PROYECTO DE GRADO INGENIERÍA CIVIL
USO DE AGENTES REDUCTORES DE ARRASTRE (DRAG
REDUCTION AGENTS) PARA FACILITAR EL BOMBEO DE
CRUDOS PESADOS, CON ÉNFASIS EN SUSTANCIAS
SURFACTANTES
María Ximena Borrero García
Asesor: Juan G. Saldarriaga Valderrama
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA CIVIL Y AMBIENTAL
INGENIERÍA CIVIL
Bogotá D.C
2014
AGRADECIMIENTOS
“El futuro tiene muchos nombres.
Para los débiles es lo inalcanzable.
Para los temerosos lo desconocido.
Para los valientes la oportunidad.”
Víctor Hugo
A mis papas Álvaro y Ximena por el apoyo incondicional que siempre me han dado.
A mi abuelo Cesar García por mostrarme lo que era la ingeniería civil.
A mi asesor Juan Saldarriaga por guiarme en el proceso.
María Ximena Borrero
Proyecto de Grado
Página i
Contenido
Índice de Figuras .......................................................................................................................................................... iv
Índice de Gráficas ......................................................................................................................................................... vi
Índice de Tablas ......................................................................................................................................................... viii
Índice de Ecuaciones .................................................................................................................................................. ix
1. Introducción .......................................................................................................................................................... 1
1.1.
Objetivos ....................................................................................................................................................... 3
1.2.
Objetivo General ........................................................................................................................................ 3
1.3.
Objetivos Específicos ............................................................................................................................... 3
2. Marco Teórico ....................................................................................................................................................... 4
2.1.
Explotación de crudos ............................................................................................................................. 4
2.2.
El crudo en Colombia ............................................................................................................................... 6
2.3.
Crudos pesados y extra pesados en el mundo y en Colombia ................................................. 9
2.4.
Clasificación de crudos ......................................................................................................................... 10
2.5.
Interacción Flujo - Pared Sólida ....................................................................................................... 12
2.6.
Viscosidad .................................................................................................................................................. 13
2.7.
Número de Reynolds ............................................................................................................................. 15
2.8.
Pérdidas por fricción ............................................................................................................................. 15
2.9.
Turbulencia y escalas de medición ................................................................................................. 16
2.1.
Reducción de la fricción o reducción de arrastre ...................................................................... 18
3. Transporte de Crudos..................................................................................................................................... 21
3.1.
Reducción de viscosidad...................................................................................................................... 22
3.1.1.
Dilución ............................................................................................................................................. 22
3.1.2.
Calentamiento del crudo ............................................................................................................ 24
3.1.3.
Emulsión ........................................................................................................................................... 25
3.1.4.
Reducción del punto de fluidez ............................................................................................... 26
María Ximena Borrero
Proyecto de Grado
Página ii
3.2.
Reducción de la fricción o reducción de arrastre ...................................................................... 27
3.2.1.
Flujo Anular ..................................................................................................................................... 27
3.3.
Mejoramiento in situ ............................................................................................................................. 28
4. Agentes reductores de arrastre (DRA) .................................................................................................... 30
4.1.
Generalidades .......................................................................................................................................... 30
4.2.
Polímeros ................................................................................................................................................... 30
4.2.1.
Reducción de arrastre ................................................................................................................. 31
4.2.2.
Regímenes de reducción de arrastre .................................................................................... 35
4.2.3.
Efecto de los polímeros en la reducción de arrastre ...................................................... 38
4.3.
Fibras ........................................................................................................................................................... 40
5. Surfactantes ........................................................................................................................................................ 48
5.1.
Composición y clasificación ............................................................................................................... 48
5.2.
Tipos de surfactantes ............................................................................................................................ 49
5.2.1.
Surfactantes Aniónicos ............................................................................................................... 49
5.2.2.
Surfactantes Catiónicos .............................................................................................................. 50
5.2.3.
Surfactantes No Iónicos .............................................................................................................. 50
5.2.4.
Surfactantes Anfóteros ............................................................................................................... 50
5.3.
Génesis de las micelas........................................................................................................................... 50
5.3.1.
Concentración crítica micelar y formación de micelas ................................................. 50
5.3.2.
Temperatura de Kraft ................................................................................................................. 52
5.3.3.
Radio de la sección transversal .................................................................................. 53
5.3.4.
Longitud total ......................................................................................................................... 53
5.3.5.
Longitud de persistencia ...................................................................................................... 55
5.3.6.
Formación de redes de micelas ............................................................................................... 56
5.3.7.
Deslizamiento de pared .............................................................................................................. 59
5.3.8.
Relajación ......................................................................................................................................... 61
5.3.9.
Regeneración de las micelas..................................................................................................... 65
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Proyecto de Grado
Página iii
5.4.
Reducción de la fricción y número de Reynolds ........................................................................ 66
6. Factibilidad del Uso de Surfactantes en Colombia ............................................................................. 74
6.1.
Infraestructura OCENSA ...................................................................................................................... 74
6.2.
Infraestructura necesaria para la adición de surfactantes .................................................... 75
6.3.
Comercialización y Costos .................................................................................................................. 79
6.4.
Ventajas ...................................................................................................................................................... 82
6.5.
Desventajas ............................................................................................................................................... 83
7. Conclusiones y Recomendaciones ............................................................................................................. 85
7.1.
Conclusiones ............................................................................................................................................. 85
7.2.
Recomendaciones ................................................................................................................................... 88
8. Bibliografía.......................................................................................................................................................... 89
María Ximena Borrero
Proyecto de Grado
Página iv
Índice de Figuras
Figura 2.1-Producción de crudo por empresa operadora. (Ahumada Rojas, 2014). ................... 7
Figura 2.2-Aporte de los Departamentos en la Producción Nacional de Petróleo – 2013.
(ENERGÍA M. D., 2013). ..................................................................................................................... 7
Figura 2.3- Infraestructura petrolera en Colombia. (ECOPETROL, 2012). ................................... 8
Figura 2.4-Reservas mundiales de crudo. (Treviño, 2005). ........................................................... 9
Figura 2.5- Clasificación de crudos según °API y Viscosidad. (Bohórquez Arévalo, 2012). ...... 11
Figura 2.6- Interacción Flujo – Pared Sólida. (Bohórquez Arévalo, 2012). ................................. 13
Figura 2.7- Líneas de corriente, Trayectoria. (Saldarriaga, Mecánica de Fluidos 2012-2, 2012).
........................................................................................................................................................... 14
Figura 2.8- Fuerzas de tracción. (Saldarriaga, Mecánica de Fluidos 2012-2, 2012). ................. 14
Figura 2.9 - Flujo turbulento en tuberías. Vectores de velocidad de las partículas y trayectoria
de una de éstas. (Saldarriaga, Hidráulica de Tuberías, 2007). ..................................................... 15
Figura 3.1-Metodologías para mejorar el transporte de crudos pesados. (Hart, 2013). ........... 22
Figura 3.2- El efecto de la viscosidad absoluta del disolvente orgánico diluido crudo pesado.
(Hart, 2013). ..................................................................................................................................... 23
Figura 3.3- Respuesta de la viscosidad al aumentar la temperatura. (Hart, 2013). ................... 24
Figura 3.4- Tipos de emulsión de agua y crudo. (Hart, 2013). ..................................................... 25
Figura 3.5- Viscosidad de crudo pesado en una emulsión crudo en agua con diferentes
concentraciones de surfactante a 30°C. (Basma, Yaghi, & Al-Bomani, 2010). ............................ 26
Figura 3.6- Flujo anular. (Bohórquez Arévalo, 2012). .................................................................. 27
Figura 3.7- A posición radial del crudo generación del flujo anular. B. La diferencia de
densidades entre el crudo y el solvente. C. contacto del crudo por la pared de la tubería. (Hart,
2013)................................................................................................................................................. 28
Figura 4.1- Oposición al estiramiento de vórtices padre. (Aguas, 2013). .................................. 34
Figura 4.2- Evolución de un vórtice en diferentes escenarios de reducción. (Adrian, 2008).... 35
Figura 4.3-Cambio en el perfil de velocidades debido a la inyección de polímeros. (Adrian,
2008)................................................................................................................................................. 38
Figura 4.4-Presencia de vórtices en diferentes escenarios de reducción. (Adrian, 2008). ....... 39
Figura 4.5- Suspensión de fibras tipo I, diluido. (Delfos, Hoving, & Boersma, 2011). ................ 42
Figura 4.6- Suspensión de fibras tipo II, semi diluido. (Delfos, Hoving, & Boersma, 2011). ..... 42
Figura 4.7- Suspensión de fibras tipo III, concentrado. (Delfos, Hoving, & Boersma, 2011). .... 43
María Ximena Borrero
Proyecto de Grado
Página v
Figura 5.1- Fuerzas repulsivas en micelas cilíndricas formadas por Surfactantes Catiónicos.
(Aguas, 2013). .................................................................................................................................. 54
Figura 5.2 - Tubo formado por micelas circundantes. (Aguas, 2013). ........................................ 62
Figura 5.3-Mecanismo de reptación. (Aguas, 2013). .................................................................... 63
Figura 5.4- Distribución de esfuerzos cortantes en una tubería. (Autor) ................................... 65
Figura 6.1- Oleoducto Central de los Llanos. (ECOPETROL, 2012). ............................................ 75
Figura 6.2- Oleoducto OCENSA. (ECOPETROL, 2012). ................................................................. 75
Figura 6.3- Esquema de una estación de bombeo típica. (Aguas, 2013). .................................... 76
Figura 6.4- Bomba rotativa HILLMANN S.A (HILLMANN). .......................................................... 77
Figura 6.5- Tanque de almacenamiento tipo cigarro. (UBA). ....................................................... 77
Figura 6.6- Esquema de una estación típica con la inyección de agentes reductores de arrastre.
(Aguas, 2013). .................................................................................................................................. 78
Figura 6.7- Tanque de mezclado para surfactantes. (ENERGY). .................................................. 79
Figura 6.8- Portafolio de productos PSPI. (Philips 66). ................................................................ 80
María Ximena Borrero
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Índice de Gráficas
Gráfica 2.1-Demanda de energía. (González, 2012). ....................................................................... 4
Gráfica 2.2 - reservas de crudo en el mundo. (González, 2012). .................................................... 5
Gráfica 2.3- reservas de crudo en América Latina. (González, 2012). ........................................... 5
Gráfica 2.4- Producción de Petróleo. (González, 2012). ................................................................. 6
Gráfica 2.5- Producción vs Consumo. (González, 2012). ................................................................ 6
Gráfica 4.1-Perfil de velocidades para diferentes porcentajes de reducción de arrastre.
(Dubief, White, Terrapon, Shaqfeh, & Lele, 2004). (Aguas, 2013). .............................................. 32
Gráfica 4.2- Efecto de la presencia de polímeros en el valor de viscosidad de elongación.
(Little, Hansen, Hunston, Kim, Patterson, & Ting, 1975). (Bohórquez Arévalo, 2012). ............. 33
Gráfica 4.3- Efecto del diámetro en la reducción de arrastre. (Virk, 1975). (Bohórquez Arévalo,
2012)................................................................................................................................................. 36
Gráfica 4.4- Representación de las diferentes reducciones de arrastre por la utilización de
polímeros. (Abubakar, Al-Wahaibi, Al-Hashmi, & Al-Ajmi, 2014). .............................................. 37
Gráfica 4.5- Efecto de la concentración en la reducción de arrastre. (Virk, 1975). .................... 40
Gráfica 4.6- Efecto en el número de aglomeración con los tamaños de los flóculos para
diferentes relaciones de aspecto. (Beghello, 1998). ..................................................................... 44
Gráfica 4.7- Comparación de curvas de pérdidas por fricción entre fluido con suspensión de
fibras y fluido solo. (Aguas, 2013). ................................................................................................. 45
Gráfica 4.8- Efecto de la concentración y relación de aspecto en suspensión de fibras de Nylon
para una velocidad media de flujo de 8 p/s. (Aguas, 2013). ........................................................ 46
Gráfica 5.1- Zonas de estabilidad para la solución de Dodecilsulfato sódico (SDS) con NaCl. F,
(Aguas, 2013). .................................................................................................................................. 52
Gráfica 5.2- Variación de la solubilidad de un surfactante en agua vs temperatura; en línea de
puntilla se indica la extrapolación de la tendencia en el caso de no formarse micelas. (Salager
J.-L. , Surfactantes en solución acuosa, 1993). ............................................................................... 53
Gráfica 5.3- Correlación de diagramas térmicos de flujo y torque ejercido para mantener la
velocidad constante. (Rodrigues, Ito, & Sabandini, 2011). ........................................................... 57
Gráfica 5.4- Efectos de la concentración de MDR-2000 en la reducción de arrastre. (Salem,
Mansour, & Sylvester, 2007). .......................................................................................................... 58
Gráfica 5.5- Velocidad Aparente de deslizamiento de pared (símbolos rellenos) y reducción de
arrastre (símbolos vacíos) en función de la concentración del surfactante CTAB/salycilate
sistema de la relación surfactante /relación de sales. (Drappier, y otros, 2006). ...................... 60
Gráfica 5.6- Reducción de arrastre de Arquead S-50/NaSal (5mM/12.5mM). (Qi & Zakin,
2002)................................................................................................................................................. 68
Gráfica 5.7- Relación reducción de arrastre versus Número de Reynolds para una
concetntración de 200ppm CTAC/NaSal a diferentes temperaturas del flujo. (Zhou, Xu, Ma, Li,
Wei, & Yu, 2011). ............................................................................................................................. 68
Gráfica 5.8- Viscosidad de corte de CTAC/NaSal en 200ppm a diferentes temperaturas. (Zhou,
Xu, Ma, Li, Wei, & Yu, 2011). ........................................................................................................... 69
Gráfica 5.9- Efectividad de la reducción de arrastre de una solución de CTAC/NaSal en
concentración de 200ppm en una tubería a 20°C. (Zhou, Xu, Ma, Li, Wei, & Yu, 2011). ............ 69
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Página vii
Gráfica 5.10- Efecto de la concentración del surfactante sobre la reducción de arrastre en una
tubería de diámetro de 0.0508m a un caudal de 12m
3
/h. (Abdul-Hadi & Khadom, 2013). ..... 70
Gráfica 5.11- Efecto del diámetro de la tubería sobre la reducción de arrastre para una
concentración de 50ppm fluyendo a un caudal de 6 m
3
/h. (Abdul-Hadi & Khadom, 2013). ... 71
Gráfica 5.12- Efecto del caudal sobre la reducción de arrastre para diferentes surfactantes en
una concentración de 225 ppm en una tubería de diámetro de 0.0254 m. (Abdul-Hadi &
Khadom, 2013)................................................................................................................................. 72
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Página viii
Índice de Tablas
Tabla 2.1- Composición de los crudos. (Mayorga García, 2002). ................................................. 10
Tabla 2.2- Clasificación por composición química. (Speight, 2002). .......................................... 12
Tabla 2.3- Clasificación de régimen de flujo en términos de distancia adimensional.
(Bohórquez Arévalo, 2012)............................................................................................................. 18
Tabla 5.1- Valores típicos HLB. (AkzoNobel, 2011). ..................................................................... 49
Tabla 5.2- Valores típicos HLB. (AkzoNobel, 2011). ..................................................................... 49
Tabla 5.3- Datos experimentales para el surfactante SLES en una concentración de 150 ppm
disuelto en petróleo Kirkuk en una tubería de diámetro de 0.0254 m. (Abdul-Hadi & Khadom,
2013)................................................................................................................................................. 73
Tabla 6.1-Portafolo de productos PSPI para el transporte de crudos. (Bohórquez Arévalo,
2012)................................................................................................................................................. 81
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Página ix
Índice de Ecuaciones
Ecuación 2.1- Gravedad API ............................................................................................................ 11
Ecuación 2.2- Esfuerzo cortante turbulento .................................................................................. 12
Ecuación 2.3- Ley de viscosidad de Newton .................................................................................. 14
Ecuación 2.4 Número de Reynolds ................................................................................................. 15
Ecuación 2.5- Ecuación Darcy Weisbach ....................................................................................... 16
Ecuación 2.6- Caudal en una tubería simple.................................................................................. 16
Ecuación 2.7- Velocidad de corte ................................................................................................... 17
Ecuación 2.8 Escala de longitud viscosa ........................................................................................ 17
Ecuación 2.9- Distancia desde la pared “Wall Units” .................................................................... 17
Ecuación 2.10- Reducción de arrastre comparada con el factor de fricción. (Salem, Mansour, &
Sylvester, 2007). .............................................................................................................................. 19
Ecuación 2.11 Reducción de arrastre comparada con las pérdidas de presión. (Karami &
Mowla, 2012). .................................................................................................................................. 19
Ecuación 2.12- Reducción de arrastre comparada con el esfuerzo cortante en la tubería.
(Aguas, 2013). .................................................................................................................................. 19
Ecuación 4.1-Régimen Polimérico.................................................................................................. 36
Ecuación 4.2-Régimen de máxima reducción ................................................................................ 37
Ecuación 4.3- Concentración crítica ............................................................................................... 41
Ecuación 4.4- Número de aglomeración ........................................................................................ 41
Ecuación 4.5- Relación de aspecto ................................................................................................. 43
Ecuación 5.1- Parámetro de empaquetamiento ............................................................................ 48
Ecuación 5.2- Longitud total de la micela ...................................................................................... 54
Ecuación 5.3- Longitud total de la micela ...................................................................................... 54
Ecuación 5.4- Energía electrostática .............................................................................................. 55
Ecuación 5.5- Longitud de persistencia ......................................................................................... 55
Ecuación 5.6- Tiempo ocurrencia mecanismo de reptación ........................................................ 64
Ecuación 5.7- Tiempo ocurrencia mecanismo de escisión reversible ......................................... 64
Ecuación 5.8- Liberación de cortante mecanismo de reptación .................................................. 64
Ecuación 5.9- Liberación de cortante mecanismo de escisión reversible................................... 64
Ecuación 5.10- Tiempo para que ocurra la liberación de cortante por la escisión reversible .. 64
Ecuación 5.11- Número de Reynolds ............................................................................................. 66
Ecuación 5.12- Colebrook-White .................................................................................................... 66
Ecuación 5.13- Darcy Weisbach ..................................................................................................... 67
Ecuación 5.14- Factor de fricción ................................................................................................... 67
Universidad de los Andes
Centro de investigaciones en Acueductos y Alcantarillados- CIACUA
Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes
María Ximena Borrero
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Página 1
1. Introducción
La producción de energía en el mundo es fundamental para el funcionamiento de casi todos
los elementos que se tienen hoy en día a la mano, además del funcionamiento de las industrias
y comercios existentes. Esta producción de energía se ha basado en los últimos años en la
explotación del petróleo como principal fuente. El problema actual con esta situación es que el
petróleo no es un recurso renovable y se está acabando debido al gran crecimiento en la
demanda. Este crecimiento en la demanda se ve influenciado principalmente por el
crecimiento demográfico que se ha venido presentando y que se presentará en los siguientes
años.
En la actualidad se explotan los crudos livianos, debido a su bajo costo de explotación y
transporte, además de las facilidades de refinamiento que este tiene. Estos grandes pozos por
muchos años han estado dándole al mundo la energía que necesita, pero al no ser un recurso
renovable no durará para siempre. La industria petrolera hoy está buscando diferentes
alternativas para seguir supliendo la demanda creciente de energía a nivel mundial, lo que
hace muchos años habían dejado atrás por ser muy costoso hoy se ve como la mejor
alternativa. Esta alternativa es la explotación de los crudos pesados y extra pesados.
Estos crudos tienen una viscosidad muy alta, lo que genera que su resistencia a fluir sea
bastante alta y por ende se requiere de grandes cantidades de energía para poder movilizar el
crudo. Esta situación genera que el costo de extracción y transporte del crudo pesado y extra
pesado sea considerablemente más alto que cuando se tienen crudos livianos.
La industria petrolera para reducir estos costos y mantener la rentabilidad de la extracción
del crudo se ha interesado en buscar nuevos métodos para transportar estos crudos,
cambiando parcialmente las propiedades reológicas del crudo o afectando su comportamiento
con las tuberías a la hora de fluir. Una de estas metodologías es el uso de Agentes Reductores
de Arrastre; esta metodología busca de diferentes maneras reducir la fricción que se genera
en la tubería para así no necesitar grandes cantidades de energía para poder movilizar el
crudo.
Los DRA (agentes reductores de arrastre) se inyectan en el crudo esperando que interactúen
directamente con la turbulencia de la tubería (agentes reductores de arrastre poliméricos,
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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surfactantes o fibras). Dependiendo del método utilizado se obtiene diferentes reducciones,
esto también depende de las características del crudo, ya que no cualquier DRA realiza la
mejor reducción de arrastre.
En el presente trabajo se hablará principalmente de los Surfactantes como agentes reductores
de arrastre, explicando su interacción con el crudo, el efecto que tiene en la reducción de las
pérdidas de energía y la forma en como debe ser utilizado. Todo esto enfocado en el ámbito
colombiano, ya que el país tiene pozos de crudos pesados y necesita diferentes alternativas
para poder extraer el crudo de una manera rentable.
También se hará una breve explicación de los otros métodos de reducción de arrastre y las
diferentes metodologías que hasta el día de hoy se han utilizado para poder reducir la
viscosidad del crudo.
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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1.1. Objetivos
1.2. Objetivo General
Entender el funcionamiento de los diferentes agentes reductores de arrastre especialmente de
los surfactantes, utilizados para facilitar el bombeo de crudos pesados en la industria
petrolera.
1.3. Objetivos Específicos
Entender la situación actual del consumo de energía mundial y las diferentes fuentes
de donde se obtienen.
Entender cómo se realiza el transporte de crudo en Colombia, viendo las diferentes
dificultades a las cuales se enfrenta.
Estudiar los diferentes factores que afectan la reducción de arrastre como la
turbulencia, la interacción pared sólida – sustancia, el factor de fricción, el número de
Reynolds y la viscosidad.
Analizar las diferentes metodologías de transporte utilizadas para reducir la
viscosidad.
Indagar los tres tipos de agentes reductores de arrastre, su funcionamiento, eficiencia,
economía, ventajas y desventajas.
Entender el funcionamiento de las sustancias surfactantes con el crudo y su
interacción.
Entender la formación de las micelas y su interacción con el crudo para la reducción
del arrastre.
Analizar la formación de redes de micelas, entendiendo su comportamiento con el
crudo y cómo generan la reducción de arrastre.
Analizar las ventajas y desventajas del uso de agentes reductores de arrastre en
términos de funcionamiento, eficiencia y economía.
Indagar sobre la factibilidad de utilizar este tipo de agentes reductores en Colombia.
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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2. Marco Teórico
2.1. Explotación de crudos
El crecimiento de la población ha generado directamente un crecimiento de la demanda de
producción de energía; el crecimiento poblacional ha sido aproximadamente de 1,45% anual
(González, 2012), lo que ha hecho que la industria petrolera se vea forzada a aumentar la
extracción del crudo para la generación de energía. La generación de energía no solo proviene
del petróleo. Existen diferentes fuentes como la hidroeléctrica, la nuclear y la proveniente del
carbón, pero la más rentable y que se ha utilizado más a lo largo de los años, es la del petróleo.
Actualmente han creado nuevas formas de producción energética renovables, como lo es la
energía eólica o los paneles solares, pero estos no alcanzan a cubrir la demanda mundial. Esta
demanda energética tiene un factor de crecimiento de 4,1% anual (González, 2012).
Gráfica 2.1-Demanda de energía. (González, 2012).
Con esta creciente demanda de petróleo en el mundo para poder cubrir la necesidad de
generación de energía se realizaron diferentes estudios en el mundo para ver cuáles son las
reservas del crudo a nivel mundial. A continuación se presentan dos gráficas la Gráfica 2.1 es
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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la reserva de petróleo por continente, mostrando que Medio Oriente tiene grandes reservas y
en la Gráfica 2.2 se ve la reserva que hay en Latinoamérica por país, viendo que Colombia no
es de las principales potencias pero tiene una cantidad importante de crudo que puede ser
explotado en el futuro.
Gráfica 2.2 - reservas de crudo en el mundo.
(González, 2012).
Gráfica 2.3- reservas de crudo en América Latina.
(González, 2012).
Los dos principales productores de crudo en Latinoamérica son Venezuela y México con
grandes cantidades; los otros países del sur del continente tienen participación pero no son
muy grandes comparadas con estos dos países. Se podría decir que Colombia es el cuarto o
quinto país que extrae la mayor cantidad de crudo. Esto se puede ver más detenidamente en
la Gráfica 2.4, en el cual se ven las cantidades de barriles que extraen cada uno de los países de
Latinoamérica.
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Gráfica 2.4- Producción de Petróleo. (González,
2012).
Gráfica 2.5- Producción vs Consumo. (González,
2012).
La pronta inversión para la extracción de crudos de las reservas es muy importante, ya que el
crecimiento en la demanda es muy grande y la cantidad del crudo que se ha encontrado está
escaseando. Como se puede observar en la Gráfica 2.5 la producción tiene una tendencia
decadente, mientras que el consumo tiene una tendencia creciente. Es muy importante
abarcar este tema y poder encontrar soluciones; una de estas es la búsqueda de los pozos de
crudos pesados, los cuales hasta el momento no han sido explotados pero que existen grandes
reservas de los mismos.
El consumo de energía aumentará en un 56% en los próximos años (RT, 2013), haciendo que
se cree un mercado muy grande buscando la generación de energía. Con todo esto según la
consultora IHS Latinoamérica tiene el 48% de los crudos pesados que se pueden explotar y
Colombia es el 5° país (ENERGÍA C. , 2013); esto hace que Colombia se pueda convertir en una
gran potencia en un futuro, cuando los crudos livianos se hayan acabado y la producción
energética dependa de los crudos pesados y otras formas de producción de energía.
2.2. El crudo en Colombia
En Colombia la principal empresa que extrae el curdo es Ecopetrol. En la Figura 2.1 se
muestra la extracción de crudo en el año 2013 por empresa operadora (Ahumada Rojas,
Nueva frontera exploratoria, para petroleras grandes, 2014). La empresa con más barriles
extraídos por día es Ecopetrol seguida de la empresa Meta Petroleum.
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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Figura 2.1-Producción de crudo por empresa operadora. (Ahumada Rojas, 2014).
El país cuenta con producción de crudo en aproximadamente 10 departamentos, los cuales se
pueden ver en la Figura 2.2. El Ministerio de Minas y Energía espera que la producción del
crudo aumente a un millón de barriles día, por lo cual se necesita desarrollar la
infraestructura de los oleoductos de una forma mejor, para que esta pueda suplir la demanda
que se viene, ya que en el 2011 transportaba 900.000 barriles por día (Ahumada Rojas, EL
TIEMPO, 2011).
Figura 2.2-Aporte de los Departamentos en la Producción Nacional de Petróleo – 2013. (ENERGÍA M. D.,
2013).
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Colombia además cuenta con una red de oleoductos que permiten el transporte del crudo a
través del país y llegar al puerto en Coveñas para su exportación. Los principales pozos de
explotación se encuentran en los llanos orientales, donde está la mayor cantidad de la red de
oleoductos del país. En la siguiente Figura 2.3 se puede observar cómo está distribuida la red
en todo el país.
Figura 2.3- Infraestructura petrolera en Colombia. (ECOPETROL, 2012).
Uno de los principales problemas en Colombia con relación a la explotación y refinamiento de
los crudos es que el transporte hace que no sea rentable el crudo, mientras que en otros
países sí lo es. En Colombia la extracción de un barril de petróleo cuesta alrededor de 5
dólares, mientras que el transporte del mismo barril asciende fácilmente a los 15 dólares, ya
sea porque no se cuenta con la adecuada infraestructura de los oleoductos o porque deba ser
transportado por medio de carro tanques, los cuales se demoran 3 días en promedio en llevar
el crudo de su lugar de explotación al lugar donde se realiza la refinería del mismo. Esto es
una desventaja muy grande a la cual se ve enfrentada el país, el cual debe desarrollar la
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capacidad de poder reducir los costos de transporte del crudo para que sea más rentable y
eficiente (Ahumada Rojas, EL TIEMPO, 2011). Es por esta razón que se busca por medio de
este estado del arte encontrar nuevas formas para reducir los costos del transporte del crudo,
buscando que el crudo sea principalmente transportado por los oleoductos del país y no por
medio de carro tanques, los cuales por su tiempo de transporte traen costos asociados que
aumentan aún más los costos.
2.3. Crudos pesados y extra pesados en el mundo y en Colombia
El nuevo reto del mundo es poder encontrar nuevas fuentes de energía que puedan suplir la
demanda creciente mencionada anteriormente. Las reservas de crudos livianos se están
acabando y los países se encuentran con el reto de poder explotar y refinar los crudos
pesados. En el mundo se tiene que el 64% de las reservas de crudo son de pesados o extra
pesados, mientras que solo el 36% son de crudos livianos. Los países que cuentan con
mayores reservas de este tipo de crudo son Canadá y Venezuela, principalmente en la faja
petrolífera del Orinoco (Treviño, 2005).
Figura 2.4-Reservas mundiales de crudo. (Treviño, 2005).
En Colombia específicamente el 40% de los crudos que se explotaron en el año 2011 eran
crudos pesados y muchos de los pozos que se han encontrado en los últimos años tienen a su
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vez esta característica (Chubut, 2011). Los crudos pesados cuentan con azufre y otros
minerales en su composición lo que los hace más viscosos. Dada la tendencia a la escasez de
crudos livianos es indispensable la explotación de los pesados, impulsando a las economías de
los países a invertir en este tipo de explotación. En Colombia por ejemplo Ecopetrol-ICP
patentó una forma de reducir los costos de transporte de crudos pesados, la cual se llama
Desasfaltado, la cual logra aumentar en varios grados API para facilitar el transporte (Grados
API ver 2.4 Clasificación de crudos); esta técnica ayuda a potencializar la extracción de crudos
pesados que se encuentran principalmente en los llanos orientales (NNOVA, 2009).
2.4. Clasificación de crudos
El crudo es una sustancia que se puede encontrar líquida o gaseosa, cuando está en estado
líquido se denomina crudo y cuando está en estado gaseoso se denomina gas natural. Es una
sustancia de origen natural, además de ser un hidrocarburo. Sus principales componentes
además del carbono son principalmente hidrógeno, azufre y nitrógeno (Mayorga García,
2002). Esta sustancia se puede encontrar en pozos profundos.
Las propiedades de los crudos dependen de la localización, ya que dependiendo de la
composición del suelo en la que se encuentren, sus propiedades reológicas se ven afectadas.
Los principales porcentajes de los componentes según Ecopetrol para los crudos en Colombia
se muestran en la Tabla 2.1.
Tabla 2.1- Composición de los crudos. (Mayorga García, 2002).
La principal clasificación de los crudos se da por su gravedad API; es una relación del peso del
crudo con respecto al peso del agua, pero no es un peso específico debido a que a medida que
se cambia la temperatura del crudo, este peso específico cambia, obteniendo así múltiples
pesos específicos en función de la temperatura (Bohórquez Arévalo, 2012). Por esta razón se
definió la gravedad específica y ésta se da por la siguiente ecuación.
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Ecuación 2.1- Gravedad API
A mayor grado API el crudo es más liviano que el agua y a menor grado API el crudo es más
pesado que el agua. En la Figura 2.5 se puede observar la clasificación de los diferentes tipos
de crudos según su grado API.
Figura 2.5- Clasificación de crudos según °API y Viscosidad. (Bohórquez Arévalo, 2012).
Los crudos livianos son los que hasta el día de hoy se han explotado, debido a que tienen una
baja viscosidad y son muy fáciles de manejar. Los costos asociados con la explotación y al
transporte son mucho más económicos que si se estuviera hablando de un crudo pesado o un
crudo extra pesado.
Otra forma de clasificar los crudos es por su composición química; esta se da debido a la
cantidad porcentual que tiene el crudo de Parafinas, Naftenos, hidrocarburos Aromáticos,
Ceras y Asfaltenos. Para poder obtener estos porcentajes se realiza la destilación del crudo y
de los residuos que se obtengan se hace el análisis y se obtiene la clasificación del crudo. La
destilación se realizar para obtener los diferentes derivados del crudo. Existe un punto a
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partir del cual independientemente del aumento de temperatura que se realice no se
obtendrán más derivados obteniendo el residuo del crudo. El análisis de composición química
se realiza al residuo, a continuación se muestra una tabla con la clasificación (Aguas, 2013).
Tabla 2.2- Clasificación por composición química. (Speight, 2002).
2.5. Interacción Flujo - Pared Sólida
Cuando se tiene un flujo fluyendo a través de una tubería se genera una interacción entre este
fluido y la pared sólida, gracias a esto se presenta el esfuerzo cortante, el cual afecta una zona
llamada capa límite (Saldarriaga, Hidráulica de Tuberías, 2007). En esta capa la distribución
de velocidades cambia y además en el punto donde el flujo toca la pared la velocidad es cero.
L. Prandtl en 1925 determinó la ecuación que relaciona el esfuerzo cortante con el cambio de
la velocidad en una longitud de mezcla.
(
)
Ecuación 2.2- Esfuerzo cortante turbulento
Cuando se tiene flujo turbulento a la altura de la pared sólida, no se generan las vibraciones de
velocidad de forma libre, lo que genera un flujo laminar. Esta zona cerca a la pared sólida de la
tubería se denomina subcapa laminar viscosa y sólo se presenta en flujo turbulento
(Saldarriaga, Hidráulica de Tuberías, 2007).
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Figura 2.6- Interacción Flujo – Pared Sólida. (Bohórquez Arévalo, 2012).
Los agentes reductores actúan en diferentes sitios de la tubería por esta razón es muy
importante saber cuál es su comportamiento hidráulico y en qué zona actúan; de esta forma
se puede determinar su eficiencia y su forma de interactuar con el crudo.
2.6. Viscosidad
La viscosidad es una propiedad de los fluidos. Según el diccionario de la Real Academia
Española es la resistencia de un fluido para fluir debido al rozamiento entre moléculas. Este
rozamiento se puede entender como el esfuerzo cortante que siente el fluido con las paredes
de la tubería que no le permiten fluir tan fácilmente. Esta propiedad a su vez es la responsable
de la pérdida de energía a medida que un fluido avanza por una tubería, ya que las partículas
dentro de un fluido no se mueven a la misma velocidad y tienen un diferencial de velocidad
entre las líneas de corriente, lo cual genera las pérdidas de energía como se puede observar en
la
Figura
2.7
(Saldarriaga,
Mecánica
de
Fluidos
2012-2,
2012).
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Figura 2.7- Líneas de corriente, Trayectoria.
(Saldarriaga, Mecánica de Fluidos 2012-2, 2012).
Figura 2.8- Fuerzas de tracción. (Saldarriaga,
Mecánica
de
Fluidos
2012-2,
2012).
Por otro lado existen dentro del fluido las fuerzas de tracción eléctrica, las cuales agregan o
quitan momentum a las moléculas dependiendo del movimiento que tengan; esto genera
pérdidas de energía (Figura 2.8). Si una molécula está subiendo, le quita momentum a la otra
mientras que si la molécula baja, le está adicionando más momentum; esta diferencia entre los
movimientos ayuda a uniformizar las velocidades pero genera esfuerzos dentro del fluido.
Dependiendo del estado en el que se encuentra el fluido, el cambio en la temperatura puede
aumentar o disminuir la viscosidad del mismo. Por ejemplo cuando se tiene un líquido, las
moléculas se encuentran más cerca, lo que genera que las fuerzas de tracción eléctrica sean
más importantes y a medida que se aumente la temperatura la viscosidad disminuirá.
Mientras que en un gas estas moléculas se encuentran más lejanas y a medida que se aumenta
la temperatura la viscosidad a su vez también aumenta.
Todo esto está definido por la ley de viscosidad de Newton, donde los fluidos sufren de un
esfuerzo cortante el cual depende de la viscosidad dinámica del fluido y del cambio de la
velocidad por altura.
Ecuación 2.3- Ley de viscosidad de Newton
Existen también los fluidos no Newtonianos, los cuales no se rigen por esta ley, ya que la ley
de Newton dice que el cambio en la viscosidad de un fluido es lineal, mientras que los fluidos
no Newtonianos tienen comportamientos diferentes. El crudo es un fluido no newtoniano, por
lo cual no se comporta de esta manera, pero se utilizará esta aproximación.
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2.7. Número de Reynolds
Osborne Reynolds, por medio de sus experimentos, logró definir cuáles son los tipos de flujo.
Existen tres tipos de flujo: el laminar, el transicional y el turbulento. Para el caso de este
proyecto de grado el tipo de flujo que se trabajará es turbulento, en el cual las partículas no
tienen un movimiento definido como se puede observar en la Figura 2.9, en la cual los
vectores de velocidad tienen múltiples direcciones y en la segunda se puede observar la
trayectoria de una partícula (Saldarriaga, Hidráulica de Tuberías, 2007).
Figura 2.9 - Flujo turbulento en tuberías. Vectores de velocidad de las partículas y trayectoria de una de
éstas. (Saldarriaga, Hidráulica de Tuberías, 2007).
Al realizar múltiples veces su experimento Reynolds descubrió que el flujo estaba gobernado
por las mismas leyes físicas, por lo cual utilizó la similaridad. La similaridad la realizó
teniendo en cuenta las fuerzas viscosas, las inerciales y las fuerzas de presión, teniendo esto
en dos modelos de diferente tamaño se obtuvo la expresión del número de Reynolds.
Ecuación 2.4 Número de Reynolds
El número de Reynolds permite saber qué tipo de flujo se tiene en la tubería, cuando se tiene
flujo laminar el número de Reynolds es menor a 2000, cuando el flujo es transicional se
encuentra entre 2000 y 4500 y por último cuando el flujo es turbulento el número de
Reynolds es superior a 4500 (Saldarriaga, Hidráulica de Tuberías, 2007).
2.8. Pérdidas por fricción
Las únicas pérdidas que se pueden presentar en una tubería son las pérdidas de presión, ya
que la energía potencial solo depende de la posición y la energía cinética debe permanecer
constante si la tubería mantiene sus propiedades. La pérdida de presión también se puede
determinar como la pérdida por altura por fricción con la ecuación de Darcy Weisbach.
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Ecuación 2.5- Ecuación Darcy Weisbach
donde f es el factor de fricción, L es la longitud de la tubería, d es el diámetro de la misma, v es
la velocidad y g es la gravedad. Esto se puede relacionar con la ecuación de caudal, en la cual
se puede observar que si se tienen propiedades constantes en la tubería como lo son la
rugosidad relativa, el diámetro, la longitud y la velocidad, y a su vez se cambia la viscosidad
dinámica del fluido se obtiene una mayor eficiencia al transportar los fluidos, ya que se
reducen las pérdidas y se puede transportar un mayor volumen; este es el principal objetivo
de los agentes reductores de arrastre (Bohórquez Arévalo, 2012).
(
√
√
(
√
√
))
Ecuación 2.6- Caudal en una tubería simple
2.9. Turbulencia y escalas de medición
La turbulencia es el movimiento interno de las moléculas que son transportadas de forma
caótica. El fluido a medida que avanza va generando diferentes estructuras las cuales generan
una especia de caos dentro de la tubería; estas estructuras son las principales responsables a
su vez de las pérdidas de energía, ya que gracias a ellas se generan las pérdidas de presión
(Bohórquez Arévalo, 2012).
El flujo tiene tres posibles direcciones en las cuales puede fluir y cada partícula toma una
dirección diferente; por esta razón es por la cual se genera la turbulencia. Al principio se creía
que era un comportamiento caótico y que no tenía ningún tipo de orden. La turbulencia no
solo se generaba por la interacción del flujo con la pared sólida de la tubería, sino con las
estructuras que se generaban a medida que el flujo avanza.
Luego se empezaron a realizar diferentes ensayos en los cuales se encontró que la turbulencia
tenía un orden de formación, ya que para que se generara tenía 8 diferentes estructuras. Las 4
estructuras principales son Streaks, Sweeps, Vórtices y Shear Layers; las otras cuatro
estructuras son consecuencia de la formación de una o más de las 4 principales (Bohórquez
Arévalo, 2012).
Cada una de estas estructuras tiene una velocidad inferior a la velocidad media del flujo y
tienden a moverse hacia el centro de la tubería generando un desbalance en las velocidades y
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generando los vórtices los cuales son una especia de remolinos que afectan la velocidad
dentro de la tubería. La formación de cada una de las estructuras conlleva a la formación de la
siguiente estructura, por lo que los agentes reductores de arrastre son muy importantes, ya
que si impiden la formación de alguna estructura se está impidiendo la generación de la
turbulencia y se evitan las pérdidas de energía dentro de la tubería. Para un mayor
entendimiento de la formación de cada una de las estructuras y su interacción entre ellas se
recomienda la lectura de la tesis de Jessica María Bohórquez titulada “Uso de agentes
reductores de arrastre (Drad reduction agents) para facilitar el bombeo de crudos pesados”.
Las escalas de medición de la turbulencia se relacionan con la subcapa laminar viscosa, por lo
que se requiere tener ecuaciones que permitan este tipo de relaciones. Por esta razón se
utiliza la ecuación de la velocidad de corte cuya expresión se muestra a continuación.
√
Ecuación 2.7- Velocidad de corte
donde τ es el esfuerzo cortante que siente la pared de la tubería y ρ es la densidad del fluido
que es transportado por la tubería. Además de esta ecuación también es necesaria la ecuación
de escala de longitud viscosa, la cual es el cociente entre la viscosidad cinemática del fluido y
la velocidad de corte que tiene el mismo.
Ecuación 2.8 Escala de longitud viscosa
Con las dos ecuaciones anteriores se llega a la escala de medición de turbulencia, la cual es la
distancia de la estructura que se genera a la pared sólida de la tubería. Esto se mide en
unidades de pared o Wall Units (en inglés). Esta expresión se muestra a continuación.
Ecuación 2.9- Distancia desde la pared “Wall Units”
Esta ecuación es adimensional, lo cual permite que independientemente de las dimensiones y
características de la tubería se obtengan los resultados. Como se explicó en la sección de
interacción pared sólida y flujo, es importante determinar en qué lugar de la sección
transversal de la tubería se está generando la turbulencia para que así se pueda utilizar de la
mejor forma el agente reductor de arrastre. A continuación se muestra una tabla en la cual se
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resumen las unidades de pared según la ubicación en la tubería de la generación de la
turbulencia.
Tabla 2.3- Clasificación de régimen de flujo en términos de distancia adimensional. (Bohórquez Arévalo,
2012).
2.1. Reducción de la fricción o reducción de arrastre
La fricción en una tubería se da por el esfuerzo cortante que se genera entre la pared de la
misma y el flujo, haciendo que éste pierda presión y cada vez sea más difícil transportarlo. Los
crudos pesados generan un esfuerzo cortante superior al que genera un crudo liviano,
haciendo que las pérdidas de presión y de energía sean mucho mayores. Por esto en este
numeral se tratará la reducción de la fricción, la cual está directamente relacionada con el
esfuerzo cortante que siente la pared de la tubería.
La reducción de arrastre se refiere a la disminución en la resistencia para que un fluido pueda
fluir; esto se lleva a cabo por medio de la adición de ciertos aditivos, los cuales buscan
interferir con la formación de la turbulencia en la tubería y así disminuir las pérdidas de
energía que se generan normalmente al ser transportado un fluido. La reducción de arrastre
busca mantener un gradiente de presiones constante y bajo, logrando de esta forma impedir
las pérdidas de presión dentro de la tubería a medida que el fluido avanza por esta (Abdul-
Hadi & Khadom, 2013).
El primer estudio que se realizó con la reducción de arrastre fue en el año 1931 pero éste pasó
inadvertido; luego en 1948 Toms descubrió la reducción en las pérdidas de presión si se
agregaban pequeñas cantidades de un aditivo el cual tuviera largas y lineales macromoléculas
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(Salem, Mansour, & Sylvester, 2007). Este efecto primero fue llamado el efecto de Toms, ya
que él fue el primero en reportarlo; luego este efecto fue llamado reducción de arrastre, como
es conocido hoy en día. En los últimos años se ha venido estudiando la reducción de arrastre
como una nueva metodología para poder transportar de manera más eficiente el crudo.
En la literatura existen diferentes formas de cuantificar esta reducción, ya sea por medio de la
medición del factor de fricción, de la presión que siente la tubería con y sin el aditivo o
midiendo el esfuerzo cortante que siente la pared de la tubería. Todos estos resultados se dan
de manera porcentual y es una comparación entre el transporte del crudo sin el aditivo y con
el aditivo. La forma por la cual se conoce la reducción de arrastre es DR (por sus siglas en
inglés Drag Reduction).
Una de las formas más utilizadas es aquella en la cual se toman datos de cuánto es el valor del
factor de fricción en la tubería; primero se realiza una medida de este transportando el crudo
sin ninguna alteración y luego se realiza la misma toma de datos pero habiendo agregado el
aditivo y esperando que este haya llegado a su desarrollo.
Ecuación 2.10- Reducción de arrastre comparada con el factor
de fricción. (Salem, Mansour, & Sylvester, 2007).
donde
es el factor de fricción que siente el fluido sin haber agregado un aditivo y
es el
factor de fricción luego de haber agregado el aditivo que reducirá el arrastre.
Otra forma de cuantificar la reducción de arrastre por medio de la adición de aditivos es la
medición de la caída de presión antes y después de utilizar una sustancia reductora.
(
)
Ecuación 2.11 Reducción de arrastre comparada con las
pérdidas de presión. (Karami & Mowla, 2012).
Una forma alternativa de calcular la cuantificación de la reducción de arrastre es por medio de
la medición del esfuerzo cortante que siente la tubería antes y después de la adición del
aditivo.
Ecuación 2.12- Reducción de arrastre comparada con el
esfuerzo cortante en la tubería. (Aguas, 2013).
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donde
es el esfuerzo cortante cuando ya se ha agregado el aditivo y
es el esfuerzo
cortante que siente la tubería antes de agregar el agente reductor.
La cuantificación de la reducción de arrastre depende de las facilidades técnicas que se tengan
en el momento para poder realizar las mediciones; dependiendo de la maquinaria con la que
se cuente se utilizarán las diferentes ecuaciones presentadas anteriormente; es importante
recalcar que en este punto recae la precisión de las mediciones y la veracidad de los
resultados obtenidos, ya que si no se cuenta con aparatos de mediciones confiables o no se
toman los datos que realmente se necesitan, los resultados obtenidos pueden ser erróneos.
A la reducción de arrastre se le dedicará el siguiente capítulo completo, ya que este
documento se centra principalmente en ese tipo de metodología para poder reducir la fricción
y facilitar el bombeo del crudo. Se explicará en general cómo funciona y cada uno de los
aditivos que se utilizan, con especial énfasis en los aditivos que son sustancias surfactantes.
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3. Transporte de Crudos
El transporte de los crudos pesados es un gran desafío debido a la alta viscosidad que tienen.
Esto hace que las pérdidas de energía a lo largo de la tubería sean muy altas y requiera una
gran potencia para poder ser movilizado desde el lugar de extracción hasta el lugar donde
será refinado o exportado. Esto se debe principalmente a las grandes pérdidas de presión que
se generan a lo largo de la tubería a medida que el crudo va avanzando. Diferentes entidades y
empresas a nivel mundial han investigado varias metodologías para poder transportar el
crudo de la mejor manera, optimizando los costos.
El principal objetivo al usar estas metodologías, que se explicarán a continuación y se
mencionarán las ventajas y desventajas de cada una, es mejorar la movilidad del crudo,
reduciendo su viscosidad y facilitando su proceso de refinamiento al alterar levemente sus
propiedades. Además se busca reducir al máximo la perdida de presión dentro de la tubería
para que la potencia requerida para transportar el crudo no sea tan alta (Hart, 2013). Uno de
los problemas del transporte de los crudos pesados es que los oleoductos no fueron diseñados
para transportar estos fluidos con altas viscosidades, por lo que se requiere implementar
ciertas metodologías que permitan adecuar el crudo pesado para que pueda ser transportado
por estas tuberías.
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Figura 3.1-Metodologías para mejorar el transporte de crudos pesados. (Hart, 2013).
Como se puede observar en la Figura 3.1 las metodologías se pueden clasificar en tres áreas:
la primera es la reducción de viscosidad, la segunda es la reducción de la fricción y la tercera
es el mejoramiento in situ.
3.1. Reducción de viscosidad
3.1.1. Dilución
En este caso para facilitar el transporte de crudos pesados se diluye con otros hidrocarburos.
Estos nuevos hidrocarburos deben tener un grado API mayor al que tiene el crudo para que
sea más efectiva la dilución. Los principales hidrocarburos utilizados para este tipo de
mezclas son gas natural condensado, kerosene, nafta o crudos más livianos (Bohórquez
Arévalo, 2012). Es importante recalcar que entre menor sea la viscosidad de la sustancia que
se va a utilizar para diluir el crudo menos viscosa va a ser la mezcla, facilitando el transporte.
Los valores típicos de diluyente para un crudo pesado son del 0% al 20%, mientras que para
el bitumen son del 25% al 50% (Hart, 2013). Dependiendo del tipo de hidrocarburo que se
Métodos para facilitar el
transporte de crudos pesados y
bitumen a través de oleoductos.
Reducción de la
viscosidad
Dilución
Calentamiento
del crudo
Emulsión
Reducción del
punto de fluidez
Reducción de la
fricción
Flujo Anular
Agentes
Reductores de
Arrastre (DRA)
Mejoramiento
in-situ
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utilice se deben tener ciertas prevenciones. Por ejemplo cuando se utiliza el gas natural
condensado al transportar el crudo los asfáltenos, que son otro componente del crudo, no son
solubles generando agregación, segregación y precipitación. Esto genera inestabilidad en el
sistema, haciendo que se pierdan las ventajas que se esperaba obtener al realizar la mezcla.
Otro de los hidrocarburos más utilizados es la nafta; este componente tiene un alto grado API
y además es compatible con los asfaltenos, al contrario que el gas natural condensado. Esto
hace que la interacción entre los dos componentes sea mejor y no se generen los problemas
de segregación, agregación y precipitación. Un estudio mostró que si se realiza la mezcla con
un diluyente orgánico y la nafta, la fracción que se necesita de este es menor y la reducción en
la viscosidad del crudo es alta. Esto se puede observar en la Figura 3.2.
Figura 3.2- El efecto de la viscosidad absoluta del disolvente orgánico diluido
crudo pesado. (Hart, 2013).
Esta metodología tiene unos costos asociados que deben ser analizados antes de
implementarla. Para poder realizar la dilución se debe tener un montaje al inicio del
oleoducto que permita realizar la mezcla. Este consta de dos tuberías una para el crudo y otro
para el hidrocarburo o disolvente que se vaya a utilizar. Además al final de la tubería debe
haber también dos tuberías que permitan la separación de los componentes, ya que para
poder obtener los derivados del crudo que se desean es necesaria la separación, así no se
afectan las propiedades al momento de refinarlo.
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el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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3.1.2. Calentamiento del crudo
El calentamiento del crudo en la tubería ayuda a reducir su alta viscosidad, ya que a mayor
temperatura el fluido gana capacidad para fluir. Esto hace que el crudo pueda ser
transportado de una forma más fácil. Uno de los grandes inconvenientes de utilizar este tipo
de metodologías es el alto costo que conlleva aumentar la temperatura del crudo, teniendo en
cuenta que esta temperatura se debe mantener constante a lo largo de toda la tubería que son
varios centenares de kilómetros y con una topografía como la colombiana, donde se puede
encontrar en muy bajas temperaturas o en temperaturas muy altas dependiendo del lugar
(Hart, 2013). Todo esto genera un alto costo, ya que la energía requerida para aumentar la
temperatura deseada para que el fluido pierda viscosidad y pueda ser transportado
fácilmente es muy costosa, llegando a no ser rentable. Como se puede observar en la Figura
3.3 al aumentar la temperatura la viscosidad del crudo pesado y del bitumen disminuye
considerablemente, ayudando a su fácil transporte a lo largo de la tubería.
Figura 3.3- Respuesta de la viscosidad al aumentar la temperatura. (Hart, 2013).
Otro de los inconvenientes de utilizar esta metodología es la alta probabilidad de generar aun
mayor corrosión en ella, debido a los componentes que tiene el crudo. Estos reaccionan con
las paredes de la tubería afectándola y deteriorándola (Hart, 2013). Esto hace que la tubería
pierda su capacidad y se le tenga que realizar mantenimiento constantemente o se deba
cambiar antes de lo provisto según su vida útil. El calentar la tubería genera expansión de la
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misma y si no está bien montado el sistema en los lugares donde se enfríe, se generara
contracción, haciendo que esta falle fácilmente.
La metodología de calentar el crudo para facilitar su transporte no es muy recomendable, ya
que genera unos mayores costos, debido a la energía que se necesita para poder reducir la
viscosidad. Además la tubería se ve gravemente afectada al utilizar este método haciendo que
su vida útil disminuya, aumentando nuevamente los costos. Esta metodología podría ser
utilizada para transportar otro tipo de fluidos que no generen tantos costos.
3.1.3. Emulsión
Una emulsión es la dispersión de dos fluidos que no son solubles entre sí, por ejemplo el agua
y el aceite. En este caso se utiliza el agua y el crudo. Se puede hacer una emulsión de agua en
crudo, de crudo en agua o una doble emulsión que sería de crudo en agua en crudo o al
contrario. En el caso de una emulsión se busca generar gotas del fluido para que este se divida
y así se reduzca la viscosidad.
Figura 3.4- Tipos de emulsión de agua y crudo. (Hart, 2013).
Las emulsiones son situaciones inestables que con cualquier alteración las sustancias se
separan y vuelven a su estado natural, por lo que para esto se utilizan estabilizadores, los
cuales ayudan a mantener el equilibrio y no permiten que se perturbe. Las sustancias que
normalmente se utilizan para mantener la estabilidad de la emulsión son sustancias
surfactantes, las cuales generan esta estabilidad en la reacción. Más adelante se dedicará un
capítulo completo a los surfactantes, ya que también son un agente reductor utilizado para el
transporte de crudos.
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Según un estudio realizado por Basma, Yaghi y Al Bomani la adición sola de agua al crudo no
produce ninguna reducción en las pérdidas de energía al transportar crudo; es por esto que es
necesaria la emulsificación y la estabilización de la misma por medio del uso de surfactantes
(Basma, Yaghi, & Al-Bomani, 2010). Dependiendo del porcentaje de surfactante que se utilice
la estabilidad de la emulsión es mayor y se logra una reducción mayor en la fricción dentro de
la tubería, esto se puede observar en la Figura 3.5.
Figura 3.5- Viscosidad de crudo pesado en una emulsión crudo en agua con diferentes concentraciones de
surfactante a 30°C. (Basma, Yaghi, & Al-Bomani, 2010).
Un gran inconveniente de utilizar esta metodología es que el agua es un recurso no renovable
y muy importante en el mundo, ya que de este líquido los seres vivos subsisten. Al contaminar
este recurso con crudo, el cual es otro recurso de gran importancia y valor a nivel mundial, se
tienen varios inconvenientes ambientales y resulta no ser una salida rentable y sostenible
para la actualidad.
3.1.4. Reducción del punto de fluidez
El punto de fluidez es el punto en el cual el fluido en estado líquido pasa a ser semisólido y
pierde sus características de flujo. La decantación de los asfaltenos genera que haya una
mayor viscosidad y mayor resistencia del fluido a fluir; por esto si se reduce el punto de
fluidez puede ayudar a mejorar el transporte de fluido. Esta metodología es principalmente
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utilizada en lugares donde el clima es demasiado frío y se genera una cristalización del crudo.
Esta cristalización se da principalmente por la composición del crudo y el clima, ya que a bajas
temperaturas los asfaltenos tienden a decantarse más de lo normal y a generar estos cristales.
Al reducir la decantación de los asfaltenos se beneficia el transporte, aunque para el
transporte de crudo en climas fríos es necesario la utilización de polímeros que ayuden aún
más a la movilización del crudo (Hart, 2013).
3.2. Reducción de la fricción o reducción de arrastre
3.2.1. Flujo Anular
Este método lo que busca es generar una película alrededor del crudo, puede ser de agua o de
un solvente, haciendo que éste quede encerrado en un núcleo y no tenga contacto con las
paredes de la tubería (Figura 3.6). Esta película funciona como un lubricante, el cual no
genera grandes pérdidas de presión y por ende de energía. Las pérdidas de presión en este
caso se acercan más a las pérdidas que se generan cuando se transporta agua o el solvente que
cuando se transporta el crudo pesado.
Figura 3.6- Flujo anular. (Bohórquez Arévalo, 2012).
Mantener la película de agua o solvente es muy complicado, ya que a medida que el flujo
avanza se van generando unas olas las cuales mueven el núcleo de crudo hacia las paredes de
la tubería, afectando la película e interrumpiendo la lubricación que se estaba generando.
Estas olas o movimiento del núcleo se generan por las diferencias en las densidades de los dos
fluidos, haciendo que ese desequilibrio no permita mantener el núcleo en una ubicación radial
perfecta (Figura 3.7).
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Figura 3.7- A posición radial del crudo generación del flujo anular. B. La diferencia de densidades entre el
crudo y el solvente. C. contacto del crudo por la pared de la tubería. (Hart, 2013).
Al perderse la estabilidad del núcleo, el crudo empieza a tener contacto con la pared de la
tubería y la reducción de fricción que se había logrado al simular que se estaba transportando
agua se pierde.
3.3. Mejoramiento in situ
El mejoramiento in situ es realmente un refinamiento previo, donde se realiza un montaje de
una refinería en el lugar de extracción del crudo y se refina hasta cierto punto, haciendo que
transportarlo sea más fácil. Este crudo después del refinamiento no debe perder sus
propiedades iniciales y no se debe obtener una gran diferencia entre el extraído y el refinado,
ya que esto requeriría la construcción de un nuevo oleoducto para su transporte, debido a que
no se podría mezclar con los otros crudos que se obtengan de los diferentes pozos.
Existen diferentes metodologías para el refinamiento previo del crudo; una de ellas es el
refinamiento subterráneo. Este método se utiliza agregando vapor e hidrógeno caliente; de
esta forma se aumenta la temperatura dentro del pozo, logrando así que los componentes con
altos puntos de ebullición tengan uno menor. Este cambio en el punto de ebullición de los
diferentes componentes que conforman el crudo hace que se convierta en un crudo más
liviano. De esta forma se transporta el crudo más liviano por el oleoducto y el crudo que sigue
siendo demasiado pesado para su transporte se somete a otro método el cual es la combustión
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parcial. En este caso se altera la composición química del crudo y se disminuye la viscosidad
(Aguas, 2013).
Una metodología que fue desarrollada en Venezuela en 1970 es la AQUACONVERSION en la
cual por medio de la inyección de vapor y de un catalizador emulsionado se obtiene un crudo
menos viscoso, ya que esto lo que genera es un rompimiento en las cadenas de carbono –
carbono generando pequeñas parafinas y olefinas (Bohórquez Arévalo, 2012).
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4. Agentes reductores de arrastre (DRA)
4.1. Generalidades
Los agentes reductores de arrastre son aditivos que se agregan a la tubería para disminuir las
pérdidas de presión que se presentan dentro de ella. Agregar este tipo de aditivos llamados
agentes reductores de arrastre disminuye la fricción generada dentro de la tubería y de esta
forma la energía que se requiere para bombear el crudo es menor, reduciendo así los costos
de transporte del crudo (Karami & Mowla, 2012).
La adición de este tipo de aditivos fue primero estudiada por Toms en 1948 y Mylses en 1949;
los primeros estudios se realizaron agregando polímeros al crudo y viendo cómo estos
reducían las pérdidas de presión. Este efecto al inicio fue llamado efecto de Toms debido a que
él fue el que lo descubrió. Con el transcurso de los años este efecto cambió de nombre y ahora
es denominado Agentes Reductores de Arrastre (DRA), los cuales son sustancias que ayudan a
disminuir las pérdidas de presión dentro de la tubería.
La interacción que se genera entre los diferentes agentes reductores de arrastre y el crudo
todavía no es completamente entendido, ya que esta interacción varía entre el tipo de agente
reductor que se utilice y su interacción directa con la turbulencia. Cada tipo de agente
reductor funciona de una forma diferente; son caracterizados por interferir con la formación
de turbulencia dentro de la tubería, aunque cada uno lo haga de forma diferente.
Existen tres tipos de agentes reductores de arrastre los cuales se explicarán a continuación
con especial énfasis en las sustancias surfactantes, que son el principal objetivo de este
proyecto de grado.
4.2. Polímeros
Los polímeros son cadenas de macromoléculas que se forman por la unión de monómeros.
Estos agentes reductores de arrastre deben tener un alto peso molecular para funcionar
correctamente dentro de la tubería, su peso molecular debe ser superior a 10
5
para que el
polímero tenga la capacidad de reducir las pérdidas de energía (Wang, Yu, Zakin, & Shi, 2011).
Los polímeros son los agentes reductores de arrastre que más se han estudiado en el ámbito
académico e industrial.
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Los polímeros se pueden utilizar de dos formas para reducir la fricción, en una situación
diluida o concentrada. Cuando se tienen los polímeros diluidos, la reducción de arrastre se
presenta cuando hay un valor mínimo de número de Reynolds y la fricción empieza a
disminuir. Si no se alcanza ese valor del número de Reynolds no se presenta ningún tipo de
reducción de arrastre. En la segunda situación en la cual los polímeros se encuentran
concentrados, lo que ocurre es que la subcapa laminar se extiende a lo largo de la sección
transversal de la tubería, haciendo que se presente flujo laminar e impidiendo la formación de
la turbulencia. En este punto también se necesita un valor mínimo del número de Reynolds
para que empiece a producirse la reducción de arrastre, en este caso los valores del número
de Reynolds son inferiores en comparación a si los polímeros se encontraran diluidos.
Para que cualquiera de estas dos situaciones genere reducción de arrastre se debe presentar
el fenómeno de iniciación (onset phenomenon, en inglés). Esta situación se refiere a un
mínimo valor del número de Reynolds que debe existir en la tubería para que se genere la
reducción de arrastre. Diferentes estudios establecieron que el número de Reynolds mínimo
no era lo suficientemente específico, ya que si el diámetro de la tubería se alteraba, el número
de Reynolds también cambiaba. Por esta razón el fenómeno de iniciación se relaciona mejor
con un cortante de activación y una tasa de aplicación de cortante (Wang, Yu, Zakin, & Shi,
2011). Otra variable muy importante para tener en cuenta para la activación de la reducción
de arrastre es la concentración del polímero; a medida que la concentración aumenta, la
reducción de arrastre también lo hace. La alteración del peso molecular de los polímeros
también ayuda a la reducción de arrastre y esto influye directamente en la concentración,
disminuyendo la concentración requerida. Esto tiene un efecto secundario negativo y es la
rápida degeneración de los polímeros al aumentar su peso molecular; por esta razón se debe
encontrar un equilibrio entre la concentración y el peso molecular de los polímeros.
4.2.1. Reducción de arrastre
La reducción de arrastre gracias a los polímeros se presenta al estiramiento de la subcapa
laminar sin alterar el gradiente de velocidades del flujo; esto lo que busca es laminizar el flujo
para así no tener turbulencia. Se sabe que la turbulencia solo se genera en flujos turbulentos o
en la zona turbulenta. Si esto se logra reducir por medio del estiramiento de la subcapa
laminar, la turbulencia en la tubería es menor a la normal. La interacción entre el flujo y los
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polímeros ocurre aproximadamente en
que es donde se encuentra la subcapa
laminar.
Existen dos regímenes en los cuales se presenta reducción de arrastre; el primero es el
régimen de baja reducción de arrastre (DR<40%) y el segundo es el régimen de alta reducción
de arrastre (DR>40%). Existe además un régimen el cual define el límite máximo de
reducción de arrastre el cual se llama la asíntota de máxima reducción, la cual fue definida por
Virk en 1975 (Virk, 1975).
En el caso en el que el régimen es de baja reducción de arrastre la subcapa laminar se estira,
reduciendo y estirando el perfil logarítmico de velocidades. En el segundo caso en el cual es
un régimen de alta reducción de arrastre, la subcapa laminar se estira aún más y la sección
logarítmica se parece cada vez más a la de un flujo laminar. En la Gráfica 4.1 se puede
observar como cuando se tiene una reducción de arrastre del 35% la línea tiene la misma
forma que el flujo normal, mostrándose solo un desplazamiento de la subcapa laminar sin
ninguna alteración en la forma. Mientras que cuando se analiza la reducción de arrastre del
60% en este caso se puede observar un cambio de pendientes de la línea, mostrando un
cambio en el perfil de velocidades.
Gráfica 4.1-Perfil de velocidades para diferentes porcentajes de reducción de arrastre. (Dubief, White,
Terrapon, Shaqfeh, & Lele, 2004). (Aguas, 2013).
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La reducción de arrastre en polímeros además se da gracias a que por el estiramiento de la
subcapa laminar las fluctuaciones en velocidad en el sentido del flujo aumentan, mientras que
estas fluctuaciones de velocidad en la sección transversal disminuyen, perjudicando la
formación de la turbulencia dentro de la tubería.
4.2.1.1.
Resistencia al estiramiento de vórtices
Los polímeros como agentes reductores de arrastre tienen una propiedad llamada viscosidad
de elongación, gracias a esta propiedad impiden que los vórtices padre se puedan estirar y
dirigirse hacia el centro de la tubería, generando pérdidas de presión dentro de la misma.
Al introducir al fluido pequeñas cantidades de polímero este impide la elongación de los
vórtices, haciendo que estos no tengan la capacidad de crecer y fortalecerse para dirigirse
hacia el centro de la tubería. Al ocurrir esto el proceso de turbulencia se ve interrumpido y
disminuido.
Gráfica 4.2- Efecto de la presencia de polímeros en el valor de viscosidad de elongación. (Little, Hansen,
Hunston, Kim, Patterson, & Ting, 1975). (Bohórquez Arévalo, 2012).
Como se puede observar en la Gráfica 4.2, a medida que el tiempo transcurre la viscosidad de
elongación aumenta considerablemente mostrando grandes reducciones en las pérdidas de
presión. Mientras la viscosidad de elongación aumenta la resistencia al desarrollo de los
vórtices también aumenta, impidiendo la formación y fortalecimiento de la turbulencia
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(Bohórquez Arévalo, 2012). Estos vórtices pierden su capacidad de eyección y los polímeros
impiden su elevación hacia el centro de la tubería.
Figura 4.1- Oposición al estiramiento de vórtices padre. (Aguas, 2013).
Como explica el ingeniero Aguas en su proyecto de grado a medida que el esfuerzo cortante
aumenta, la cadena polimérica se empieza a estirar y a deformar (Aguas, 2013); al iniciar este
proceso se empieza a presentar la viscosidad de elongación. En este momento los esfuerzos
normales y cortantes que siente la cadena polimérica impiden el desarrollo de los vórtices.
4.2.1.2.
Movimientos oscilatorios de turbulencia
Este mecanismo explica cómo los movimientos oscilatorios generados por las primeras
estructuras que forman la turbulencia (streaks) se ven atenuados con la inyección de
pequeñas cantidades de polímeros. Este mecanismo se presenta cuando los vórtices van a ser
eyectados hacia el centro de la tubería.
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Los vórtices tienen una velocidad inferior a la velocidad del flujo, al momento de eyectarse
hacia el centro de la tubería tienen un ángulo de incidencia. Entre mayor sea el ángulo
mayores son las pérdidas de presión dentro de la tubería. Cuando se reduce la oscilación se
impide la eyección de los vórtices padre, impidiendo la formación de vórtices hijo e
interrumpiendo la formación de la turbulencia.
Figura 4.2- Evolución de un vórtice en diferentes escenarios de reducción. (Adrian, 2008).
Como se puede observar en la Figura 4.2 al agregar polímeros se impide la formación y
eyección de los vórtices, mostrando cómo en el tercer caso el ángulo para que el vórtice sea
eyectado es 0°. Gracias a esto se impide la disipación de la energía y se reduce el arrastre.
4.2.2. Regímenes de reducción de arrastre
Cuando se utilizan polímeros se presentan dos regímenes principales; el primero es régimen
Polimérico y el régimen de máxima reducción. Este está dado por la siguiente relación
establecida por Virk (Virk, 1975).
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√
( √ ) (√
)
Ecuación 4.1-Régimen
Polimérico
donde f es el factor de fricción, Re es el número de Reynolds, d es el diámetro de la tubería y
son propiedades del polímero. En esta ecuación se puede observar que la reducción de
arrastre está relacionada con el diámetro, donde a medida que el diámetro se aumente
mayores reducciones de arrastre se presentarán; esto se puede ver en la Gráfica 4.3.
Gráfica 4.3- Efecto del diámetro en la reducción de arrastre. (Virk, 1975). (Bohórquez Arévalo, 2012).
En este punto se puede ver que en la presencia de polímeros (líneas sólidas) se presenta
reducción de arrastre y esta aumenta a medida que el diámetro aumenta. Las líneas vacías no
presentan ninguna reducción ya que no tienen un polímero disuelto. Además de obtenerse
este resultado se observó que la reducción de arrastre iniciaba cuando la pared de la tubería
estaba sometida a un esfuerzo cortante de 7N/m
2
. Este es el esfuerzo de activación del cual se
habló anteriormente.
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El segundo es el régimen de máxima reducción, es un límite a partir del cual no se pueden
presentar mayores reducciones de arrastre. Este régimen establece que no puede haber una
inyección infinita de polímeros o agente reductor, debido a que existe un máximo. Si se supera
este límite se obtiene el resultado opuesto aumentando las pérdidas por presión dentro de la
tubería. Virk estableció una ecuación que permite definir este límite para los diferentes
agentes que se quieran utilizar (Virk, 1975).
√
( √ )
Ecuación 4.2-Régimen de máxima reducción
En la Gráfica 4.4 se pueden observar los diferentes comportamientos del flujo dependiendo
del régimen en el que se encuentren, el color amarillo representa un flujo laminar, la línea
morada representa la asíntota de máxima reducción. Lo que se busca con los polímeros es
asemejar el flujo a un flujo laminar, sin perder de vista que no se puede sobrepasar el límite
establecido por la anterior ecuación.
Gráfica 4.4- Representación de las diferentes reducciones de arrastre por la utilización de polímeros.
(Abubakar, Al-Wahaibi, Al-Hashmi, & Al-Ajmi, 2014).
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La explicación profunda de estos regímenes se salen del alcance de este documento pero se
pueden consultar en el proyecto de grado de la ingeniera Bohórquez (Bohórquez Arévalo,
2012).
4.2.3. Efecto de los polímeros en la reducción de arrastre
Los polímeros alteran diferentes factores dentro de la tubería para de esta forma obtener la
reducción de arrastre. Una de estas alteraciones se puede observar en el perfil de velocidades,
ya que cuando se tiene una baja reducción de arrastre (LDR) el perfil de velocidades se
desplaza alterándose su magnitud, pero no se ve afectado en su forma, intentando laminizar el
flujo. En el segundo caso, que es en el cual se presentan altas reducciones de arrastre (HDR), el
perfil de velocidades tiende a alargarse y se desplaza; éste tiene una forma más cercana a la
de un flujo laminar en el cual el gradiente de velocidades es mayor. Por último cuando se
observa el régimen de máxima reducción, el perfil de velocidades es el que más se aproxima a
la forma del perfil de un flujo laminar, mostrando que esta es la máxima reducción de arrastre
que se puede tener. Todo esto se puede observar gráficamente en la Figura 4.3.
Figura 4.3-Cambio en el perfil de velocidades debido a la inyección de polímeros. (Adrian, 2008).
Una segunda alteración se observa en la formación de las estructuras de la turbulencia; como
fue explicado anteriormente la inyección de polímeros impide la correcta formación de ciertas
estructuras como lo son los vórtices padre y su fortalecimiento, obstaculizando la formación
de la turbulencia y disminuyendo las pérdidas de energía dentro de la tubería. Para probar
esto se mostrarán los resultados que se hicieron en la Universidad Estatal de Arizona en el
2008, donde por medio de modelaciones numéricas observaron la presencia de diferentes
estructuras de la turbulencia, viendo cómo, a partir de diferentes concentraciones, estas
estructuras se atenuaban o no se podían encontrar dentro del flujo.
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Figura 4.4-Presencia de vórtices en diferentes escenarios de reducción. (Adrian, 2008).
Como se puede observar en la Figura 4.4 a medida que la reducción de arrastre es mayor, las
diferentes estructuras que genera la turbulencia desaparecen, presentándose un flujo muy
similar a un flujo laminar. De esta forma las estructuras de la turbulencia se ven afectadas por
medio de la disminución del movimiento oscilatorio y la resistencia al estiramiento de los
vórtices.
Otro gran factor que afecta directamente la reducción de arrastre al utilizar polímeros es la
concentración que se utilice, ya que a medida que la concentración aumenta mayores
reducciones se obtienen hasta llegar a la asíntota de Virk, donde al aumentar la concentración
lo que se obtiene son mayores pérdidas (Virk, 1975). Esto también tiene una estrecha relación
con el número de Reynolds y el cortante de activación, ya que para diferentes concentraciones
como se puede observar en la Gráfica 4.5 siempre se obtiene un mismo número de Reynolds
en el cual empieza a presentarse la reducción de arrastre.
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Gráfica 4.5- Efecto de la concentración en la reducción de arrastre. (Virk, 1975).
Para un entendimiento más completo del funcionamiento de los polímeros como agentes
reductores de arrastre se recomienda la lectura del proyecto de grado de la ingeniera
Bohórquez (Bohórquez Arévalo, 2012). A continuación se explicará el funcionamiento de las
fibras como agentes reductores de arrastre, analizando cómo reducen las pérdidas dentro de
la tubería, ya que cada agente reductor interfiere con las pérdidas de forma diferente.
4.3. Fibras
Los agentes reductores de fibras o suspensiones de fibras son producidas en una gran
variedad de materiales sintéticos o naturales, como lo son el nylon, el asbesto o el papel. Este
tipo de agentes reductores son los menos estudiados en la industria debido a su complejidad.
Este tipo de agentes reductores son muy variados y cambian según su longitud y diámetro. Su
principal variable para funcionar como agentes reductores de arrastre es la concentración en
la que se encuentran diluidos, ya que dependiendo de esta se puede o no presentar reducción.
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La reducción de arrastre debido a la suspensión de fibras se da debido a la formación de
flóculos, los cuales son aglomeraciones temporales de fibras formadas por el movimiento e
interacción con el flujo. Esta floculación se debe a diferentes variables que la afectan
directamente como lo es la concentración, la relación entre la longitud de la fibra y su
diámetro, la orientación y dispersión de la fibra y propiedades de la fibra como lo es la rigidez
de la misma y la superficie. Debido a que se deben entender todos estos aspectos para poder
determinar correctamente la reducción de arrastre es que se dice que son los agentes
reductores menos estudiados debido a su complejidad.
Aunque se deben tener en cuenta todas las variables anteriormente mencionadas la principal
característica que permite saber si habrá o no reducción de arrastre es la concentración, ya
que si la suspensión de fibras tiene una baja concentración, las fibras dentro del fluido tienen
la capacidad de moverse libremente y pueden nunca encontrarse dos fibras, al no entrar en
contacto las fibras no se genera la floculación y por ende no se presenta la reducción de
arrastre. El segundo caso es cuando se presenta una concentración media en la cual las fibras
siguen teniendo libertad de movimiento pero hay la suficiente cantidad de fibras para que
entren en contacto y puedan formar los flóculos. El tercer caso es cuando se presenta una
concentración muy alta, en este punto se presenta un atascamiento dentro de la tubería, ya
que las fibras no pueden moverse libremente y bloquean la tubería. Para evitar tener la
situación 1 o 3 se tiene una ecuación para la concentración crítica.
(
)
Ecuación 4.3- Concentración crítica
La concentración crítica depende de la longitud de la fibra (l) y del diámetro (d). Cuando se
presenta esta concentración es cuando las fibras empiezan a chocar unas con otras y se
empieza a presentar la floculación. Todo esto se da por el número de aglomeración, el cual
está en términos de la concertación volumétrica y el número de choques entre fibras.
(
)
Ecuación 4.4- Número de aglomeración
En este caso el número de aglomeración depende de la concentración volumétrica de la fibra
(
) , de su longitud (l) y diámetro (d). Al definir el número de aglomeración se pueden
determinar los tres tipos de suspensiones de fibras que se presentan.
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Suspensión de fibras tipo I
En este caso se presenta una baja concentración de fibras, en la cual no se presenta
ningún choque entre ellas y no hay floculación; este caso Nc<1, las fibras rotan
libremente sin interactuar con las otras fibras que se encuentran dentro del fluido. Este
tipo de suspensión también es conocido como diluido.
Figura 4.5- Suspensión de fibras tipo I, diluido. (Delfos, Hoving, & Boersma, 2011).
Suspensión de fibras tipo II
En este caso se presenta una concentración media, en la cual se presenta la floculación.
En este caso las fibras se encuentran lo suficientemente cerca para colisionar unas con
otras sin perder su capacidad de movimiento libre. Este tipo de suspensión también se
conoce como semi diluido y se presenta para valores entre .
Figura 4.6- Suspensión de fibras tipo II, semi diluido. (Delfos, Hoving, & Boersma, 2011).
Suspensión de fibras tipo III
En este caso la concentración de fibras dentro del fluido es muy alta, lo que genera un
atascamiento, ya que las fibras colisionan unas con otras pero pierden su capacidad de
movimiento libre. En este caso el número de aglomeración es superior a 60, llegar a este
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tipo de suspensión puede ser muy negativo, ya que al bloquear la tubería se podrían
presentar otros daños afectando aún más el transporte del curdo. Este tipo de
suspensión también es conocido como concentrado.
Figura 4.7- Suspensión de fibras tipo III, concentrado. (Delfos, Hoving, & Boersma, 2011).
Otro aspecto muy importante para la floculación es la relación entre el diámetro y la longitud
de la fibra; esta relación es más conocida como la relación de aspecto. Gracias a esta se puede
determinar el tamaño de los flóculos, ya que dependiendo del tamaño de la fibra se generarán
diferentes aglomeraciones.
Ecuación 4.5- Relación de aspecto
donde (l) es la longitud de la fibra y (d) es el diámetro. Gracias a esto se puede afirmar que a
medida que la relación de aspecto aumenta, la formación y aumento en el tamaño de los
flóculos es más sensible al aumento en la concentración y al número de agregación (Aguas,
2013). Esto se puede ver en la Gráfica 4.6.
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Gráfica 4.6- Efecto en el número de aglomeración con los tamaños de los flóculos para diferentes relaciones
de aspecto. (Beghello, 1998).
Se ha intentado determinar una relación clara entre las características que debe tener la
suspensión de fibras y la reducción de arrastre, pero por las diferentes variables que tiene una
fibra esto no ha sido posible. Se realizó un estudio en el cual se trataron de mantener las
mismas características de las fibras en rigidez y superficie y se obtuvo que a medida que la
relación de aspecto aumenta, la reducción de arrastre que se presenta es mayor, y se requiere
una menor concentración. Esto no puede tomarse como una relación exacta, ya que todavía
faltan muchos estudios para poder definirla como una teoría válida.
Existen dos tipos de estado de flujo cuando se tiene una suspensión de fibras: la primera es la
suspensión heterogénea, en la cual no se presenta reducción de arrastre ya que las fibras no
pueden seguir el movimiento del flujo, depositándose en las paredes de la tubería y
obstaculizando el flujo. El segundo caso es cuando se tiene una suspensión homogénea. En
este caso las fibras pueden seguir el movimiento del flujo y ocurre la floculación.
En la suspensión homogénea se presentan tres regímenes de flujo los cuales permiten la
reducción de arrastre; el primer régimen es denominado como régimen de pistón. En este
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régimen las velocidades de las fibras son muy bajas pero son constantes en toda la sección
transversal. A medida que la velocidad de las fibras va aumentando se llega al segundo
régimen de flujo en el cual se presenta un flujo anular donde el fluido rodea la suspensión de
fibras reduciendo el esfuerzo cortante que siente la tubería. Mientras el flujo sigue avanzando
la velocidad aumenta y el núcleo en el que se encuentra la suspensión disminuye su tamaño,
hay un punto donde este núcleo se rompe y se genera el tercer régimen de flujo el cual se
llama régimen de mezclado formándose un flujo turbulento que da paso a la reducción de
arrastre (Aguas, 2013). Estos tres regímenes se pueden observar en la Gráfica 4.7.
Gráfica 4.7- Comparación de curvas de pérdidas por fricción entre fluido con suspensión de fibras y fluido
solo. (Aguas, 2013).
Para que se presente la reducción de arrastre, se debe presentar en una suspensión continua,
en la cual se deben encontrar dos características, la primera es la capacidad de movimiento en
la dirección del flujo y la segunda es la capacidad de movimiento en las fluctuaciones
turbulentas. La explicación de estos dos términos se sale del alcance del proyecto pero pueden
ser encontrados en el proyecto de grado del ingeniero Aguas (Aguas, 2013). Al inyectar la
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suspensión de fibras dentro de la tubería lo que ocurre es un aumento en la viscosidad del
fluido. Al ser este un fluido viscoelástico sus propiedades elásticas impiden la eyección de los
vórtices reduciendo la fricción dentro de la tubería, contrario a si se tuviera un fluido viscoso,
ya que al aumentar la viscosidad se estarían aumentando las pérdidas de energía dentro de la
tubería.
En las fibras existe una segunda concentración crítica para la cual las pérdidas de energía son
mayores a si no se tuviera la suspensión de fibras. La relación de aspecto en relación con la
concentración son las principales características que ayudan a reducir el arrastre dentro de la
tubería, disminuyendo la concentración entre mayor sea la relación de aspecto, pero se debe
analizar cuidadosamente hasta qué punto se puede aumentar la concentración para no
generar el efecto opuesto. Este límite de concentración concuerda con la teoría de Virk que no
se puede tener una reducción de arrastre infinita.
Gráfica 4.8- Efecto de la concentración y relación de aspecto en suspensión de fibras de Nylon para una
velocidad media de flujo de 8 p/s. (Aguas, 2013).
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Todos los estudios que se han realizado hasta el momento se han hecho en agua, lo cual no
permite conocer cuál sería el comportamiento en crudos. La teoría muestra que pueden ser
grandes reductores de arrastre. Para una mejor explicación de cómo funcionan correctamente
las suspensiones de fibras se recomienda consultar el proyecto de grado del ingeniero Aguas
(Aguas, 2013).
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5. Surfactantes
5.1. Composición y clasificación
Los surfactantes son estructuras químicas que se componen de una fracción hidrofóbica y una
fracción hidrofílica. Esta situación genera que las moléculas tiendan a organizarse de tal forma
que la parte hidrofóbica se concentre en el centro, atrayéndose unas a otras, minimizando de
esta forma la relación área volumen. A su vez las cabezas hidrofílicas del surfactantes se
ubican en la parte exterior de la molécula, repeliéndose unas a otras, maximizando la relación
área volumen.
Esta propiedad de los surfactantes se debe al parámetro de empaquetamiento, el cual es el
que establece el tipo de surfactante que se está utilizando y la forma de organización del
mismo, el tamaño y demás propiedades. El parámetro de empaquetamiento está dado por la
siguiente ecuación:
Ecuación 5.1- Parámetro de empaquetamiento
donde V es el volumen de la parte hidrofóbica del surfactante, a es la superficie óptima
ocupada por el surfactante, lo que significa que la energía libre por molécula en la interfaz es
mínima y l es la longitud de la cola hidrofóbica (Ezrahi, Tuval, & Aserin, 2006).
Para que un surfactante sea útil en la industria del petróleo y reduzca el arrastre dentro de la
tubería estos deben tener una forma cilíndrica, ya que de esta manera se forman las cadenas
largas de micelas, las cuales interactuarán con el flujo interviniendo con la turbulencia. Las
micelas que tienen forma esférica principalmente son utilizadas en emulsiones, como ya fue
explicado anteriormente; esta es otra forma para facilitar el transporte de crudos.
Los surfactantes son clasificados por su balance entre moléculas hidrofílicas e hidrofóbicas
(HLB por sus siglas en inglés). El HLB no tiene en cuenta algunas variables fisicoquímicas
como lo son la concentración del surfactante, la presencia de alcohol y de electrólitos y la
temperatura. Es importante resaltar que el HLB tiene una relación directa con la
concentración crítica micelar (Salager J. L., 1998), esta relación se sale de los alcances del
proyecto.
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Tabla 5.1- Valores típicos HLB. (AkzoNobel, 2011).
Tabla 5.2- Valores típicos HLB. (AkzoNobel, 2011).
El valor típico para un surfactante en emulsión con un aceite es de 3-6, este valor se aproxima
a los valores requeridos de HLB para surfactantes en crudos.
5.2. Tipos de surfactantes
Los surfactantes tienen diferentes usos a nivel comercial, ya que tienen importantes
propiedades a la hora de mantener emulsiones estables; en la industria estos se pueden usar
para detergentes, jabones, emulsionantes, bactericidas, inhibidores de corrosión,
dispersantes, tensoactivos, humectantes, entre otras muchas funciones. Para esto se deben
diferenciar no solo por su HLB, sino por una propiedad más específica que permita
determinar el surfactante que se tiene para cuál de las funciones es más apropiado. Esto hizo
que se requiriera clasificar a los surfactantes por el tipo de molécula que los compone. A
continuación se explicará la clasificación más común entre surfactantes.
5.2.1. Surfactantes Aniónicos
Los surfactantes que se denominan aniónicos son los que, en una solución acuosa se disocian
en dos, la primera parte es en un anión anfifilo y la segunda en un catión, el cual puede ser un
metal alcalino generalmente. Estos son los surfactantes de mayor producción ya que son
altamente recomendados para la producción de jabones, detergentes y espumantes (Salager &
Fernández, Surfactantes: Generalidades y Materias primas, 2004).
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5.2.2. Surfactantes Catiónicos
Tanto los surfactantes catiónicos como los aniónicos en presencia de soluciones acuosas se
disocian en iones, en este caso el ion catiónico es anfifilo, mientras que el ion aniónico es un
anión halogenado. Este tipo de surfactantes es muy común en emulsiones asfálticas o
enjuagues, ya que la carga positiva que tiene el catión es mayor a la carga negativa del anión.
5.2.3. Surfactantes No Iónicos
Este tipo de surfactantes al estar en presencia de soluciones acuosas no se disocian en iones,
ya que la parte hidrofílica del surfactante está compuesta por grupos polares, los cuales no
están ionizados; esta parte del surfactante normalmente es un alcohol, un tiol, un éter o un
éster. Estos surfactantes suelen sé no tóxicos siendo utilizados frecuentemente en la industria
farmacéutica y alimenticia. Estos surfactantes son los segundos más utilizados en la industria
(Salager & Fernández, Surfactantes: Generalidades y Materias primas, 2004).
5.2.4. Surfactantes Anfóteros
Este tipo de surfactante se da cuando se mezclan los surfactantes aniónicos y los surfactantes
catiónicos. Dependiendo del pH que tenga la sustancia prevalecerá en el surfactante la parte
catiónica o la parte aniónica. La producción de este tipo de surfactantes es muy costosa, ya
que se deben realizar muchos procesos para poder mantener este tipo de surfactante estable;
por lo tanto no es muy utilizado en la industria.
5.3. Génesis de las micelas
5.3.1. Concentración crítica micelar y formación de micelas
La concentración crítica micelar es la concentración en la cual las moléculas del surfactante
empiezan a unirse formando las micelas. Al agregar el surfactante al crudo o a la sustancia que
se requiera, las partículas se dispersan por todo el líquido, sin generar ningún tipo de cambio.
Por esta razón se debe determinar cuál es la concentración específica del surfactante para que
las moléculas del mismo puedan unirse y empezar a formar las micelas.
Esta concentración varía dependiendo del tipo de surfactante que se tenga y se ve afectada
por tres grandes factores: (i) la CMC (por sus siglas en inglés critical micelle concentration)
disminuye con el aumento del componente hidrofóbico del surfactante; esto se relaciona con
la cantidad de carbonos que se encuentran en el surfactante. A medida que los carbonos
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aumentan la CMC disminuye. Se debe aclarar que esto no es lineal y para cada tipo de
surfactante tiene un comportamiento diferente. (ii) La CMC se ve afectada por el tipo de
componente hidrofílico que tenga el surfactante, ya que puede variar entre tener una carga
muy alta generando fuerzas de repulsión y aumentando de esta forma la CMC o no teniendo
ninguna carga disminuyendo la concentración; esto se puede ver claramente entre un
surfactante iónico y un surfactante no iónico. (iii) Por último la CMC se puede ver afectada por
diferentes iones que se encuentren en la sustancia a la que se le agrega el surfactante,
haciendo que las moléculas primero se unan con este tipo de sustancias y luego a medida que
la concentración del surfactante aumente, reaccionen con las otras moléculas (Wang, Yu,
Zakin, & Shi, 2011). Al llegar a la CMC las partículas se encuentran lo suficientemente cerca
para unirse y forman esferas; para la reducción de arrastre este tipo de geometría no sirve, ya
que estas esferas no interfieren con la formación de la turbulencia en la tubería. Por esta
razón existe según Wang, Yu, Zakin y Shi una segunda
en la cual la concentración sigue
aumentando, lo cual genera que haya muchas esferas en la sustancia y estas esferas choquen
entre ellas, al estar chocando y repeliéndose se unen y empiezan a formar cilindros. Este tipo
de geometría si funciona para la reducción de arrastre que se está buscando.
Para que la formación de micelas se presente se debe primero cumplir con CMC; las micelas
se forman debido a que las moléculas del surfactante quieren reducir lo más que puedan la
superficie que tiene contacto con el agua (parte hidrofóbica) y aumentar al máximo la
superficie que tendrá contacto con el crudo (parte hidrofílica), teniendo fuerzas de atracción y
fuerzas de repulsión significativas.
El tipo de geometría que tenga la micela depende del empaquetamiento de la misma y del
número de agregación. Estos dos parámetros dependen del tipo de surfactante que se esté
manejando y de la concentración. El empaquetamiento como se explicó anteriormente en el
Numeral 5.1 determina la forma en la que las moléculas se ubicarán. Por otro lado el número
de agregación es la cantidad de monómeros que forman una micela. Como se puede observar
en la Gráfica 5.1, a medida que el número de agregación (N) aumenta, la geometría de la
micela en función del CMC varía.
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Gráfica 5.1- Zonas de estabilidad para la solución de Dodecilsulfato sódico (SDS) con NaCl. F, (Aguas, 2013).
Como ya se mencionó anteriormente, la geometría requerida para que se produzca la
reducción de arrastre dentro de la tubería es la cilíndrica; esto hace que se generen redes de
micelas las cuales interactuarán con el esfuerzo cortante y la formación de la turbulencia
disminuyendo el arrastre.
5.3.2. Temperatura de Kraft
La formación de micelas no solo depende de la CMC también depende de la temperatura a la
que se agrega el surfactante. Las moléculas del surfactante deben tener una temperatura
adecuada para ayudar a reducir la CMC. Esta temperatura es denominada temperatura de
Kraft.
La temperatura de Kraft es una temperatura en la cual a partir de ese punto la solubilidad del
surfactante aumenta muy rápidamente, donde la solubilidad pasa de ser monomolecular a
una solubilidad micelar. En este punto la solubilidad alcanza la CMC, debajo de la temperatura
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de Kraft el surfactante no puede formar micelas aunque se encuentre en la CMC (Alvarez,
2013).
Gráfica 5.2- Variación de la solubilidad de un surfactante en agua vs temperatura; en línea de puntilla se
indica la extrapolación de la tendencia en el caso de no formarse micelas. (Salager J.-L. , Surfactantes en
solución acuosa, 1993).
Como se puede observar en la Gráfica 5.2, cuando para ese surfactante se llega a la
temperatura de Kraft la solubilidad del mismo aumenta significativamente, permitiendo la
formación de las micelas.
5.3.3. Radio de la sección transversal
El radio de la sección transversal de la micela es independiente de la concentración en la cual
se utilice el surfactante; este radio únicamente depende de la longitud total de la micela. El
radio permanece constante a medida que la micela va creciendo. Este valor del radio
relacionado con la longitud total y la longitud de persistencia permiten determinar el grado de
flexibilidad de la cadena de micelas (Ezrahi, Tuval, & Aserin, 2006).
5.3.4. Longitud total
La longitud total de la micela depende de la información química del surfactante que se esté
utilizando, directamente de la fracción volumétrica φ. La longitud de la micela depende de la
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energía de escisión, la cual es la energía mínima requerida para formar una nueva cadena, en
otras palabras romper la cadena existente en dos. Esta energía de escisión está determinada
por el tipo de ionización de los grupos hidrofílicos de la molécula; es la energía electrostática
de repulsión que se genera entre las dos moléculas hidrofílicas.
Figura 5.1- Fuerzas repulsivas en micelas cilíndricas formadas por Surfactantes Catiónicos. (Aguas, 2013).
Para determinar la longitud de la micela existe una ecuación, la cual está en términos de la
energía de escisión , necesaria para dividir la cadena en dos, la constante de Boltzmann
,
la temperatura absoluta y la fracción volumétrica del surfactante .
Ecuación 5.2- Longitud total de la micela
La longitud total de la micela también puede estar en términos de la energía electrostática; de
esta forma sigue la ecuación dependiendo de las variables en la ecuación anterior y de la
energía electrostática de las moléculas del surfactante
.
Ecuación 5.3- Longitud total de la micela
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donde la energía electrostática depende del radio se la sección transversal
, la carga efectiva
por unidad de longitud , la longitud de Bjerrum
, la constante de Boltzmann
, la
temperatura absoluta T y la fracción volumétrica .
Ecuación 5.4- Energía electrostática
La energía electrostática es producida por las fuerzas repulsivas que tienden a romper las
micelas (Ezrahi, Tuval, & Aserin, 2006).
5.3.5. Longitud de persistencia (
)
La longitud de persistencia determina la flexibilidad de la micela; dependiendo de esta
longitud la micela se considera rígida o flexible. Esta longitud depende linealmente del
módulo flexible que tiene el surfactante. Esta longitud determina la energía que requiere la
micela para moverse, ya que en el caso en que la micela sea rígida, la energía requerida para
moverse será mayor a si la micela es flexible.
Para determinar si una micela es flexible o rígida se debe tener en cuenta la longitud de
persistencia. Cuando dos moléculas vecinas se encuentran a una distancia menor a la longitud
de persistencia, esto hace que la micela sea denominada rígida. Esta cercanía entre las
moléculas hace que la micela solo puede ondular haciendo un gasto de energía, ya que las
moléculas se encuentran en la misma dirección y no permiten el movimiento (Ezrahi, Tuval,
& Aserin, 2006).
Cuando dos moléculas vecinas se encuentran a una distancia igual o mayor a la longitud de
persistencia, la micela es flexible, ya que las moléculas se encuentran orientadas sin ninguna
relación y permiten el movimiento libre de la cadena. Para determinar el valor de la longitud
de persistencia se tiene la siguiente ecuación.
⁄
Ecuación 5.5- Longitud de persistencia
donde w es el módulo de flexibilidad,
es la constante de Boltzmann y T es la temperatura
absoluta. Los valores de esta longitud varían mucho, ya que son una propiedad intrínseca de
la micela y de la geometría (Ezrahi, Tuval, & Aserin, 2006).
Las micelas que son rígidas no tienen la capacidad de reducir el arrastre, ya que no pueden
interactuar de la forma que se espera con el esfuerzo cortante y con la turbulencia. Por el
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contrario las micelas flexibles tienen la capacidad de reducir el arrastre; por esta razón los
surfactantes que se deben buscar tienen que tener la propiedad de flexibilidad para cumplir a
cabalidad con la reducción de arrastre.
5.3.6. Formación de redes de micelas
Las micelas se forman como cadenas largas de moléculas de surfactante organizándose según
su parte hidrofóbica y su parte hidrofílica. Esto hace que se genere una micela que tiene una
forma cilíndrica si su parámetro de empaquetamiento es mayor a un tercio y menor a un
medio. En este caso se tiene una micela en cadena. Para que la reducción de arrastre se
produzca, no solo tiene que haber cadenas individuales de micelas; debe haber redes las
cuales permitan que una cadena interna dentro de la red interactúe con la turbulencia y el
esfuerzo cortante para que esta reduzca el arrastre.
La longitud de las micelas determina su flexibilidad y ésta su capacidad de reducir el arrastre
a lo largo de la tubería. Esta longitud no solo depende de las propiedades del surfactante sino
también de la temperatura a la cual se encuentra el fluido. Existen dos temperaturas que
permiten observar la reducción de arrastre. Según Rodrígues, Ito y Sabadini la primera
temperatura se puede denominar
a partir de la cual se empieza a mostrar reducción de
arrastre (Rodrigues, Ito, & Sabandini, 2011). La segunda temperatura se denomina
a partir
de la cual las micelas se rompen, ya que no existe un aumento infinito en la temperatura para
mejorar el arrastre. A partir de esta temperatura las micelas empiezan a romperse y a reducir
su longitud perdiendo su propiedad de flexibilidad. La ruptura de las micelas no permite una
longitud lo suficientemente grande de los fragmentos para que estos pueden seguir con su
función de reducción de arrastre. Cabe resaltar que momentos antes de que se llegue a la
es
cuando se presentan las mayores reducciones de arrastre, por esta razón se debe optimizar la
temperatura en la tubería. Estas reducciones de arrastre se deben a que, a medida que la
temperatura aumenta la flexibilidad y la expansión de las cadenas de micelas aumenta,
permitiendo mayor interacción.
Cuando el fluido llega a
se encuentra con un aumento de energía interno que es
insostenible para el sistema; por esta razón las moléculas se separan disipando energía y
volviéndose a unir en nuevas micelas, las cuales pueden tener forma esférica o una longitud
muy pequeña que las convierte en micelas rígidas.
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Gráfica 5.3- Correlación de diagramas térmicos de flujo y torque ejercido para mantener la velocidad
constante. (Rodrigues, Ito, & Sabandini, 2011).
Como se puede observar en la Gráfica 5.3 para la concentración de
hay un drástico
cambio de pendiente, viendo como el torque requerido cada vez es menor, hasta que se llega
la temperatura
, donde se ve cómo empieza a aumentar el torque requerido para que el
fluido siga fluyendo.
Las redes de micelas para su formación no solo dependen de la temperatura sino también de
la concentración; como descubrió Virk, existe una concentración máxima a la cual la reducción
de arrastre es óptima, ya que existe una concentración mínima a la cual empiezan a formarse
las micelas, la cual es la concentración crítica micelar, de la cual se habló anteriormente. A
medida que la concentración aumenta, la reducción de arrastre también se ve beneficiada,
pero existe un límite, a partir del cual si se aumenta la concentración del surfactante, se
produce el efecto opuesto al esperado aumentando las pérdidas por fricción dentro de la
tubería.
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Gráfica 5.4- Efectos de la concentración de MDR-2000 en la reducción de arrastre. (Salem, Mansour, &
Sylvester, 2007).
Como se puede observar en la Gráfica 5.4, para la concentración de 45 ppm es para la
concentración que se presenta mayor reducción de arrastre con ese surfactante, pero si se
aumenta la concentración a 52 ppm, la reducción de arrastre disminuye perdiéndose el
principal objetivo de agregar el surfactante.
Al tener las micelas en cadena dentro del flujo, estas son muchas y empiezan a acercarse unas
a otras; estas cadenas tienen diferentes cargas en su superficie, de atracción y de repulsión,
haciendo que se choquen unas con otras. En ese momento la longitud de contorno de las
micelas empieza a reducirse generando una disminución en la carga de repulsión y
aumentando las cargas de atracción. Esto hace que las cadenas de micelas empiecen a unirse
unas con otras formando las redes de micelas.
Estas cadenas no tienen una forma definida; algunos autores hablan de que toman una forma
hexagonal, mientras que otros hablan de formas anfóteras. Para la reducción de arrastre no
importa la forma que tome la red de micelas, ya que las principales características que
interfieren con la reducción en el arrastre son el esfuerzo cortante y la concentración del
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surfactante que se agregó en la tubería. Gran parte de las propiedades de reducción de
arrastre se deben a que los surfactantes se comportan como un material viscoelástico, esto
permite que tengan comportamientos elásticos en ciertas circunstancia, permitiendo la
interacción con la turbulencia y comportamientos viscosos. Ambos comportamientos en
diferentes circunstancias del proceso ayudan a la reducción del arrastre; sin esta propiedad
los surfactantes y las redes de micelas no tendrían la capacidad de flexibilidad y regeneración
para reducir el arrastre dentro de la tubería. La viscoelasticidad es una propiedad que todavía
no ha sido completamente comprendida, ya que se han obtenido resultados en los cuales no se
presenta esta propiedad e igual se sigue presentando la reducción de arrastre; por esta razón
en este documento no se profundiza en el tema, ya que no es una propiedad en la cual se tenga
claridad si interfiere o no con la reducción de arrastre.
A continuación se explicará la interacción de estas redes de micelas con el crudo, permitiendo
ver cómo estas reducen el arrastre dentro de la tubería y cómo su formación se ve
influenciada por el esfuerzo cortante al que son sometidas. Este mecanismo se llama
deslizamiento de pared.
5.3.7. Deslizamiento de pared
Para que se presente la correcta interacción entre el crudo y el surfactante, las redes de
micelas deben cumplir tres condiciones. La primera es que tienen que ser cadenas largas de
moléculas de surfactantes, ya que estas se verán afectadas a grandes esfuerzos, y deben tener
la capacidad de cambiar su conformación sin romperse fácilmente. La segunda es que deben
tener una flexibilidad muy alta, ya que movilidad interna es la que permite la rotación libre de
las moléculas, permitiendo que se reorganicen cada vez que sea necesario; si la cadena es
rígida esto no se puede presentar y la red se rompería fácilmente. La tercera es que la red
debe ser estable y ser interconectada, teniendo una alta capacidad de resistir grandes
perturbaciones mecánicas a las cuales se verá sometida en el flujo. Esto permite que la red de
micelas se recupere por una u otra condición después de verse sometida a grandes esfuerzos.
El mecanismo de deslizamiento de pared es la situación en la cual se presenta la reducción de
arrastre. En este mecanismo lo que ocurre es que la red de micelas se ubica en la dirección del
flujo entre la pared y el crudo. Cuando esto ocurre la red de micelas absorbe el cortante que se
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presenta en la pared, impidiendo que el flujo sienta ese esfuerzo cortante y que se formen las
principales estructuras de la turbulencia.
En el momento en el que la red de micelas absorbe el cortante, interfiere directamente con la
formación de los vórtices padre, afectando la turbulencia y así reduciendo las pérdidas por
fricción dentro de la tubería. Esto lo logran hacer las redes de micelas gracias a su propiedad
de flexibilidad, ya que mediante su elongación tienen la capacidad de absorber este cortante.
El cortante es absorbido por las cadenas de micelas que conforman la red; cada cadena
absorbe una cantidad de cortante y esto hace que la red no se sature en un momento. Cuando
la energía interna debido al cortante absorbido por una cadena es muy grande, las redes por
medio de la relajación rompen esa cadena de micelas y liberan el cortante. En los siguientes
numerales se explicará cómo se rompen las redes y cómo se regeneran.
Gráfica 5.5- Velocidad Aparente de deslizamiento de pared (símbolos rellenos) y reducción de arrastre
(símbolos vacíos) en función de la concentración del surfactante CTAB/salycilate sistema de la relación
surfactante /relación de sales. (Drappier, y otros, 2006).
Como se puede observar en la Gráfica 5.5 existe una concentración óptima para la cual el
deslizamiento de pared tiene la mayor reducción de arrastre. Entre mayor sea la velocidad de
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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deslizamiento de pared mayor es la reducción de arrastre. Este mecanismo es muy importante
para lograr la correcta absorción del cortante y se debe tener una velocidad alta para que esto
ocurra de la mejor forma.
5.3.8. Relajación
La relajación es el mecanismo por el cual las redes de micelas liberan el cortante que absorbió
la cadena de micelas, existen dos mecanismo principales el mecanismo de reptación el cual
libera al 100% el cortante cuando este se presenta, o el mecanismo de escisión reversible, el
cual debe ocurrir varias veces en una misma red para que el cortante sea completamente
liberado.
5.3.8.1.
Mecanismo de reptación
La relajación de la cadena de micelas se da por la reorganización de la misma. Esto se puede
presentar por medio del movimiento de la cadena, el cual permite que la cadena se elongue y
se rompa liberando el cortante que ha absorbido. Para que esta relajación ocurra se tienen
que presentar dos movimientos en la cadena, el movimiento que esta tiene con relación a las
cadenas que se encuentran a su alrededor y le limitan el movimiento y el movimiento que
tiene la cadena misma por su composición.
El mecanismo de reptación es en el cual la cadena de micelas no se mueve sola sino tiene en
cuenta el movimiento de todas las cadenas que se encuentran dentro de la red. Gracias a esto
el movimiento de la micela para poder liberar el cortante se ve limitado por la capacidad de
movimiento no solo de ella misma sino de todas las cadenas que se encuentran a su alrededor.
Este movimiento se asemeja al movimiento de una culebra, de ahí el nombre de reptación.
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Figura 5.2 - Tubo formado por micelas circundantes. (Aguas, 2013).
Este movimiento de reptación hace que ciertas partes del tubo que contiene la red se
reduzcan acercándose y formando una especie de nudo, qué al formarse las moléculas del
surfactante se encuentran muy cerca unas de otras haciendo que sus fuerzas de repulsión
sean demasiado grandes para permanecer tan cerca. Esto genera que la cadena en ese punto
se estire rápidamente en alguna dirección al azar y libere las moléculas del surfactante
rompiendo la cadena que había absorbido el cortante. En este punto se pierde una cadena de
micelas y se libera el cortante nuevamente en la tubería. La red de micelas avanza en el flujo y
sigue absorbiendo y liberando el cortante, hasta que la red ya no tiene cadenas de micelas y se
acaba. A continuación se puede observar cómo la cadena de micela dentro del tubo de la red
libera el cortante.
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Figura 5.3-Mecanismo de reptación. (Aguas, 2013).
5.3.8.2.
Mecanismo de escisión reversible
El mecanismo de escisión reversible es en el cual las micelas se rompen en cadenas de micelas
más cortas; cuando ocurren estas roturas se presenta una liberación de cortante. Esta
liberación no es completa sino parcial. Solo se libera el cortante que se encontraban en esa
posición de la cadena; por esta razón este mecanismo tiene que ocurrir cuantas veces sea
necesario para que el cortante sea completamente liberado. En este caso las cadenas de
micelas se rompen en cadenas más cortas perdiendo su capacidad de flexibilidad debido a su
corta longitud.
5.3.8.3.
Ocurrencia de los mecanismos
Estos dos mecanismos son factibles dentro de la tubería y dependen de la fracción
volumétrica del surfactante para su ocurrencia. Cada mecanismo tiene un tiempo en el cual se
presenta y dependiendo de su magnitud ocurre uno primero teniendo una tasa de liberación
de cortante diferente al otro mecanismo.
El tiempo en el cual ocurre el mecanismo de reptación se puede obtener por medio de la
siguiente ecuación:
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Ecuación 5.6- Tiempo ocurrencia mecanismo de reptación
donde L es la longitud de la cadena y es la fracción volumétrica del surfactante.
Para que ocurra el mecanismo de escisión reversible se puede obtener por medio de la
siguiente ecuación el tiempo requerido para su ocurrencia:
Ecuación 5.7- Tiempo ocurrencia mecanismo de escisión reversible
donde L es la longitud de la cadena y
es la constante de la temperatura.
Existen dos situaciones la primera es cuando
en este caso se presenta el mecanismo
de reptación. El cortante se libera por medio de la siguiente ecuación.
̇
̇ (
)
Ecuación 5.8- Liberación de cortante mecanismo de reptación
donde
̇ es el esfuerzo cortante en el tiempo cero y ̇ es la deformación de la micela por
el cortante
La segunda situación es cuando
no ha ocurrido el mecanismo de reptación y
empieza a suceder muchas veces el mecanismo de escisión reversible y se libera por completo
el esfuerzo cortante almacenado. Esta liberación del esfuerzo se da por medio de la siguiente
ecuación:
̇
̇ (
)
Ecuación 5.9- Liberación de cortante mecanismo de escisión
reversible
donde
̇ es el esfuerzo cortante en el tiempo cero y ̇ es la deformación de la micela por
el cortante y
es la combinación del tiempo del mecanismo de reptación y de escisión
reversible.
√
Ecuación 5.10- Tiempo para que ocurra la
liberación de cortante por la escisión reversible
En estos dos casos se libera el cortante; es muy importante resaltar que al liberarse el
cortante las cadenas de surfactante se rompen y liberan las moléculas dejándolas libres
dentro de la tubería. En el siguiente numeral se explicará cómo se regeneran las cadenas de
micelas.
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5.3.9. Regeneración de las micelas
Los surfactantes son conocidos como “polímeros vivos”, ya que son grandes cadenas de
moléculas que reducen el arrastre dentro de una tubería y tienen la capacidad de regenerarse
solos sin necesidad de agregar aguas abajo de la tubería más surfactante. Le regeneración de
las micelas es automática y no necesita de ningún mecanismo externo para poder presentarse
dentro de la tubería. Gracias a esto son unas sustancias bastante atractivas dentro de la
industria, ya que con solo agregar el surfactante al inicio del transporte se obtiene a lo largo
de toda la tubería la reducción de arrastre que se quiere obtener.
La regeneración de las micelas se da por la distribución de esfuerzos dentro de la tubería. En
este documento se supone que la distribución de esfuerzos es lineal en la sección transversal,
presentándose el máximo esfuerzo cortante en las paredes de la tubería y el mínimo esfuerzo
cortante en el centro de la tubería.
Figura 5.4- Distribución de esfuerzos cortantes en una tubería. (Autor)
Las micelas se regeneran cuando son sometidas a esfuerzos cortantes inferiores a los que las
rompieron. Cuando se presenta el mecanismo de reptación o de escisión reversible las
moléculas de surfactante se mueven en cualquier dirección dentro de la tubería. Al
encontrarse contra la pared al momento de la ruptura el único lugar al que se pueden dirigir
es hacia el centro, donde el esfuerzo cortante es menor y hace que las moléculas de
surfactante se reorganicen en nuevas cadenas de micelas y posteriormente en redes.
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Gracias a esta propiedad el surfactante solo requiere ser agregado en el oleoducto una vez.
Este proceso de regeneración no es infinito pero si es muy frecuente y ocurre muchas veces
antes de presentarse un desgaste en las moléculas, perdiendo su capacidad de reorganizarse
con otras moléculas de surfactante; hay que analizar la posible reacción del surfactante con
los diferentes hidrocarburos que contiene el oleoducto por el que se está transportando,
viendo qué tanto surfactante se pierde cada vez que las micelas se rompen. Este punto se sale
del alcance de este proyecto de grado.
5.4. Reducción de la fricción y número de Reynolds
Muchos autores muestran la reducción de arrastre en términos del número de Reynolds,
utilizando diagramas de Moody para analizar el comportamiento del crudo en presencia de
diferentes concentraciones de surfactante. El número de Reynolds es muy importante ya que
gracias a él se tienen en cuenta algunas variables determinantes a la hora de evaluar la
reducción de arrastre.
Ecuación 5.11- Número de Reynolds
El número de Reynolds tiene en cuenta las propiedades como la densidad y la viscosidad
dinámica del fluido, además de tener en cuenta una propiedad de la tubería como lo es el
diámetro por el cual fluirá el flujo. Por último también tiene en cuenta la velocidad a la cual se
va a transportar el flujo. Todo esto hace que con solo el número de Reynolds se pueda tener
un entendimiento completo de cuáles son las características principales del flujo y la
estructura por la cual está fluyendo.
La relación que existe entre el número de Reynolds y el esfuerzo cortante, parte de entender
la relación que existe entre el número de Reynolds y el factor de fricción; esta relación está
dada por la ecuación de Colebrook-White.
√
(
√
)
Ecuación 5.12- Colebrook-White
Esta ecuación es una ecuación implícita, en la cual se tiene la rugosidad de la tubería (
), el
diámetro de la tubería (d), el número de Reynolds y la viscosidad cinemática ( ). Esta
ecuación por ser implícita debe ser solucionada por medio de un método iterativo. Al tener el
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valor de la fricción por medio de la ecuación de Darcy Weisbach se pueden calcular las
pérdidas por fricción dentro de la tubería.
Ecuación 5.13- Darcy Weisbach
En esta ecuación se tiene
como las pérdidas por fricción. L la longitud del tramo en la que
se está evaluado las pérdidas, v la velocidad que lleva el flujo y d el diámetro de la tubería.
Analizando las dos ecuaciones anteriores se puede afirmar que a mayor número de Reynolds
mayores serán las pérdidas por fricción que se presentan dentro de la tubería. Esto hace que
se busque obtener un número de Reynolds óptimo, tratando de cambiar sus variables para
obtenerlo.
Al tener el factor de fricción por medio de la ecuación de Coolbrook-White se puede obtener
una relación entre este y el esfuerzo cortante que siente la tubería. Esta relación está dada por
la siguiente ecuación.
Ecuación 5.14- Factor de fricción
donde
es el esfuerzo cortante en la pared de la tubería, es la densidad del fluido y es la
velocidad del fluido. Teniendo en cuenta esta ecuación, a medida que la velocidad del flujo sea
mayor, menor va a ser el factor de fricción y menores serán las pérdidas por fricción. Gracias a
esto se puede entender que la velocidad debe ser alta y no se debe generar turbulencia dentro
de la tubería la cual interfiera con la velocidad disminuyéndola. Si los números de Reynolds
con los que se trabaja son altos, la velocidad en consecuencia también será alta y las pérdidas
serán menores.
Para poder tener una reducción de arrastre se debe buscar un número de Reynolds mínimo
para que la reducción ocurra, como se puede observar en la Gráfica 5.6, y en la Gráfica 5.7. Se
deben tener altos números de Reynolds, pero no se debe sobrepasar un límite, ya que la
reducción de arrastre no es infinita; por esta razón se debe analizar el crudo que se tiene y
establecer un rango de valores de cuánto debe ser el número de Reynolds para obtener la
reducción deseada.
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Gráfica 5.6- Reducción de arrastre de Arquead S-
50/NaSal (5mM/12.5mM). (Qi & Zakin, 2002).
Gráfica 5.7- Relación reducción de arrastre
versus Número de Reynolds para una
concetntración de 200ppm CTAC/NaSal a
diferentes temperaturas del flujo. (Zhou, Xu, Ma,
Li,
Wei,
&
Yu,
2011).
A medida que el esfuerzo cortante aumenta en la tubería, mayor es la interacción de las redes
de surfactante con el crudo por lo que es cuando mayor reducción en la viscosidad se presenta
como se puede ver en la Gráfica 5.8 y en la Gráfica 5.9; por esta razón si se tienen altos
números de Reynolds y altos esfuerzos cortantes (sin sobrepasar el límite que puede soportar
el surfactante) se tiene la situación óptima para la reducción de arrastre en la tubería.
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Gráfica 5.8- Viscosidad de corte de CTAC/NaSal
en 200ppm a diferentes temperaturas. (Zhou,
Xu, Ma, Li, Wei, & Yu, 2011).
Gráfica 5.9- Efectividad de la reducción de
arrastre de una solución de CTAC/NaSal en
concentración de 200ppm en una tubería a 20°C.
(Zhou, Xu, Ma, Li, Wei, & Yu, 2011).
Abdul y Khadom realizaron un estudio teniendo en cuenta diferentes variables, como el
caudal que se puede transportar en la tubería, el diámetro y la concentración, para 4
surfactantes diferentes, trantando de encontrar una relación entre estas variables (Abdul-
Hadi & Khadom, 2013). Todas estas varibales fueron evaludas individualmente y se
obtuvieron diferentes resultados. Primero, para la concentración se obtuvo que efectivamente
a medida que se aumenta la concentración del surfactante la reducción de arrastre también
aumenta; en este estudio no llegaron al límte que señala Virk, el cual hay que tener en cuenta,
ya que si la concentración se aumenta infinitamente se obtiene resultados opuestos a los
esperados.
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Gráfica 5.10- Efecto de la concentración del surfactante sobre la reducción de arrastre en una tubería de
diámetro de 0.0508m a un caudal de 12m
3
/h. (Abdul-Hadi & Khadom, 2013).
Al evaluar la variable del diámetro se pudo observar que este también tiene un valor óptimo,
ya que cuando se tienen diámetros pequeños la reducción de arrastre no es muy alta, pero a
partir de cierto tamaño la reducción de arrastre empieza a aumentar considerablemente hasta
un punto donde llega a su límite, mostrando que aunque se siga aumentando el tamaño de la
tubería la reducción de arrastre no sigue aumentando.
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Gráfica 5.11- Efecto del diámetro de la tubería sobre la reducción de arrastre para una concentración de
50ppm fluyendo a un caudal de 6 m
3
/h. (Abdul-Hadi & Khadom, 2013).
Por último analizaron el caudal que puede ir a través de la tubería observando nuevamente
que a medida que el caudal aumentaba se obtenía una mayor reducción en el arrastre. Estos
dos últimos están relacionados directamente con el número de Reynolds, ya que para
calcularlo como se mostró anteriormente en la ecuación, se requiere el diámetro y la
velocidad, la cual depende del caudal. Si estos valores de las variables son altos, el número de
Reynolds también lo será y se obtendrá el flujo deseado para que el surfactante pueda reducir
el arrastre dentro de la tubería.
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Gráfica 5.12- Efecto del caudal sobre la reducción de arrastre para diferentes surfactantes en una
concentración de 225 ppm en una tubería de diámetro de 0.0254 m. (Abdul-Hadi & Khadom, 2013).
A continuación en la Tabla 5.3 se puede observar la relación que existe entre aumentar el
caudal y el número de Reynolds, además de cómo el factor de fricción también aumenta. Si se
tiene en cuenta la ecuación que relaciona el esfuerzo cortante con el factor de fricción, se
puede entender que todas estas variables están relacionadas y que la reducción en la fricción
depende del número de Reynolds, el cual depende de otras variables, y del esfuerzo cortante
al cual está sometido el flujo.
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Tabla 5.3- Datos experimentales para el surfactante SLES en una concentración de 150 ppm disuelto en
petróleo Kirkuk en una tubería de diámetro de 0.0254 m. (Abdul-Hadi & Khadom, 2013).
Gracias al análisis que se ha realizado a lo largo de este documento ahora se verán las ventajas
y desventajas de utilizar este tipo de agente reductor en la industria colombiana, analizando la
infraestructura que tiene el país además de sus condiciones climáticas y topográficas.
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6. Factibilidad del Uso de Surfactantes en Colombia
Los surfactantes son un agente reductor de arrastre que se podría utilizar en la industria
colombiana para mejorar el transporte de crudos pesados. Actualmente, como se mostró en
capítulos anteriores, los costos asociados con el transporte del crudo desde su extracción a
puerto o a una destiladora son muy altos, debido a que el cambio de la viscosidad del crudo
requiere grandes inversiones. En Colombia en un trimestre se transportan 1.224,3 kbped
(miles de barriles equivalentes por día). Esto muestra la gran necesidad de encontrar
métodos de transporte alternativos y viables.
6.1. Infraestructura OCENSA
Colombia cuenta con una red de oleoductos la cual debe atravesar el país para llegar al puerto
de Coveñas. Se analizará la topografía y el clima que debe atravesar la red principal de
OCENSA, viendo cómo el clima y la topografía los afecta. Una de las estaciones principales del
oleoducto es la estación de Cusiana, ya que a ella llega todo el crudo que se extrae de los
Llanos Orientales, como se puede observar en la Figura 6.1. Esta estación de Cusiana se
encuentra en el pie de monte de los Llanos a una altura de 402 msnm con una temperatura
promedio de 27°C; luego de esto la red se dirige hacia la estación de Vasconia en el
departamento de Boyacá, la cual se encuentra a 134 msnm con una temperatura promedio de
33°C. La red para llegar a este punto tuvo que alcanzar alturas de 2500 msnm al pasar la
Cordillera Oriental, alcanzando temperaturas de 9°C. Luego de llegar a esta estación se dirige
hacia el puerto de Coveñas, el cual se encuentra a 7 msnm con temperaturas de 38°C. La
topografía colombiana impide que se pueda obtener una temperatura promedio a lo largo de
la red, ya que para poder el crudo llegar a puerto debe pasar las cordilleras.
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Figura 6.1- Oleoducto Central de los Llanos.
(ECOPETROL, 2012).
Figura 6.2- Oleoducto OCENSA. (ECOPETROL,
2012).
Esto es un gran problema teniendo en cuenta la sensibilidad de los surfactantes a la
temperatura, ya que existen tres temperaturas críticas de las que se habló en el capítulo 6; la
temperatura de Kraft, la cual permite la formación de las micelas, la T1 que permite la
iniciación de la reducción de arrastre, y la T2 en la cual las micelas se rompen por ser
temperaturas demasiado altas. El clima colombiano amenaza estas 3 temperaturas, ya sea en
secciones donde las temperaturas sean demasiado bajas o secciones donde las temperaturas
son demasiado altas. Para las temperaturas altas se debe tener en cuenta además que cuando
se bombea el crudo esto lo calienta, poniendo aún más en riesgo la estabilidad de los
surfactantes y su efectividad en la reducción de arrastre.
6.2. Infraestructura necesaria para la adición de surfactantes
Los surfactantes pueden tener dos tipos de infraestructura para ser agregados. La primera es
de bajo costo ya que solo se necesita un tanque de inyección del surfactante mientras que el
segundo tipo de infraestructura necesita el tanque de inyección y un tanque de mezclado. La
decisión de la implementación del primer o segundo tipo de infraestructura radica en dos
variables a considerar: el costo y la eficiencia que se quiera obtener a lo largo del transporte
del crudo.
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La decisión de poner o no un tanque de mezclado se debe a una propiedad de los surfactantes
la cual es la histéresis. La histéresis es la propiedad de un material a desarrollar sus
características bajo circunstancias diferentes, obteniendo mejores o menores resultados. En el
caso que se utilice el tanque de mezclado se asegurará a lo largo de la tubería un
funcionamiento alto del surfactante, mientras que si no se usa el tanque el surfactante
desarrolla sus propiedades de reductor de arrastre pero no lo hace al 100%. Por esta razón
ambos mecanismos sirven y el inversionista debe decidir cuál es más conveniente para lo que
necesita.
La estructura básica de una estación de bombeo se puede observar a en la Figura 6.3: el crudo
llega a la estación y pasa a la bomba principal donde se aumenta la presión dentro de la
tubería para que el crudo pueda seguir fluyendo sin inconveniente hasta la siguiente estación.
Este tipo de estaciones también tienen tanques de almacenamiento; estos son utilizados
cuando no se requiere transportar la cantidad de crudo que llega. Estos tanques necesitan
una bomba recirculante que les permita mantener la temperatura del crudo.
Figura 6.3- Esquema de una estación de bombeo típica. (Aguas, 2013).
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Cuando se quiere utilizar un agente reductor de arrastre se necesita una bomba de inyección
después de que el crudo ha pasado por la bomba principal; esto hace que el agente reductor
de arrastre, en este caso el surfactante, entre en contacto con el crudo en las mejores
condiciones posibles para poder desarrollarse correctamente. En este caso se necesitaría
agregar al esquema anterior una bomba de inyección; esta puede ser una bomba rotativa de la
compañía HILLMANN S.A., como la que se puede observar en la Figura 6.4. Además de esto se
necesitaría un tanque de almacenamiento, en el cual se encontraría el surfactante o agente
reductor que se vaya a utilizar. Este tanque puede ser uno tipo cigarro, en el cual se almacena
y se aísla el agente reductor, este tipo de tanque se puede ver en la Figura 6.5.
Figura 6.4- Bomba rotativa HILLMANN S.A
(HILLMANN).
Figura 6.5- Tanque de almacenamiento tipo
cigarro. (UBA).
Con estas dos estructuras extras la estación de bombeo quedaría como se puede observar en
la Figura 6.6. El crudo tendría el mismo recorrido al inicio del proceso, luego de pasar por la
bomba principal se inyectaría el agente reductor de arrastre y el crudo seguiría su curso por el
oleoducto.
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Figura 6.6- Esquema de una estación típica con la inyección de agentes reductores de arrastre. (Aguas,
2013).
En el caso en que se quiera mejorar la eficiencia del surfactante se debe agregar un tanque de
mezclado a la infraestructura; este puede ser un tanque como el que se muestra en la Figura
6.6. En esa figura además se muestra cómo debería ser la estación de bombeo luego de la
bomba de inyección, aumentando los costos por la tubería extra para que el crudo circule, y el
tanque. En este caso se tendría el tanque de mezclado y la bomba de inyección en un circuito
recirculante, donde el crudo tendría que pasar varias veces por este para llegar a
desarrollarse correctamente y así tener las mayores reducciones de arrastre posibles.
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Figura 6.7- Tanque de mezclado para surfactantes. (ENERGY).
6.3. Comercialización y Costos
La empresa PSPI (Philips Specialty Products Inc) es líder a nivel mundial en la reducción de
arrastre; es manejada por la compañía ConocoPhilips. Su mayor interés se presenta en
desarrollar tecnología para optimizar los oleoductos, produciendo diferentes agentes
reductores de arrastre para la disminución de pérdidas de energía dentro de la tubería.
Esta empresa tiene tres tipos de productos para la reducción de arrastre dependiendo del tipo
de fluido que se transporte: agua no potable, crudos y productos refinados. En el área que
mayores productos tiene es en el de crudos; esto se puede observar en la Figura 6.8
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Figura 6.8- Portafolio de productos PSPI. (Philips 66).
A continuación se muestran en la Tabla 6.1 los diferentes productos que la compañía ofrece
para el transporte de crudos, con las concentraciones típicas que requieren y la reducción de
arrastre que se obtiene.
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Tabla 6.1-Portafolo de productos PSPI para el transporte de crudos. (Bohórquez Arévalo, 2012).
Para saber cuánto cuesta la implementación de los surfactantes se sabe que por los oleoductos
de OCENSA se transportan 266 Kbpd los cuales equivalen a 11.18 millones de galones al día.
Por toda la información recolectada se puede concluir que la concentración máxima de
surfactante que se utiliza es de 45 ppm, lo cual equivale a 503.1 galones de solución del
surfactante. Se tiene que tener en cuenta que para que el surfactante funcione correctamente
se necesita mezclar con un contraión; el más común es NaCl.
El surfactante que se utilizará para los costos es Dodecilsulfato Sódico (SDS), el cual necesita
6.992,15 gr/galón (Aguas, 2013). Teniendo en cuenta todos estos valores y suponiendo que
los oleoductos funcionan 360 días al año se necesitarían 181.116 galones de surfactante que
corresponden a 1.266,39 toneladas; esta cantidad es la que se tiene que tener de surfactante y
del contraión.
El surfactante se consigue a un precio de USD$5.200 por tonelada con un costo total de USD$
6’585.228. El contraión se puede encontrar a un precio de USD $1.782 con un precio total de
USD $2’256.706,98. Con esto se tiene un costo total de implementación del surfactante de USD
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$8’841934,98. Este valor es de USD $0.09, por galón lo que muestra que es un valor bajo y
tiene grandes ventajas al realizar la inversión. Se tienen que tener en cuenta las diferentes
estructuras que se deben agregar al oleoducto, las cuales no superan el valor de USD$ 300.000
(Aguas, 2013).
6.4. Ventajas
Los agentes reductores de arrastre en general son aditivos que optimizan el transporte de
crudo, disminuyendo las pérdidas de presión dentro de las tuberías. Los agentes reductores
de arrastre, como fue explicado, interfieren con la formación y fortalecimiento de las
estructuras turbulentas.
Se debe tener en cuenta que los agentes reductores de arrastre son sustancias compuestas por
hidrocarburos al igual que los crudos, lo que ayuda a que las propiedades del crudo no se vean
afectadas y se obtengan los mismos derivados a si no se utilizaran agentes reductores de
arrastre. Además al ser hidrocarburos al llegar a la refinería solo se necesita un tanque de
almacenamiento, donde los DRA se decantan solos, mientras que si se utiliza una emulsión
con agua se requiere un proceso más complejo para separar el agua del crudo, aumentando
los costos.
La principal ventaja que tienen los surfactantes frente a los otros dos agentes reductores de
arrastre es su capacidad de regeneración; esto hace que solo se requiera una inyección a lo
largo del recorrido, además de no necesitar agregar tanta potencia en las diferentes
estaciones de bombeo a lo largo del oleoducto por lo que no se están produciendo las pérdidas
de energía. Esto es muy importante en los costos ya que se reducen, primero en la
infraestructura necesaria, ya que solo se necesita una bomba de inyección en la estación
inicial y habrá menores consumos de energía en las demás estaciones.
Gracias a los agentes reductores de arrastre el desgaste de los oleoductos es menor, alargando
la vida útil de estos y disminuyendo los costos de mantenimiento. Esto se debe a la
disminución de potencia que se requeriría para transportar el crudo, disminuyendo el
desgaste.
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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes.
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Otra gran ventaja de la utilización de agentes reductores de arrastre es la posibilidad de
aumentar el caudal que se transporta por el oleoducto; al reducir la fricción se puede
aumentar la velocidad y al aumentarla se está aumentando el caudal transportado.
En el caso en que Ecopetrol esté buscando construir un nuevo oleoducto en Colombia se
podrían reducir los costos, ya que no serían necesarias tantas estaciones de bombeo y solo se
necesitaría una gran inversión en las estructuras necesarias para la implementación del
agente reductor que se vaya a utilizar.
6.5. Desventajas
No se puede presentar una desventaja que considere los tres tipos de agentes reductores de
arrastre, ya que cada uno tiene sus complicaciones al ser implementados. En esta sección se
hará especial énfasis en los surfactantes por ser el principal objetivo de este documento,
nombrando solo algunas de las desventajas de utilizar los otros dos tipos de agentes
reductores de arrastre.
La principal desventaja de los surfactantes es la compatibilidad que debe existir entre el crudo
y la sustancia, ya que dependiendo de la composición química del crudo los surfactantes
pueden ser o no ser afines. Existiendo la necesidad de hacer un estudio completo de la
composición del crudo para poder encontrar el surfactante que mejor interactúe. Si se tiene
en cuenta que de cada pozo petrolero se extrae un crudo con composiciones químicas
diferentes, encontrar un surfactante que funcione cuando se unen todos los crudos de los
pozos podría representar un problema.
Otra gran desventaja de los surfactantes es la necesidad de tener estable la temperatura, ya
que si hay grandes cambios, ya sea en disminución o en aumento de la misma, el surfactante
puede dejar de funcionar por no tener la temperatura adecuada para que se presente la
reducción de arrastre o llegar a una temperatura demasiado alta que no permita la
regeneración de las micelas. La topografía colombiana en este aspecto no ayuda a las
sustancias surfactantes, ya que como se vio anteriormente el rango de temperatura varía
entre los 9°C y los 38°C.
Un aspecto que no se estudió en este documento por ser un tema que se salía del alcance, era
la posible reacción de las moléculas del surfactante con el crudo. Donde esto ocurra cada vez
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que las micelas se rompan se van a perder moléculas de surfactante. En este punto se
perderían moléculas por la reacción con el crudo a medida que avanza el flujo
disminuyéndose la capacidad de reducción de arrastre. Además no se sabría qué pasaría con
las moléculas que reaccionan, ya que podrían llegar a obstaculizar el flujo si se presenta una
reacción en masa.
La principal desventaja de la utilización de las fibras en la reducción de arrastre es que no han
sido estudiadas en la interacción con el crudo; sólo se han realizado estudios con agua,
desconociendo qué tan buenos agentes reductores de arrastre podrían ser, además de
desconocerse las interacciones de muchas variables que afectan a las fibras, impidiendo un
entendimiento completo de cómo es una interacción con el flujo.
Por otro lado los polímeros tienen problemas de compatibilidad con el crudo, presentándose
el mismo inconveniente que con los surfactantes. El mayor problema de los polímeros es su
degradación y la necesidad de inyectar más de una vez polímeros a lo largo de la tubería,
aumentando los costos. Esta degradación hace que se deba realizar un estudio de la
resistencia de los polímeros y hasta qué punto pueden reducir arrastre. En el caso en el que
los polímeros se degraden antes de llegar a las estaciones de bombeo se presentaría un
problema mayor al tener que instalar más estaciones a lo largo del recorrido.
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7. Conclusiones y Recomendaciones
7.1. Conclusiones
De acuerdo con lo estudiado que se realizó en el presente documento se puede concluir que:
La demanda energética en el mundo crece desmedidamente y se deben buscar formas
alternativas de creación de energía antes de que las reservas de crudo liviano se
acaben.
La Industria Petrolera está interesada en estudiar posibles alternativas para la
generación de energía como lo son los crudos pesados, buscando reducir los costos de
extracción de este tipo de crudo para que sea rentable.
Colombia tiene una reserva importante de crudos pesados, lo que hace que deba
buscar alternativas viables para poder extraer los crudos pesados y posicionarse a
nivel mundial en la extracción del crudo.
El alto costo del transporte de crudos ha llevado a la Industria Petrolera a realizar
diferentes estudios para determinar formas viables de transportar el crudo, como el
calentamiento del crudo, las emulsiones siendo estabilizadas con sustancias
surfactantes, el flujo anular, el mejoramiento in situ o diluir el crudo con un solvente
para cambiar su viscosidad.
La turbulencia es un mecanismo que ocurre de forma organizada al formar diferentes
estructuras que disipan la energía dentro de la tubería, siendo las principales causas
de las pérdidas de presión.
Las metodologías utilizadas hasta ahora por las industrias petroleas se centran en
alterar la viscosidad del crudo.
Los agentes reductores de arrastre son una alternativa viable para la reducción de
arrastre al transportar crudos pesados; esta metodología empezó a ser utilizada en el
siglo XX.
Los agentes reductores de arrastre son sustancias que se inyectan al fluido; existen
tres tipos de sustancia. Los polímeros que son compuestos químicos de largas cadenas
moleculares, las fibras que son suspensiones acuosas y los surfactantes que son
denominados polímeros vivos por su capacidad de regeneración.
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Los diferentes agentes reductores de arrastre no cambian las propiedades del crudo,
interfieren con la generación y formación de la turbulencia de diferentes maneras
para así reducir las pérdidas de presión.
Los agentes poliméricos reducen el arrastre en las tuberías interfiriendo con la
formación y propagación de los vórtices padre, impidiendo de esta forma la formación
de la turbulencia.
Para que los agentes poliméricos empiecen a reducir el arrastre debe haber un
cortante de activación que inicie el proceso.
Existe una máxima reducción de arrastre, la cual depende de la concentración; no se
debe exceder este valor de la concentración en ninguno de los tres tipos de agentes
reductores de arrastre para no obtener mayores pérdidas de energía dentro de la
tubería.
Los agentes de suspensión de fibras por medio de la formación de flóculos alteran la
formación de la turbulencia.
Los agentes surfactantes por medio de las redes de cadenas de micelas absorben el
cortante dentro de la tubería, obstaculizando la formación de la turbulencia.
Para que los surfactantes puedan reducir arrastre en la tubería deben formar
estructuras llamadas micelas, las cuales deben tener forma cilíndrica.
Las cadenas de micelas deben formar redes para así tener la capacidad de absorber el
cortante que siente el flujo e impedir la formación de la turbulencia.
Existe una concentración crítica a partir de la cual las micelas empiezan a formarse.
La temperatura es un factor relevante en la formación de las micelas, ya que sin esta
temperatura, aunque se tenga la concentración adecuada, estas no se pueden formar.
La temperatura es un gran influyente en que las micelas después de formadas puedan
empezar a reducir el arrastre dentro de la tubería; pero esta temperatura tiene un
valor máximo a partir del cual se rompen.
Los surfactantes son denominados polímeros vivos por su capacidad regenerativa;
esto se debe a que el mismo esfuerzo cortante vuelve a generar las micelas.
La relación entre el esfuerzo cortante y el número de Reynolds es muy importante
para tener una adecuada reducción de arrastre.
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Los surfactantes por ser denominados polímeros vivos solo requieren de una
inyección al inicio del bombeo, reduciendo costos en comparación a los otros dos
agentes reductores de arrastre.
La topografía colombiana no ayuda a la implementación de los surfactantes debido a
los grandes cambios de temperatura que se producen para poder transportar el crudo.
La infraestructura requerida para implementar los agentes reductores de arrastre
requiere de la compra de una bomba de inyección y de un tanque de almacenamiento;
en algunos casos los surfactantes también pueden requerir un tanque de mezclado.
Puede que los costos asociados con la implementación de los agentes reductores de
arrastre sean elevados, pero si se analiza a largo plazo pueden ser menores a los que
se tienen hoy en día, gracias a que los DRA aumentan la vida útil de los oleoductos.
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7.2. Recomendaciones
Según el análisis realizado a lo largo de este documento se presentarán las siguientes
recomendaciones para tener un entendimiento más completo y profundo sobre los agentes
reductores de arrastre.
El análisis que se realizó en el presente documento no tuvo en cuenta el tipo de fluido
que se transportaba teniendo en cuenta su capacidad de formación de la turbulencia.
Se recomienda analizar cómo se genera la turbulencia en crudos pesados y extra
pesados.
Se debe consultar sobre las propiedades viscoelásticas de los surfactantes analizando
si realmente es un factor relevante en la reducción de arrastre.
Se recomienda buscar más información acerca de las temperaturas en las cuales inicia
la reducción de arrastre en surfactantes y el momento en que por altas temperaturas
este fenómeno se interrumpe; esto debido a la topografía del país y los grandes
cambios de temperatura que se presentan a lo largo del recorrido por los oleoductos.
Analizar más profundamente como ocurre la regeneración de las micelas dentro de la
tubería y su capacidad regenerativa, cuántas veces son capaces de regenerarse o si
este valor es infinito.
Estudiar si las moléculas de surfactante, al encontrarse sueltas dentro del fluido,
podrían reaccionar con los hidrocarburos, perdiendo concentración de surfactante
dentro de la tubería.
Indagar sobre qué tipos de crudos pesados se tienen en Colombia y qué tipo de
surfactantes podrían ser utilizados en la industria colombiana, ya que cada crudo
necesita un surfactante específico.
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