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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y PETROQUÍMICA ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO DILUIDO POR MEDIO DE BARCAZA Y POR DUCTO, EN LA SELVA NORTE DEL PERU INFORME DE SUFICIENCIA PROFESIONAL PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE: INGENIERO DE PETRÓLEO PRESENTADO POR: EDWARD JACKSSON MOLLEDA RIVERA PROMOCIÓN 2005-I LIMA PERÚ 2015

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA

FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO,

GAS NATURAL Y PETROQUÍMICA

ANÁLISIS Y COMPARACIÓN DEL TRANSPORTE DE CRUDO

DILUIDO POR MEDIO DE BARCAZA Y POR DUCTO,

EN LA SELVA NORTE DEL PERU

INFORME DE SUFICIENCIA PROFESIONAL

PARA OPTAR EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO DE PETRÓLEO

PRESENTADO POR:

EDWARD JACKSSON MOLLEDA RIVERA

PROMOCIÓN 2005-I

LIMA – PERÚ

2015

2

DEDICATORIA

A Dios por haberme permitido alcanzar una meta anhelada.

A mis padres por su lucha durante tantos años brindándome su apoyo, consejos y

motivación para salir adelante.

A mis hermanos, mi novia y aquellos seres queridos por su apoyo, paciencia y motivación.

3

Contenido CAPITULO I ...................................................................................................................................... 5

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ........................................................................................... 5

1.1. Situación problemática ....................................................................................................... 5

1.2. Objetivo de la Investigación ............................................................................................... 5

1.3. Justificación e importancia de la investigación .................................................................. 5

1.4. Limitaciones de la investigación ........................................................................................ 6

CAPITULO II .................................................................................................................................... 7

EL MARCO TEORICO ..................................................................................................................... 7

2.1. Antecedentes ...................................................................................................................... 7

2.2. Bases Teóricas .................................................................................................................... 8

2.2.1 Crudo Pesado..................................................................................................................... 8

2.2.2 Características del crudo en la Selva Norte del Perú ....................................................... 14

2.2.3 Método de dilución ......................................................................................................... 15

2.2.4 Calculo del Diámetro del ducto. ...................................................................................... 21

2.3. Hipótesis de la investigación. ........................................................................................... 24

CAPITULO III ................................................................................................................................. 25

3.1 Tipo de Investigación ............................................................................................................. 25

3.2 Diseño de Investigación. ........................................................................................................ 25

3.3 Población y Muestra. .............................................................................................................. 25

3.4 Instrumentos de recolección de los datos. .............................................................................. 25

3.5 Análisis e interpretación de datos. .......................................................................................... 25

CAPITULO IV ................................................................................................................................. 27

4.1 Introducción ........................................................................................................................... 27

4.2 Oleoducto Norperuano (ONP) ............................................................................................... 28

4.2.1 Componentes del Oleoducto Norperuano. ...................................................................... 28

4.2.2 Puntos de conexión al Oleoducto Norperuano. ............................................................... 30

4.3 Perfil de producción del Lote 1 .............................................................................................. 31

4.4 Transporte por Ducto ............................................................................................................. 34

4.4.1 Volumen a bombear ........................................................................................................ 34

4.4.2 Ruta de la tubería ............................................................................................................. 36

4.4.3 Consecuencias del tendido de la tubería .......................................................................... 37

4.4.4 Equipos para el bombeo y recepción del crudo ............................................................... 40

4

4.4.5 Costos .............................................................................................................................. 40

4.5 Transporte por barcaza ........................................................................................................... 41

4.5.1 Volumen a bombear ........................................................................................................ 41

4.5.2 Ruta a recorrer hasta un punto de conexión al Oleoducto Norperuano. .......................... 41

4.5.3 Capacidad de transporte por barcaza ............................................................................... 42

4.5.4 Mermas durante el transporte de crudo mediante barcazas ............................................. 43

4.5.5 Equipos para el bombeo y transporte del crudo .............................................................. 43

4.5.6 Costo del transporte mediante barcazas .......................................................................... 44

CAPÍTULO V .................................................................................................................................. 48

ANALISIS ECONOMICO .............................................................................................................. 48

5.1. Inversión para implementar un oleoducto ............................................................................. 48

5.2 Inversión para implementar el transporte por barcazas .......................................................... 49

1.- Adquiriendo las barcazas y remolcadores. ......................................................................... 49

2.- Alquilando el servicio de transporte de las barcazas y remolcadores. .............................. 50

5.3 Comparación de transporte por medio de barcazas y por ducto. ............................................ 51

5.3.1.- Oleoducto versus Adquisición de barcazas y remolcadores. ........................................ 51

5.3.2.- Oleoducto versus Alquiler de las barcazas y remolcadores. ........................................ 54

CAPÍTULO VI ................................................................................................................................. 59

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................... 59

BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................. 60

5

CAPITULO I

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1. Situación problemática

En la selva peruana se están descubriendo hidrocarburos, por su geografía y características

de difícil acceso se dificulta el aprovechamiento y desarrollo de estos nuevos campos en

beneficio del país. Estos nuevos campos y los ya existentes tienen presencia de crudo

pesado y requieren nuevas tecnologías como el uso de diluyentes para darles condiciones

de movilidad.

Para transportar, requiere de técnicas que sean económicamente viables para el desarrollo

de los campos petroleros de la Selva del Perú.

Los crudos pesados se caracterizan por ser de alta viscosidad, difíciles de transportar por

oleoductos u otro medio.

1.2. Objetivo de la Investigación

Se analizará y comparará los volúmenes de crudo que son transportados mediante el uso de

barcazas versus el volumen de crudo que puede ser transportado por un ducto, con el

objetivo de determinar cuál de los métodos de transporte es más ventajoso o el adecuado,

considerando el aumento del volumen de producción a ser transportado desde un lote

ubicado en la Selva Norte del Perú hasta conectar el Oleoducto NorPeruano.

1.3. Justificación e importancia de la investigación

El país necesita incrementar la producción de petróleo que es de 69.3 Mbpd1, el crudo

pesado puede contribuir a lograr este objetivo.

La métodos disponibles para transportar los hidrocarburos de las zonas de la selva del Perú

es mediante el uso de ductos y de barcazas, por lo que es importante conocer la capacidad

1 Promedio anual del 2014. Fuente: www.perupetro.com.pe

6

y los volúmenes de crudo que pueden ser movilizados de manera técnica y

económicamente viable para el desarrollo de los campos petroleros de la Selva del Perú

mediante ambas formas de transporte.

1.4. Limitaciones de la investigación

Durante la elaboración del presente informe tendremos las siguientes restricciones:

Acceso limitado a información del beneficio del mejoramiento del transporte

propuesto en función de la variación del costo de producción, no se podrá deducir

por el acceso limitado de información del costo de la producción en sí.

Acceso limitado a la información de costos de diluyente para reducir la viscosidad

del crudo pesado que es extraído del pozo.

7

CAPITULO II

EL MARCO TEORICO

2.1. Antecedentes

En los últimos años se descubrieron hidrocarburos pesados en la selva del Perú, que son de

alta viscosidad. Los crudos pesados presentan dificultades para su producción y transporte

por la alta viscosidad, tal es el caso de los Lotes 1AB y Lote 67 que necesitan utilizar un

diluyente para poder llevar el crudo a las condiciones de movilidad necesarias.

El país necesita incrementar su producción de petróleo actual debido a la declinación de la

producción con el tiempo.

En la figura 1 se observa como los niveles promedio de producción fiscalizada2 de

petróleo del país han disminuido a través de los años.

Figura 1.- Producción fiscalizada del país - Periodo 2004-2014.

Fuente: www.perupetro.com.pe

En la figura 2 se observa los niveles promedio de producción fiscalizada de hidrocarburos

líquidos (petróleo + LGN) del país durante el año 2014.

2 Entiéndase como “Producción Fiscalizada de Hidrocarburos” a los Hidrocarburos provenientes de

determinada área, producidos y medidos bajo términos y condiciones acordados en cada Contrato.

Fuente: Ley Orgánica de Hidrocarburos Decreto Supremo N° 045-2005-EM.

Petróleo Fiscalizado: Petróleo producido en el área de Contrato y medido en un punto de Fiscalización de la

Producción. Fuente: www.perupetro.com.pe

8

Figura 2.- Producción fiscalizada del país – Año 2014.

Fuente: www.perupetro.com.pe

2.2. Bases Teóricas

2.2.1 Crudo Pesado

El petróleo tiene un amplio rango de clasificación según su densidad y viscosidad. La

viscosidad a la temperatura de yacimiento es generalmente la medida más importante para

un productor de petróleo porque 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. Sin embargo, la densidad es la propiedad más usada para

caracterizar al petróleo.

Si bien es cierto que la densidad y la viscosidad se ven afectadas por la temperatura y son

características importantes, no existe una relación biunívoca entre ellas, son características

independientes pero si consecuentes en el uso de cada una de ellas.

La densidad se mide en grados API (American Petroleum Institute), que está directamente

vinculado a la gravedad específica; entonces mientras más ligero es el petróleo, más alto es

el valor API.

9

Generalmente, la calidad del petróleo se define principalmente por la gravedad API y el

contenido en azufre. Entre más grados API tenga un petróleo, y menor sea su contenido de

azufre, mayor será su calidad. Estas propiedades son utilizadas en el mercado para definir

el precio del petróleo.

Origen del crudo pesado

Cuando el petróleo es producido en la roca generadora, no es pesado. La mayoría de los

especialistas en geoquímica coinciden en que el petróleo generado comienza con

densidades de entre 30 y 40º API. El petróleo se vuelve pesado durante la migración y de

manera posterior al entrampamiento. Esto ocurre a través de diferentes procesos

biológicos, químicos y físicos, en las que la bacteria transportada por el agua superficial

metaboliza los hidrocarburos parafínicos, nafténicos y aromáticos en moléculas más

pesadas. Las aguas de formación también remueven hidrocarburos por solución,

eliminando los hidrocarburos de menor peso molecular, los cuales son más solubles en

agua. El petróleo crudo también se degrada por volatilización cuando un sello de pobre

calidad permite que las moléculas más livianas se separen y escapen.

El nivel de madurez de la roca generadora es uno de los principales factores que gobiernan

la composición del petróleo al momento de ser expulsado (Tissot y Welte, 1984, y Hunt,

1996). Con la madurez se incrementa la gravedad API de los aceites expulsados

haciéndose el aceite más ligero, finalizando en condensados y gases para los fluidos

expulsados al final de la generación de hidrocarburos (Tissot y Welte, 1984).

La biodegradación es el mecanismo más común para la formación de aceites pesados en

yacimientos someros (Connan, 1984, y Blanc y Connan, 1993). Este fenómeno afecta los

parámetros físicos y químicos de los aceites, particularmente induce un decremento del

GOR, del contenido de hidrocarburos ligeros y de la gravedad API, y provoca

enriquecimiento relativo de los compuestos pesados, aumento de la viscosidad, del

contenido de azufre y de asfaltenos (Connan, 1984, y Blanc y Connan, 1993). La

biodegradación es función de la actividad bacteriana la que es controlada por la

temperatura, la disponibilidad de nutrientes en las aguas de formación y la salinidad. La

información disponible sugieren que la biodegradación está limitada a los yacimientos

10

ubicados en el subsuelo bajo temperaturas que no excedan los 80°C (Head et al., 2003), por

otro lado se ha documentado que la mayor parte de la biodegradación ocurre cerca del

contacto agua-aceite (Larter, et al., 2003).

Propiedades de los crudos pesados

Los crudos pesados presentan las siguientes características.

o Viscosidad elevada.

o Gravedad API menor a 20° API

o Alto punto de fluidez (Pour Point): 80 ºF – 100 ºF.

o Alto contenido de metales pesados como Níquel y Vanadio.

o Altos valores de azufre y nitrógeno.

Cuadro 1.- Clasificación de los crudos según su gravedad API.

Crudo Densidad °API

Extrapesado < 10

Pesado < 10 , 20 >

Mediano < 20 , 30 >

Ligero < 30 , 40 >

Extraligero < 40

En el país clasificamos a los crudos según su gravedad API3, el cual es medido mediante

un hidrómetro, en base a la norma ASTM D287 Prueba Estándar para la Gravedad API del

Petróleo Crudo y Productos del Petróleo (Método del Hidrómetro).

Una clasificación de los crudos pesados en función a su grado API, definiendo crudo

pesado como aquel que está en un rango de 10º a 20º API y crudo extra pesado como aquel

que tiene un grado API menor a 10º API es mostrada en la figura 3. Asimismo, se presenta

una separación entre el crudo extra pesado y el bitumen en base a la viscosidad.

3 La escala de Gravedad API fue creada por el Instituto Americano de Petróleo en el año 1921.

11

Figura 3.- Clasificación de crudos pesados por su ºAPI4.

Viscosidad de los crudos pesados

La viscosidad de un líquido es la resistencia que éste presenta a fluir, es decir, a mayor

viscosidad mayor resistencia a fluir.

La viscosidad de un fluido está relacionada a la resistencia interna del mismo a la fricción

y así relacionada con la movilidad de los fluidos (Heidemann et al., 1987); asimismo, sufre

cambios al modificarse las condiciones de temperatura, presión y composición.

Cuadro 2.- Datos de viscosidad medida en crudos de diferente API.

TIPO ºAPI Viscosidad

5 (100ºF)

Centipoise

A

< 20 ºAPI

11.2 623.5 (147 ºF)

11.7 523.2 (147 ºF)

14.0 484.1

15.4 301.5

B

> 20 ºAPI

22.4 39.9

26.1 17.3

4 Fuente: SANIERE, A, HÉNAUT, I, and ARGILLIER, J-F. “Pipeline Transportation of Heavy Oils, a

Strategic Economic and Technological Challenge”. Oil & Gas Science and Technology. Vol. 59. 2004. Pág.

455 - 466. 5 Datos de viscosidad obtenidos del Estudio de Sistema de dilución de crudo pesado para transporte entre las

estaciones SDN-1 y BUEF-2, pag 55, 56 y 57.

12

Variación de la viscosidad con la temperatura.

La viscosidad de un fluido líquido se hace menor a medida que incrementa la temperatura,

como se ilustra en la figura 4. Todos los líquidos exhiben este comportamiento en algún

grado.

Figura 4.- Influencia de la temperatura sobre la viscosidad.

Viscosidad dinámica o absoluta

La viscosidad es aquella propiedad del fluido que determina la velocidad de deformación

de un fluido cuando se le aplica un esfuerzo cortante. Conforme un fluido se mueve, dentro

de él se desarrolla un esfuerzo cortante, cuya magnitud depende de la viscosidad del fluido.

La figura 5 nos grafica el concepto de gradiente de velocidad en un fluido bajo el esquema

de una delgada capa de fluido entre dos superficies, una de las cuales es estacionaria,

mientras que la otra está en movimiento, asumiendo que la distancia entre las dos

superficies es pequeña, consideramos que la tasa de cambio de la velocidad con la posición

y es lineal, entonces el gradiente de velocidad se define como Δv/Δy. El hecho de que el

esfuerzo cortante en el fluido sea directamente proporcional al gradiente de velocidad se

enuncia en forma matemática así:

y

……….(1)

Donde la constante de proporcionalidad μ (letra mu) se le denomina viscosidad dinámica

del fluido, o también se le conoce con el término viscosidad absoluta.

13

Figura 5.- Concepto de gradiente de velocidad en un fluido.

La definición de viscosidad dinámica se obtiene al despejar a μ de la ecuación 1:

y

y

…….(2)

Las unidades para μ se obtienen sustituyendo las del Sistema Internacional de Unidades

(SI) en la ecuación 2:

22 / m

sN

sm

mx

m

N …….(3)

Viscosidad cinemática.

Es la relación entre la viscosidad dinámica y la densidad del fluido, ésta suele denotarse

como υ.

fluidodeldensidad

dinámicaidadvis

__

_cos

La viscosidad cinemática ν (letra nu en griego) se define como:

…….(4)

14

Dónde:

: viscosidad cinemática

: viscosidad dinámica

: densidad del fluido

Debido a que μ y ρ son propiedades del fluido, ν también es una propiedad. Las unidades

para la viscosidad cinemática en el Sistema Internacional son:

s

m2

……….(5)

2.2.2 Características del crudo en la Selva Norte del Perú

En la Selva Norte del Perú los principales productores de crudo pesado son el Lote 1AB y

el Lote 67, ambos utilizan el método de dilución para poder transportar el crudo pesado

que producen, debido a que con este método reducen la alta viscosidad del crudo

producido y permiten las operaciones de movilización y transporte de dicho crudo.

El Lote 1AB usa como diluyente crudos ligeros que produce de yacimientos dentro de su

área y está conectado al Oleoducto Norperuano en la Estación Andoas, por lo que realiza el

transporte del crudo producido mediante ductos. La calidad del crudo del Lote 1AB tiene

en promedio las siguientes características: 18 ºAPI y viscosidad de 418 Cst @83ºF.

El Lote 67 usa como diluyente Nafta traída del Golfo de Mexicó, la cual llega hasta este

Lote vía embarcaciones fluviales. Asimismo, actualmente hace uso de barcazas para

transportar vía fluvial el crudo diluido desde el Lote 67 hasta la estación Saramuro, donde

se conecta al Oleoducto Norperuano. La calidad del crudo del Lote 67 tiene en promedio

las siguientes características: 13.5 ºAPI y viscosidad de 20 000 cP @ 90ºF6.

6 Fuente: Estudio de Desarrollo del Lote 67 elaborado por Barret Resources Perú (LLC) Sucursal del Perú del

2007

15

2.2.3 Método de dilución

Para transportar el crudo pesado primero es necesario reducir su viscosidad, lo cual se

puede lograr al mezclar este crudo pesado con un diluyente.

El método de dilución es uno de los métodos más antiguos y preferidos para reducir la

viscosidad en crudos pesados, consiste en mezclar el crudo pesado con hidrocarburos

ligeros, en proporciones tales que posibiliten su movimiento a través de tuberías y que sea

económicamente viable. A fin de lograr esto se debe determinar la calidad y cantidad de

diluyente necesario para lograr la mezcla con las propiedades deseadas.

El valor de la viscosidad de la mezcla dependerá de la velocidad de dilución, las

respectivas viscosidades y densidades del petróleo y del diluyente. Los diluyentes más

usados son los crudos ligeros, condensados, nafta. Se deben tomar en cuenta la

disponibilidad del diluyente y sus posibles necesidades de reciclaje, ya que si el

abastecimiento de diluyente en forma continua resulta complicado o costoso se podría

instalar una estación para recuperación del diluyente y crudo pesado, en el punto final de la

ruta de transporte de la mezcla, que permitirá volver a usar dicho diluyente y vender o

disponer el crudo pesado.

Los crudos ligeros, al tener menor ºAPI, son menos eficientes en la reducción de la

viscosidad de los crudos pesados que los condensados y están sometidos a las mismas

limitaciones de disponibilidad y de la compatibilidad con los asfaltenos. Nafta es una

alternativa interesante a la utilización de condensados; debido a su alta gravedad API, es

muy eficiente en la dilución de aceites pesados, muestran una buena compatibilidad con los

asfaltenos y se reciclan fácilmente7.

Proceso de dilución del crudo pesado

El proceso de la mezcla del crudo con el diluyente es relativamente simple y puede llevarse

a cabo de diversas maneras, por ejemplo, mediante la mezcla de los componentes en un

tanque en forma de proceso por lotes o por mezcla de componentes en línea de manera

simultánea.

7 Paper SPE 97763 Heavy Oil Dilution, 2005.

16

Viscosidad de la mezcla

El principal propósito de la mezcla de crudos es reducir la viscosidad del crudo original,

por tal razón, la mezcla se debe hacer con diluentes o con un crudo que tengan una

viscosidad menor y consecuentemente un mayor ºAPI.

Los diluentes más usados en el transporte de crudo pesado son: crudos livianos, nafta,

condensados, gasolina natural, entre otros. La relación entre la viscosidad del crudo diluido

y la fracción en volumen del diluyente es de forma exponencial; por esta razón el método

de dilución es muy eficiente.

La predicción de la viscosidad resultante de la mezcla de dos o más crudos, es considerado

un tema complejo, por lo cual es importante tener conocimiento de las viscosidades de la

composición de mezclas de crudos para lograr dar solución a diferentes problemas de

ingeniería. No obstante, cada uno de los componentes de la mezcla debe cumplir con unos

parámetros de operación previamente establecidos como temperatura, viscosidad y

volumen, para poder ser mezclados, y por consiguiente que la mezcla resultante sea apta

para el transporte y tratamiento.

El criterio que se utiliza para la predicción de viscosidad de mezclas, es la tendencia de la

Curva de viscosidad vs. Composición (Figura 6) a temperatura y presión constante.

Figura 6.- Influencia de la fracción del diluyente en la viscosidad del crudo para diferentes

grados API8.

8 Fuente: SANIERE, A, HÉNAUT, I, and ARGILLIER, J-F. “Pipeline Transportation of Heavy Oils, a

Strategic, Economic and Technological Challenge”. Oil & Gas Science and Technology. Vol. 59.

17

Gravedad API de la mezcla

Una forma de estimar el grado API de la mezcla es mediante un balance de masa

(crudo/diluente), en donde se tiene:

Balance de Masa:

Mm = Mc + Md ……. (6)

Dónde:

Mm: Masa de la Mezcla (g)

Mc: Masa de Crudo (g)

Md: Masa de Diluente (g)

Entonces:

M = ρ * V ……. (7)

Dónde:

M: Masa de Crudo (g).

ρ : Densidad del Crudo (g / ml).

V: Volumen de Crudo (ml).

Sustituyendo (7) en (6) se tiene que:

Vm * ρm = Vc * ρc + Vd * ρd ….. (8)

Dónde:

Vm: Volumen de Mezcla (ml).

Vc: Volumen de Crudo (ml).

Vd: Volumen de Diluente (ml).

ρm: Densidad de la Mezcla (g / ml).

2004. Pág. 455-466

18

ρc: Densidad del Crudo (g / ml).

ρd: Densidad del Diluente (g / ml).

La Densidad del Crudo:

APIº5.131

5.141

……(9)

Sustituyendo (9) en (8) se tiene que:

d

d

c

c

m

mAPI

VAPI

VAPI

V5.131

5.141*

5.131

5.141*

5.131

5.141* ….(10)

Dónde:

APIm: Gravedad API de la Mezcla. (Adim.)

APIc: Gravedad API del Crudo. (Adim.)

APId: Gravedad API del Diluente. (Adim.)

° API de la Mezcla

5.131***5.131

**5.13125.17292*

cddcdc

dcdcmm

VAPIVAPIVV

APIAPIAPIAPIVAPI …… (11)

Dónde:

Vm: Volumen de Mezcla (ml).

Vc: Volumen de Crudo (ml).

Vd: Volumen de Diluente (ml).

APIm: Gravedad API de la Mezcla.

APIc: Gravedad API del Crudo.(Adim.)

APId: Gravedad API del Diluente. (Adim.)

19

Diluyente

Los productos más usados como diluyentes son los crudo ligeros, condensados y la

nafta. La inyección de diluente puede realizarse en fondo del pozo o en superficie.

La principal razón para usar diluyente, es obtener una mezcla con una viscosidad

que permita su bombeo desde el reservorio hasta la superficie y que sea bombeable

a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y oleoductos, y obtener

mayor grado API.

Algunas desventajas de usar un diluyente son:

El diluyente su transporte y almacenamiento son costosos.

Se requiere conseguir fuentes seguras de abastecimiento del diluente y en

las cantidades requeridas.

Requiere implementar un sistema de manejo del diluyente que incluye

bombas, líneas, múltiples, equipos de medición y control y otros. Esto es un

gasto inicial y de mantenimiento que podría afectar la economía de algunos

proyectos.

Elección del diluente

El diluente a usar se determina teniendo en cuenta parámetros como los siguientes:

- Diámetro del oleoducto.

- Número de estaciones de bombeo.

- Calidad de la mezcla y del diluente.

- Aumento de la tasa de flujo en la vida útil del proyecto.

- Disponibilidad y costo del diluente.

- Calidad y espesor del material de la tubería.

- Análisis económico, incluyendo todas las opciones técnicamente factibles.

Dilución con crudos livianos.- es una alternativa viable cuando se tiene la

disponibilidad de volúmenes suficientes de diluente. Reduce la viscosidad del crudo

pesado, permitiendo que sea bombeado a través del oleoducto. Considerando las

20

limitaciones del equipo en general (Presión máxima de operación de la tubería y la

presión de descarga de la bomba).

Algunas desventajas de diluir con crudos livianos son:

- Compatibilidad con los asfáltenos.

- Disponibilidad del crudo liviano.

- Disminución en volumen del flujo de crudo producido. Algunas veces la fracción

en volumen del crudo ligero requerido para alcanzar una viscosidad aceptable es >

30%.

- Altos costos.

Dilución con Nafta (gasolina). En los últimos años, se ha incrementado la

utilización de derivados del petróleo como diluentes. La refinación del petróleo ha

sido capaz de producir hidrocarburos con alto grado de pureza, logrando la

manufactura de diluentes industriales con propiedades requeridas por la industria.

La Nafta es un derivado del petróleo. Su mayor uso es como diluente o adelgazante.

Se convierte en una alternativa interesante para el transporte de crudo pesado,

debido a la alta gravedad API y a la compatibilidad con los asfáltenos.

Algunas desventajas de diluir con Nafta serían:

- Disponibilidad debido a que algunas reservas de crudo pesado están localizadas en

áreas de difícil acceso.

- Altos costos.

- Disminución en volumen del flujo del crudo producido, ya que la nafta ocupara

una fracción de la mezcla que fluirá por el oleoducto.

Elección del porcentaje óptimo de diluente.

Esta elección depende principalmente de la viscosidad de la mezcla y el régimen de

flujo. El objetivo es transportar un mayor caudal de crudo con el menor porcentaje

de diluente posible (Nafta), cumpliendo con los requerimientos operacionales del

Oleoducto Norperuano para bombear el crudo.

21

2.2.4 Calculo del Diámetro del ducto.

A fin de realizar los cálculos de ingeniería necesarios para determinar el diámetro que

deberá tener la tubería del oleoducto se requerirá utilizar las siguientes formulas y

ecuaciones.

Ecuación de Bernoulli

Aplicando el Principio de Bernoulli formulamos la Ley de Conservación de la Energía en

una línea de flujo.

Figura 7.- Principio de Bernoulli.

Aplicando el principio de Bernoulli tenemos:

fhg

Vz

P

g

Vz

22

2

22

2

2

11

1

……. (12)

Como los puntos 1 y 2 estarán en un ducto de diámetro constante y por tanto de área

constante, tenemos:

21 zzh f

……. (13)

Dónde:

Hf : Perdidas de carga por fricción.

: Diferencial de presión entre el punto 1 y 2.

: Peso específico.

22

Z1 : Altura del punto 1.

Z2 : Altura del punto 2.

Ecuación de Darcy-Weisback

Permite el cálculo de la perdida de carga debido a la fricción entre los fluidos y las paredes

internas de los ductos que los transportan. Dicha perdida depende de variables como son la

rugosidad del ducto, el tipo de material, el tipo de fluido, entre otros.

La ecuación de Darcy-Weisbach es una de las fórmulas más exactas para el cálculo de

estas pérdidas.

g

V

D

Lf

2

2

…… (14)

Dónde:

H : Perdida de carga por fricción en metros.

f : factor de fricción.

L : Longitud de la tubería en metros.

D : Diámetro de la tubería en metros.

V : Velocidad del fluido en m/s.

G : gravedad, 9.8 m/s2.

Teniendo en cuenta que la fórmula de la velocidad es:

2

4

D

QV

…… (15)

Dónde:

Q: Caudal en m3/s.

D: Diámetro en m.

: Numero pi.

Reemplazando esta fórmula de la velocidad (15) en la ecuación de Darcy-Weisbach y

despejando D, tenemos:

23

2.028

Lgh

fLQD

….. (16)

Numero de Reynolds:

El número de Reynolds (Re) es un número adimensional utilizado para caracterizar el

movimiento de un fluido. Si el número de Reynolds es menor de 2000 el flujo será laminar

y si es mayor a 4000 el flujo será turbulento.

VDRe .…. (17)

Dónde:

: densidad del fluido.

V : velocidad del fluido.

D : diámetro de la tubería.

: viscosidad dinámica.

Factor de fricción

El factor de fricción, conocido también como coeficiente de resistencia de Darcy –

Weisbach, es un parámetro adimensional usado para calcular la pérdida de carga en una

tubería debido a la fricción. El cálculo del factor de fricción depende del régimen de flujo.

La ecuación para flujo laminar [Poiseuille] es;

Re

64f …… (18)

Dónde:

f : factor de fricción.

Re: número de Reynolds.

24

La ecuación para flujo turbulento [Colebrook-White];

f

D

Df Re

51.2

7.3log2

1 …… (19)

Dónde:

f : factor de fricción.

D : diámetro en metros.

Re: número de Reynolds.

Dado que al realizar los cálculos tendremos 2 incógnitas (f y D), será necesario realizar

iteraciones para ir acercando estos valores hasta lograr una aproximación razonable.

En este caso se propondrá un valor inicial para el factor de fricción (f0), con el cual

calcularemos la primera aproximación para D (D0).

Con este valor D0, se calculará un número de Reynolds (R0) que utilizaremos en la

ecuación de Colebrook-White o en la fórmula de Poiseuille (según sea el flujo turbulento o

laminar) para de ahí obtener un nuevo valor de f (f1).

Si este nuevo valor f1 coincide con el valor anterior f0, el cálculo del diámetro es correcto.

En caso contrario, se continuara con la iteración tomando el nuevo factor de fricción (f1)

para repetir el cálculo hasta lograr la coincidencia de los valores de f.

2.3. Hipótesis de la investigación.

La hipótesis de la investigación se presenta en la siguiente forma: ¿Existe una amplia

diferencia entre la capacidad de transporte de crudo pesado diluido por medio de barcazas

y por medio de un ducto, en la Selva Norte del Perú?

25

CAPITULO III

3.1 Tipo de Investigación

La investigación es de tipo explicativo porque no solo se describirá los conceptos sino que

se buscara el porqué de los hechos.

3.2 Diseño de Investigación.

Esta investigación considerará un diseño de tipo no experimental, ya que no se realizaran

experimentos sino se tomará datos y estudios previos para realizar el análisis.

3.3 Población y Muestra.

La investigación se realizará en el área geográfica de la Selva Norte del Perú,

específicamente se tomaran datos y características correspondientes a Lote 67 y Lote 1AB.

3.4 Instrumentos de recolección de los datos.

La recopilación de datos se realizará de acuerdo a la siguiente descripción:

Recolección de información y data teniendo como fuente la revisión de libros,

informes, tesis, manuales, guía, documentos técnicos, internet, papers y todo el

material necesario para sustentar el proyecto.

Archivo en programa Excel con una Hoja de Análisis Económico; hoja de cálculo

utilizada para realizar la evaluación de los estudios económicos respectivos. Es una

herramienta a través de la cual se obtiene la rentabilidad de un proyecto, para lo

cual se hace uso de conceptos tales como: valor presente, inversión, costos y otros

que permitan tomar decisiones partiendo de unos esquemas predefinido.

3.5 Análisis e interpretación de datos.

El análisis y la interpretación de los datos y la información se realizarán de acuerdo al

siguiente esquema:

26

Revisión bibliográfica y recolección de datos, esta etapa nos permitirá depurar,

afinar y consolidar los diferentes recursos con los que dispondremos para finalizar

este informe, entre ellos; libros, informes, tesis, manuales, guía, documentos

técnicos, internet, papers, etc.

Procesamiento de la información recolectada.

Análisis de resultados iniciales, en esta etapa se determinara con certeza los

resultados de la investigación.

Redacción del informe final.

27

CAPITULO IV

4.1 Introducción

Se asumirá un campo petrolero llamado Lote 1, el cual se ubicara en la Región Loreto, en

la cuenca del río Marañón al norte del Perú.

Figura 8.- Ubicación asumida de Lote 1.

El análisis involucra la comparación de capacidad de transporte de un oleoducto y de un

sistema de barcazas, las cuales se implementarían con la finalidad de transportar el crudo

producido, desde el Punto A en el Lote 1, punto de almacenamiento y bombeo, hasta un

punto de conexión o ingreso al Oleoducto NorPeruano (ONP).

El ducto para transporte de crudo partiría del punto de almacenamiento y bombeo Punto A

(Lote 1) que estaría localizado a orillas del río Curaray y llegará a la Estación de

Recepción Punto B en Andoas, donde el crudo será entregado a través de una línea de

transferencia a la Estación Andoas de Petroperú, que se conecta al Ramal Norte del

Oleoducto NorPeruano (ONP).

28

Las barcazas para transporte de crudo partirían desde el punto de almacenamiento y

bombeo Punto A que estaría localizado a orillas del río Curaray y vía fluvial a través de los

ríos Curaray, Napo y Marañon llegarán hasta la Estación 1 del Oleoducto NorPeruano

(ONP), en Saramuro.

El ducto tendrá una longitud aproximada de 200 km entre punto de almacenamiento y

bombeo Punto A y el Punto B en Andoas. La ruta del ducto se extendería unos 30 km

aproximadamente dentro de la Zona Reservada Pucacuro.

Las barcazas recorrerán una distancia de 1,253 km vía fluvial a través de los ríos Curaray,

Napo y Marañon, desde el Punto A hasta llegar a la Estación N° 1 del ONP.

Se considera que el volumen de crudo a transportar incrementa gradualmente hasta

alcanzar valores cercanos a los 95 000 bpd, como se detalla en la sección “4.3 Perfil de

producción del Lote 1”.

Las características del crudo que producirá el supuesto lote son: Crudo pesado de 13,5º

API, viscosidad de 20 000 cp a temperatura ambiente (90ºF) y una densidad de 975,9

kg/m3.

4.2 Oleoducto Norperuano (ONP)

Una opción para el transporte del crudo del Lote 1 hacia la costa es mediante el Oleoducto

Nor-Peruano.

Sin embargo, la producción de los campos del Lote 1 tiene un carácter de crudo pesado.

Por esta razón, se requiere mejorar las características del crudo antes de entregarlo al ONP.

4.2.1 Componentes del Oleoducto Norperuano.

Actualmente el Oleoducto Norperuano se compone de dos partes:

29

El Oleoducto Principal que fue el primero en ser construido y va desde la Estación

N° 01 en San José de Saramuro hasta el terminal de Bayóvar y

El Oleoducto Ramal Norte que va desde la Estación Andoas hasta la Estación N°

05 en Borja.

Oleoducto principal

El Oleoducto principal inicia en la Estación 1, recolectora de petróleo, en San José de

Saramuro (departamento de Loreto), a orillas del río Marañón y a unos 200 kilómetros al

sudeste de Iquitos.

La ruta del oleoducto va hacia el oeste, en plena selva, a lo largo del río Marañón, hasta la

localidad de Borja, donde se ubica la Estación 5, también recolectora de petróleo crudo.

De esta estación, la tubería continúa en dirección sudeste hasta la Estación 6, en Kuzu

Grande, distrito de Manseriche, provincia de Alto Amazonas. Sigue en forma paralela a la

carretera que va de Mesones Muro hasta Bagua, en el departamento de Amazonas, donde

se localiza la Estación 7, y en dirección sudeste se llega a la Estación 8, en las

inmediaciones del distrito de Pucará, departamento de Cajamarca.

En dicho punto, el oleoducto cambia a dirección noreste, hasta la Estación 9, desde donde

inicia su ascenso a la cordillera de los Andes, la que cruza en el Paso de Porculla, a una

altura máxima de 2.390 metros sobre el nivel del mar. En este lugar comienza a descender

hasta alcanzar el desierto del departamento de Piura, donde se levanta la terminal de

Bayóvar, en la bahía de Sechura.

En Estación N°01, inicio del Tramo I, se recibe la producción del Lote 8 y el Residual

primario de la Refinería Iquitos, conocido como Residual Petroperú. El volumen promedio

diario total de hidrocarburo que actualmente se envía de la Estación N°01 hacia la Estación

N°05 es 13 MBPD.

30

Oleoducto Ramal Norte

El Oleoducto Ramal Norte, con una longitud de 252 kilómetros, fue adicionado en 1976 al

Oleoducto Norperuano para hacer factible el transporte del petróleo crudo que se extrae de

los campos petrolíferos de la zona de Andoas.

Se inicia en la Estación Andoas y sigue en dirección oeste, atravesando los ríos Pastaza,

Huazaga y Huituyacu, donde cambia de dirección hacia el sudoeste hasta el cruce del río

Morona, llegando a la Estación de Bombeo del distrito de Borja, provincia del Alto

Amazonas, departamento de Loreto.

Manteniendo la dirección sudoeste llega hasta el río Marañón, y sigue hasta el cruce del río

Saramiriza, donde empieza el recorrido final hasta la Estación 5 del Oleoducto Principal.

En la estación de inicio del Oleoducto Ramal Norte (Estación Andoas) se recibe la

producción del Lote 1AB, que actualmente se encuentra en 30 MBPD aproximadamente,

con un °API de 17.9 a 18.1 y una viscosidad 425 cSt @ 87 °F.

Figura 9.- Oleoducto NorPeruano. Fuente: www.petroperu.com.pe

4.2.2 Puntos de conexión al Oleoducto Norperuano.

Los puntos de conexión más cercanos para efectos de nuestro análisis y comparación son:

31

la Estación Andoas del ramal norte para el oleoducto, y

la Estación 1 (Saramuro) del oleoducto principal para el transporte por barcazas.

4.3 Perfil de producción del Lote 1

El perfil de producción a considerarse para efectos de realizar el análisis y comparación de

los métodos de transporte de crudo se muestra en el siguiente cuadro9:

Cuadro 3.- Perfil de producción del lote.

AÑO BPD Volumen Volumen

crudo Anual Acumulado

1 5,000 1,825,000 1,825,000

2 15,000 5,475,000 7,300,000

3 25,000 9,125,000 16,425,000

4 50,000 18,250,000 34,675,000

5 72,962 26,631,250 61,306,250

6 79,740 29,105,118 90,411,369

7 64,460 23,527,911 113,939,280

8 48,887 17,843,591 131,782,870

9 40,791 14,888,693 146,671,564

10 37,968 13,858,404 160,529,967

11 35,875 13,094,430 173,624,397

12 33,749 12,318,473 185,942,870

13 31,623 11,542,271 197,485,141

14 29,496 10,766,069 208,251,210

15 27,370 9,990,112 218,241,322

16 25,244 9,213,910 227,455,232

17 23,118 8,437,953 235,893,186

18 20,991 7,661,752 243,554,937

19 18,865 6,885,550 250,440,487

20 16,739 6,109,593 256,550,079

Teniendo el perfil de producción y aplicando las curvas de fracción de volumen del

diluyente obtenemos un estimado de la cantidad de diluyente que se usaría para llevar la

viscosidad de la mezcla a condiciones manejables.

9 Se basa en el Estudio de Desarrollo del Lote 67 elaborado por Barret Resources Perú (LLC) Sucursal del

Perú, el 2007.

32

Se considera que el crudo pesado que sale del pozo se mezcla con el diluyente en el

manifold de producción, a efectos de obtener características de crudo manejables para su

tratamiento y transporte.

Usando las curvas de la figura 6 obtenemos la fracción de diluyente necesaria para llevar

un crudo de 13.5º API a una viscosidad de aproximadamente 400 cSt, la fracción es 0.135.

El siguiente grafico muestra la aproximación de las líneas y como estas cruzan en la línea

de fracción de volumen de diluyente en el valor de 0.135.

Figura 10.- Fracción de diluyente necesario para obtener una viscosidad de 400 cSt.

Usando la fracción de volumen de diluyente con valor de 0.135 y la ecuación de Balance

de Masa (ecuación 11) obtenemos un estimado del grado API de la mezcla.

° API de la Mezcla

5.131***5.131

**5.13125.17292*

cddcdc

dcdcmm

VAPIVAPIVV

APIAPIAPIAPIVAPI …… (11)

Dónde:

33

Vm = 1.0

Vc = 0.865

Vd = 0.135

APIm: Gravedad API de la Mezcla.

APIc: 13.5º (crudo del Lote 1 asumido)

APId: 60º (Nafta - diluyente)

5.131865.0*60135.0*5.13135.0865.0*5.131

60*5.13605.13*5.13125.17292*0.1

mAPI

API mezcla = 18.4 ° API.

Usando el valor de fracción de diluyente obtenido, calculamos el volumen de diluyente y el

volumen total, como se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro 4.- Volúmenes de crudo diluido a transportar.

AÑO BPD BPD BPD

crudo diluyente A transportar

0.15607

1 5,000 780 5,780

2 15,000 2,341 17,341

3 25,000 3,902 28,902

4 50,000 7,803 57,803

5 72,962 11,387 84,350

6 79,740 12,445 92,185

7 64,460 10,060 74,520

8 48,887 7,630 56,516

9 40,791 6,366 47,157

10 37,968 5,926 43,894

11 35,875 5,599 41,474

12 33,749 5,267 39,016

13 31,623 4,935 36,558

14 29,496 4,603 34,100

15 27,370 4,272 31,642

16 25,244 3,940 29,183

17 23,118 3,608 26,726

18 20,991 3,276 24,267

19 18,865 2,944 21,809

20 16,739 2,612 19,351

34

4.4 Transporte por Ducto

Entre los principales retos de producir crudos pesados está el transportarlos a través de

ductos. La alta viscosidad de estos crudos dificulta su movilidad y es el principal problema

de transportarlos por medio de ductos. Debido a las características especiales de los crudos

pesados, son necesarias algunas condiciones para poder transportar este crudo de un lugar a

otro.

Transportar crudo pesado a través de ductos requiere una viscosidad y fricción

suficientemente bajas, a fin de que el diámetro del ducto y los requerimientos de bombeo

sean viables técnica y económicamente.

4.4.1 Volumen a bombear

Se considera que el campo generará volúmenes de crudo diluido que aumentan

progresivamente hasta los 95 000 bpd, de acuerdo al perfil de producción del lote.

Calculo del Diámetro del ducto

Se calcula el diámetro del ducto considerando como máximo caudal Q = 95 000 bpd.

Datos del crudo:

Visc. cinematica 400 centistokes

Visc. Dinamica 0,038 Pa.s

API 18,4 °API

Graved especifica 0,94

Densidad 943,96 kg/m3

Distancia 200000 m

Caudal 95000 bpd

Rugosidad 0,000045 m

Presión descarga Pto A 1200 psi

Presión Pto B 0 psi

Calculamos las perdidas por fricción de la ecuación de Bernouli:

21 zzh f

Reemplazando los datos tenemos:

35

30015494.0

1000fh

hf = 748,4 metros

Dado que tendremos 2 ecuaciones con 2 incógnitas (f y D), es necesario asumir un valor

inicial para el factor de fricción, entonces asumiremos fo = 0.02:

Luego, usando la ecuación modificada de Darcy-Weisbach, calculamos Do:

2.028

Lgh

fLQD

2.02

4.748*8.9*

175.0*200000*02.0*8

D

Do = 0.42278 m.

Con este valor y usando las siguientes formulas, calculamos Vo y Reo:

2

4

D

QV

Vo = 1.245 m3/s

VDRe

038.0

42778.0*245.1*96.943Re0

Reo = 13 161

Con estos datos calculamos un valor de factor de fricción f1:

36

Re

64f para flujo laminar, si Re<2000 y

f

D

Df Re

51.2

7.3log2

1 para flujo turbulento, si Re>4000.

Si el valor de f1 difiere de fo por más de 10-5

, entonces realizamos nuevamente los cálculos

usando el nuevo valor de f, es decir f1. Si el valor de f1 no difiere de fo por más de 10-5

entonces el cálculo del diámetro es correcto.

De los cálculos realizados se obtiene la siguiente tabla resumen:

Do Vo Reo Fi Di

0.42278 1.245 13161 0.03054 0.46014

0.46014 1.051 12093 0.02941 0.45667

0.45667 1.067 12185 0.02951 0.45698

0.45698 1.066 12177 0.02950 0.45695

0.45695 1.066 12177 0.02950 0.45695

0.45695 1.066 12177 0.02950 0.45695

De la tabla anterior obtenemos el dato del diámetro interno del ducto D = 0.45695 metros ó

17.99 pulgadas.

El diámetro comercial de ducto que se usara en el proyecto es de 20 pulgadas.

4.4.2 Ruta de la tubería

Se considera que el ducto iniciaría su recorrido en el punto de almacenamiento y bombeo

Punto A ubicado en el Lote 1 y recorre 200 km hasta conectarse al Punto B en Andoas y de

ahí entregar el crudo a la Estación Andoas de Petroperú, punto de ingreso al Oleoducto

Norperuano.

La ruta del ducto presenta un relieve ondulado y variaciones suaves en cuanto a altitud, la

cual varía desde los 25 metros hasta 300 msnm. En su ruta, el oleoducto cruzara ríos,

canales y llanuras aluviales activas, lagunas y bajiales, elementos que son parte integral

del sistema hidrográfico del Amazonas.

37

La localidad de Andoas se encuentra a 230 msnm, la Estación de Andoas se encuentra a

154 msnm y el punto de bombeo en el Lote 1 se considera ubicado a 154 msnm de altitud.

Se considera la temperatura del terreno entre 21°C y 26°C.

Figura 10.- Ruta del Oleoducto hasta conectar el Oleoducto Norperuano10

.

4.4.3 Consecuencias del tendido de la tubería

Entre las actividades más importantes durante la construcción de un oleoducto tenemos:

Apertura y conformación del derecho de vía,

movilización y desmovilización de equipos y personal,

transporte y tendido de tubería,

apertura de zanja,

alineación y soldadura,

limpieza de la tubería, recubrimiento de la tubería,

instalación bajado y tapado de la tubería,

10

Fuente: http://es-pe.topographic-map.com/places/Selva-Amazonica-334850/, revisada por última vez el

27.07.2015.

38

empalmes especiales,

instalación de facilidades,

cruces especiales,

pruebas, geotecnia preliminar y definitiva y otras.

Durante cada una de estas etapas se implementará las acciones necesarias para mitigar los

posibles impactos ambientales.

Una vez terminadas las obras, se deberá dejar el derecho de vía, los accesos y las áreas de

trabajo en las mismas condiciones en que se encontraban antes de iniciar las labores.

La excavación de la zanja se realizará con maquinarias y equipos que minimicen el

impacto ambiental, la tubería será enterrada en toda su longitud.

El fondo de la zanja deberá ser nivelado uniformemente para evitar desniveles innecesarios

del tubo y limpiado de materiales extraños que pudieran dañar la tubería y/o su

revestimiento.

La tubería que estará en almacenes temporales será adecuadamente transportada y

colocada a lo largo de la ruta donde será instalada. El tendido de la tubería se hará en

forma continua a un costado del eje de la zanja.

Se utilizarán maquinarias y equipos especiales debido a las condiciones del área donde se

construya, se evitará la contaminación por combustibles y/o otros consumibles necesarios

para las operaciones.

En la limpieza interna de la tubería se deben tomar las precauciones necesarias para que el

interior de los tubos se mantenga libre de materiales u objetos extraños. Antes de proceder

a alinear y soldar cada tramo, el tubo debe ser sondeado, para verificar su limpieza interna.

Es necesario mencionar que la construcción del oleoducto se desarrollara bajo las

normativas y estándares presentadas líneas abajo y las buenas costumbres de la ingeniería.

39

Normativas nacionales:

D.S. N° 015-2006-EM: Reglamento para la Protección Ambiental en las

Actividades de Hidrocarburos.

D.S. N° 081-2007-EM: Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos.

Estándares internacionales:

ASME B31.4 “Pipeline Transportation System for Liquid Hydrocarbons and Other

Liquids”.

API RP 1110 “Pressure Testing of Liquid Petroleum Pipelines”.

API RP 5L “Specification for Line Pipe”.

AWS D1.1 “Structural Welding Code Steel”.

Impacto en la zona o ambiente vegetal.-

Se evitara impactos innecesarios en el ambiente vegetal, utilizando tecnología que permita

reducir el ancho de derecho de vía y sea funcional con las necesidades de la construcción

del ducto.

La vegetación cortada será ubicada en los sitios de almacenamiento temporal previstos

para ello. La capa vegetal será adecuadamente preservada para su reutilización durante las

actividades de rehabilitación y re-vegetación.

El corte de los árboles se realizará con especial cuidado y siempre dentro del área

permitida para la ruta del oleoducto. Los troncos de los arboles será aprovechados como

material de construcción evitando movimientos adicionales de transporte de material.

La re-vegetación del área de trabajo y campamentos se desarrollará con un plan de

reconformación y re-vegetación. La re-vegetación iniciará inmediatamente después de la

fase de enterrado de la tubería.

40

Impacto en las características de la tierra.-

La tubería será colocada bajo tierra, por lo se debe tener especial cuidado en el proceso de

apertura de zanja, bajada de la tubería y llenado de la zanja. Una vez bajada la tubería al

fondo de la zanja, se procederá a volcar la tierra.

Impacto de las lluvias.-

Las zanjas serán abiertas una vez que la tubería esté lista para ser enterrada, para evitar que

esté expuesto mucho tiempo y sea afectada por la lluvia y la erosión.

4.4.4 Equipos para el bombeo y recepción del crudo

En el punto de almacenamiento y bombeo Punto A, ubicado en el Lote 1 se requerirá

instalar los siguientes equipos:

Tanques de almacenamiento de crudo con la capacidad adecuada.

Estación o equipo de bombeo.

Equipos de medición y

otros equipos para el sistema de transporte de crudo.

En la estación Recepción Punto B en Andoas se requerirá instalar:

Tanques de almacenamiento de crudo con la capacidad adecuada.

Equipo de medición para transferencia y custodia.

Trampas de lanzamiento y recibo de raspatubos.

Otros equipos auxiliares para el mantenimiento de los ductos.

4.4.5 Costos

Se ha estimado el costo de implementar un oleoducto de 20” de diámetro y 200 km de

longitud desde el Punto A en el Lote 1 hasta la Estación de recepción en Andoas, la cual se

conecta al ONP, en un valor de 250 MM USD, como se muestra en el siguiente cuadro.

41

Cuadro 5.- Estimado de costos para implementar el sistema de transporte por Oleoducto

desde el Punto A en el Lote 1 hasta la Estación B en Andoas.

Descripción Unidad Cantidad Costo

Costo

Total

M US $ MM US $

Estudios 11,8

Obras civiles (oficinas, talleres,

viviendas, …) m2 2000 0,7 1,4

Obras civiles (otros trabajos en

campamento, ...) 6000 6,0

Costo de tuberia km 200 328 65,6

Construccion km 200 592 118,4

Tanques (100 MBls) c/u 6 4000 24,0

Sistema de bombeo c/u 2 10802 21,6

Otros 7,5

TOTAL 256,3

Se ha considerado un porcentaje de 5.8%11

para los costos de operación y mantenimiento

(O&M), lo que representa un monto de 14.86 MM USD anual.

4.5 Transporte por barcaza

4.5.1 Volumen a bombear

Se considera que el campo generará volúmenes de crudo diluido que aumentan

progresivamente hasta los 95 0000 bpd.

4.5.2 Ruta a recorrer hasta un punto de conexión al Oleoducto Norperuano.

Para el caso que estamos evaluando, el objetivo es llevar el crudo desde el Punto A (punto

de Recepción y Despacho) hasta un punto de conexión al oleoducto norperuano, por lo que

las distancias fluviales a recorrer son:

Distancia a recorrer por el crudo diluido: es 1,253 km vía fluvial a través de los ríos

Curaray, Napo, Amazonas y Marañón. Desde el punto de embarque Punto A (instalación

de recepción y despacho) en el Lote 1 hasta la Estación 1 (punto de conexión al Oleoducto

Norperuano) en Saramuro.

11

Estudio Gasoducto Andino del Sur del 2009 – Kuntur Transportadora de Gas- : Anexo 4: Costo de servicio

pág. 31.

42

Figura 11.- Recorrido de las barcazas desde el Lote 1 hasta conectar el Oleoducto

Norperuano12

en la Estación Saramuro.

4.5.3 Capacidad de transporte por barcaza

Se considera que las barcazas a emplear tendrán una capacidad en volumen de 9 500

barriles de crudo13

y la velocidad de navegación de las barcazas será de 5,6 nudos en

promedio14

.

Se considera realizar los viajes con una configuración de 1 remolcador y 2 barcazas15

.

Asimismo, la navegación desde el punto A a través de los ríos Curaray y Napo (782 km) se

hará en horario diurno, de 06:00 hrs a 18:00 hrs, respecto al resto de la ruta fluvial no se

encontró información de ninguna restricción por lo que la navegación se considera en

horario diurno y nocturno. Adicionalmente, debemos mencionar que la empresa

12

Fuente: http://es-pe.topographic-map.com/places/Selva-Amazonica-334850/, revisada por última vez el

27.07.2015. 13

Extraído de Registros Hábiles de medios de transporte lacustre, marítimo y fluviales – OSINERGMIN,

considerando factor de seguridad de 0.8 a la capacidad total registrada. 14

Estudio de Navegación del Rio Napo pág. 82: presenta embarcaciones como barcazas cargadas con 500

toneladas y calado de 2ft pueden navegar a velocidades de hasta 6 a 8 nudos en el rio Napo, asignando un

factor de seguridad de 0.8 consideramos una velocidad promedio de navegación de 5,6 nudos. 15

Estudio de Navegabilidad del Rio Napo Volumen VI Informe Final pag 66.

43

PERENCO, operador del Lote 67, ha realizado transporte de crudo vía fluvial de manera

ininterrumpida desde diciembre de 2013 hasta la fecha.

Con la distancia a recorrer y la velocidad de navegación, obtenemos el tiempo de

navegación:

Distancia a recorrer / Velocidad navegación = Tiempo de navegación

471 km / (5,6 nudos *1.852 km/nudo* 24 horas) = 1.9 días.

782 km / (5,6 nudos *1.852 km/nudo* 12 horas) = 6.3 días.

Tiempo de Navegación Total (1253 km) = 8.2 días.

Obtenemos que navegar los 1,253 km se requiere 8.2 días, adicionalmente se considera 2

días para carga y descarga de fluido transportado, que nos da un total de 18.4 días de viaje

ida y vuelta.

De lo anterior, tenemos un total de 18.4 días para trasladar 19 000 barriles de crudo. Es

decir cada configuración de un remolque y 2 barcazas nos proporciona una capacidad de

transporte de 1 032.6 bpd.

4.5.4 Mermas durante el transporte de crudo mediante barcazas

Se considera que no habrá mermas en el transporte de crudo por barcazas.

4.5.5 Equipos para el bombeo y transporte del crudo

El transporte de crudo a través del rio o transporte fluvial es realizado mediante el uso de

barcazas y remolcadores.

Las instalaciones y equipos requeridos para la recepción y transferencia del crudo a la

barcaza en el punto A, son:

44

Tanques de almacenamiento de crudo.

Terminal fluvial.

Sistema de bombeo para despacho del crudo.

Sistema de bombeo para combustible.

Otros equipos para el sistema de transporte de crudo.

4.5.6 Costo del transporte mediante barcazas

Respecto al transporte fluvial es necesaria la implementación de instalaciones de superficie

como son el terminal fluvial, pontón, sistemas de almacenamiento, sistemas de bombeo y

las unidades de transporte como son las barcazas y los remolcadores.

Costo de instalaciones de superficie

La construcción de las instalaciones de superficie es necesaria independientemente de si se

adquiere o se alquilan las barcazas, además que es útil y necesaria para otras actividades

como transporte de equipos, materiales, combustible, etc.

Se ha estimado el costo de implementar las instalaciones requeridas para la recepción y

transferencia del crudo a las barcazas en el punto A del Lote 1, en 47.5 MM USD, como se

muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro 6.- Costo de implementar el Terminal Fluvial adecuado para transporte fluvial.

Descripción Unidad Cantidad Costo Costo Total

M US $ MM US $

Terminal fluvial en el Punto A unidad 1 30770 30.8

(muelle, ponton, sistemas control, etc)

Sistema de bombeo y medicion de crudo unidad 1 4000 4.0

Almacenamiento (Tanques de 100 Mbls) unidad 3 4000 12.0

Facilidades m2 2500 0.3 0.8

(Talleres, laboratorios, almacenes y

campamento)

TOTAL 47.52

Costo de las barcazas y remolcadores

45

Se ha identificado 2 escenarios mediante los cuales se puede obtener los servicios de estas

unidades:

1.- Adquiriendo las barcazas y remolcadores necesarios para el transporte de crudo.

2.- Alquilando el servicio de transporte de las barcazas y remolcadores necesarios para el

transporte del crudo.

1.- Adquiriendo las barcazas y remolcadores.

Adquirir una barcaza nueva con las características adecuadas para el transporte de

crudo y diluyente que requiere el proyecto tiene un costo aproximado de $ 1 500 M

USD16

. Teniendo en cuenta el costo de la barcaza se considera que el costo del

remolque será superior debido al mayor equipamiento que tendrá, estimamos un costo

de $ 2 000 M USD.

En función a estos datos y al perfil de producción se estiman, la cantidad de barcazas y

las inversiones necesarias para el transporte de crudo desde el Lote 1 hasta la Estación

Saramuro del ONP.

Cuadro 7.- Cantidad de barcazas requeridas para transportar los volúmenes anuales.

AÑO Caudal a Volumen Anual Numero de Numero de Inversión en Inversión

acumulada

O&M

(8%)

transportar a transportar barcazas remolcadores

Barcazas y

Remolques Anual Anual

bpd bls unidad unidad MM USD MM USD MM USD

1 5,780 2,109,827 13 7 33.5 33.5 2.68

2 17,341 6,329,480 38 19 61.5 95.0 7.6

3 28,902 10,549,133 62 31 60.0 155.0 12.4

4 57,803 21,098,266 124 62 155.0 310.0 24.8

5 84,350 30,787,573 181 91 143.5 453.5 36.28

6 92,185 33,647,536 197 99 40.0 493.5 39.48

7 74,520 27,199,897 160 80 32,0

8 56,516 20,628,429 121 61 24.28

9 47,157 17,212,362 101 51 20.28

16

Dato extraído de la Memoria Anual 2012, del SIMA PERU – Servicios Industriales de la Marina del Perú

–páginas 30 y 33

46

10 43,894 16,021,276 94 47 18.8

11 41,474 15,138,069 89 45 17.88

12 39,016 14,241,009 84 42 16.8

13 36,558 13,343,666 79 40 15.88

14 34,100 12,446,323 73 37 14.68

15 31,642 11,549,262 68 34 13.6

16 29,183 10,651,919 63 32 12.68

17 26,726 9,754,859 58 29 11.6

18 24,267 8,857,516 52 26 10.4

19 21,809 7,960,173 47 24 9.48

20 19,351 7,063,113 42 21 8.4

Del cuadro observamos que para un caudal de 57 803 bpd se necesitarían 124

barcazas y para atender las máximas necesidades de transporte de crudo del Lote 1

se necesitarían hasta 197 barcazas, lo que dificulta la viabilidad de este método

cuando se alcanza valores de producción altos, ya que los riesgos de posibles

impactos ambientales y de seguridad en las operaciones crecen con la cantidad de

barcazas navegando en los ríos y realizando operaciones de carga y descarga de

crudo en los terminales.

2.- Alquilando las barcazas y remolcadores.

Para obtener el costo del alquiler de las barcazas y sus respectivos remolcadores

debemos estimar el costo del flete ($/bl) que cobraría la empresa arrendadora de

dichas unidades.

Se ha estimado el costo del flete en 5.1 $/bl, este sería el costo a pagar por cada

barril transportado desde el Lote 1 hasta la Estación Saramuro (punto de conexión

al ONP); el detalle del cálculo se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro 8.- Estimado del costo del flete en $/barril de crudo transportado.

Descripción Unidad Cantidad Costo

Costo

Total

M US $ MM US $

Costos fijos anuales

Amortización de las barcazas unid 13 300 3900,0

47

Amortizacion del remolcador unid 7 400 2800,0

Mantenimiento barcaza unid 13 2 26,0

Mantenimiento remolcador unid 7 8 56,0

Otros (seguros,…) unid 20 3 60,0

Total costo fijo unid 6842,0

Costos variables anuales

Costos tripulación unid 7 162 1134,0

Combustible unid 7 351,1 2457,4

Reparaciones unid 7 12 84,0

Alimentos unid 7 27,375 191,6

Total costo variable 3867,1

Carga transportada anual

Dìas por viaje (ida y vuelta) días 18,4

Carga por viaje (bls) bls 9500

Viajes al año (***) unid 18

Cantidad de barcazas unid 13

Remolcadores unida 7

Total carga anual bls 2109827

Costo del flete

Flete $/bl $/bl 5,1

(***) Se considera un viaje menos del total, que este sería usado para el

mantenimiento y reparación.

Se ha considerado un porcentaje de 8%17

para los costos de operación y mantenimiento

(O&M) del Terminal Fluvial, lo que representa un monto de 3.80 MM USD anual.

17

En base al análisis de costos presentado en el Estudio Terminal Portuario Iquitos, pág., 63, 65 y 66

48

CAPÍTULO V

ANALISIS ECONOMICO

Para la evaluación económica se considera que el plazo de explotación del lote 1 será de 20

años.

No se considera costos de producción, recuperación secundaria, administración y otros

propios de la operación ya que estos costos estarán presentes independientemente del

método de transporte que se implemente.

5.1. Inversión para implementar un oleoducto

Implementar el transporte mediante oleoducto requiere una inversión inicial alta, estimada

en 256.3 MM USD; pero sería la única inversión requerida para todo el proyecto, ya que el

oleoducto tendría la capacidad suficiente para transportar volúmenes de crudo cuando el

Lote 1 alcance sus caudales más altos de producción. Los costos posteriores

corresponderían a Operación & Mantenimiento.

Figura 12.- Inversión para implementar el oleoducto.

49

Se ha considerado un porcentaje de 5.8% para los costos de operación y mantenimiento

(O&M), lo que representa un monto de 14.86 MM USD anual.

5.2 Inversión para implementar el transporte por barcazas

La implementación del transporte mediante barcazas presenta 2 alternativas de desarrollo:

1.- Adquiriendo las barcazas y remolcadores.

2.- Alquilando el servicio de transporte de las barcazas y remolcadores.

En ambos casos la inversión en un terminal fluvial es necesaria y se ha estimado en 47.5

MM USD.

1.- Adquiriendo las barcazas y remolcadores.

Las barcazas se comprarían gradualmente en función del perfil de producción que

presenta el Lote 1. La inversión requerida es muy alta, estimándose un total de

541.0 MM USD; aunque lograría la capacidad suficiente para transportar

volúmenes de crudo cuando el Lote 1 alcance sus caudales más altos de producción

se necesitaría de hasta 197 barcazas, lo que dificulta la viabilidad de este método,

ya que los riesgos de posibles impactos ambientales y de seguridad en las

operaciones crecen con la cantidad de barcazas navegando en los ríos y realizando

operaciones de carga y descarga de crudo en los terminales.

50

Figura 13.- Inversiones acumuladas de implementar transporte por barcazas.

Se ha considerado un porcentaje de 8% para los costos de operación y

mantenimiento (O&M), lo que representa un monto de 3.80 MM USD anual para el

Terminal Fluvial, para las barcazas compradas el porcentaje se mantiene pero el

monto cambiará según la cantidad de barcazas.

2.- Alquilando el servicio de transporte de las barcazas y remolcadores.

El servicio de transporte se alquilaría en función del perfil de producción que

presenta el Lote 1.

Mediante este método la inversión requerida es baja, ya que solo se necesitaría

implementar el terminal fluvial, estimado en 47.5 MM USD; sin embargo los costos

de alquiler del servicio de las barcazas es muy alto, estimado en 5.1 $/barril.

Igual que en el caso de comprar las barcazas, se necesitaría de hasta 197 barcazas

cuando el lote alcance su máxima producción, lo que dificulta la viabilidad de este

método, ya que los riesgos de posibles impactos ambientales y de seguridad en las

operaciones crecen con la cantidad de barcazas navegando en los ríos y realizando

operaciones de carga y descarga de crudo en los terminales.

51

Figura 14.- Inversión y alquiler acumulados del transporte de crudo por barcazas.

Se ha considerado un porcentaje de 8%18

para los costos de operación y

mantenimiento (O&M) del Terminal Fluvial, lo que representa un monto de 3.80

MM USD anual.

5.3 Comparación de transporte por medio de barcazas y por ducto.

Se realiza la comparación de la inversión estimada para el transporte por ducto versus la

inversión estimada para el transporte mediante barcazas en las 2 opciones presentadas.

1.- Comparación de Oleoducto versus Adquisición de barcazas y remolcadores.

2.- Comparación de Oleoducto versus Alquiler de las barcazas y remolcadores.

5.3.1.- Oleoducto versus Adquisición de barcazas y remolcadores.

La inversión de implementar el oleoducto representa casi 5 veces la inversión inicial

requerida (terminal fluvial) para el transporte mediante barcazas, dicha inversión es

necesaria independiente de las cantidades de crudo a transportar. En la figura 15 se aprecia

la inversión inicial tanto para el transporte por ducto como por barcazas, la cual es

necesaria para cualquier volumen que se requiere transportar; asimismo, se presenta las

18

En base al análisis de costos presentado en el Estudio Terminal Portuario Iquitos, pág., 63, 65 y 66

52

inversiones posteriores que corresponden a la compra de barcazas y remolcadores

necesarios conforme la producción aumenta.

Figura 15.- Comparación de las Inversiones requeridas para implementar transporte por

barcazas y por ducto.

La compra de las barcazas y remolcadores se realiza hasta lograr la capacidad necesaria

para transportar los volúmenes de crudo requeridos, lo que significa una inversión

acumulada total de 541.0 MM USD al sexto año de producción, lo que representa 2.2 veces

la inversión requerida para el ducto.

Asimismo, se observa que las inversiones de ambos métodos se igualan en el tercer año de

desarrollo del campo. La figura 16 muestra lo mencionado.

53

Figura 16.- Comparación de las inversiones acumuladas para implementar el transporte

por barcazas y por ducto.

En la figura 16 se observa que la inversión necesaria para implementar un ducto con

capacidad de transportar hasta 95 000 bpd es igualada por la inversión requerida para el

transporte mediante barcazas con capacidad para 39 000 bpd soportada por 77 barcazas en

operación, es decir navegando por el río y realizando carga y descarga de crudo en los

terminales fluviales.

Es decir, para un monto de inversión dado podemos implementar;

un oleoducto con capacidad de transportar hasta 95 000 bpd, o

un sistema de barcazas con capacidad de transportar hasta 39 000 bpd.

Claramente el sistema viable técnicamente y económicamente es el transporte por ductos.

54

Figura 17.- Comparación de las inversiones acumuladas para implementar el transporte por

barcazas y por ducto según el caudal a transportar.

5.3.2.- Oleoducto versus Alquiler de las barcazas y remolcadores.

Como ya habíamos mencionado la inversión inicial requerida para el transporte mediante

barcazas (terminal fluvial) es necesaria independientemente de las cantidades de crudo a

transportar y representa aproximadamente 1/5 de la inversión requerida para implementar

el oleoducto.

En la figura 18 se aprecia la inversión inicial tanto para el transporte por ducto como por

barcazas, la cual es necesaria para cualquier volumen que se requiere transportar.

Asimismo, se presentan los costos del servicio de transporte de barcazas por año, lo cuales

varían de acuerdo al perfil de producción del lote.

55

Figura 18.- Comparación de las inversiones requeridas para implementar el transporte por

barcazas alquiladas y por ducto, según el perfil de producción del lote.

El alquiler de las barcazas se incrementa hasta lograr la capacidad necesaria para

transportar los volúmenes de crudo requeridos, lo que significa una inversión acumulada

total de 1 560.13 MM USD, lo que representa aproximadamente 6 veces la inversión

requerida para el ducto

Asimismo, se observa que la inversión requerida para implementar el oleoducto se iguala,

en el cuarto año de desarrollo del campo, a los costos de alquilar el servicio de transporte

mediante barcazas, la figura 19 muestra lo mencionado.

56

Figura 19.- Comparación de las inversiones acumuladas para implementar el transporte por

barcazas alquiladas y por ducto, según el perfil de producción del lote.

En la figura 19 se observa que la inversión necesaria para implementar un ducto con

capacidad de transportar hasta 95 000 bpd es igualada por la inversión requerida para

implementar el transporte mediante alquiler del servicio de barcazas con capacidad para 58

000 bpd soportada por 124 barcazas en operación, es decir navegando por el río y

realizando carga y descarga de crudo en los terminales fluviales.

Tenemos que para un monto de inversión de 256.3 MM USD podemos implementar;

un oleoducto con capacidad de transportar hasta 95 000 bpd, o

un sistema de barcazas con capacidad de transportar hasta 58 000 bpd.

Nuevamente el sistema viable técnicamente y económicamente es el transporte por ductos.

57

Figura 20.- Comparación de las inversiones requeridas para implementar el transporte por

ducto y los costos anuales y acumulados de alquilar las barcazas.

Para este caso observamos las siguientes características:

La inversión inicial requerida para el transporte mediante barcazas (terminal

fluvial) es de 47,52 MM USD y representa aproximadamente 1/5 de la inversión

requerida para implementar el oleoducto ( 256,3 MM USD ); es decir es baja en

comparación con el ducto.

El costo de operación y mantenimiento (O&M) del oleoducto se ha estimado en

5,8% anual, lo que representa un valor de 14.86 MM USD al año.

Los costos anuales de alquilar el servicio de transporte mediante barcazas presenta

valores de 10.7, 32.2 y 53,8 MM USD respectivamente para los 3 primeros años del

desarrollo del lote, con caudales que llegan hasta los 28 900 bpd para ser

transportados.

Para un proyecto en zona de selva, un terminal fluvial es útil para transporte de

materiales, equipos, crudo, combustible, etc; por lo que es necesario para otras

actividades además del transporte de crudo mediante barcazas.

Con base en los puntos mencionados, el límite de costo de alquiler de barcaza es el

correspondiente a un caudal de 8000 bpd, mientras se prepara una inversión de mayores

proporciones para la implementación del transporte de crudo por oleoducto.

58

Lo anterior se sustenta considerando el costo anual de alquiler de barcazas como si fuera el

costo anual de operación y mantenimiento del ducto, con lo se podría realizar el transporte

fluvial para caudales de hasta 8 000 bpd.

Dependiendo de las necesidades de la empresa operadora del lote se podría considerar un

100% adicional del costo de O&M, con lo que se mantener el transporte mediante alquiler

de barcazas para caudales de hasta 16 000 bpd de crudo a ser transportado, aunque esto

podría generar una afectación económica. Lo mencionado se muestra gráficamente en la

figura 21.

Figura 21.- Comparación de los costos anuales de alquilar las barcazas para un

determinado caudal versus el costo de operación y mantenimiento del

oleoducto y el monto que resulta de duplicar el costo de O&M del oleoducto.

59

CAPÍTULO VI

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El modus operandi de estos métodos de transporte de crudo tiene amplias

diferencias, las barcazas tienen demasiado manipuleo en el trabajo del crudo desde

su parte inicial de transporte hasta el almacenamiento para su distribución.

El transporte por ductos presenta un mejor control en las cantidades en peso/

volumen del crudo transportado.

El transporte de crudo por medio de ducto presenta un comportamiento más

amigable con el entorno ambiental.

En el transporte de crudo por medio de barcazas incrementa el riesgo conforme se

incrementa la cantidad de barcazas en operaciones.

El límite de costo de alquiler de barcaza versus oleoducto, es el correspondiente a

un caudal de 8000 bpd. Superada esta producción debería de transportarse el crudo

por oleoducto debido a que el costo de alquiler de barcaza superaría el costo de

operación y mantenimiento (O&M) anual del ducto, por lo cual se recomienda que

a partir de estos niveles debería de implementarse el ducto.

De no tomar la decisión de implementar el oleoducto, podría aumentar en un 100%

los costos adicionales de alquiler de barcaza de manera temporal, lo que podría

generar una afectación económica.

60

BIBLIOGRAFÍA

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