Uso de agentes reductores de arrastre para facilitar el bombeo de crudos

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.

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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 

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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. 

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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 

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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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María Ximena Borrero   

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 

 

 
 

 

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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 

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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 

 

 

 

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María Ximena Borrero   

Proyecto de Grado 

Página vi 

 

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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María Ximena Borrero   

Proyecto de Grado 

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 

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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   

Proyecto de Grado 

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. 
 

María Ximena Borrero   

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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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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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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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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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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   

Proyecto de Grado 

Página 13 

 

 

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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Página 20 

 

 

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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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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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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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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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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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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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   

Proyecto de Grado 

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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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Uso de agentes reductores de arrastre (Drag reduction agents) para facilitar 
el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes. 
 

María Ximena Borrero   

Proyecto de Grado 

Página 42 

 

 

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 4.8Efecto 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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el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes. 
 

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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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el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes. 
 

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Página 59 

 

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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Página 60 

 

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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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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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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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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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. 
 

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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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el bombeo de crudos pesados, con énfasis en sustancias surfactantes. 
 

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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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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   

Proyecto de Grado 

Página 92 

 

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