidad de 535,7cSt a 37,78°C, densidad de 10°API,
sulfuros (5,5% V/V), aromáticos (93,9%V/V), parafinas (1,3%V/V). Esta composición
y características fisicoquímicas, definen al crudo seleccionado como un crudo
pesado. Tolueno, nafta, metanol y heptano fueron empleados como solventes
visco-reductores. La composición elemental de la nafta fue adaptada de (Hosein,
2016), la cual estaba constituida por n-Parafina (12.5 % V/V), Iso-parafina (29.2%
V/V), parafina cíclica (46.2% V/V) y Aromático (12.1% V/V). Los solventes líquidos
como Tolueno, N-heptano y Metanol se tomaron de la base de datos del software
Aspen Hysys V.8.6 y se simularon con el paquete termodinámico Peng Robinson;
en cambio, la Nafta se creó a partir del Oil Manager.
28
Tabla 2. Caracterización del crudo pesado simulado en Aspen Hysys.
Fuente: Bases de datos Aspen Hysys Upstream V8.6
3.8.2 Simulación de las mezclas crudo/ solvente y el oleoducto. Con el uso de
Hysys se simuló un tramo de oleoducto de 1.000m. El oleoducto consta de una
unidad de calentamiento, dilución y bombeo. La unidad de calentamiento se simuló
a partir de calentamiento con vapor de baja presión. El calentamiento sobre la
tubería se evaluó para un rango de 20°C y 60°C. La unidad de dilución constó de
dos tanques ambos con capacidad de 4000m3, Tanques con serpentín de
calentamiento A y B respectivamente. La unidad de bombeo se equipó con una
bomba entre el tanque A y B, es decir, la línea de salida del Tanque A corresponde
a la succión de la bomba y su descarga corresponde a la línea de entrada del
Tanque B. El fluido se bombeó a una velocidad de 0,109m/s con un flujo de
0,00055204m3/s. La línea de tubería fue simulada con material de acero al carbón
de diámetro de 24in Schedule 40, rugosidad de 0,00004572m y temperatura
ambiente de 20°C.
En la figura 12 se presenta las simulaciones de las diferentes mezclas del crudo
pesado con los solventes, constituidas por mezcladores, los tanques de
almacenamiento, el proceso de calentamiento, el oleoducto y su estación de
bombeo.
PROPIEDADES VALOR
Azufre (% peso) 5,5
Densidad estándar del líquido(kg/m3) 995,9
Viscosidad cinemática (cSt)@ 37,78 (C) 535,7
K Watson 11,0
Numero acido (mg KOH/g) 0,7
Rendimiento al corte (%) 100,0
Viscosidad cinemática (cSt)@ 50 (C) 435,1
Vanadio (% peso) 0,1
Níquel (% peso) 0,0
Parafinas (% volumen) 3,3
Aromáticos (% volumen) 93,9
Punto de anilina (C) 52,0
Punto de humo (m) 0,0
Número de Cetanos 20,8
Densidad (kg/m3) 995,9
29
Figura 12. Simulación de las mezclas crudo/ solvente y el oleoducto.
Fuente: Las Autoras.
30
3.8.3 Metodología para la evaluación económica del efecto de calentamiento y
dilución en el transporte de crudo pesado.
Modelo de evaluación económica. El modelo de evaluación económica
corresponde a la Ecuación 1, adaptado de Thanyakarn Pootakham [43]. El modelo
incluye el costo fijo y el costo variable que influyen en la operación de transporte.
Para la estimación de los costos totales de transporte se utilizó:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑓𝑖𝑗𝑜𝑠 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑣𝑎𝑟𝑖𝑎𝑏𝑙𝑒𝑠 (1)
a) Costo fijo para el transporte de crudo pesado en tuberías. Los costos fijos de
transporte de crudo pesado por tuberías incluyen el costo de capital para instalar
estaciones de entrada, costo de capital para instalar estaciones de salida, costos
del sistema de mantenimiento-tuberías y costos de la estación de bombeo.
Estación de entrada: se refiere a la terminal donde la mezcla de crudo/solvente
se mueve desde el tanque de almacenamiento (A) a la tubería a través de bombas.
Los costos de instalación de esta estación incluyen: costos de tanque de
almacenamiento A con serpentín, costo de construcción A, costo de accesorios y
válvulas y costo de bomba principal (Ver Anexo A).
Estación de salida: se refiere a la terminal donde crudo/solvente se mueve
desde la tubería al tanque de almacenamiento (B). Los costos de instalación de la
estación de salida incluyen: costo de tanque de almacenamiento B, costo de bomba
de distribución, costo de accesorios y válvulas (Ver Anexo A).
Los costos del sistema de mantenimiento y tuberías incluyen: costo tuberías,
costo de mantenimiento de bombas, costo de mantenimiento de tuberías, del mismo
modo, los costos de la estación de bombeo incluye el costo de la línea eléctrica. En
la Tabla 3. Se evidencian las variables asociadas a los costos fijos para el transporte
de crudo pesado en tuberías.
31
Tabla 3. Costos fijos para transporte de crudo pesado en tuberías. COSTOS FIJOS
VARIABLES ECUACION
Costo capital Estación de ENTRADA
Tanque de almacenamiento A Ecuación (2), (3)
Costo de construcción A Ecuación (4)
Accesorios y válvulas A Ecuación (5)
Bomba principal Ecuación (2), (3)
Costo capital Estación de SALIDA
Tanque de almacenamiento B Ecuación (2), (3)
Costo de Bomba de distribución Ecuación (2), (3)
Accesorios y válvulas B Ecuación (5)
Costo del sistema de TUBERÍAS
Tubería Ecuación (6)
Costo de mantenimiento de Bomba Ecuación (7), (8)
Costo de mantenimiento de Tubería Ecuación (7), (8)
Costo estación de BOMBEO
Costo de diluyentes Tabla (4)
Costo de la línea eléctrica Ecuación (9)
Fuente: Las Autoras
A continuación se presentan las ecuaciones asociadas al cálculo de las variables
que componen los costos fijos, las cuales se utilizaron las propuestas por Turton et
al. [44] :
Costo capital Estación de ENTRADA y SALIDA
Tanques de almacenamiento (A y B) y Bombas (principal y de distribución):
Para calcular los costos de los tanques y las bombas, se utilizaran las siguientes
ecuaciones:
1. Relación de costos y atributo del equipo
∁𝑎
∁𝑏= (
𝐴𝑎
𝐴𝑏)
𝑛 (2)
Donde:
Aa= Equipo con el atributo requerido
Ab= Equipo con el atributo base ∁a= Costo del equipo con el atributo requerido ∁b= Costo del equipo con el atributo base n= Exponente de costos, que depende del equipo
32
2. Efecto del tiempo en el costo de compra del equipo.
∁𝟐= ∁𝟏 ∗ (𝐼2
𝐼1) (3)
Donde:
𝐶1=Costo equipo base 𝐶2=Costo del quipo requerido
𝐼1=Se refiere al tiempo base cuando se conoce el costo 𝐼2=Se refiere al tiempo cuando se desea el costo
Costo de construcción A: El costo de construcción se basa en una tasa de $ 17391.30 por kilómetro por pulgada de diámetro
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑛𝑠𝑡𝑟𝑢𝑐𝑐𝑖ó𝑛 (𝑈𝑆𝐷
𝑘𝑚) 𝑖𝑛 = 17391,30 ∗ 𝑖𝑛 (4)
Accesorios y válvulas A y B: está dado por la siguiente ecuación.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑎𝑐𝑐𝑒𝑠𝑜𝑟𝑖𝑜𝑠 𝑦 𝑣𝑎𝑙𝑣𝑢𝑙𝑎𝑠 (𝑈𝑆𝐷) = 12900 ∗ (𝐷 ∗ 3,28)1.05 (5) Donde:
D=diámetro de la tubería en pulgadas (in)
Costo del sistema de TUBERÍAS
Tubería: Esta dada por la siguiente ecuación.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑇𝑢𝑏𝑒𝑟í𝑎 (𝑈𝑆𝐷) = 1000 ∗ (0.02805 ∗ (𝐷
0.0254)2) + (0.62515 ∗ (
𝐷
0.0254) ∗ 20.5656 (6)
Donde:
D=diámetro de la tubería en pulgadas (in)
Costo de mantenimiento de Bomba y Tubería: es el costo asociado los
requerimientos ya sea de la bomba o de la tubería para mejorar la eficiencia en el
proceso. Este va ser el 3% del costo de capital del equipo.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 (𝑈𝑆𝐷) = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 ∗ 0.03 (7)
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑀𝑎𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑇𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 (𝑈𝑆𝐷) = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑐𝑎𝑝𝑖𝑡𝑎𝑙 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 ∗ 0.03 (8)
33
Costo estación de BOMBEO
En la Tabla 4 se especifican los diluyentes utilizados y los costos por metro cubico
asociados a cada una de ellos:
Tabla 4. Costos de diluyentes.
Fuente: Cotización AVANTIKA (para Tolueno, Metanol, Heptano), QUOTENET (para Nafta).
Costo de la línea eléctrica: este costo corresponde al cableado necesario para
el accionamiento de la bomba en la estación de bombeo, el cual será determinado
por:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑙𝑖𝑛𝑒𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑖𝑐𝑎 (𝑈𝑆𝐷) = 1.29 ∗ (8400
𝑁) ∗ 8400 (9)
Donde:
N=Número de estaciones de bombeo
b) Costo variable para el transporte de crudo pesado en tuberías. El costo
variable de transporte por tubería está determinado por el costo de operación de la
tubería que incluye: el costo laboral, el costo de calentamiento, el costo de potencia
requerida y el costo de dilución. En la tabla 5 se presentan los costos variables para
el transporte de crudo pesado en tuberías.
Tabla 5. Costos variables para el transporte de crudo pesado en tuberías. COSTOS VARIABLES
VARIABLES ECUACION
Costo de operación de la tubería
Costo laboral Ecuación (10), (11), (12), (13)
Costo de calentamiento Ecuación (14)
Costo de potencia requerida Ecuación (15)
Costo de dilución Ecuación (16)
Fuente: Las Autoras
DILUYENTES COSTOS (USD/m3)
Nafta 371
Tolueno 8784
Metanol 4879
Heptano 18069
34
Costo de operación de la tubería
Costo laboral. En la estimación de los requerimientos de mano de obra se utilizó
la ecuación sugerida por Turton et al. [44]:
𝑁𝑂𝐿 = (6.29 + 31.7𝑃2 + 0.23𝑁𝑛𝑝)0,5
(10)
Dónde:
𝑁𝑂𝐿 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝑡𝑢𝑟𝑛𝑜𝑠.
𝑃 = 𝑛. 𝑑𝑒 𝑝𝑎𝑠𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑞𝑢𝑒 𝑖𝑚𝑝𝑙𝑖𝑞𝑢𝑒𝑛 𝑚𝑎𝑛𝑖𝑝𝑢𝑙𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠ó𝑙𝑖𝑑𝑜𝑠.
𝑁𝑛𝑝 = 𝑛ú𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑒𝑞𝑢𝑖𝑝𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑜𝑐𝑒𝑠𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑛𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑡𝑖𝑐𝑢𝑙𝑎𝑑𝑜𝑠.
En general, en este caso se consideran P igual a 0 y el valor de Nnp está dado por: 𝑁𝑛𝑝 = ∑ 𝐸𝑞𝑢𝑖𝑝𝑚𝑒𝑛𝑡𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑠𝑜𝑟𝑠
𝑡𝑜𝑤𝑒𝑟𝑠𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟𝑠ℎ𝑒𝑎𝑡𝑒𝑟𝑠
𝑒𝑥𝑐ℎ𝑎𝑛𝑔𝑒𝑟𝑠
(11)
Para evaluar el número de operadores por turnos se tuvieron en cuenta las
siguientes consideraciones:
Las estaciones trabajan 24 horas, los 365 días del año y labora en turnos de 8
horas.
Cada operador por cada 3 días trabajados descansa 1 día.
En total, las estaciones propuestas cuentan con 7 equipos.
Luego se calcula el número de trabajadores.
# 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 = 𝑁𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 ∗ 𝑁𝑛𝑝 (12)
Finalmente el costo laboral está dado por:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝐿𝑎𝑏𝑜𝑟𝑎𝑙 (𝑈𝑆𝐷
𝑎ñ𝑜) = #𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠 ∗ 𝑆𝑎𝑙𝑎𝑟𝑖𝑜𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 (
𝑈𝑆𝐷
𝑚𝑒𝑠) ∗ 12 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠 (13)
Costo de calentamiento:
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝐶𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑈𝑆𝐷
𝑎ñ𝑜) = 𝑄 (
𝐺𝐽
ℎ) ∗ 𝑉𝑎𝑝𝑜𝑟 𝑏𝑎𝑗𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 (
𝑈𝑆𝐷
𝐺𝐽) ∗ (
24ℎ
1𝑑𝑖𝑎) ∗ (
365𝑑𝑖𝑎𝑠
𝑎ñ𝑜) (14)
Donde:
Q= calor (GJ/h)
35
Costo de potencia requerida.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑟𝑒𝑞 (𝑈𝑆𝐷
𝑎ñ𝑜) = 𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 (
𝑘𝑊
ℎ) ∗ 𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑 (
𝑈𝑆𝐷
𝑘𝑊) ∗ (
24ℎ
1𝑑𝑖𝑎) ∗ (
365𝑑𝑖𝑎𝑠
𝑎ñ𝑜) (15)
Costo de dilución.
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝐷𝑖𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 = (𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 (𝑚3
ℎ) ∗ %𝐷𝑖𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛 ∗ 𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑑𝑖𝑙𝑢𝑦𝑒𝑛𝑡𝑒 (
𝑈𝑆𝐷
𝑚3)) + (𝐹𝑙𝑢𝑗𝑜𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚é𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 (
𝑚3
ℎ) ∗ (1 −
%𝐷𝑖𝑙𝑢𝑐𝑖ó𝑛) ∗ 𝑝𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑐𝑟𝑢𝑑𝑜 (𝑈𝑆𝐷
𝑚3))] ∗ (
24ℎ
1𝑑𝑖𝑎) ∗ (
365 𝑑𝑖𝑎𝑠
𝑎ñ𝑜) (16)
3.8.4 Diseño experimental. El efecto del calentamiento, dilución y acople de estos
métodos sobre la variables reológicas del crudo y el costo de transporte del crudo
por el oleoducto fue evaluado usado un diseño central compuesto de dos factores.
La tabla 6 muestra la distribución de los niveles en el diseño experimental para el
factor temperatura de calentamiento y el porcentaje de dilución. El diseño constó de
5 niveles con los cuales se logró una simulación de 25 corridas. El diseño central
compuesto se realizó usando el software Minitab 17. Las variables de respuesta
fueron la viscosidad cinemática, densidad API y el costo operativo de transporte.
Tabla 6. Diseño experimental.
Fuente: Las Autoras.
3.8.5 Optimización y Evaluación estadística. La optimización del acople de los
mecanismo de calentamiento y dilución para el transporte de crudo pesado,
consistió en la minimización de los costos operacionales y como principal restricción
mantener la viscosidad 200 cP a 15ºC o temperatura ambiente, el cual es un valor
óptimo para el transporte del crudo por tuberías.
Así pues, la optimización de las variables de respuesta se realizó en base a un modelo de regresión de segundo orden planteado en la Ecuación 17, obtenido a partir de las corridas del diseño factorial. La ecuación 17 muestra los coeficientes del modelo:
𝑍 = 𝑎 + 𝑏𝑋 + 𝑐𝑌 + 𝑑𝑋2 + 𝑒𝑌2 + 𝑓𝑋𝑌 (17)
Factores Niveles Temperatura (°C) Dilución (%)
1.414 20 0
1 30 10
0 40 20
-1 50 30
- 1.414 60 40
36
Donde, X corresponde al calentamiento y Y corresponde a la dilución sobre la
variable de respuesta Z que puede ser la viscosidad o el costo. Los coeficientes del
modelo se calcularon con 95% de confiabilidad usando análisis ANOVA, el cual es
un análisis de varianza que prueba la hipótesis de que las medias de dos o más
poblaciones son iguales. El ANOVA evalúa la importancia de uno o más factores al
comparar las medias de la variable de respuesta en los diferentes niveles de los
factores. La hipótesis nula establece que todas las medias de la población (medias
de los niveles de los factores) son iguales mientras que la hipótesis alternativa
establece que al menos una es diferente. Para ejecutar un ANOVA, debe tener una
variable de respuesta continua y al menos un factor categórico con dos o más
niveles. Los análisis ANOVA requieren datos de poblaciones que sigan una
distribución aproximadamente normal con varianzas iguales entre los niveles de
factores [45].
Para obtener los valores óptimos de calentamiento y dilución para cada mezcla de
diluyente con el crudo pesado, se utilizó la herramienta de análisis Solver del
programa Microsoft Excel ® 2013, el cual su algoritmo está basado en la técnica
Sequential Quadratic Programming (SQP), que representan un salto cualitativo en
los solvers de programación no-lineal. El método SQP puede ser visto como una
generalización del método de Newton en optimización sin restricciones en cuanto a
que encuentra un punto distante al inicial minimizando un modelo cuadrático del
problema. Al igual que otros métodos, esta técnica avanza paso a paso resolviendo
sub-problemas cuadráticos. Es apropiado para problemas de pequeña y gran escala
y problemas con considerables no-linealidades [46].
El software Minitab 17 permitió evaluar los ajustes del modelo de regresión con los
datos experimentales simulados. La evaluación estadística se realizó en base al S,
R2, R2 ajustado, R2 predicho.
37
4. PRESENTACIÓN Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS
4.1 EFECTO DEL CALENTAMIENTO SOBRE LAS VARIABLES DE
TRANSPORTE DE CRUDO PESADO
En la Figura 13 se muestra el efecto del aumento de la temperatura sobre la
viscosidad y la densidad del crudo pesado. De acuerdo con la Figura 13, la
temperatura se comportó como una variable inversamente proporcional a la
viscosidad del fluido. Variaciones en la temperatura entre 20 y 60°C generaron un
decremento en la viscosidad del crudo pesado desde 20834,8 Cp hasta 865,4 Cp.
Calentamientos superiores a 40°C no generaron variaciones significativas sobre la
viscosidad, lo cual demarca la temperatura de 40°C como el punto máximo de
calentamiento. Por otra parte, la densidad se comportó como una variable
directamente proporcional en el rango de calentamiento de 20°C a 60°C. La
densidad del crudo aumentó desde 10°API hasta 15.8 °API, rango en el cual el crudo
mantuvo sus características de crudo pesado. Por lo tanto para el transporte de
crudo pesado se requiere un temperatura máxima de 40°C, evitando así posibles
evaporaciones del crudo liviano, perdidas de calor y mantener las propiedades de
transporte.
Figura 13. Comportamiento de la viscosidad y la densidad del crudo pesado aplicando calentamiento.
Fuente: Las Autoras.
10
11
12
13
14
15
16
17
18
0
5000
10000
15000
20000
25000
20 30 40 50 60
De
nsi
dad
(°A
PI)
Vis
cosi
dad
(cP
)
Temperatura (°C)
Viscosidad (Cp) Densidad °API
38
4.2 EFECTO DE LA DILUCIÓN SOBRE LAS PROPIEDADES DE TRANSPORTE
DEL CRUDO PESADO.
La Figura 14 muestra el efecto de la dilución sobre la viscosidad (a) y densidad (b)
del crudo pesado. De acuerdo con la Figura 4a, la viscosidad se reduce conforme
incremente la concentración del diluyente en la mezcla. La mayor pendiente en las
curvas de dilución se presentó para el tolueno y la nafta, las cuales lograron
porcentajes de reducción de la viscosidad de 99,1 %y 99,6 %, respectivamente. Por
otra parte, se ha demostrado que proporciones de mezcla solvente/crudo superiores
a 30% conducen a problemas operacionales generados por la precipitación de
asfáltenos causante de taponamientos en la tubería. La precipitación de asfáltenos
se controla por disolución en compuestos aromáticos [47].
No obstante, el uso del tolueno como disolvente resultaría benéfico para el sistema
de transporte al pertenecer al grupo de los hidrocarburos aromáticos. Del mismo
modo, A. Hossein y M. Hasan, señalaron en su estudio “Experimental study of
Iranian heavy crude oil viscosity reduction by diluting with heptane, methanol,
toluene, gas condensate and naphtha” [14], que la dilucion con tolueno y n-heptano
ofrece una reduccion significafica de la viscosidad, pero al ser realizadas con pocas
concentraciones. Ademas, como se muestra en la Figura 4a, el tolueno reduce
eficazmente la viscosidad del crudo pesado en una tendencia similar a n-heptano.
A pesar de ser de mayor viscosidad que n-heptano, el tolueno goza de tener
característica de un aromático que ofrece una mayor eficiencia de dilución que el n-
heptano.
La Figura 14b muestra el efecto de la dilución sobre la densidad del crudo. La
densidad se comportó como una magnitud proporcional al incremento en la
proporción de disolvente en la mezcla. Dentro de las curvas de dilución, la mayor
pendiente se presentó para la nafta la cual incrementó la densidad en un 57,7%. A
diferencia del mecanismo de calentamiento, la dilución generó un cambio en las
propiedades del crudo. Entre mayor sea la proporción del solvente en la mezclas
mayor es la tendencia del crudo a modificar sus propiedades hacia crudo liviano.
39
Figura 14. Efecto de la dilución sobre la viscosidad y la densidad del crudo pesado.
a)
b)
Fuente: Las Autoras.
1,0
50,0
2500,0
0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5
LOG
VIS
CO
SID
AD
(C
P)
% DILUYENTE
TOLUENO METANOL N-HEPTANO NAFTA
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5
DEN
SID
AD
(°A
PI)
% DILUYENTE
TOLUENO METANOL N-HEPTANO NAFTA
40
4.3 EFECTO DEL ACOPLE DE LOS MÉTODOS DE CALENTAMIENTO Y
DILUCIÓN SOBRE LAS VARIABLES DE TRANSPORTE.
La evaluación del acople de los mecanismos de dilución y calentamiento se realizó
para cada uno de los solventes evaluados. Por lo que se obtuvieron resultados de
costos de calentamiento y potencia con respecto a la dilución de la mezcla
solvente/crudo, costos de potencia y dilución con relación al calentamiento de la
mezcla con los diferentes solvente, los cuales se encuentran representados en las
siguientes graficas:
Figura 15. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con Nafta. a)
De acuerdo a la Figura 15, se presentan los costos de calentamiento y potencia en
relación al porcentaje de dilución de la Nafta, la Figura 15a muestra el
comportamiento de los costos de potencia en la bomba a 20°C, indicando que esta
va disminuyendo a medida que aumenta el porcentaje de dilución, principalmente
en el rango (10-20) %, donde más se evidencia la mayor disminución de costos.
Sin embargo, la Figura 15b representa las tendencias de los costos de potencia a
30°, 40°, 50° y 60°C de calentamiento, las cuales indican el inicio de vaporizaciones
en livianos, característico del comportamiento de mezclas bifásicas crudo/solvente
(Nafta) que al ser calentadas y transportadas en oleoductos ocasionando así un
efecto contrario en la potencia, por lo que va aumentando a medida aumenta el
porcentaje de dilución.
$-
$100.000
$200.000
$300.000
$400.000
$500.000
$600.000
$700.000
$-
$100.000
$200.000
$300.000
$400.000
$500.000
$600.000
$700.000
$800.000
$900.000
10 20 30 40
Co
sto
s d
e p
ote
nci
a (U
SD/a
ño
)
Co
sto
s d
e ca
len
tam
ien
to (U
SD/a
ño
)
% Dilución
Calentamiento-20°C Calentamiento-30°C" Calentamiento-40°C"
Calentamiento-50°C" Calentamiento-60°C" Potencia (20°C)
41
b)
Fuente: Las Autoras
Figura 16. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con Tolueno.
Fuente: Las Autoras
$-
$50.000.000
$100.000.000
$150.000.000
$200.000.000
$250.000.000
$300.000.000
$350.000.000
$-
$100.000
$200.000
$300.000
$400.000
$500.000
$600.000
$700.000
$800.000
$900.000
10 20 30 40
Co
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ño
)
Co
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tam
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SD/a
ño
)
% Dilución
Calentamiento-20°C Calentamiento-30°C" Calentamiento-40°C"
Calentamiento-50°C" Calentamiento-60°C" Potencia (30°C)
Potencia (40°C) Potencia (50°C) Potencia (60°C)
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
$-
$50.000
$100.000
$150.000
$200.000
$250.000
$300.000
$350.000
$400.000
$450.000
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ño
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% Dilución
Calentamiento-20°C Calentamiento-30°C Calentamiento-40°C
Calentamiento-50°C Calentamiento-60°C Potencia (20°C)
Potencia (30°C) Potencia (40°C) Potencia (50°C)
42
Figura 17. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con N-heptano.
Fuente: Las Autoras
Figura 18. Costos de calentamiento y potencia Vs % dilución con Metanol.
Fuente: Las Autoras
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
$-
$50.000
$100.000
$150.000
$200.000
$250.000
$300.000
$350.000
$400.000
$450.000
10 20 30 40
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ño
)
% DilucionCalentamiento-20°C Calentamiento-30°C Calentamiento-40°CCalentamiento-50°C Calentamiento-60°C Potencia-20°CPotencia-30°C Potencia-40°C Potencia-50°C
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
$-
$100.000
$200.000
$300.000
$400.000
$500.000
$600.000
$700.000
10 20 30 40
Co
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ño
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Co
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)
% DiluciónCalentamiento-20°C Calentamiento-30°C Calentamiento-40°CCalentamiento-50°C Calentamiento-60°C Potencia-20°CPotencia-30°C Potencia-40°C Potencia-50°CPotencia-60°C
43
En las Figuras 16, 17, y 18 se presentan los costos de calentamiento y potencia en
relación al porcentaje de dilución de la Tolueno, N-heptano y Metanol
respectivamente, las cuales indican que la potencia de la bomba tiende a disminuir
con el aumento del porcentaje de dilución; Además, las gráficas evidencian menores
costos de potencia a 20°C y se estabilizan entre los 20 y 30 % de dilución.
Figura 19. Costos de potencia y dilución con Nafta Vs temperatura.
a)
Fuente: Las Autoras
De acuerdo a la Figura 19, se presentan los costos potencia y dilución con Nafta en
relación a la temperatura de calentamiento, la Figura 19a muestra el
comportamiento de la potencia de la bomba a 10% indicando que esta va
disminuyendo a medida que se va incrementando la temperatura, la cual según la
investigación desarrollada por García, 2009., no debe superar los 50°C cuando está
presente la mezcla crudo/solvente especialmente con Nafta, para minimizar la
vaporización de livianos y evitar costos elevados en la potencia de la bomba [21].
Sin embargo, la Figura 19b representa las tendencias de la potencia a 20%, 30% y
40% de dilución, las cuales indican aumento significativos en los costos de potencia
a medida que se incrementa la temperatura y el porcentaje de dilución.
$282.000.000
$283.000.000
$284.000.000
$285.000.000
$286.000.000
$287.000.000
$288.000.000
$289.000.000
$290.000.000
$291.000.000
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
$1.400.000
$1.600.000
$1.800.000
$2.000.000
20 30 40 50 60
Co
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Dilu
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SD/a
ño
)
Co
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a (U
SD/a
ño
)
Tempertura (°C)
Potencia-10% Dilución (10%) Dilucion (20%)Dilución (30%) Dilución (40%)
44
b)
Fuente: Las Autoras
Figura 20. Costos de potencia y dilución con Tolueno Vs temperatura.
Fuente: Las Autoras
$282.000.000
$283.000.000
$284.000.000
$285.000.000
$286.000.000
$287.000.000
$288.000.000
$289.000.000
$290.000.000
$291.000.000
$-
$50.000.000
$100.000.000
$150.000.000
$200.000.000
$250.000.000
$300.000.000
$350.000.000
20 30 40 50 60
Co
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Dilu
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ño
)
Co
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a (U
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ño
)
Tempertura (°C)
Potencia-20% Potencia-30% Potencia-40% Dilución (10%)Dilucion (20%) Dilución (30%) Dilución (40%)
20 30 40 50 60
$-
$500.000.000
$1.000.000.000
$1.500.000.000
$2.000.000.000
$2.500.000.000
$3.000.000.000
$3.500.000.000
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
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ño
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ño
)
Temperatura °C
Potencia-10% Potencia-20% Potencia-30% Potencia-40%
Dilución (10%) Dilución (20%) Dilución (30%) Dilución (40%)
45
Figura 21. Costos de potencia y dilución con N-Heptano Vs temperatura.
Fuente: Las Autoras
Figura 22. Costos de potencia y dilución con Metanol Vs temperatura.
Fuente: Las Autoras
$-
$1.000.000.000
$2.000.000.000
$3.000.000.000
$4.000.000.000
$5.000.000.000
$6.000.000.000
$7.000.000.000
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
20 30 40 50 60
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)
Temperatura °C
Potencia-10% Potencia-20% Potencia-30% Potencia-40%
Dilución (10%) Dilución (20%) Dilución (30%) Dilución (40%)
0
200000000
400000000
600000000
800000000
1000000000
1200000000
1400000000
1600000000
1800000000
2000000000
$-
$200.000
$400.000
$600.000
$800.000
$1.000.000
$1.200.000
20 30 40 50 60
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(U
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Co
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a (U
SD/a
ño
)
Temperatura °C
Potencia-10% Potencia-20% Potencia-30% Potencia-40%
Dilución-10% Dilución-20% Dilución-30% Dilución-40%
46
En las Figuras 20, 21, y 22 se presentan los costos de potencia de la bomba y
dilución con Tolueno, N-heptano y Metanol respectivamente en relación a la
temperatura de calentamiento, las cuales indican que la potencia de la bomba
tiende a disminuir con el incremento de temperatura, por lo que se va disminuyendo
la viscosidad de la mezcla crudo/ solvente. Además, las gráficas evidencian
menores costos de potencia entre 50°C y 60°C generalmente con los porcentajes
de dilución entre los 30 y 40 %.
En resumen, las Figuras 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21 y 22 no se pueden apreciar de
forma clara y evidente los resultados óptimos que se desea obtener para cada
acople de solvente/crudo, por lo que se hizo necesario la utilización de un análisis
más riguroso y preciso que ayudara a escoger el solvente con el mejor acople en
relación al costo total de operación.
Así pues, se aplicó la metodología de superficie de respuesta para lograr el objetivo
deseado por este proyecto, donde la relación funcional entre las variables de
respuestas (Costos y Viscosidad) y las variables independientes (Temperatura y %
de Dilución) se obtuvieron en base a los coeficientes del modelo descrito por la
Ecuación 17 tabulados en la Tabla 7 para los Costos y en la Tabla 8 para la
Viscosidad. Todos los modelos presentaron valores de R2 y R2 ajustado superiores
a 90%, lo cual indica precisión y veracidad en el modelo.
Tabla 7. Coeficientes del modelo de regresión de segundo orden y los R2 para los Costos de transporte.
Variables Nafta Tolueno N-heptano Metanol
(a) Constante 6,64 x108 3,89 x108 3,88 x108 3,88 x108
(b) Temperatura °C -9,51x106 -2,65 x104 -4,41 x104 - 4,45 x104
(c) Dilución % -1,59 x109 7,39 x109 1,55 x1010 3,98 x109
(d) [Temperatura °C] 2 7,09 x104 0,17 x103 0,38 x103 3,52 x102
(e) [Dilución %] 2 1,72 x109 8,33 x106 7,69 x106 287 x106
(f) [Temperatura °C * Dilución %] 2,88 x107 6,74 x104 6,07x104 7,73 x104
S 2,12 x107 1,12 x105 1,56 x105 4,98 x104
R2 (%) 95,73% 100,00% 100,00% 100,00%
R2 ajustado (%) 94,20% 100,00% 100,00% 100,00%
R2 predicho (%) 88,41% 100,00% 100,00% 100,00%
Fuente: Las Autoras.
47
Tabla 8. Coeficientes del modelo de regresión de segundo orden y los R2 para el Ln Viscosidad.
Variables Nafta Tolueno N-heptano Metanol
(a) Constante 9,54 9,51 9,45 9,48
(b) Temperatura °C -0,11 -8,09 x10-2 - 7,95 x10-2 - 1,11 x10-1
(c) Dilución % -28,07 -21,91 - 22,59 - 11,30
(d) [Temperatura °C] 2 4,34 x10-4 1,92 x10-4 1,85 x10-4 5,38 x10-4
(e) [Dilución %] 2 15,96 14,45 15,03 10,15
(f) [Temperatura °C * Dilución %] 0,33 0,100 1,01 x10-1 0,78 x10-2
S 0,18 3,53 x10-2 3,72 x10-2 2,04 x10-1
R2 (%) 97,49% 99,95% 99,95% 97,84%
R2 ajustado (%) 96,59% 99,93% 99,93% 97,07%
R2 predicho (%) 93,73% 99,85% 99,84% 95,61%
Fuente: Las Autoras.
El modelamiento permitió la construcción de las superficies de respuestas para los
costos graficados en la Figura 23 y para las viscosidades mostradas en la Figura
24. Cada superficie de respuesta se compone de 3 ejes. El eje X corresponde a la
Temperatura, el eje Y corresponde a la Dilución mientras que el Z corresponde a
las respuestas (Costos de transporte y Ln de la viscosidad). El acople se evaluó
usando como disolvente Nafta (Figura. 23a y 24a), Tolueno (Figura. 23b y 24b), N-
heptano (Figura. 23c y 24c) y Metanol (Figura. 23d y 24d).
De acuerdo con la Figura 23 y 24, la efectividad del acople sobre la reducción de la
viscosidad dependió del tipo de disolvente utilizado. La nafta mostró menores costos
de transporte por acople del mecanismo de calentamiento y dilución, seguido
Metanol, Tolueno y por ultimo Heptano; Así mismo, con respecto al comportamiento
con la viscosidad, la Nafta arrojo mayor reducción de viscosidad lo que está
evidenciando las mejores características de diluyente para el transporte de crudo
pesado en tuberías, Pero a temperatura mayores a 25° C, el efecto es contrario ya
que, se da el inicio de vaporizaciones en livianos, característico del comportamiento
de mezclas bifásicas crudo/solvente (Nafta) que al ser calentadas y transportadas
en oleoductos ocasionando así un aumento en la viscosidad de la mezcla. No
obstante, el acople no se mostró conveniente con el Metanol, para ninguno de los
criterios de evaluación ya sea en costos de operación o disminución de la viscosidad
del crudo; Probablemente, la alta volatilidad del metanol produce mezclas bifásicas
por acople del mecanismo de calentamiento y dilución. Por tanto, la factibilidad del
uso del metanol durante el acople se reduce al incrementar tanto la temperatura
como el porcentaje de dilución, lo que a su vez impacta directamente en una ligera
reducción de la viscosidad.
48
Figura 23. Superficies de respuestas de los Costos de transporte (USD/año) vs Dilución (%) – Temperatura (°C)
Fuente: Las Autoras
49
Figura 24. Superficies de respuestas del Ln Viscosidad (cP) vs Dilución (%) – Temperatura (°C)
Fuente: Las Autoras.
50
4.4 OPTIMIZACIÓN DEL ACOPLE DE LOS MÉTODOS DE CALENTAMIENTO Y
DILUCIÓN.
La Tabla 9 presenta las proporciones de mezclas y temperaturas de transporte
necesarias para lograr los valores óptimos de transporte. Adicionalmente, presenta
el comportamiento del crudo al ser transportado por el oleoducto a condiciones
óptimas.
Tabla 9. Valores óptimos del acople de los métodos de calentamiento y dilución.
Diluyente Temperatura (°C)
Dilución (%)
Costos (USD/año)
Nafta 24,01 0,1 $404.604.815,91
Tolueno 33,62 0,1 $1.126.545.784,74
N-heptano 32,21 0,1 $1.940.061.853,13
Metanol 31,76 0,1 $785.011.621,45
Fuente: Las Autoras.
De acuerdo con la Tabla 9, el acople del método de dilución y calentamiento reduce
la cantidad de solvente mínimo y la cantidad de energía térmica requerida para el
transporte. La dilución con nafta de 0.1 requirió la mínima temperatura de
calentamiento, correspondiente a 24,01ºC. Este resultado podría ser visto como una
sinergia, la cual resulta del efecto de la nafta como disolvente con mejores
condiciones de transporte y a su vez como fortalecedor de la conductividad térmica
de la mezcla.
Por otra parte, el tolueno con un costo $1.126.545.784,74 USD/año y el metanol
con $785.011.621,45 USD/año presentaron valores óptimos relativamente cercanos
entre ellos mismo y no muy lejanos al comportamiento del crudo cuando es diluido
con nafta. No obstante, el uso de la nafta como disolvente disminuiría el número de
puntos de calentamientos sobre la tubería.
Así mismo, García y sus colaboradores en su artículo “Optimización del transporte
por oleoducto de crudo pesado Castilla”, debido al incremento de las reservas y
producción de sus crudos de la cuenca Llanos en el oriente Colombiano, y a la
declinación en la producción de los crudos livianos utilizados tradicionalmente como
diluyentes, y como resultado de una evaluación integral técnica y económica,
Ecopetrol S. A. decidió implementar un esquema de transporte por oleoducto
diluyendo los crudos pesados con Nafta [48]. Esto demuestra que este diluyente
desde el 2010 se está implementando por sus propiedades reológicas y beneficios
económicos que brinda ya que permitió que Ecopetrol fuera capaz de incrementar
51
la producción de este crudo de 40 a 75 mil barriles por día (KBPD) en un período de
5 años.
Sin embargo, Cómo la mayor producción de petróleo en Colombia es de crudos
pesados, para poderlos transportar por los oleoductos, se necesita de un diluyente
llamado nafta", dice Freddy Díaz, líder de Proyectos de Ecopetrol [49]. Debido a la
importancia de este diluyente, diseñaron un plan para incrementar todo el sistema
de importación y de bombeo de este producto, desde Pozos Colorados (Santa
Marta) a Barrancabermeja, de allí se conecta a la red de poliductos llegando hasta
Sebastopol, y mediante el Poliducto Andino, que ya está construido, se conecta el
interior del país, con los campos de producción en los Llanos Orientales.
Además, la sinergia que se obtuvo del acople de los mecanismos de dilución y
calentamiento para mejorar la operación de transporte de crudos pesados en líneas
de tuberías al compararlo económicamente con un caso base (Nafta a 20°C y 15%
de dilución) de transporte de crudo pesado, el cual no presenta calentamiento solo
dilución, se evidencia que no fue rentable (Ver Anexo C), debido a que en las
restricciones utilizadas para este trabajo recomendadas por la literatura se
consideró alcanzar una viscosidad de 200 cP en un tramo de tubería de 1000
metros.
Con respecto, a las investigaciones realizadas por La Empresa Colombiana de
Petróleos, Ecopetrol; se encontraron otras alternativas de transporte de crudo
pesado como es la utilización de un nuevo diluyente elaborado en la refinería de
Barrancabermeja, llamado butano, donde esta nueva técnica permitirá evacuar
crudos pesados para exportación y sustituir en el futuro las importaciones de nafta,
hoy utilizada para facilitar su transporte [50]. Además, Ecopetrol invirtió en la
construcción de una planta demostrativa de desasfaltado en Chichimene (Meta) que
permitirá disminuir la viscosidad de los crudos pesados y extrapesados de los
Llanos para facilitar su transporte por oleoductos, lo que se traduciría en una
reducción de costos para la Empresa.
La tecnología que aplica se denomina ECODESF, la cual fue desarrollada por el
Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), que elimina metales contaminantes y
mejora el API (densidad) de los crudos pesados como el San Fernando (8 API) y
los deja en una condición de unos 14 API al retirarle los asfáltenos o fracciones
pesadas, también se disminuirá el uso de la nafta en un 11% para diluir el crudo y
permitirá obtener parámetros para proponer una solución a escala industrial que
reduzca la viscosidad del crudo pesado y facilite su transporte por oleoductos [51].
52
CONCLUSIONES
En esta investigación se determinó la factibilidad económica del acople de los
mecanismos de dilución y calentamiento para mejorar el transporte de crudo
pesados en líneas de tuberías por medio de la metodología superficie de
respuestas. Se confirmó que para el transporte de crudo pesado por tuberías es
más factible utilizar como diluyente Nafta, ya que este reduce la viscosidad del crudo
para ser transportado con mayor facilidad.
El calentamiento de crudo pesado como alternativa de transporte por tuberías ofrece
grandes beneficios para sus propiedades de transporte, por lo que disminuye la
viscosidad y mejora la fluidez. Sin embargo si se utilizara como único método de
transporte se aumentan los costos de energía y para que sea más eficiente se hace
necesario calentar en estaciones de bombeo a través de calentadores de fuego
directo, algunas opciones de aislamiento incluyen enterrar la tubería para conservar
el calor. Por tal motivo es que se realizó esta investigación donde solo es factible
calentar hasta 40°C el crudo pesado a transportar y evitar evaporaciones de crudo
liviano.
A partir del método de dilución para el transporte de crudo pesado se observó que
se emplean diluyentes o crudos más ligeros, los cuales son una opción efectiva para
reducir la viscosidad del crudo y facilitar su movilidad a través de la tubería, por lo
que entre menos viscosos son, menor será la viscosidad de la mezcla y la relación
de dilución oscila entre 10-30% de solvente. Sin embargo, la relación crudo/solvente
se ve afectada, cuando el crudo presenta cambios en su composición y no hay
compatibilidad entre los fluidos. La nafta fue el diluyente que presento mejores
propiedades de transporte como son la disminución de la viscosidad y al densidad.
A diferencia del mecanismo de calentamiento, la dilución generó un cambio en las
propiedades del crudo. Entre mayor sea la proporción del solvente en la mezclas
mayor es la tendencia del crudo a modificar sus propiedades hacia crudo liviano.
Como se desarrolló en este proyecto, al utilizar el método de calentamiento o el
método de dilución, se puede notar que cada uno ayuda en el transporte de crudos
pesados, pero si se aplican por separados el incremento en los costos de transporte
de crudos es más elevado. Con el objeto de disminuir los costos de trasporte se
decidió realizar un acople de los métodos de reducción de viscosidad antes
mencionado, para rebajar la cantidad de solvente mínimo y la cantidad de energía
térmica requerida. Por tal razón, de acuerdo a los resultados obtenidos en el acople,
se pudo apreciar que el diluyente que ofrece mejor comportamiento es la Nafta con
53
una dilución de 10% y una temperatura de 24,01ºC, ayudando así a la disminución
de los costos de transporte de crudo pesado por tuberías.
Así pues, aplicando la restricción de la viscosidad a 200 cP para obtener los
resultados óptimos de cada diluyente, estos no son rentable económicamente, por
lo que se debe explorar el comportamiento del sistema de transporte de crudo
pesado en tuberías, permitiendo que la optimización busque una viscosidad aún
más baja aprovechando que existe una sinergia entre los mecanismos de
calentamiento y dilución, es decir, al acoplarse se notaran cambios importantes en
la disminución de la viscosidad y de esta manera reducir los costos de bombeo;
Pero, se ven limitados por procurar la ausencia de vaporización de livianos y evitar
corrosiones de tubería por alta temperatura.
Finalmente, se realizó una evaluación económica del acople de los mecanismos de
dilución y calentamiento para una longitud de 1000 metros de tubería; el costo de
capital fijo fue de 93.986.731 USD/año y el costo variable fue de 404.604.816
USD/año que corresponde a la mezcla solvente/crudo optima y con menor costo de
operación, el cual fue la Nafta. Además, se pudo observar que las variables que
mayor inciden en los costos totales del proceso son los costos de calentamiento,
costos de dilución y costos de potencia, los cuales varían de acuerdo al diluyente,
al porcentaje (%) y temperatura (°C) de mezcla.
54
RECOMENDACIONES
Determinar la factibilidad económica del acople de los mecanismos de dilución y
calentamiento usando Excel como programa de análisis estadístico pero con
mayores datos experimentales, ya que es más utilizado y conocido por nosotros
como ingenieros, para mejorar la operación de transporte de crudo pesados en
líneas de tuberías.
Así mismo, evaluar la eficiencia de otros diluyentes como butano o GLP u otras
alternativas para el transporte del crudo por tuberías, que de acuerdo a otras
investigaciones, ofrecen mejores propiedades de transporte como en viscosidad ,
densidad, caídas de presión y menores costos de operación.
Realizar un análisis económico más exhaustivo, si se desea colocar aislamiento a
la tubería o aplicar mayores longitudes, para evitar pérdidas de calor en el transporte
del crudo, ya que eso generaría un incremento en los costos por la utilización de
más estaciones de bombeo con calentadores que mantengan la temperatura óptima
del proceso.
Se sugiere aplicar un análisis técnico y económico de una planta de producción de
la energía eléctrica para el funcionamiento de los equipos y una planta de
producción del diluyente escogido para el transporte, con el fin de evaluar a gran
escala el costo total operacional de transportar un crudo pesado hasta los centros
de refinación.
Emplear un estudio más riguroso en el comportamiento combinado de las variables
termodinámicas (Temperatura, Presión, Composición) del crudo pesado, ya que la
presión va disminuyendo a medida que el fluido se transporta por la tubería, lo cual
se es necesario verificar que a lo largo del tramo no se den las condiciones para la
formación de asfáltenos y se recomienda aplicarlo entre estaciones de bombeo.
55
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extrapesados,» EL ESPECTADOR, p. Economia, 13 Noviembre 2015.
61
ANEXOS
ANEXO A. Diagrama del sistema real para la evaluación económica.
Fuente: Las Autoras.
62
ANEXO B. Factores que intervienen en la evaluación de costos fijos del transporte de crudo pesado.
Fuente: Las Autoras.
COSTOS FIJOS 93986731 Costo capital Estación de ENTRADA USD/año
Tanque de almacenamiento A 1135771
Costo de construcción A 456992
Accesorios y válvulas 76654
Bomba principal 11540
Costo capital Estación de SALIDA USD/año
Tanque de almacenamiento B 1135771
Costo de Bomba de distribución 7426
Accesorios y válvulas 38327
Costo del sistema de tuberías USD/año
Tubería 16465
Costo de mantenimiento de Bomba 346
Costo de mantenimiento de Tubería 494
Costo estación de bombeo USD/año
Costo de la línea eléctrica 91022400
Costos de diluyentes USD/año
Nafta 313
Tolueno 8784
N-heptano 18069
Metanol 4879
Costo Laboral 52500
63
ANEXO C. Factores que intervienen en la evaluación de costos variables del transporte de crudo pesado.
Fuente: Las Autoras.
(*).Este valor de costo dependen del diluyente, % de dilución y temperatura (°C) escogida y a
continuación se presenta las tablas con los costos variables de cada diluyentes.
COSTOS VARIABLES
Costo operación de la tubería* USD/año
Costo de calentamiento $ -
Costo de potencia requerida $ -
Costo de dilución $ -
COSTO VARIABLE AL UTILIZAR NAFTA (USD/año)
Temperatura/ Dilución 20°C 30°C 40°C 50°C 60°C
10% 290.916.155 290.730.973 290.681.946 290.701.995 292.418.340
20% 288.601.964 288.671.539 292.663.197 309.685.739 321.289.861
30% 286.810.991 288.460.238 313.923.500 379.018.997 441.212.999
40% 285.029.304 301.439.700 394.596.866 506.728.044 612.050.877
COSTO VARIABLE AL UTILIZAR TOLUENO (USD/año)
Temperatura/ Dilución 20°C 30°C 40°C 50°C 60°C
10% 1.033.396.753 1.033.031.397 1.032.888.937 1.032.859.561 1.032.888.822
20% 1.772.861.625 1.772.905.548 1.772.960.617 1.773.041.576 1.773.164.941
30% 2.513.041.692 2.513.186.711 2.513.275.946 2.513.367.106 2.513.461.525
40% 3.253.370.642 3.253.487.885 3.253.577.118 3.253.669.119 3.253.763.741
COSTO VARIABLE AL UTILIZAR METANOL (USD/año)
Temperatura/ Dilución 20°C 30°C 40°C 50°C 60°C
10% 691.329.018 691.028.490 690.885.560 690.861.110 690.896.744
20% 1.089.152.729 1.088.987.508 1.088.945.347 1.089.032.063 1.089.166.127
30% 1.487.052.874 1.487.071.600 1.487.123.936 1.487.233.147 1.487.390.060
40% 1.885.104.100 1.885.214.076 1.885.315.564 1.885.478.202 1.885.616.738
COSTO VARIABLE AL UTILIZAR N-HEPTANO (USD/año)
Temperatura/ Dilución 20°C 30°C 40°C 50°C 60°C
10% 1.846.628.362 1.846.300.387 1.846.179.425 1.845.871.839 1.846.196.219
20% 3.399.477.448 3.399.518.804 3.399.580.774 3.399.387.798 3.399.793.139
30% 4.953.009.063 4.953.125.980 4.953.216.308 4.953.024.856 4.953.406.287
40% 6.506.646.431 6.506.744.284 6.506.836.296 6.506.648.872 6.507.027.941
64
ANEXO D. Comparación económica del caso Base con los costos óptimos de cada diluyente
Fuente: Las Autoras.
BASE @20°C y 15%de Dilución NAFTA
COSTOS TOTAL DE TRANSPORTE EN TUBERIAS
USD/año
Costos fijos
Costo capital Estación de ENTRADA 1680956
Costo capital Estación de SALIDA 1181524
Costo del sistema de tuberías 17306
Costo estación de bombeo 91022400
Costos de diluyentes 32046
Total costos fijos 93.934.231
Costos Variable
Costo de operación de la tubería 289916835
Total costos variables 289.446.496
TOTAL COSTOS BASE $ 383.380.726,81
Costo Óptimo Nafta $ 404.604.815,91
Costo Óptimo Tolueno $ 1.126.545.784,74
Costo Óptimo Heptano $ 1.940.061.853,13
Costo Óptimo Metanol $ 785.011.621,45
65
ANEXO E. Cotización de los solventes Tolueno, N-heptano y Metanol utilizados en este proyecto.