reducciÓn del consumo de nafta para diluciÓn …

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REDUCCIÓN DEL CONSUMO DE NAFTA PARA DILUCIÓN UTILIZANDO CRUDOS

INTERMEDIOS Y LIVIANOS PRODUCIDOS EN COLOMBIA

Miembros del Equipo: Ángela Patricia Hurtado Tovar Cód. 201528143

Walter de Jesús Tobón Vélez Cód. 201528622

Luis Helder Bejarano Velásquez Cód. 200513618

Objetivo Principal del Proyecto: Evaluar la factibilidad de utilizar crudos livianos o intermedios

producidos en Colombia para reducir el consumo de NAFTA en la disolución de un crudo pesado

de los Llanos Orientales.

Objetivos Específicos:

1. Plantear escenarios para reducir el consumo de nafta mediante la dilución de crudos pesados

del área de los Llanos Orientales, con crudos livianos o intermedios con criterio de aceptación y/o

entregable de un Inventario de la actual infraestructura de transporte de los crudos de los llanos

orientales y un Inventario de mezclas potenciales para dilución; objetivo logrado con el Reporte

Escrito de Avance No. 1.

2. Evaluar técnicamente los escenarios propuestos para la dilución del crudo pesado con crudos

liviano, con criterio de aceptación y/o entregable de un Informe de selección de mezcla y

potenciales necesidades de inversión, objetivo logrado con el Reporte Escrito de Avance No. 2.

3. Evaluar el impacto socio-ambiental de la alternativa de mezclas seleccionada, con criterio de

aceptación y/o entregable de la Evaluación socio-ambiental de la alternativa seleccionada; objetivo

logrado con el documento final.

4. Evaluar en forma preliminar económica y financieramente la alternativa de mezcla

seleccionada, con criterio de aceptación y/o entregable de la Propuesta descriptiva de valor del

proyecto y del Análisis marginal; objetivo logrado con el documento final.

El método y técnicas utilizadas para el logro total o parcial de los cuatro objetivos propuestos se

describen en la siguiente sección, así:

Metodología y Resultados Parciales por Objetivos y Actividades Propuestas:

Objetivo Específico No. 1 – ACTIVIDAD A: Levantamiento de información de oleoductos en el

territorio nacional, incluyendo capacidades de transporte, resaltando la infraestructura que sirve

a los llanos orientales.

A fin de establecer las posibilidades de transporte de los crudos y de las mezclas de crudos que se

proponen en desarrollo de este proyecto, se consultó y se presentó en el Reporte de Avance No. 1

la infraestructura de transporte por oleoductos existente en el Territorio Nacional, en el Ministerio

de Minas y Energía, en CENIT, en la Unidad de Planeación Minero Energética UPME, y en las

empresas dueñas u operadoras de los siguientes oleoductos: Oleoducto Central de Colombia -

OCENSA, Oleoducto de Colombia- ODC, Oleoducto Bicentenario – OBC y Oleoducto de los

Llanos – ODL estas últimas empresas hoy funcionadas administrativamente.

Como resultado y a manera de resumen, se estableció la existencia y disponibilidad de las líneas

troncales de oleoductos que se muestran en la gráfica No. 1, en la que también se especifican los

propietarios de cada sistema de transporte:

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Gráfica No. 1 - Red troncal de oleoductos de Colombia

Fuente: Dirección de Hidrocarburos Ministerio de Minas y Energía - 2016.

Como complemento de las líneas troncales de oleoductos, existen las llamadas “Líneas Aferentes”

que son los ductos “alimentadores” de las líneas troncales, de estos los que tienen potencial de uso

para el objetivo de este proyecto los ductos de Santiago – Porvenir, Araguaney – Monterrey,

Castilla – Apiay y Chichimene – Apiay.

En cumplimiento del Objetivo Específico No. 1, en la tabla No. 1 se incluye el inventario de la red

de oleoductos existentes en Colombia, y se resalta la infraestructura que sirve a los Llanos

Orientales, la cual es de interés para el desarrollo de este proyecto.

Tabla 1: Inventario de Infraestructura disponible para el Transporte de Crudos.

Fuente: Producción Propia con Información del Ministerio de Minas y Energía, UPME,

OCENSA, ODC, OBC y ODL

Sisstema/Oleoducto Longitud (Km) Capacidad (KBD)

Caño Limón – Coveñas 760 195

Oleoducto Central S.A. OCENSA Tramo 1 314 555,9

Oleoducto Central S.A. OCENSA Tramo 2 475 298

Oleoducto de Colombia 483 248

Oleoducto del Alto Magdalena 383 100

Oleoducto de los Llanos Orientales 235 340

Oleoducto central de los llanos Tramo Chichimene -

Apiay40 18,9

Oleoducto central de los llanos Tramo Apiay - Porvenir 126 54,4

Oleoducto central de los llanos Tramo Maní - Santiago 10 20

Oleoducto central de los llanos Tramo Santiago -

Porvenir79 12

Oleoducto Bicentenario de Colombia 230 600

Oleoducto trasandino 305,4 58,3

3

Objetivo Específico No. 1 – ACTIVIDAD B: Levantamiento de información de campos con

logística de transporte por carro tanque, incluyendo volúmenes promedio a evacuar.

Para la realización se esta actividad se consultó en la ANH la información relacionada con la

producción de crudo por años en cada uno de los campos existentes, incluyendo volumen, calidades

y sistema de transporte, la cual sirvió de base para el desarrollo de las actividades realizadas para

el logro del objetivo No. 2.

Objetivo Específico No. 2 - ACTIVIDAD C: Consulta en base de datos de la ANH de los campos

en producción de crudos livianos incluyendo ubicación geográfica y gravedad API; y

ACTIVIDAD E: Planteamiento de escenarios de posibles mezclas de crudos.

A partir de consultas en bases de datos de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y en la Contraloría

General de la República, sobre producción fiscalizada de crudo del año 2016 y del Ministerio de

Minas y Energía, referente a sistemas de medición, fiscalización y transferencia en custodia de los

campos del territorio nacional, se construyó y consolido una base de datos con información

referente a campo, ubicación geográfica (municipio y departamento), operador, volumen

producción anual, volumen promedio día, gravedad API, tipo de crudo y sistema de transporte

primario o inicial. Una vez consolidada esta información se realizó análisis de la misma verificando

ubicación geográfica de los campos con mayores volúmenes de producción, logística de transporte

predominante, calidades de los crudos en el territorio nacional y fuentes más representativas de

crudos pesados y livianos. Finalmente, con el análisis de toda esta información se procedió a

seleccionar unos campos de crudos livianos precandidatos a avaluarse como sustitutos de nafta en

el proceso de dilución para transporte de los crudos pesados más representativos (en volumen) del

territorio nacional.

Tabla 2: Producción fiscalizada de crudo 2016 por Departamento.

Departamento Producción

(BOPD)

Antioquia 20,737

Arauca 48,050

Bolívar 12,063

Boyacá 41,671

Casanare 163,319

Cesar 9,622

Huila 27,353

Meta 448,777

Putumayo 36,557

Santander 57,713

Tolima 15,635

Otros 6,816

TOTAL,

PAIS 888,313

Fuente: Elaboración propia basado en Producción Fiscalizada Crudo 2016 de la ANH.

Como punto de partida para evaluación del caso de estudio se hizo necesario conocer los volúmenes

de producción de crudos en el territorio nacional. Esto con el fin de identificar las diferentes

calidades existentes, el potencial de producción, su estrategia de evacuación primaria y

4

localizaciones geográficas de las principales fuentes de hidrocarburos livianos. Basados en

información de producción fiscalizada de crudo para la vigencia de 2016 de la Agencia Nacional

de Hidrocarburos, se identificaron para cada campo aspectos tales como calidades de crudos,

medios de transporte y ubicación geográfica. En la tabla No. 2 se presenta el resumen de volúmenes

promedio día de producción de crudos consolidados por departamento para el año 2016. En la

gráfica No. 2 se muestran que los departamentos con mayores volúmenes de producción de crudo

son Meta y Casanare con un 50,52% y 18,39% respectivamente.

Grafico 2 - Producción de crudo por Departamento


Respecto a los medios de transporte primarios se identificó que el sistema predominante es el

transporte por oleoducto sin embargo se tiene un porcentaje considerable de producción que es

evacuado inicialmente en carro tanque, tal como se muestra en la gráfica No. 3.

Grafico 3 - Uso de sistemas de transporte de crudo en Colombia

Fuente: Elaboración propia basado en información del MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA.

Por otra parte, de los factores que más incide en la determinación de los costos de explotación de

los hidrocarburos es el tipo de fluido en yacimiento, pues dependiendo de las características que

tenga, los costos pueden variar de manera significativa. La densidad o viscosidad del crudo incide

de manera directa sobre los costos de extracción de un barril de petróleo, pues a mayor densidad

menor fluidez del petróleo y, por consiguiente, un mayor esfuerzo y mayor gasto de energía en la

extracción y en el transporte, lo cual está directamente asociado a mayores costos de producción,

2,33% 5,41%

1,36%4,69%

18,39%

1,08%

3,08%

50,52%

4,12%

6,50%1,76%

0,77%

Producción de crudo por Departamento

Antioquia Arauca BolívarBoyacá Casanare CesarHuila Meta Putumayo

75,12%

24,88%

Transporte Primario

Oleoducto Carrotanque

5

transporte y refinación del petróleo. Comúnmente el parámetro estándar utilizado para categorizar

el tipo de petróleo es la densidad y suele ser medida en términos de grados API (American

Petroleum Institute). Esta medida compara la densidad del crudo con respecto a la del agua (a una

temperatura de referencia) y revela qué tan liviano o pesado es el crudo. Los índices superiores a

10 sugieren que el crudo es más liviano que el agua, por consiguiente, entre menos denso es el

petróleo, mayor grado API presentará. Bajo este índice cuantitativo se pueden clasificar los crudos

de manera cualitativa siendo aquellos de índices bajos catalogados como crudos pesados y extra

pesados y aquellos con índices altos denominados livianos y extra livianos (o más comúnmente

conocidos como condensados). A continuación, se presenta en la tabla No. 3 la escala de

clasificación de los crudos según su gravedad API.

Tabla 3 - Clasificación de los tipos de crudo por gravedad API

Tipo Petróleo Gravedad API

Extra pesado < 10

Pesado 10 ≤ X < 22

Intermedio 22 ≤ X < 30

Liviano 30 ≤ X < 42

Condensado ≥ 42

Fuente: Elaboración propia basado en ACIPET

En Colombia, el porcentaje de crudos pesados dentro del total producido ha mostrado un

incremento importante en los últimos años y este incremento ha venido acompañado de diversas

soluciones tecnológicas que buscan principalmente, a través de la reducción de viscosidad, mejorar

la movilidad de estos fluidos en las tuberías, siendo la dilución con nafta una de las alternativas

que mejores resultados ha proporcionado.

Basados en la clasificación API y la información de producción de crudo en Colombia para el año

2016, según fuente oficial de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, se puede evidenciar el fuerte

componente, alrededor del 66% en producción, de crudos pesados y extra pesados presente en el

territorio nacional. Este alto componente en producción de crudos pesados y su tendencia al

incremento, resaltan aún más la necesidad de continuar evaluando nuevas alternativas o mejorando

las existentes a fin de optimizar los costos asociados a la explotación de este tipo de campos. La

tabla No. 4 muestra los volúmenes de producción diaria de crudos en Colombia de acuerdo con la

clasificación por gravedad API referida anteriormente:

Tabla 4 - Producción promedio día en Colombia 2016 según clasificación API

Tipo Petróleo Producción

(BOPD)

Extra pesado 75,766

Pesado 512,936

Intermedio 172,793

Liviano 73,316

Condensado 53,502

TOTAL, PAIS 888,313


6

A partir de la información de producción de crudos en Colombia se identificó como una

oportunidad el aprovechamiento del potencial de producción (alrededor del 14% de la producción

total país) de crudos livianos y condensados como alternativa de remplazo a la nafta en el proceso

de dilución para transporte. La gráfica No. 4 muestra las participaciones de cada clasificación de

crudo respecto del total de la producción del año 2016

Grafico 4 - Producción de crudo en Colombia 2016 según clasificación API


Considerando la alternativa de remplazo o reducción de consumo de nafta, en el proceso de dilución

para transporte, a partir de la utilización de crudos livianos y condensados presentes en el país se

hace importante establecer la ubicación geográfica de estos crudos en el territorio nacional, para lo

que se estableció la producción promedio diaria por Departamentos tal como se presenta en la tabla

No. 5.

Tabla 5 - Producción promedio día por Departamento

Producción por

Departamento

(BOPD)

Extra

pesado Pesado Intermedio Liviano Condensado

Antioquia 0 16,427 4,310 0 0

Arauca 0 0 26,944 21,106 0

Bolívar 0 11,297 0 765 0

Boyacá 0 41,070 601 0 0

Casanare 0 47,545 25,072 38,289 52,412

Cesar 0 9,212 411 0 0

Huila 0 16,309 8,697 2,347 0

Meta 75,757 354,503 17,510 976 32

Putumayo 0 4,736 26,605 5,216 0

Santander 0 9,958 46,929 791 35

Tolima 0 1,069 14,371 196 0

Otros Departamentos 6,816


A partir de esta categorización por gravedad API y por ubicación establecida anteriormente, se

confirmó que el mayor porcentaje de producción de crudos pesados y extra pesados se encuentra

8,53%

57,74%19,45%

8,25%6,02%

Producción de Crudo en Colombia por Clasificación API

Extrapesado Pesado

Intermedio Liviano

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ubicados en los departamentos del Meta y Casanare, y a su vez también se identifica que la

ubicación del mayor porcentaje de crudos livianos y condensados se encuentra concentrada en área

del Casanare y Arauca. La grafica No. 5 muestra los Departamentos en los que se producen los

crudos pesados y extra pesados, los livianos y los condensados.

Grafico 5 - Clasificación departamental por tipo de crudo predominante


Finalmente, basados en la información de producción y los diferentes análisis realizados se

seleccionaron los crudos candidatos a ser evaluados técnicamente como sustitutos de la nafta en el

proceso de dilución para transporte de los crudos pesados del área del Meta, específicamente de

los campos Castila, Chichimene y/o Rubiales. La selección de estos candidatos se basó en los

siguientes parámetros: campos que cumplen con las condiciones de calidad de crudo objetivo

(livianos y condensados con gravedades superiores a 35 °API), con volúmenes de producción más

representativos (mayores a 3.000 BOPD) que pudieran atender una eventual demanda del producto

para dilución y ubicados geográficamente cercanos a los campos de producción de crudo pesado

objetivo (departamento del Meta).

Como resultado, en la Tabla No. 6 se resumen los crudos livianos y condensados que resultaron

ser candidatos a ser utilizados como diluyentes de crudos livianos para reducir el consumo de

NAFTA.

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Tabla 6 - Crudos candidatos como sustitutos de la nafta en proceso de dilución.

Campo

Ubicación

Geográfica /

Departamento

Volumen de

producción

(BOPD)

Calidad

del crudo -

API

Tipo de

crudo

Cupiagua CASANARE 8343 43.44 Condensado

Cupiagua Liria CASANARE 3731 41.10 Liviano

Cupiagua Sur CASANARE 3012 40.89 Liviano

Cusiana CASANARE 5428 37.86 Liviano

Floreña CASANARE 7831 45.47 Condensado

Floreña Mirador CASANARE 3494 45.34 Condensado

Pauto Sur CASANARE 30294 46.83 Condensado


Objetivo Específico No. 2: ACTIVIDAD D: Verificación de las posibilidades de transporte de

los crudos livianos hacia los puntos de mezcla existentes.

Teniendo en cuenta que el desarrollo de las anteriores actividades permitió focalizar el desarrollo

de este proyecto en la zona de los Llanos, paralelamente se consultó en el Instituto Nacional de

Vías – INVIAS, la infraestructura de carreteras a tener en cuenta para el eventual transporte

terrestre de crudos y/o NAFTA a través de carro tanques, de acuerdo con las alternativas de mezcla

que se propusieron.

De otro lado, mediante consulta directa en ECOPETROL y en CENIT, se logró establecer que en

la zona de los Llanos Orientales existe infraestructura disponible de transporte, almacenamiento y

mezcla de crudos, que permitirían transportar y mezclar crudos pesados con crudos livianos o

intermedios, tal como se muestra en la gráfica No. 6, vislumbrándose la posibilidad de reducir o

eliminar un eventual transporte de crudos por carro tanque, así como la eventual necesidad de

infraestructura adicional:

Gráfica No. 6 Infraestructura Disponible en los Llanos Orientales

Fuente: ECOPETROL

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Objetivo Específico No. 2 - ACTIVIDAD F: Validación teórica de compatibilidades de crudos

livianos con pesados.

Para la realización de esta actividad se siguió la siguiente metodología: Se realizaron consultas con

expertos de compañías operadoras y de transporte de crudo (tales como ECOPETROL, ICP-

ECOPETROL, CENIT, OCENSA, ODL) para la obtención de resultados de análisis de laboratorio

realizados en mezclas de crudo pesado y liviano, producto de estudios de dilución previos, sin

embargo, no fue posible obtener autorización oportuna (de acuerdo a los tiempos establecidos en

el plan de trabajo) para la obtención de dicha información. Debido a lo anterior, se procedió a

activar el plan alterno consistente en utilizar los modelos matemáticos disponibles en la literatura

para la verificación teórica de mezclas de crudo a partir de las propiedades de los crudos.

Teniendo en cuenta que las propiedades del crudo a transportar varían con respecto a sus

propiedades en cabeza de pozo, en especial para crudos livianos, resultó necesario contar con las

propiedades de los crudos en los puntos de entrega al sistema de transporte, o puntos de

transferencia en custodia. Esta información fue obtenida de los datos reportados por las Compañías

Productoras al Ministerio de Minas y Energía (Formato No. 4), correspondiente a los campos

preseleccionados; y de los reportes de despacho y recibo en las facilidades de fiscalización y

entrega de crudo. Finalmente, con la información obtenida se procedió modelar las mezclas de

crudos pesados y livianos.

Por otra parte, es de considerar que, el principal problema para la evacuación de los crudos pesados

y extra pesados está dado por su alto grado de viscosidad, lo que dificulta su transporte a refinerías

o puntos de exportación según sea el caso, e incrementa los costos de diluyentes para cumplir con

los requerimientos mínimos de calidad exigidos por los sistemas de transporte por oleoductos.

Dado lo anterior, la dilución del crudo pesado con fluidos más livianos en general busca reducir el

grado de viscosidad de la mezcla a fin de cumplir con estos requerimientos de calidad.

En la literatura se dispone de diferentes métodos y modelos que buscan predecir la resistencia a

fluir del crudo y determinar el grado de encogimiento (Shrinkage) que sufre el crudo y diluyente

cuando las moléculas se acomodan en el proceso de mezcla; para este estudio se seleccionó y aplicó

el Modelo de Viscosidad R.S. Al-Maamari y Modelo de Merma API MPMS Ch 12.3

respectivamente. En las gráficas números 7 y 8 se presentan las ecuaciones planteadas por los

modelos mencionados.

Gráfica No. 7 – Modelo Viscosidad R.S. Al-Maamari (2015)

Fuente: The Journal of Engineering Research (TJER) Vol. 11, No. 1 (2015) 81-91.

Donde:

y : Fracción de Volumen

y : Viscosidad cinemática

C1 : 1.7637

C2 : 1.2641

C3 : -0.8944

Modelo de Viscosidad R.S. Al-Maamari (2015)

10

Gráfica No. 8 – Modelo de Merma API MPMS.

Fuente: Orozco, L.M. (2011). Adaptación de modelos de mezclas multicomponentes de crudos

pesados Colombianos (Tesis de pregrado).

Para la aplicación del modelo de predicción de viscosidad de la mezcla (Modelo R.S. Al-Maamari)

es necesario conocer las características de los crudos objetivo tales como la gravedad API, el

contenido de azufre, el porcentaje %BSW, la salinidad y por supuesto la viscosidad. Para la

obtención de esta información es importante tener presente que el objetivo de este estudio está

enfocado en la reducción de consumo de nafta en el transporte, por lo tanto, las propiedades a

utilizar en los modelos matemáticos deben corresponden a las propiedades medidas del crudo en

el punto de transferencia en custodia al transportador (después de haber sido separado y fiscalizado)

y no las propiedades medidas en yacimiento, cabeza de pozo o líneas de recolección, ya que las

mismas cambian en el proceso separación y tratamiento, tal como se mencionó.

Grafico 9 – Recolección y evacuación de crudos livianos objetivo.

Fuente: Elaboración propia con información de la Base de Datos SIV - ECOPETROL

De acuerdo a lo anterior, fue necesario consultar en ECOPETROL la logística de extracción,

recolección y despacho de los crudos livianos que se determinaron previamente y que se

relacionaron previamente en la Tabla No. 6, estableciéndose que la extracción, recolección y

despacho de estos crudos se integra físicamente de forma tal que resultan tres (3) posibles mezclas

de crudo liviano a utilizar, así:1) Crudo Cusiana, correspondiente a la mezcla de crudo extraído del

campo Cusiana y una corriente de condensados obtenida de la planta de gas Cusiana, 2) Crudo

Cupiagua correspondiente a la mezcla de crudo extraído de los campos Cupiagua, Cupiagua Sur,

Cupiagua Liria y Volcanera, y, 3) Crudo Floreña correspondiente a la mezcla de crudo extraído de

los campos Floreña y Pauto Sur. Así mismo, se identificó que estas tres mezclas de crudo son

despachadas al sistema de transporte en las facilidades CPF Cusiana, CPF Cupiagua y CPF Floreña

Modelo de Merma API MPMS Ch 12.3 (R2011)

11

respectivamente. En la gráfica número 9 se visualiza esquemáticamente cómo está configurada la

logística de recolección y evacuación de estos crudos.

Una vez determinados las mezclas de crudo y puntos de fiscalización, se procedió a consultar la

información de propiedades requeridas para incluir en el modelo de viscosidad, las cuales se

obtuvieron Forma o “Cuadro 4” en el que los productores reportan su producción al Ministerio de

Minas y Energía y de los reportes diarios de recibo y/o despacho de crudo fiscalizado en las

facilidades de fiscalización y entrega respectiva. En la tabla No. 9 se presenta el resumen de las

propiedades de los crudos livianos y pesados predefinidos.

Tabla No. 9 Propiedades de los crudos livianos y pesados objetos de estudio.

Fuente: Elaboración propia basado en información de Formas Ministeriales de producción

(Cuadro 4) y reportes diarios de recibo y/o despacho de crudo fiscalizado.

A partir de los modelos seleccionados para determinación de viscosidad y merma de la mezcla se

construyó la base de cálculo para la obtención requerimientos de volumétricos de diluyente basado

en los parámetros de calidad definidos para los diferentes sistemas de transporte.

Objetivo Específico No. 2 - ACTIVIDAD G: Verificación del cumplimiento de parámetros para

el transporte de la mezcla.

Los volúmenes de petróleo a ser transportados por los oleoductos en el punto de entrada, deben

cumplir con la calidad mínima requerida por cada sistema de transporte. Si no cumplen con las

características físicas o químicas, y se determina que no se puede transportar o también que pueden

afectar la calidad de otros petróleos transportados o al mismo oleoducto, las empresas

transportadoras no están obligadas a recibir el petróleo, tal como se establece en la Resolución No.

72 145 del 2014 del Ministerio de Minas y Energía.

Para encontrar la información sobre calidades mínimas de los diferentes sistemas de transporte se

consultaron diferentes entidades como el Ministerio de Minas y Energía, Ecopetrol y los Manuales

del Transportador de cada uno de los oleoductos. En la tabla número 10 se muestran los

requerimientos técnicos de calidad de las mezclas de crudos a ser transportadas a través de cada

CRUDO (*)

API Grav.[1] 52.4 °API 50.8 °API 52.09 °API

Sulfur Content 0.07 (wt) 0.07 (wt) 0.07 (wt)

%BSW [2] 0.04% (vol.) 0.03% (vol.) 0.07% (vol.)

Salinity [3] 1.1 PTB 1.8 PTB 1.13 PTB

Kinematic Viscosity [4] 1.106 cSt @ 30 °C 1.309 cSt @ 30 °C 1.120 cSt @ 30 °C

Dynamic Viscosity 3.42E+03 cP @ 30 °C 4.04E+03 cP @ 30 °C 3.46E+03 cP @ 30 °C

CRUDO (*)

API Grav.[1] 8 °API 12.4 °API 13.02 °API

Sulfur Content 3.25% (wt) 2.32% (wt) 1.28% (wt)

%BSW [2] 0.66% (vol.) 0.64% (vol.) 0.42% (vol.)

Salinity [3] 8.85 PTB 0 PTB 4.6 PTB

Kinematic Viscosity [4] 563227 cSt @ 30 °C 6200 cSt @ 30 °C 4456 cSt @ 30 °C

Dynamic Viscosity 1.74E+09 cP @ 30 °C 1.91E+07 cP @ 30 °C 1.37E+07 cP @ 30 °C

CUSIANA CUPIAGUA FLOREÑA

CHICHIMENE CASTILLA RUBIALES

[1] Según ASTM D-1298

[2] Según ASTM D4377+D473



(*) Valores medidos a punto de despacho.

12

uno de los sistemas de oleoductos, incluyéndose los oleoductos que se necesitan en el desarrollo

de este proyecto. Es importante anotar que las propiedades del crudo relacionadas corresponden a

los métodos de las normas internacionales ASTM.

Tabla No. 10 Especificaciones mínimas de calidad al Sistema de Transporte.

Fuente: Elaboración propia con información de cada una de las empresas transportadoras

Objetivo Específico No. 2 - ACTIVIDAD H: Verificación de los requerimientos volumétricos de

NAFTA y/o crudos livianos.

Basados en los requerimientos o especificaciones mínimas de calidades descritas anteriormente, se

procedió a calcular los requerimientos de volúmenes necesarios para realizar el proceso de dilución,

estos volúmenes se obtuvieron utilizando la base de datos creada en EXCEL con las propiedades

de los fluidos y los modelos matemáticos seleccionados en la actividad F.

La metodología utilizada consistió en tomar como viscosidad objetivo los requerimientos mínimos

de viscosidad (máxima viscosidad permitida) de los oleoductos OCENSA, Araguaney-

Bidireccional y Castilla-Apiay, correspondientes a 600, 300 y 300 cST a 30°C respectivamente, y

a partir de las ecuaciones planteadas por el método R.S. Al-Maamari determinar el volumen de

crudo liviano necesario para conseguir esta viscocidad al ser mezclado con 100 Bls del crudo

pesado seleccionado. A continuacion se presentan en las tablas números 11, 12 y 13 los datos

consolidados de los calculos realizados para cada uno de los crudos pesados objetivo mezclados

con los crudos livianos preseleccionados, las celdas en color verde corresponden a valores

predefinidos de viscocidad y volumen de crudo pesado, y las celdas de color amarillo corresponden

OLEODUCTO INICIA TERMINA °API (60°F)

VISCOSIDAD

(cST a 86°F o

30°C)

T (°F) BS&W % AZUFRE

CONTENIDA

SAL (Lb por

1000 Bl )

PRESIÓN DE

VAPOR (RVP)

(PSI a 100°F)

PUNTO DE

FLUIDEZ (°C)

NÚMERO DE

ACIDEZ TOTAL

OLEODUCTO CENTRAL

CRUDO PESADO

ÁREAS

CUPIAGUA Y

CUSIANA

TERMINAL

MARÍTIMO

DE COVEÑAS

18 - 21.1 ≤ 300 ≤ 120 ≤ 0.8 ≤ 2 ≤ 20 PTB ≤ 9 ≤ 12 0.8 mg KOH/g

OLEODUCTO CENTRAL

CRUDO EXTRA PESADO

(405 Cst)

ÁREAS

CUPIAGUA Y

CUSIANA

TERMINAL

MARÍTIMO

DE COVEÑAS

≥ 17 - < 18 ≤ 405 ≤ 120 ≤ 0.8 ≤ 2 ≤ 20 PTB ≤ 9 0.8 mg KOH/g

OLEODUCTO CENTRAL

CRUDO EXTRA PESADO

(600 Cst)

ÁREAS

CUPIAGUA Y

CUSIANA

TERMINAL

MARÍTIMO

DE COVEÑAS

≥ 16 - < 17 ≤ 600 ≤ 120 ≤ 0.8 ≤ 2 ≤ 20 PTB ≤ 9 0.8 mg KOH/g

OLEODUCTO CENTRAL

CRUDO LIVIANO O

MEDIANO

ÁREAS

CUPIAGUA Y

CUSIANA

TERMINAL

MARÍTIMO

DE COVEÑAS

≥ 21.1 ≤ 200 ≤ 105 < 0,5 ≤ 1.2 ≤ 20 PTB ≤ 9 ≤ 12 0.5 mg KOH/g

OLEODUCTO DE COLOMBIA

ESTACIÓN

VASCONIA II (EN

PUERTO

BOYACÁ)-

TERMINAL

MARÍTIMO

DE COVEÑAS

>18 < 250 < 0,5 < 20 PTB < 103 Kpa

OLEODUCTO DE LOS LLANOS

ORIENTALES

RUBIALES

RAMAL DESDE

Estación el

Viento

MONTEREY

RAMAL LLEGA

ESTACIÓN

CUSIANA

16-50 < 700 < 180°F < 0,5 ≤ 2 < 20 PTB

< 7, A la Tem de

operación debe

ser < 11 psi

≤ 12

OLEODUCTO BICENTENARIOESTACIÓN

ARAGUANEY

ESTACIÓN

BANADIA24-50 < 50 ≤ 120 ≤ 0.5 ≤ 20 PTB ≤ 11 ≤ 12

SANTIAGO-PORVENIR SANTIAGO PORVENIR 12-45 < 120°F < 0,5 < 105 < 20 PTB

OLEODUCTO DEL ALTO

MAGDALENA

CAMPOS DINA,

PALAGUA,

GUANDO

VASCONIA >=18

Máximo 2.500

SSU (Segundos

Saybolt) a 80ºF

≤ 120 ≤ 0.5 ≤ 20 PTB ≤ 11 ≤ 12.8

EL MORRO-ARAGUANEY FLOREÑA ARAGUANEY 40-47 0.8-1 Cp < 110 < 0.5< 12.3 PSIA A

105°F

OLEODUCTO CAÑO LIMÓN -

COVEÑAS CENIT>18 y <50 < 300 < 120 < 0.5 < 20 PTB < 11 PSI ≤ 12

ARAGUANEY-Bidireccional

(Lleva crudo al O Caño Limón-

Coveñas)

MONTERREY-

CONEXIÓN A LA

ESTACIÓN

CUSIANA DE

OCENSA

ARAGUANEY >=18 y <=50 ≤300 ≤ 120 ≤ 0.5 < 20 PTB ≤ 11 ≤ 12

CASTILLA-APIAY CASTILLA APIAY >=12 y <=18,5 300 185 ≤ 0.8 < 5 PTB 11,00

Línea Apiay Porvenir II 20" APIAY PORVENIR >=18 y <=50 300 150 ≤ 0.8 < 20 PTB 11,00 ≤ 12

Línea Apiay Porvenir II 16" APIAY PORVENIR >=18 y <=50 300 150 ≤ 0.8 < 20 PTB 11,00 ≤ 12

Línea Apiay Porvenir II 16"

(tramo en 12")APIAY PORVENIR >=18 y <=50 300 150 ≤ 0.8 < 20 PTB 11,00 ≤ 12

Línea Monterrey - Porvenir

12"MONTERREY PORVENIR >=18 y <=50 300 150 ≤ 0.8 < 20 PTB 11,00 ≤ 12

13

a los requerimeitno de volumen de crudo liviano y grado de encogimiento de la mezcla calculados

a apartir de los datos predefinidos.

Tabla No. 11 Requerimientos volumétricos de crudo liviano al ser mezclado con Crudo Rubiales.

Fuente: Elaboración propia aplicando métodos R.S. Al-Maamari y API MPMS CH12.3.

Tabla No. 12 Requerimientos volumétricos de crudo liviano al ser mezclado con Crudo Castilla.


Nombre Crudo RUBIALES CUSIANA CUPIAGUA FLOREÑA

Volumen 100.00 Bls 13.59 Bls 14.24 Bls 13.64 Bls

Fracción Volumen 88.0% 12.0% 12.5% 12.0%

Gravedad API 13.02 °API 52.4 °API 50.8 °API 52.09 °API

Viscosidad Cinemática 4456.00 cSt @ 30 °C 1.11 cSt @ 30 °C 1.31 cSt @ 30 °C 1.12 cSt @ 30 °C

Contenido Azufre 1.28% (wt) 7.00% (wt) 7.00% (wt) 7.00% (wt)

%BSW 0.42% (vol.) 0.04% (vol.) 0.03% (vol.) 0.07% (vol.)

Salinidad 4.6 PTB 1.1 PTB 1.8 PTB 1.13 PTB

Gravedad Especifica 0.9791 adim. 0.7694 adim. 0.7762 adim. 0.7707 adim.

Densidad 1.8995 slug/ft^3 1.4927 slug/ft^3 1.5058 slug/ft^3 1.4952 slug/ft^3

2.8596 2.8596 2.8596

-1.1544 -0.9940 -1.1424

2.3793 2.3793 2.3793

600.00 cSt @ 30 °C 600.00 cSt @ 30 °C 600.00 cSt @ 30 °C

11.97% 12.47% 12.00%

39.38 37.78 39.07

0.0987 % 0.0931 % 0.0972 %

1.8526 slug/ft^3 1.8521 slug/ft^3 1.8527 slug/ft^3

0.955 adim. 0.955 adim. 0.955 adim.

16.67 °API 16.71 °API 16.66 °API



C

Crudo Liviano (Diluyente)

Rubiales - Cusiana Rubiales - Cupiagua Rubiales - FloreñaMEZCLA

G

S

ρ Mix

SG Mix

Crudo Pesado

Datos de Entrada

Nombre Crudo CASTILLA CUSIANA CUPIAGUA FLOREÑA



Gravedad API 12.4 °API 52.4 °API 50.8 °API 52.09 °API




Salinidad 0 PTB 1.1 PTB 1.8 PTB 1.13 PTB



2.9276 2.9276 2.9276

-1.1544 -0.9940 -1.1424

2.1777 2.1777 2.1777

300.00 cSt @ 30 °C 300.00 cSt @ 30 °C 300.00 cSt @ 30 °C

18.37% 19.30% 18.44%

40 38.4 39.69

0.1477 % 0.1400 % 0.1455 %


0.945 adim. 0.954 adim. 0.946 adim.

18.17 °API 16.85 °API 18.05 °API

Crudo Pesado Crudo Liviano (Diluyente)

MEZCLA Castilla - Cusiana Castilla - Cupiagua Castilla - Floreña

C

G

S

ρ Mix

SG Mix



Datos de Entrada

14

Tabla No. 13 Requerimientos volumétricos de crudo liviano al ser mezclado con Crudo

Chichimene.


Objetivo Específico No. 2 - ACTIVIDAD I: Elaboración y aplicación de matriz de valoración

de mezclas y selección de la mejor alternativa.

Con base en los resultados obtenidos con las propiedades de los crudos objetivo y los modelos

seleccionados se construyo la matriz que se presenta en la tabla número 14, con las propiedades

finales de las mezclas propuestas, afin de seleccionar la mejor opcion desde el punto de vista

tecnico-operativo.

Teniendo en cuenta los requerimientos de volúmenes de crudo liviano obtenidos con el modelo

matemático para cumplir con las especificaciones de calidad requeridas por el transportador

(OCENSA) que se muestran en las tablas 11, 12 y13, se puede observar que las mezclas con crudo

Rubiales presentan los mejores rendimientos frente a los crudos de Castilla y Chichimene, por

cuanto para dicha mezcla se requieren alrededor de 14 barriles de crudo liviano por cada 100

barriles de crudo Rubiales frente a 23 y 37 barriles de crudo liviano por cada 100 barriles de crudo

Castilla y crudo Chichimene respectivamente.

Adicionalmente, se puede observar en la matriz que las mermas de la mezcla de crudo Rubiales

resultan menores frente a las mezclas propuestas para crudos Castilla y Chichimene. Por lo anterior

se seleccionó como mejor alternativa desde el punto de vista técnico la mezcla del crudo Rubiales

con cualquiera de las tres opciones de crudos livianos, esto es los crudos Cusiana, Cupiagua y/o

Floreña, por lo que los análisis económicos se realizarán para las mezclas del crudo Rubiales con

los crudos livianos referidos.

Nombre Crudo CHICHIMENE CUSIANA CUPIAGUA FLOREÑA



Gravedad API 8 °API 52.4 °API 50.8 °API 52.09 °API




Salinidad 8.85 PTB 1.1 PTB 1.8 PTB 1.13 PTB



3.6619 3.6619 3.6619

-1.1544 -0.9940 -1.1424

2.3793 2.3793 2.3793

600.00 cSt @ 30 °C 600.00 cSt @ 30 °C 600.00 cSt @ 30 °C

26.63% 27.90% 26.72%

44.4 42.8 44.09

0.2488 % 0.2363 % 0.2455 %


0.951 adim. 0.963 adim. 0.953 adim.

17.21 °API 15.43 °API 17.06 °API

Datos de Entrada

Crudo Pesado Crudo Liviano (Diluyente)

MEZCLA Chichimene - Cusiana Chichimene - Cupiagua Chichimene - Floreña



C

G

S

ρ Mix

SG Mix

15

Tabla No. 14 Matriz de Resultados de propiedades de mezclas propuestas.


Objetivo Específico No. 2 - ACTIVIDAD J: Planteamiento de opciones de infraestructura

adicional para la implementación de la alternativa seleccionada.

De acuerdo con la información obtenida en CENIT y ECOPETROL, se logró establecer que el

crudo que se produce en el campo Rubiales es transportado a través del Oleoducto de los Llanos

Orientales desde el Campo Rubiales hasta la estación Cusiana y desde esta hasta la estación el

Porvenir, existiendo además un oleoducto desde la estación Cusiana hasta la Estación el Porvenir

y un ramal del Oleoducto de los Llanos desde la estación Monterrey hasta la estación Cusiana a la

cual llegan por oleoducto los crudos livianos que se producen en los campos Cusiana, Cupiagua y

Floreña, así mismo, en las estaciones Cusiana y el Porvenir existen las facilidades para realizar las

mezclas de crudos, por lo que se concluye que actualmente existe disponible la infraestructura de

transporte de los crudos candidatos a ser mezclados, y por lo que en desarrollo de este proyecto

no se planteará la construcción de infraestructura adicional.

Objetivo Específico No. 3 - ACTIVIDAD K: Definición del marco de referencia para la gestión

socio-ambiental de la alternativa seleccionada.

Para la definición del marco de referencia para la gestión socio-ambiental fue necesario remitirse

inicialmente las leyes nacionales aplicables y a la normatividad legal vigente. Adicionalmente, se

consultaron las buenas prácticas de la industria que se tengan incluidas en las políticas internas de

la compañía que vaya a adelantar el proyecto, en este caso ECOPETROL. La metodología

adelantada para esta actividad consistió básicamente en recopilar de manera general las

normatividad aplicable y procedimientos a asegurar desde la concepción de la idea de un proyecto

hasta su desarrollo y cierre. Dado que esta actividad corresponde a un marco de referencia a

Vol. Diluyente 13.59 Bls 14.24 Bls 13.64 Bls

S (Grado encogimiento) 0.099 % 0.093 % 0.097 %

16.67 °API 16.71 °API 16.66 °API

600.00 cSt @30°C 600.00 cSt @30°C 600.00 cSt @30°C

1.832% (wt) 1.860% (wt) 1.835% (wt)

0.376% (vol.) 0.374% (vol.) 0.380% (vol.)

4.18 PTB 4.25 PTB 4.18 PTB



18.17 °API 16.85 °API 18.05 °API

300.00 cSt @30°C 300.00 cSt @30°C 300.00 cSt @30°C

3.021% (wt) 3.056% (wt) 3.024% (wt)

0.531% (vol.) 0.531% (vol.) 0.537% (vol.)

0.20 PTB 0.35 PTB 0.21 PTB



17.21 °API 15.43 °API 17.06 °API

600.00 cSt @30°C 600.00 cSt @30°C 600.00 cSt @30°C

4.062% (wt) 4.097% (wt) 4.065% (wt)

0.492% (vol.) 0.491% (vol.) 0.500% (vol.)

6.79 PTB 7.00 PTB 6.80 PTB

Rubiales - Cusiana Rubiales - Cupiagua Rubiales - FloreñaMEZCLA

Salinidad

Gravedad API

Viscosidad Cinemática

Contenido Azufre

%BSW

MEZCLA Castilla - Cusiana Castilla - Cupiagua Castilla - Floreña

Gravedad API


Contenido Azufre

%BSW

Salinidad

Gravedad API


Contenido Azufre

%BSW

Salinidad

Chichimene - Cupiagua Chichimene - Floreña

MATRIZ RESULTADOS PROPIEDADES DE MEZCLA - BASE 100BLS CRUDO PESADO

MEZCLA Chichimene - Cusiana

16

continuación se presenta un resumen de la información consultada y que se considera relevante

para la realización de este tipo de proyectos.

Como Marco de Referencia legal para la Gestión Socio-Ambiental se identificó dos grandes

referentes:

La Política Ambiental Nacional: La Carta Constitucional define el carácter social del Estado

y en este marco reconoce la protección del medio ambiente como principio fundamental y derecho

colectivo. Allí, se establecieron los derechos y deberes del Estado y de los particulares frente a: la

protección del ambiente; compromiso con la sostenibilidad y la eficiencia económica; control

fiscal; participación ciudadana y respeto por la cultura.

La Ley 99 de 1993 –Ley del Medio Ambiente, creo el Ministerio del Medio Ambiente (hoy

Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial – MAVDT), reordena el sector público

encargado de la gestión y conservación del medio ambiente y los recursos naturales renovables, y

organiza el Sistema Nacional Ambiental –SINA-, entre otros.

Adicional a los elementos de política definidos para Colombia y de los propios de la Compañía, la

planificación de las actividades debe satisfacer un conjunto de normas ambientales. A menara de

referencia se incluye en la tabla número 15 los temas básicos que se deben tener en cuenta para

establecer el marco legal ambiental de un proyecto del sector de los hidrocarburos:

Tabla 15: Elementos Básicos del Marco Legal Ambiental

Fuente: Elaboración propia basada en trabajo final curso Manejo Ambiental de Proyectos Petroleros 2016.

En el gráfico número 10 se presenta un resume con algunas de las principales normas aplicables al

uso, aprovechamiento o afectación de los recursos naturales.

ELEMENTO TEMA

TRÁMITES Licencia Ambiental.

Aprovechamiento forestal.

Ocupación o alteración de cauces.

Aguas superficiales o subterráneas.

Vertimientos.

Disposición de residuos.

Disposición final de escombros.

Zonas de manejo especial (Áreas forestales, reservas

forestales, parques nacionales).

Uso del suelo.

Bienes de interés cultural y patrimonio arqueológico.

Ordenamiento territorial.

Comunidades negras (afrocolombianas).

Comunidades indígenas.

Audiencias Públicas Ambientales

Participación ciudadana y comunitaria.

Recurso hídrico.

Manejo de aguas residuales.

Uso eficiente y manejo del agua.

Tasas por utilización de aguas.

PERMISOS PARA EL USO,

APROVECHAMIENTO O AFECTACIÓN

DE LOS RECURSOS NATURALES

RENOVABLES

DESARROLLO TERRITORIAL

PARTICIPACIÓN CIUDADANA

AGUA Y SANEAMIENTO BÁSICO

17

Grafica 10 - Normatividad Para Uso, Aprovechamiento o Afectación de los Recursos Naturales


Participación Ciudadana: Por otra parte, es importante tener en cuenta que la participación

ciudadana en las decisiones ambientales de los proyectos merece especial atención, particularmente

cuando las actividades se desarrollen en territorios pertenecientes a comunidades étnicas. En este

punto específico la Constitución Nacional de Colombia establece que se debe respetar la diversidad

cultural. Mediante la Ley 21 de 1991, Colombia adoptó el Convenio 169 de Pueblos Indígenas y

Tribales; por esta razón, cuando se pretenda realizar un proyecto en resguardos indígenas o en

territorios de comunidades negras, se debe realizar la consulta previa reglamentada en el Decreto

1320 de 1998 del Ministerio del Interior.

Tabla 16: Niveles De Participación Ciudadana en los E.I.A. ESTAMENTO

COMUNITARIO

LINEAMIENTOS DE

PARTICIPACION

ETAPA DE

APLICACIÓN FORMALIZACION

AUTORIDADES

REGIONALES Y

LOCALES

Acercamiento e información

sobre el proyecto y sus

implicaciones en el área de

estudio

Previo y durante la

ejecución del estudio.

Correspondencia,

agendas de trabajo y

constancias del caso.

CIUDADANOS Y

COMUNIDADES

ORGANIZADAS

Acercamiento, información y

comunicación sobre la actividad y

sus implicaciones ambientales en

el área de estudio.

Durante el proceso de

elaboración del estudio.

Levantamiento de

actas con las firmas

del caso, documentos

fílmicos o fotográficos

en lo posible.

FORMALIZACION

Acercamiento, información y

participación en el proceso de

elaboración del estudio.

Durante la elaboración del

estudio, previo a la decisión

de otorgamiento o no de la

Licencia Ambiental por

parte del Ministerio del

Medio Ambiente.

Acta de consulta

previa.


18

Según Directiva Presidencial No. 1 de marzo de 2010 se determinó los mecanismos para la

aplicación de la Ley 21 de 1991, así mismo se señalan las acciones que requieren la garantía del

derecho a la Consulta Previa y establece los mecanismos mediante los cuales procede el proceso

de Consulta Previa.

En la Tabla número 16 se detallan los niveles de participación ciudadana en la elaboración de los

Estudios Ambientales. Para verificar que se ha dado satisfacción a este requisito, al radicar el

respectivo documento se deberá presentar ante la autoridad ambiental competente las respectivas

constancias o certificaciones que acrediten dicha participación. Los documentos de formalización

de los acuerdos entre la comunidad y el proyecto deberán mantenerse archivados como material de

soporte.

Objetivo Específico No. 3 – ACTIVIDAD L: Identificación y valoración de aspectos e impactos

socio-ambientales de la alternativa seleccionada y ACTIVIDAD L: Definición de medidas de

manejo.

Considerando la información verificada en la actividad J, donde se definió que para el alcance de

este proyecto no se requiere la construcción de una infraestructura adicional por cuanto actualmente

existen en operación los medios de transporte y las facilidades de mezcla, y dado que los esquemas

operativos actuales de los productores nos permiten tener todos los fluidos en las facilidades de

mezcla, área de la estación Cusiana de Ocensa, no se evidencia nuevos impactos relevantes por

cuanto no se visualizan nuevas actividades.

En razón a lo anterior se procedió a realizar un análisis de los aspectos e impactos referentes a las

actividades rutinarias y típicas de una facilidad de recibo, mezcla y despacho de fluidos. Para lo

cual, se identificaron algunas de las principales áreas y actividades generales que allí se desarrollan

en condiciones normales de operación. Posteriormente, se procedió a disgregar las actividades

generales en actividades específicas a las que se le identificaron los principales aspectos e impactos

que se podían ver afectados y para cada una de ellas se realizó la identificación de normatividad

específica o requisito legal aplicable. Toda esta información se consolido en la tabla de datos que

se presenta mas adelante.

Una vez identificados aspectos e impactos asociados al proyecto se procedieron a aplicar las

metodologías conocidas de valoración de riesgos y valoración de impactos. Para el caso específico

de la valoración de riesgos se utilizó la metodología cualitativa conocida como Matriz de

Evaluación de Riesgos (RAM) aplicando la clasificación de consecuencias y probabilidad definidas

por Ecopetrol en su matriz RAM. Una vez valorados los riesgos se procedió a definir los controles

o medidas a implementar para prevenir, corregir y/o mitigar para cada una de las actividades

identificadas y, posteriormente, a fin de identificar el riesgo residual se procedió a realizar

nuevamente la valoración de los riesgos, pero esta vez considerando las medidas implementadas.

Por otra parte, para el caso específico de la valoración de impactos se procedió a utilizar la

metodología propuesta por Conessa Fdez. - Vitora, 1.997, la cual permite identificar, predecir,

interpretar, prevenir y valorar los impactos que se generan sobre el entorno medioambiental,

calificando de manera cualitativa y cuantitativa la magnitud de los impactos. Toda esta información

se consolido en la tabla de datos No. 16 que se presenta a continuación.

Derrame de residuos líquidos

contaminados con sustancias

químicas.

Contaminación del

agua

Contaminación del

sueloDaños a la propiedad Decreto 321 de 1999 H H -1 2 5 8 1 1 2 2 1 4 1 -36

Emisiones atmosféricas de

gases contaminantes.

Contaminación

atmosférica

Decreto 948 de 1995 y Decreto

979 de 2006L L -1 1 1 1 1 2 2 3 1 1 4 -20

Derrame de crudoContaminación del

agua

Contaminación del

sueloDecreto 321 de 1999 H H -1 2 2 4 2 3 3 4 4 4 1 -35



Contaminación

atmosférica


979 de 2006L L -1 1 1 1 1 2 2 3 1 1 4 -20



Contaminación

atmosférica

Contribución al efecto

de invernadero


979 de 2006L L -1 1 1 1 1 2 2 3 1 1 4 -20

Generación de ruido

Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la

comunidad

Resolución 8321/83

Decreto 948/95L L -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22

Generación de residuos

sólidos contaminados con

hidrocarburos.

Contaminación del

sueloDecreto 838 de 2005 L

Aplicar buenas practicas

operativas.

Programa de manejo de residuos

sólidos.

Capacitación en practicas

operativas.N -1 2 1 2 2 1 2 1 4 4 4 -28


de hidrocarburos.

Contaminación del

agua

Contaminación del

sueloDecreto 321 de 1999 H

Mantenimiento preventivo de

líneas.

Realizar inspecciones periódicas

de seguridad para saber cual es el

estado del tubo.

M -1 2 1 1 1 1 1 2 1 4 1 -20



Contaminación

atmosféricaAfectación de la Salud


979 de 2006L

Disponer de las hojas de seguridad

de los productos químicos.

Capacitación en manipulación de

los producto químicos y manejo de

residuos.

N -1 1 1 1 1 2 2 3 1 1 4 -20


contaminados con sustancias

químicas.

Contaminación del

sueloAfectación de la Salud Decreto 321 de 1999 H

Mantenimiento de las bombas de

químicos.

Almacenamiento en recipientes

adecuados.

Adecuar diques de contención.

Disponer de las hojas de seguridad

de los productos químicos es sitio.

Programa de manejo integral de

residuos.

Vehículos aprobador por la SOR.

Capacitación en el manejo de

productos químicos.M -1 2 1 8 1 1 2 2 1 4 1 -28


de hidrocarburos.

Contaminación del

agua

Contaminación del


Mantenimiento preventivo a las

bombas de transferencia, líneas de

flujo y diques de contención.

Mantener procedimientos limpios

de operación y mantenimiento.

Programa de inspección y control

de corrosión - fugas.

Plan de contingencia.

Capacitación en prácticas

operativas y planes de

contingencia.

M -1 2 1 1 1 1 1 2 1 4 1 -20


Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la

comunidad


979 de 2006L

Mantenimiento periódico a las

unidades de bombeo.Monitoreo de ruido ambiental.

Capacitación en control de ruido

para minimizar factores que

afectan al ambiente.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la

comunidad

Resolución 8321/83

Decreto 948/95L

Mantenimiento y adecuada

operación de las bombas.

Monitoreo de los niveles de ruido

ambiental en el área de influencia.

Capacitación en control de ruido

para minimizar factores que

afectan al ambiente.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


de hidrocarburos.

Contaminación del

agua

Contaminación del


Reducir los derrames a través del

mantenimiento e inspección de los

equipos.

Programa de control de fugas.

Plan de contingencia.

Adecuar diques de contención.

Concientizar en procedimientos

limpios de operación.

Capacitación en planes de

contingencia.

M -1 1 1 4 2 2 1 2 4 1 1 -22


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo

Decreto 2811 de 1974, Decreto

4741 de 2005H Puntos ecológicos

Utilización de empresas

autorizadas por la autoridad

ambiental para el transporte y

disposición final de residuos

solidos

Capacitación en manejo de

residuos y PMA.M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16


sólidos

Alteración de la

calidad del agua

Contaminación del

sueloDecreto 838 de 2005 L Puntos ecológicos





solidos

Capacitación sobre el Manejo

Integral de Residuos Sólidos

(Reciclaje)

N -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16

Utilización de energía

eléctrica

Agotamiento de

recursos naturalesDecreto 2811 de 1974 L Control del consumo de energía

Programa de uso eficiente de

energía

Capacitación en PMA y uso

racional de energíaN -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16

Consumo de aguaAgotamiento de

recursos naturales

Decreto 2811 de 1974 y Ley

373 de 1997L

Avisos y señalización sobre el uso

racional del agua; y

Mantenimiento preventivo

instalaciones hidráulicas

Programa de ahorro y uso eficiente

del agua

Capacitación y sensibilización en

ahorro del recurso.N -1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -19

Generación de empleo en

área de influencia

Mejoramiento de la

calidad de

vida

N/A N/A 1 2 1 4 2 1 3 1 1 1 1 22


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo


4741 de 2005 y Ley 9 de 1979H Puntos ecológicos. Separador API





solidos; y API de la Estación J-25

y/o J-10


residuos y PMA.H -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16

Emisiones de gases y vaporesContaminación

atmosféricaAfectación de la Salud


979 de 2006L Capacitación al personal: PMA. N -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 4 -18


líquidos industriales y/o

domésticos

Alteración de la

calidad del agua

Contaminación del

sueloLey 9 de 1979 H

Mantenimiento preventivo

Trampas de grasa. Cajas de

inspección. Tanques sépticos

Mantenimiento e Inspección Capacitación al personal: PMA. M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16


particulados y emisión de

gases

Alteración de la

calidad del aire


4741 de 2005M M -1 2 2 2 2 2 2 2 1 4 4 -29

Emisión de gases de

combustión

Contaminación

atmosférica

Resolución 8321/83

Decreto 948/95L L -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 4 -18

Generación de ruidoQuejas de la

comunidadResolución 626 de 2006 L L -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22

Emisión de gases de

combustión

Contaminación

atmosférica

Resolución 8321/83

Decreto 948/95L L -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 4 -18


de hidrocarburos.

Contaminación del

agua

Contaminación del

sueloDecreto 321 de 1999 M M -1 1 1 4 2 2 1 2 4 1 1 -22

Generación de ruidoQuejas de la

comunidadResolución 626 de 2006 L

Procedimientos Operacionales

contratista y Procedimiento

general del SIG

L -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22

EVALUACION DEL IMPACTO AMBIENTAL (Metodologia CONESA)

REQUISITO LEGALEF PR IMP

PROYECTO

MO PE RV RC SI

MATRIZ DE RELEVANCIA DE ASPECTOS SOCIOAMBIENTALES DEL PROYECTO

R2: REDUCCIÓN DEL CONSUMO DE NAFTA PARA DILUCIÓN UTILIZANDO CRUDOS INTERMEDIOS Y LIVIANOS PRODUCIDOS EN COLOMBIA

EVALUACION DE RIESGOS (Matriz RAM Ecopetrol)

OP

ER

AC

ION

ES

Realizar actividades de

recibo y tratamiento

del fluido

Ejecutar actividades de

conducción de crudo por

líneas de proceso (al

interior de las

instalaciones de mezcla)

Realizar tratamiento

químico (dosificación,

cargue y descargue del

producto químico)

Realizar transferencias y

despachos

OP

ER

AC

ION

ES

Operación en

instalaciones de

procesamiento para

mezcla

CRITERIO DE EVALUACIÓN

Na

Operar generadores,

compresores, hornos, teas

y otros equipos mecánicos

Realizar manejo de fluidos

hidrocarburos en equipos

y líneas presurizadas

AC

Realizar manejo y uso de

sustancias especiales y/o

mercancías peligrosas

SUELORECURSO

NATURAL

ACTIVIDAD

ESPECIFICAASPECTO AMBIENTAL SOCIO/

ECONOMICOAGUAAIRE

CONTROLES A IMPLEMENTAR NIVEL

DE

RIESGO

(después

ÁREAACTIVIDAD

GENERAL IN EX

Tratar aguas residuales

Realizar actividades del

personal (en las diferentes

funciones de operación,

mantenimiento, recibo y

despacho, administrativas,

etc.)

AD

MIN

IST

RA

TIV

A

Realizar actividades

del personal

IMPACTO AMBIENTAL NIVEL

DE

RIESGO

(antes del EN LA FUENTE EN EL MEDIO EN EL RECEPTOR

Tratar aguas

residuales

AD

MIN

IST

RA

TIV

A

Operar bombas

contraincendios

Realizar actividades

para el sistema de

contraincendios y

manejo de

emergencias

AD

MIN

IST

RA

TIV

AT

RA

NS

PO

RT

E Realizar transporte

terrestre (movilización

y desmovilización de

personal, equipos,

maquinaria y

materiales)

Conducir vehículos por

vías destapadas

Conducir vehículos

transportando sustancias

especiales y/o mercancías

peligrosas



PROYECTO

MO PE RV RC SI





Na ACSUELORECURSO

NATURAL

ACTIVIDAD


ECONOMICOAGUAAIRE


DE

RIESGO

(después

ÁREAACTIVIDAD

GENERAL IN EX


DE

RIESGO


Emisiones atmosféricas por

operación de maquinaria y/o

equipos y/o vehículos (SOX,

NOX, CO2)

Contaminación

atmosférica

Resolución 160 de 1996,

Decreto 2107 de 1995 y

Resolución 898 de 1995.

LMantenimiento preventivo de los

equipos y/o vehículos

Programa de Revisión de

maquinaria y equiposReporte de fallas del equipo N -1 2 1 2 3 3 4 2 1 4 4 -31

Generación de material

particulado

Alteración de la

calidad del aireAfectación de la Salud Decreto 2811 de 1974 L Velocidad máxima 50 KPH Capacitación al personal: PMA. N -1 2 2 3 1 1 2 2 4 4 4 -31


Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la



maquinaria y/o equipo, solicitud

de certificado de emisiones

atmosféricas y revisión tecno

mecánica ; E implementación del

procedimientos de manejo de

maquinaria

Inspección al equipo y/o

maquinaria y/o vehículo

Realización de actividades

generadoras de ruido en lapsos de

1 hora de trabajo y 5 minutos de

descanso; Comités con la

comunidad explicando las

actividades a realizar;

Capacitación a operadores

maquinaria, conductores vehículos

y volquetas ; Atención a todas las

reclamaciones de la comunidad; y

Suministro y uso adecuado de

EPP.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo







solidos


residuos y PMA.M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16

Derrame de sustancias

químicas

Contaminación del

agua

Contaminación del

sueloDaños a la propiedad Ley 55 de 1993 L

Almacenamiento y trasvase

seguro. Kit Ambiental

Fichas técnicas. Manejo de

sustancias químicas. PDC. Diques.




disposición final de residuos.

Capacitación en PDC y PMA.

Divulgación ficha de seguridadN -1 2 1 5 2 2 2 2 1 4 1 -27


agua

Contaminación del



líneas. InspeccionesMantenimiento. PDC Capacitación en PDC y PMA H -1 4 4 4 2 3 4 4 4 4 1 -46

Emisiones de gases y vaporesContaminación

atmosférica


979 de 2006L


líneas.

Mantenimiento e inspecciones de

línea. PDCCapacitación al personal: PMA. N -1 1 1 1 1 2 2 3 1 1 4 -20




NOX, CO2)

Contaminación

atmosférica





equiposPrograma de Revisión de vehículo Reporte de fallas del equipo N -1 2 1 2 3 3 4 2 1 4 4 -31


particulado

Alteración de la

calidad del aireAfectación de la Salud Decreto 2811 de 1974 L Velocidad máxima 50 KPH Capacitación al personal: PMA. N -1 2 2 3 1 1 2 2 4 4 4 -31


Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la



vehículos, solicitud de certificado

de emisiones atmosféricas y

revisión tecno mecánica e

implementación del

procedimientos de manejo y

transporte de sustancias químicas

Inspección al vehículo

Comités con la comunidad

explicando las actividades a

realizar; Capacitación a

conductores de vehículos;

Atención a todas las reclamaciones

de la comunidad; Suministro y uso

adecuado de EPP.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo







solidos


residuos y PMA.M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16



hidrocarburos.

Alteración de la

calidad del agua

Contaminación del

sueloDecreto 838 de 2005 L Puntos ecológicos





solidos

Capacitación sobre el Manejo

Integral de Residuos Sólidos

(Reciclaje)

N -1 2 1 2 2 1 2 1 4 4 2 -26


agua

Contaminación del



válvulas y líneas

Mantenimiento. PDC. Contrapozo.

Trampa APICapacitación en PDC y PMA M -1 2 2 4 2 3 3 4 4 4 1 -35



hidrocarburos.

Contaminación del

sueloDecreto 838 de 2005 L

Manejar y disponer de manera

adecuada los residuos sólidos que

se generen.

Tratar y disponer los residuos

generados en el Incinerador,

aquellos residuos incinerables

disponerlos en las fosas de

basuras.

Dar a conocer los procedimientos

establecidos en el sistema de

gestión integral de residuos

sólidos.

L -1 2 1 2 2 1 2 1 4 4 4 -28


de hidrocarburos.

Contaminación del

sueloDecreto 321 de 1999 M Orden y Aseo del área.

Capacitación en practicas

operativas.M -1 1 1 4 2 2 1 2 4 1 1 -22



Deterioro de la calidad

del aire.


979 de 2006L Monitoreo de la calidad del aire.

Capacitación en manipulación de

productos químicos.L -1 1 1 1 1 2 2 3 1 1 4 -20

Generación de lodos (con

presencia de Hcs)

Contaminación del

sueloDecreto 321 de 1999 M

Adecuada disposición final de

lodos (Biorremediación).

Programas en tratamiento de

residuos contaminados con

hidrocarburos.

Entrenamiento en el manejo y

disposición de residuos

contaminados con hidrocarburos.

M -1 2 1 1 1 1 1 2 1 4 1 -20

Asear y limpiar

instalaciones


líquidos industriales y/o

domésticos

Alteración de la

calidad del agua

Contaminación del

suelo

Ley 9 de 1979, y Decreto 1594

de 1984L

Utilización de productos

biodegradables para las

actividades de aseo y limpieza.

Uso racional del agua.

Capacitar al personal de aseo y

limpieza de instalaciones en el uso

racional del agua.

L -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo







solidos


residuos y PMA.M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -13

Utilización de energía

eléctrica

Agotamiento de

recursos naturalesDecreto 2811 de 1974 L Control del consumo de energía

Programa de uso eficiente de

energía

Capacitación en PMA y uso

racional de energíaN -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -13


recursos naturales


373 de 1997L

Medición del agua utilizada en la

actividad

Programa de inspección y

mantenimiento del vehículo para

que no hayan fugas






NOX, CO2)

Contaminación

atmosférica




LMantenimiento preventivo de la

maquinaria y/o equipos



TR

AN

SP

OR

TE

Operar maquinaria,

equipos y vehículos

Operar maquinaria,

equipos y vehículos

TR

AN

SP

OR

TE

Realizar transporte en

carrotanque - Líneas

de flujo

Realizar conducción del

crudo

Transportar en

carrotanque crudo

MA

NT

EN

IMIE

NT

O

Realizar

Mantenimiento de

Equipos e

Instalaciones

Realizar mantenimientos

de equipos (válvulas,

bombas)

Realizar mantenimiento y

limpieza de sistemas de

mezcla y tanques de

almacenamiento

MA

NT

EN

IMIE

NT

O

Ejecutar actividades en

obras civiles y

mecánicas

Adecuar vías de acceso a

instalaciones de mezcla



PROYECTO

MO PE RV RC SI





Na ACSUELORECURSO

NATURAL

ACTIVIDAD


ECONOMICOAGUAAIRE


DE

RIESGO

(después

ÁREAACTIVIDAD

GENERAL IN EX


DE

RIESGO



Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la



maquinaria y/o equipo y/o

vehículo; y Programa de Revisión

Tecno mecánica y de gases









Capacitación a operadores de



reclamaciones de la comunidad;


EPP.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


químicas

Contaminación del

agua

Contaminación del

sueloLey 55 de 1993 L











Desmonte y/o poda Cambio del paisaje Decreto 2811 de 1974 HEspecies con DAP>10 cm deben

ser erradicadas con permiso

Política de conservación de la

cobertura vegetalCapacitación al personal: PMA. H -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 -15

Ocupación de caucesAlteración de la fauna

y flora acuática

Agotamiento de

recursos naturalesL Tramite de permisos.

Barreras de protección y Control

de sedimentos del cauce.

Cumplimiento del permiso de

ocupación de cauces.

Capacitación al personal: PMA. N -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 -15

Desmonte y/o poda

Erosión y Alteración

de la micro flora y

micro fauna del suelo

Decreto 2811 de 1974 H Máximo 25 centímetrosReutilización del material para

obras de recuperaciónCapacitación al personal: PMA. M -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 -15

Movimientos de tierra

Erosión y Alteración

de la micro flora y

micro fauna del suelo

Cambio del paisaje Decreto 2811 de 1974 M Taludes 1,5H:1VConstrucción de obras de

estabilizaciónCapacitación al personal: PMA. L -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -13

Consumo de materiales de

construcción (canteras)

Incremento de

procesos erosivos

Agotamiento de

recursos naturalesDecreto 2811 de 1974 M

Reutilización de material apto

para hacerlo



ambiental para el suministro de

material pétreo. Obras de

estabilización

Capacitación al personal: PMA. L -1 1 1 1 1 4 4 1 4 4 1 -25




NOX, CO2)

Contaminación

atmosférica




LMantenimiento preventivo de la

maquinaria y/o equipos




particulado

Alteración de la

calidad del aireAfectación de la Salud Decreto 2811 de 1974 L Velocidad máxima 50 KMH Capacitación al personal: PMA. N -1 2 2 3 1 1 2 2 4 4 4 -31


Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la



maquinaria y/o equipo; Solicitud

de certificado de emisiones

atmosféricas y revisión tecno

mecánica; E implementación del


maquinaria









Capacitación a operadores



reclamaciones de la comunidad;


EPP.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo







solidos


residuos y PMA.M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 4 -16


sólidos peligrosos

Contaminación del

agua

Contaminación del

suelo







solidos


residuos y PMA.M -1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 -14


recursos naturales


373 de 1997L

Medición del agua utilizada en la

actividad

Programa de ahorro y uso eficiente

del agua






NOX, CO2)

Contaminación

atmosférica





equipos




Incremento de los

niveles de ruido

ambiental.

Quejas de la



maquinaria y/o equipo; E

implementación del


maquinaria y/o equipo y/o

vehículos









Capacitación a operadores de

maquinaria y/o equipo,

conductores vehículos; Atención a

todas las reclamaciones de la

comunidad; Suministro y uso

adecuado de EPP.

N -1 2 1 1 1 1 1 1 1 4 4 -22


químicas

Contaminación del

agua

Contaminación del

sueloLey 55 de 1993 L








disposición final de residuos.



Desmonte y/o poda Cambio del paisaje Decreto 2811 de 1974 HEspecies con DAP>10 cm deben

ser erradicadas con permiso

Política de conservación de la

cobertura vegetalCapacitación al personal: PMA. M -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 -15

Desmonte y/o podaIncremento de

procesos erosivosCambio del paisaje Decreto 2811 de 1974 H Máximo 25 centímetros

Reutilización del material para

obras de recuperaciónCapacitación al personal: PMA. M -1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 -15

Ejecutar actividades de

construcción y

mantenimiento de líneas

de flujo (al interior de las

instalaciones de mezcla)

MA

NT

EN

IMIE

NT

O

Ejecutar actividades en

obras civiles y

mecánicas

Operar maquinaria y

equipos

Adecuar vías de acceso a

instalaciones de mezcla

22

Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD N: Identificación de los costos actuales de dilución y

transporte del crudo pesado seleccionado.

A fin de abordar la evaluación preliminar económica y financiera de la mezcla de crudos propuesta,

se consideró a nivel académico como caso base (situación actual), el constituido por la opción de

continuar transportando el crudo Rubiales diluido con NANFA VIRGEN junto con la producción

y venta del crudo liviano puro (sin dilución) producido en Cusiana, de forma tal que los ingresos

de esta alternativa de proyecto están constituidos por las ventas del crudo Rubiales diluido con

NAFTA en las proporciones en que se viene haciendo, más las ventas del crudo Cusiana, a los

precios de mercado de diciembre del año 2016, castigados o premiados por calidad como se

indicará más adelante, según corresponda.

Para lo anterior, se consultaron en ECOPETROL los pronósticos de producción de los campos

seleccionados que se muestran en la gráfica No. 11, junto con la logística y los costos actuales de

transporte de los crudos Rubiales, Cusiana Cupiagua y Floreña, estableciéndose que actualmente

el crudo Rubiales es diluido con NAFTA VIRGEN a fin de reducir su viscosidad, en proporción

de 11,42 barriles de NAFTA por cada 100 barriles de crudo Rubiales; posteriormente la mezcla

diluida es transportada desde el campo Rubiales hasta la Estación Cusiana, a través del oleoducto

de los llanos (ODL), y desde esta estación es enviada al puerto de exportación en Coveñas a través

del Oleoducto Central de Colombia (OCENSA). Entre tanto, el crudo liviano producido en

Cusiana, más la producción de condensado producido en la planta de gas de Cusiana, se transporta

por baches desde la estación Cusiana hasta las refinerías y hasta el puerto de exportación en

Coveñas a través del oleoducto OCENSA.

Gráfica No. 11: Pronósticos de Producción

Fuente: Elaboración Propia con información de ECOPETROL

En la tabla No. 17 se muestra los principales costos en que ECOPETROL incurre actualmente para

el transporte del crudo Rubiales:

23

Los gastos de levantamiento y producción se tomaron con fines académicos, a partir de consulta

con expertos de la industria mediante correlaciones con gastos de campos cercanos y de similares

características fisicoquímicas de los crudos, debido a que no fue posible acceder a la información

precisa, la cual hace parte de la información confidencial de ECOPETROL.

Tabla No. 17: Gastos operacionales de producción y venta de los crudos Rubiales y Cusiana

Fuente: Elaboración Propia con datos facilitados por ECOPETROL

Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD P: Selección de la Tasa de descuento, y ACTIVIDAD

Ñ: Construcción de los flujos financieros del caso base.

Mediante consulta con expertos en ECOPETROL y en CENIT, se estableció una tasa de descuento

del 10% que es la que utilizan ECOPETROL y sus filiales para la evaluación económica de sus

proyectos, sin precisarse el mecanismo utilizado para la determinación de esta tasa, aspecto que

desborda los alcances de este trabajo de grado, tal como se estableció desde su lanzamiento.

Posteriormente se estableció mediante consulta en ECOPETROL, que los campos Rubiales y

Cusiana tienen pronósticos de producción futura que se extienden más allá del año 2027, por lo

que resulta viable una ventana de tiempo para la evaluación económica de 10 años, sin embargo

los análisis financieros se hicieron primeramente con una ventana de tiempo de 5 años, teniendo

en cuenta dos aspectos, a saber: Por un lado, los flujos de caja más tardíos impactan en menor

medida el Valor Presente Neto – VPN del proyecto frente al impacto de los flujos de los primeros

cinco periodos, y dos, en la industria petrolera los pronósticos de producción más allá de cinco

años resultan inciertos por cuanto los mismos están estrechamente relacionados con el mercado

mundial del petróleo. Posteriormente y con el ánimo de determinar los efectos financieros de una

ventana de tiempo de 10 años, se corrieron los modelos financieros y se estableció el VPN para

diez periodos de un año.

Seguidamente se establecieron los ingresos operativos del proyecto de condiciones actuales (caso

base) mediante el cálculo de los ingresos por venta de crudo rubiales diluido con NAFTA y la venta

del crudo puro producido en Cusiana, considerando para los fines de este proyecto los precios de

venta del crudo constantes de diciembre del año 2016. Finalmente, se calcularon los egresos

operativos con base en los costos señalados en la tabla 17, teniendo en cuenta los volúmenes de

producción de crudos luego de descontarle las regalías pactadas con la Agencia Nacional de

Hidrocarburos – ANH.

Gastos Operacionales Asociados de producción y venta de los crudos Rubiales y Cusiana Unidades Valores

Costo Unitario del levantamiento y producción del crudo rubiales (Valor estimado con información de campos de

referencia) USD/Bls 7

Costo Unitario del levantamiento y producción del crudo Cusiana (Valor estimado con información de campos de


Valor de la NAFTA en puerto de Importación (Diluyente) USD/Bls 62,74

Valor de la logística de la NAFTA (transporte Almacenamiento y Manejo interno en Planta) USD/Bls 15

Costos de Mezcla, logística y transporte de la NAFTA desde la Estación de Mezcla al puerto de Exportación USD/Bls 11,47

Valor del Transporte del Crudo Rubiales por el OLEODUCTO ODL hasta Estación Cusiana USD/Bls 4,1203

Valor del Transporte del Crudo Rubiales por OLEODUCTO DE OSCENSA (Fuente OCENSA) USD/Bls 6,746

Valor del Transporte del Crudo Cusiana por OLEODUCTO DE OSCENSA (Fuente OCENSA) USD/Bls 6,746

Valor Condición Monetaria por Transporte de crudo extra pesado por OLEODUCTO OCENSA, según

Resolución Resolución 72 146 del 2014 del Ministerio de Minas y EnergíaUSD/Bls $ 0,35

24

En la estimación del VPN se consideró que las tarifas del transporte de crudo por el sistema de

oleoductos se incrementarían a una tasa constate, para lo que se tomó como tasa de incremento la

inflación esperada por el Gobierno Nacional en el mediano plazo, esto es 3% anual (Marco fiscal

de Mediano Plazo, Ministerio de hacienda y crédito público. 2016. P. 180)

Para establecer el valor de venta de un barril de crudo Cusiana se partió del valor de venta de la

mezcla de referencia Magdalena Blend a 31 de diciembre de 2016, que fue de US$38.7/Barril,

valor que se estimó mediante el descuento de 5 dólares al precio promedio del crudo BRENT del

año 2016, el cual fue de USD$43.7 por barril, y posteriormente se adicionaron o descontaron según

correspondiera los valores por calidad del crudo Cusiana frente a la mezcla Magdalena Blend,

dando como resultado un valor de venta del crudo Cusiana de 67,211 dólares por barril de crudo,

tal como se indica en la tabla No. 18.

Tabla No. 18 Valoración del barril de crudo Cusiana

Fuente: Elaboración propia con información de ECOPETROL

Con los flujos de ingresos y egresos futuros estimados, y previo descuento de la tasa impositiva, se

estableció el flujo de caja del caso base, y con este se estimó el VPN para una ventana de tiempo

de cinco años (del año 2017 al año 2021) en MMUS$1.175,176 (Millones de dólares de los Estados

Unidos de América), y en MMUS$1424,28 para una ventana de tiempo de 10 años. Para mayor

claridad se anexa en formato EXCEL el documento contentivo de los flujos de caja y de cálculo

del VPN del caso base (Ver libro denominado “Caso Base” del archivo de EXCEL titulado “1.

Simulación de Monte Carlo Mezcla Rubiales y Cusiana”

Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD O: Identificación del CAPEX y OPEX de la alternativa

de Mezcla seleccionada.

Evaluación Preliminar Económica y Financiera de la Alternativa de Mezcla Propuesta:

La alternativa de Mezcla seleccionada consiste en la mezcla de 13,59 galones de crudo Cusiana

por cada 100 barriles de crudo Rubiales, y para su valoración económica y financiera preliminar se

partió de las siguientes consideraciones: 1) ECOPETROL realizó inversiones para la adecuación

de la Estación Cusiana para mezclar crudo Rubiales con NAFTA, lo que permitió establecer que

para la implementación de la alternativa de mezcla propuesta no se requiere la construcción de

instalaciones de recibo, almacenamiento ni de mezcla por lo que no se hace necesario la realización

de inversiones o CAPEX para estas actividades. 2) Actualmente el crudo de Rubiales se transporta

desde el Campo Rubiales hasta la Estación Cusiana a través del oleoducto ODL, por lo que no se

requieren hacer nuevas inversiones de CAPEX para llevar el crudo Rubiales hasta la estación

PropiedadesMezcla

Magdalena Blend

Crudo

Cusiana

Premio o

Castigo

Ajuste por Calidad del Crudo

Cusiana Frente a Mezcla

Magdalena Blend

Gravedad (grados

API)20,1 52,4

Mas o Menos 0,62

USD por Punto de

Diferencia

20,03

Azufre (%Asufre) 1,09 0,07Menos 2,02 USD por

Punto Adicional2,06

Acidez (NN) 4,48 1,1Menos 0,19 USD por

Décima Adicional6,42

28,51

38,70

67,21Precio de Venta del Crudo Cusiana

Ajuste Por Calidad del Precio de Venta del Crudo Rubiales

Precio de Venta de la Mezcla Magdalena Blend

25

Cusiana y por lo que del mismo modo no se considerarán inversiones de OPEX para el transporte

del crudo por vía terrestre.

En la tabla No. 19 se relacionan los gastos operativos (OPEX) de la alternativa de mezcla propuesta,

identificados partiendo de las siguientes consideraciones:1) La producción futura estimada de

Crudo Cusiana se utilizará en su totalidad en la dilución del crudo Rubiales, y 2) Los volúmenes

de crudo Rubiales que no alcanzan a ser mezclados con crudo Cusiana se continuarán diluyendo

con NAFTA y continuarán siendo transportados en las condiciones actuales del caso base.

Tabla No. 19: gastos operativos (OPEX) de la alternativa de mezcla propuesta


Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD Q: Construcción de los Flujos financieros de la

Alternativa Seleccionada.

En la construcción de los flujos financieros de la alternativa de mezcla seleccionada se tuvo en

cuenta que los ingresos operativos de este proyecto están representados en la venta de la mezcla

propuesta al precio obtenido tomando como base el precio de referencia de la mezcla Magdalena

Blend, tomando un precio de venta con corte al 31 de diciembre de 2016 de US$38.7/Barril,

realizando los correspondientes ajustes por calidad, tal como se indica en la tabla No. 20, más los

ingresos por concepto de la venta del crudo Rubiales que no alcanza a ser mezclado con el crudo

Cusiana y que continuará siendo diluido con NAFTA en las proporciones actuales y se seguirá

transportado por el mecanismo actualmente en uso.

Gastos Operacionales Asociados de producción y venta de la mezcla de crudo Rubiales con Crudo

Cusiana y la venta de los exedentes de crudo Rubiales que se continuarán diluyendo con NAFTAUnidades Valores

Costo Unitario del levantamiento y producción del crudo rubiales (Valor estimado con información de campos de


Costo Unitario del levantamiento y producción del crudo Cusiana (Valor estimado con información de campos de


Valor de la NAFTA en puerto de Importación (Diluyente) utilizada para la mezcla de los volumenes de crudo que

no son susceptibles de ser mezclados con las existencias de crudo de Cusiana USD/Bls 62,74

Valor de la logística de la NAFTA (transporte Almacenamiento y Manejo interno en Planta) USD/Bls 15

Costos de Mezcla, logística y transporte de la NAFTA desde la Estación de Mezcla al puerto de Exportación USD/Bls 11,47

Valor del Transporte del Crudo Rubiales por el OLEODUCTO ODL hasta Estación Cusiana USD/Bls 4,1203

Valor del Transporte del Crudo Rubiales diluido con NAFTA por OLEODUCTO DE OSCENSA (Fuente

OCENSA) USD/Bls 6,746

Valor del Transporte del Crudo Cusiana por OLEODUCTO DE OSCENSA (Fuente OCENSA) USD/Bls 6,746

Valor Condición Monetaria por Transporte de crudo extra pesado Ruibiales por OLEODUCTO OCENSA,

según Resolución Resolución 72 146 del 2014 del Ministerio de Minas y EnergíaUSD/Bls 0,351

Costo de la logistica de Mezclar los volumenes de Crudo Rubiales con los volumenes de Crudo

Cusiana en la estacion Cusiana. USD/Bls 0,15

26

Tabla No. 20: Precio de Venta de la Alternativa de Mezcla Propuesta


Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD R: Calculo del VPN del proyecto de Implementación

de la Alternativa Seleccionada.

Para el cálculo de los volúmenes de crudos Rubiales y Cusiana disponibles para realizarla mezcla

propuesta, se tomaron los pronósticos futuros de producción a cinco y diez años y se le descontaron

los volúmenes de crudo correspondientes a las regalías pactadas con la ANH. Posteriormente se

construyeron los flujos de ingresos con los volúmenes resultantes de la mezcla propuesta,

afectándolos por el factor de merma, y considerando en los flujos de ingresos, las ventas de los

volúmenes de producción estimada del crudo Rubiales que no alcanza a ser mezclado con crudo

Cusiana (la producción de este último no alcanza para diluir la totalidad de la producción

proyectada crudo Rubiales). Seguidamente con base en los gastos operacionales nuevos en los que

se incurriría con la implementación de la alternativa de mezcla propuesta se estimaron los egresos

de este proyecto, y con ellos se estimó el flujo de caja libre al cual se le descontó el impuesto de

renta de acuerdo con la Reforma Tributaria del año 2016.

Tabla No. 20: Precio de Venta de la Alternativa de Mezcla Propuesta


PropiedadesMezcla

Magdalena Blend

Mezcla

Rubiales

Cusiana

Premio o

Castigo


Rubiales Frente a Mezcla

Magdalena Blend

Gravedad (grados

API)20,1 16,67

Mas o Menos 0,62

USD por Punto de

Diferencia

-2,13


Punto Adicional-1,50



-3,06

38,70

35,64

Ajuste Por Calidad del Precio de Venta de la Mezcla Rubiales y Cusiana


Precio de Venta de la Mezcla Rubiales y Cusiana

PropiedadesMezcla

Magdalena Blend

Mezcla

Rubiales

Cusiana

Premio o

Castigo


Rubiales Frente a Mezcla

Magdalena Blend

Gravedad (grados

API)20,1 16,67

Mas o Menos 0,62

USD por Punto de

Diferencia

-2,13


Punto Adicional-1,50



-3,06

38,70

35,64

Ajuste Por Calidad del Precio de Venta de la Mezcla Rubiales y Cusiana


Precio de Venta de la Mezcla Rubiales y Cusiana

27

Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD S: Comparación del VPN de la Alternativa Propuesta

Versus los Costos Actuales de Transporte de del Crudo Pesado y Verificación de la Generación

de Valor

Con la misma tasa de descuento del 10% se estimó el VPN del nuevo proyecto o alternativa de

mezcla propuesta, encontrándose un VPN a cinco años de MMUSD$1.216 con lo que se logra un

efecto marginal de MMUSD$ 41,14 que representan los ahorros de costos por reemplazar la

dilución el crudo Rubiales con NAFTA, y en su lugar hacer la dilución del crudo pesado con crudo

del campo Cusiana.

Para complementar el ejercicio académico, se estimaron los VPN de los casos base y de la

alternativa propuesta con una ventana de tiempo de 10 años, considerando que las estimaciones de

producción de estos dos campos se extienden más allá del año 2026, y se encontró un VPN del

caso base a 10 años de MMUSD$ 1.424,3 y un VPN de la alternativa propuesta al mismo periodo

de tiempo de MMUSD$ 1.484,9, con lo que se obtendrían ahorros de MMUSD$60,66 por

reducción del consumo de NAFTA, los cuales finalmente se convierten en mayores ingresos para

la compañía.

Objetivo Específico No. 4 – ACTIVIDAD U: Identificación de la Variables que Impactan

Mayormente el Desempeño de la Alternativa Propuesta, y ACTIVIDAD T: Simulación de

Montecarlo y validación del desempeño de la alternativa seleccionada frente a diferentes

escenarios de precios del crudo.

En el Plan del Proyecto se consideró la realización de esta actividad, a fin de cumplir con los

Mínimos Financieros Requeridos, en los que se solicitó establecer las tres variables que más

impactan los flujos de caja del proyecto diferentes al precio del petróleo, sin embargo el desarrollo

de este trabajo evidenció posteriormente que no resultaba necesario identificar las variables que

más impactaban los flujos de caja del proyecto, debido a que tales flujos están influenciados

principalmente por los costos internacionales del crudo y los volúmenes de producción, sin

embargo el análisis financiero que aquí se presenta se realizó con base en los estimativos de

reservas de los campos en estudio de la ANH y los estimativos de producción futura de estos los

mismos elaborados por ECOPETROL, información que fue proporcionada por las Entidades

mencionadas, y con lo que se eliminó el impacto de los volúmenes de producción en los flujos de

caja

Análisis de Riesgo:

El análisis de Riesgos se realizó con tres escenarios de precios del crudo, bajos, medios y altos,

establecidos de la siguiente manera: 1) Se consultaron los precios promedio del crudo BRENT de

los últimos 30 años, considerando que los crudos producidos en Colombia se venden con base a

este crudo de referencia, y el Índice de Precios de Estados Unidos de la misma ventana de tiempo,

con base en los cuales se estableció el precio del BRENT a precios constantes del año 2016, (Para

mayor claridad ver el libro “Escenario de Precios” del archivo anexo en formato EXCEL). 3) Como

valor del crudo BRENT en el escenario de precios más esperado o más probable, se tomó el

promedio de los precios constantes al año 2016 de últimos 30 años; como precio del escenario bajo

o de mayor resistencia se tomó el promedio de los precios constantes de 2016 que resultaron

inferiores al promedio en todo el periodo de 30 años; y del mismo modo, como precio del escenario

de precios altos, o precios más optimistas, se tomó el promedio de los precios constantes del año

2016 que resultaron superiores al promedio en todo el periodo de 30 años. En la tabla No. 21 se

resumen los escenarios de precios del crudo BRENT adoptados para este estudio.

28

Tabla No. 21: Escenarios de Precios del Crudo Brent

Fuente: Elaboración propia con datos del Curso de Análisis de Riesgos y Toma de Decisiones

Teniendo en cuenta que los precios del crudo Rubiales disuelto con NAFTA, del Crudo Cusiana,

de la Mezcla de estos dos crudos y de la NAFTA están directamente relacionado con el precio

internacional del crudo BRENT, se estimaron los pesos porcentuales de los crudos de interés

respecto del precio del crudo BRENT en diciembre del año 2016, tal como se muestra en la tabla

No. 22.

Tabla No. 22: Pesos porcentuales de los crudos de interés respecto del precio del crudo BREN


Seguidamente se establecieron los escenarios de precios altos, medios y bajos de la NAFTA

VIRGEN, de los crudos Rubiales y Cusiana, y de la mezcla de los dos, con base en los pesos

porcentuales a diciembre del año 2016 de los precios estos crudos respecto del BRENT,

multiplicando estos porcentajes por los valores establecidos para los escenarios altos medios y

bajos del BRENT, tal como se muestra en la tabla No. 23.

Tabla No. 23: Escenarios de precios de venta de NAFTA, los crudos de interés y su mezcla


ESCENARIO DE PRECIOS BAJOS: Promedio de precios constantes al

año 2016 del crudo BREND, inferiores a la media de los últimos 30

años

34,6

ESCENARIO DE PRECIOS MEDIOS: Promedio de precios constantes al

año 2016 del crudo BREND durante los últimos 30 años54,5

ESCENARIO DE PRECIOS ALTOS Promedio de precios constantes al año

2016 del crudo BREND, superiores a la media de los últimos 30 años94,2

ESCENARIOS DE PRECIOS DEL CRUDO BREN

Crudo/Mezcla

Precios

Diciembre 2016

(USD$)

Porcentaje de precio

respecto del BRENT

(%)

Precio del BREN al 31 de diciembre de 2016 43,70 100%

Crudo Rubiales disuelto con NAFTA VIRGEN 38,70 89%

Crudo Cusiana 67,21 154%

Mezcla Propuesta de crudos Rubiales y Cusiana 35,64 82%

Nafta Virgen 46,50 106%

Estimación de los pesos porcentuales de los crudos de Interés respecto del precio del crudo BREN en

diciembre del año 2016

Crudo/Mezcla

Precios

Diciembre 2016

(USD$)

Escenario de

Precios Bajos

Escenario

de Precios

Medios

Escenario

de Precios

Altos

Precio del BREN al 31 de diciembre de 2016 43,70 34,60 54,46 94,18

Crudo Rubiales disuelto con NAFTA VIRGEN 38,70 30,65 48,23 83,40

Crudo Cusiana 67,21 53,22 83,76 144,84

Mezcla Propuesta de crudos Rubiales y Cusiana 35,64 28,23 44,42 76,82

Nafta Virgen 80,00 49,68 78,19 135,20

Escenarios de Precios de Venta de los crudos Rubiales, Cusiana y de la Mezcla de Crudo Rubiales con Cusiana

29

Simulación de Monte Carlo

La simulación estocástica se realizó en el Software CRYSTAL BALL, a partir de los modelos

determinísticos establecidos para el caso base o proyecto actual, y la alternativa propuesta de

mezclar los crudos Rubiales y Cusiana, estableciéndose como variables aleatoria los precios de la

NAFTA VIRGEN, de los crudos Rubiales y Cusiana, y de la mezcla de los dos, mediante una

distribución triangular con los escenarios de precios señalados en la tabla No. 23, así: Como valor

mínimo de la distribución triangular se tomó el precio del escenario bajo, como valor más probable

de la distribución se tomaron los precios del escenario medio, y como valor máximo de la

distribución se tomaron los precios de los escenarios altos. Como variable previsión o de interés de

la simulación se estableció el VPN de los flujos de caja descontados a la tasa preestablecida del

10%.

Se corrió el modelo probabilístico con 100.000 eventos estableciéndose que con un 95% de

probabilidad, el VPN en una ventana de tiempo de cinco años de los flujos de caja de la alternativa

de mezcla seleccionada, estarían entre MMUSD$ 2.030 - MMUSD$ 3.291 tal como se muestra en

la gráfica No. 12, rango de valores que muestran que con un 95% de probabilidad el VPN de la

alternativa de mezcla propuesta resulta superior al VPN del caso base, es decir si se continúa

transportando el crudo Rubiales disuelto con NAFTA VIRGEN.

Grafica No. 124: Rangos Esperados del VPN a Cinco Años con Intervalo de confianza del 95%

Fuente: Elaboración Propia

Del mismo modo se estableciéndose que con un 95% de probabilidad, el VPN en una ventana de

tiempo de diez años de los flujos de caja de la alternativa de mezcla seleccionada, estarían entre

USD$ 2.525’406.513 y USD$4.000’049.329, como se muestra en la gráfica No. 13

30

Grafica No. 13: Rangos Esperados del VPN a diez Años con Intervalo de confianza del 95%


Análisis Financiero de las Alternativas De Utilizar los Crudos Cupiagua y Floreña para

Disolver el Crudo Rubiales:

Con el mismo procedimiento señalado anteriormente, se construyeron los flujos financieros y se

calculó el VPN de las alternativas de sustituir la NAFTA para la dilución del crudo Rubiales por

los crudos Cupiagua y Floreña, encontrándose los resultados financieros que se resumen en las

tablas 24 y 25, así:

Tabla No. 24 Comparación del desempeño financiero a cinco años de las alternativas de disolver

el crudo Rubiales con los crudos Cusiana, Cupiagua y Floreña


Tabla No. 24 Comparación del desempeño financiero a diez años de las alternativas de disolver el

crudo Rubiales con los crudos Cusiana, Cupiagua y Floreña


Proyectos a Comparar

VPN Caso Base 5

Años (Millones de

USD$)

VPN Alternativa

de Mezcla a 5

Años (Millones de

USD$)

Generación

Destrucción de Valor

a 5 años (Millones de

USD$)

Rangos Esperados de VPN con

95% de Confianza a 5 años

(Millones de USD$)

Mezcla de Crudos Rubiales y Cusiana $ 1.175,18 $ 1.216,32 $ 41,14 $ 2.030 - $ 3.291

Mezcla de Crudos Rubiales y Cupiagua $ 1.253,22 $ 1.304,31 $ 51,09 $ 2.111 - $ 3.335

Mezcla de Crudos Rubiales y Floreña $ 2.472,43 $ 2.415,50 $ -56,93 $ 2.968 - $ 4.628


VPN Caso Base 10

Años (Millones de

USD$)

VPN Alternativa

de Mezcla a 10

Años (Millones de

USD$)

Generación


a 10 años (Millones

de USD$)

Rangos Esperados de VPN con

95% de Confianza a 10 años

(Millones de USD$)

Mezcla de Crudos Rubiales y Cusiana $ 1.424,28 $ 1.484,94 $ 60,66 $ 2.676 - $ 4.009

Mezcla de Crudos Rubiales y Cupiagua $ 1.499,11 $ 1.579,82 $ 80,71 $ 2.768 - $ 4.060

Mezcla de Crudos Rubiales y Floreña $ 3.176,21 $ 3.112,30 $ -63,91 $ 3.994 - $ 5.747

Desempeño Financieron de las Tres Alternativas con una Ventana de Tiempo de 10 Años

31

El análisis financiero de las tres alternativas permitió evidenciar que la mejor alternativa desde el

punto de vista financiero, es reemplazar la NAFTA para la dilución del crudo Rubiales por toda la

producción futura estimada del crudo liviano producido en el campo Cupiagua, en razón a que con

ventanas de tiempo de cinco y diez años produce los mayores VPN, y la segunda alternativa en

comparación, consiste en reemplazar la NAFTA por el crudo Cusiana en la disolución del crudo

Rubiales; mientras que la alternativa de sustituir la NAFTA por crudo Floreña destruye valor para

la compañía, puesto que los VPN de esta alternativa en ventanas de tiempo de cinco y diez años,

resultan menores a los VPN del proyecto consistente en continuar diluyendo el crudo Rubiales con

NAFTA, lo que puede explicarse porque de los tres crudos livianos en estudio, el crudo Floreña es

el que tiene mayores pronósticos de producción en los próximos 10 años, resultando más rentable

vender este crudo puro, que usarlo como diluyente del crudo Rubiales.

Análisis de Sensibilidad Frente a la Reducción en la Producción de Crudos Livianos

Respecto de los Pronósticos Establecidos:

A fin de establecer la sensibilidad financiera de las propuestas de reemplazar los consumos de

NAFTA por los crudos livianos Cusiana, Cupiagua y Floreña, se recalcularon los VPN de las tres

alternativas variando las producciones de crudos livianos al 80% y 60% de los pronósticos de

producción entregados por ECOPETROL. En la tabla No. 25 se muestran la comparación de VPN

de las alternativas cuando se varía la producción de crudos livianos al 80% de los volúmenes

pronosticados por ECOPETROL, con ventana de tiempo de cinco años, mientras que en la tabla

número 26 se muestra la comparación de VPN con el 80% de la producción de crudos livianos con

ventana de tiempo de 10 años, por su parte, las tablas números 27 y 28 muestran la comparación

de VPN cuando e varían los volúmenes de crudos livianos al 60% de los pronósticos entregados

por ECOPETROL.

Tabla No. 25 Comparación de VPN a cinco años con el 80% de la producción pronosticada


Tabla No. 26 Comparación de VPN a diez años con el 80% de la producción pronosticada



VPN Caso Base 5

Años (Millones de

USD$)

VPN Alternativa

de Mezcla a 5

Años (Millones de

USD$)

Generación



USD$)

Mezcla de Crudos Rubiales y Cusiana $ 1.134,21 $ 1.188,75 $ 54,54

Mezcla de Crudos Rubiales y Cupiagua $ 1.184,54 $ 1.259,15 $ 74,61

Mezcla de Crudos Rubiales y Floreña $ 2.159,81 $ 2.123,97 $ -35,84

Análisis de Sensibilidad respecto de una eventual caída de la producción de Crudos Livianos al 80%

de los pronósticos establecidos y ventana de tiempo de 5 años


VPN Caso Base 10

Años (Millones de

USD$)

VPN Alternativa

de Mezcla a 10

Años (Millones de

USD$)

Generación



de USD$)






32

Tabla No. 27Comparación de VPN a cinco años con el 60% de la producción pronosticada


Tabla No. 28 Comparación de VPN a diez años con el 60% de la producción pronosticada


En la Tabla No. 29 se resumen los valores generados o destruidos en los proyectos de sustitución

de NAFTA en la dilución del crudo Rubiales por los crudos livianos producidos en los campos

Cusiana, Cupiagua y/o Floreña, estimados con una valoración del VPN de cada una de las

alternativas de mezcla con ventana de tiempo a cinco años. El valor generado o destruido (señalado

con signo negativo) corresponde a la diferencia entre el VPN de la alternativa de mezcla propuesta,

menos el VPN del proyecto constituido por las condiciones actuales de dilución del crudo Rubiales

con NAFTA:

Tabla No. 29 Generación o destrucción de valor con ventana de tiempo de cinco años


En la Tabla No. 30 se resumen los valores generados o destruidos en los proyectos de sustitución

de NAFTA en la dilución del crudo Rubiales por los crudos livianos producidos en los campos

Cusiana, Cupiagua y/o Floreña, estimados con una valoración del VPN de cada una de las

alternativas de mezcla con ventana de tiempo a diez años:

Tabla No. 30 Generación o destrucción de valor con ventana de tiempo de diez años


VPN Caso Base 5

Años (Millones de

USD$)

VPN Alternativa

de Mezcla a 5

Años (Millones de

USD$)

Generación



USD$)







VPN Caso Base 10

Años (Millones de

USD$)

VPN Alternativa

de Mezcla a 10

Años (Millones de

USD$)

Generación



de USD$)






100% de Pronosticos

de Producción

(Millones de USD$)

80% de pronósticos

de producción

(Millones de USD$)

60% de pronósticos

de producción

(Millones de USD$) Mezcla de Crudos Rubiales y Cusiana $ 41,14 $ 54,54 $ 60,08

Mezcla de Crudos Rubiales y Cupiagua $ 51,09 $ 74,61 $ 83,06

Mezcla de Crudos Rubiales y Floreña $ -56,93 $ -35,84 $ -31,74


Valoración con ventana de tiempo a cinco años

33


En la Gráfica No. 14 se muestra el desempeño o sensibilidad de cada una de las alternativas de

mezclas propuestas, frente a la caída en la producción de los crudos livianos candidatos a ser

sustitutos de la NAFTA, cuando se evalúan estos proyectos a través del VPN con ventana de tiempo

de cinco años. En la gráfica se evidencia que ante eventuales disminuciones en los volúmenes de

producción de crudos en los campos Cusiana y Cupiagua, el proyecto genera mayor valor, mientras

que una disminución en la producción del crudo Floreña, disminuye la destrucción de valor de este

proyecto.

Gráfica No. 14. Sensibilidad frente a una disminución en la producción de crudos livianos con

ventana de tiempo de cinco años

Fuente: Elaboración propia

En la Gráfica No. 15 se muestra el desempeño o sensibilidad de cada una de las alternativas de

mezclas propuestas, frente a la caída en la producción de los crudos livianos candidatos a ser

sustitutos de la NAFTA, cuando se evalúan estos proyectos a través del VPN con ventana de

tiempo de diez años.

Gráfica No. 15. Sensibilidad frente a una disminución en la producción de crudos livianos con

ventana de tiempo de diez años

100% de Pronosticos

de Producción

(Millones de USD$)

80% de pronósticos

de producción

(Millones de USD$)

60% de pronósticos

de producción

(Millones de USD$) Mezcla de Crudos Rubiales y Cusiana $ 60,66 $ 78,91 $ 84,45

Mezcla de Crudos Rubiales y Cupiagua $ 80,71 $ 110,65 $ 118,92

Mezcla de Crudos Rubiales y Floreña $ -63,91 $ -33,96 $ -27,54


Valoración con ventana de tiempo a diez años

34

El hecho de que las diferentes alternativas aumenten la generación de valor (Alternativas de

sustituir la NAFTA por crudos Cusiana o Cupiagua), o disminuyan la destrucción de valor, como

es el caso de la sustitución de NAFTA por el crudo Floreña, está sustentado en que estos crudos

son de alto valor comercial dada su calidad, resultando más atractivo desde el punto de vista

económico la venta de los crudos livianos en forma pura. Sin embargo, sus volúmenes de

producción son tan pequeños, que dificultan la operatividad de los sistemas de transporte,

almacenamiento en puerto y exportación, lo que también incrementaría los costos operativos.

CONCLUSIONES:

1. Con base en la información de producción de crudo en Colombia para el año 2016 se estableció

que más del 66% corresponde a crudos pesados y extra pesados

2. Los mayores volúmenes de crudos pesados y extra pesados se producen en la zona de los llanos

orientales, principalmente en los campos Castilla, Rubiales y Chichimene, cerca de los campos de

producción de crudos livianos y condensados de Cusiana, Cupiagua y Floreña, entre otros, por lo

que en este trabajo se identificó la oportunidad de diluir los crudos pesados con los crudos livianos

señalados, como una alternativa para la reducción de los grandes volúmenes de NAFTA que se

utilizan actualmente para diluir los crudos pesados a fin de disminuir las fuerzas viscosas en el

transporte de los crudos por los sistemas de oleoductos.

3. La aplicación del Modelo de Viscosidad R.S. Al-Maamari y el Modelo de Merma de API

MPMS Ch 12.3, a las posibles combinaciones de los crudos pesados Castilla, Rubiales y

Chichimene, con los crudos livianos de los campos Cusiana, Cupiagua y Floreña, permitió

establecer que para cumplir con las calidades requeridas por OCENSA (Principal oleoducto que

sirve a la Región de los Llanos Orientales y por el que se transportan los crudos pesados

mencionados), la combinación que requiere menores volúmenes de crudo liviano para disolver

cualquiera de los crudos pesados es la mezcla del crudo Rubiales con el crudo Cusiana, por cuanto

esta comparada con las demás posibilidades de mezcla, requiere menores volúmenes de crudo

liviano por cada 100 barriles de crudo pesado, así como que esta combinación produce las menores

reducciones o merma en el volumen de la mezcla final, constituyéndose en la mejor alternativa

para la dilución de crudo pesado con crudo liviano y la reducción en los consumos de NAFTA

VIRGEN

4. Se estableció que para realizar la mezcla del crudo pesado producido en el campo Rubiales,

con el crudo liviano producido en el campo Cusiana junto con el condensado producido en la Planta

de Gas Cusiana, no se requieren realizar inversiones en CAPEX, por cuanto actualmente existe la

35

infraestructura de oleoductos requerida para transportar el crudo desde el campo de producción de

Rubiales hasta la estación Cusiana, y en esta estación también están disponibles las facilidades para

el recibo de los crudos livianos, y pesados, para la mezcla y para la evacuación de la misma a través

del oleoducto OSCENSA, lo que finalmente hace atractiva desde el punto de vista económico la

alternativa de mezcla propuesta por cuanto no se requieren inversiones adicionales.

5. La valoración del caso base (Constituido por la continuidad en los mecanismos de transporte

actual de crudo Rubiales disolviéndolo con NAFTA VIRGEN) mediante el cálculo de su VPN,

permitió establecer que con una ventana de tiempo de cinco años el VPN tiene un valor de

MMUSD$ 1.175,2. De otro lado, el VPN del nuevo proyecto o alternativa de mezclar 13,59

galones de crudo Cusiana por cada 100 barriles de crudo Rubiales, tiene un valor de

MMUSD$1.216,3 a cinco años, con lo que se logra un efecto marginal de MMUSD$41,14 que

representan los ahorros de costos por reemplazar la dilución el crudo Rubiales con NAFTA, y en

su lugar hacer la dilución del crudo pesado con crudo del campo Cusiana.

6. Con una ventana de tiempo de 10 años se encontró un VPN del caso base MMUSD$ 1.424,3,

y un VPN de la alternativa propuesta de base MMUSD$1.484,9, con lo que se obtendrían ahorros

de MMUSD$60,66 por reducción del consumo de NAFTA, los cuales finalmente se convierten en

mayores ingresos para la compañía.

7. La simulación de Montecarlo permitió establecer en una ventana de tiempo de cinco años que

con un 95% de probabilidad, el VPN de los flujos de caja de la alternativa de mezcla seleccionada,

estarían entre MMUSD$ 2.030 - MMUSD$ 3.291, rango de valores superiores al VPN del caso

base, es decir que se obtienen mayores rentabilidades si se sustituye la NAFTA VIRGEN por el

crudo Cusiana en la dilución del crudo Rubiales. Lo que muestra la viabilidad económica de utilizar

todo el crudo liviano y el condensado que se produce en Cusiana para diluir el crudo pesado que

se produce en el campo Rubiales

8. Ante la pregunta de por qué no se ha implementado la alternativa propuesta, que como se

demostró resulta rentable, se estableció que ECOPETROL requiere las producciones de crudo

Cusiana como un componente se las dietas de sus refinerías de Barrancabermeja y Cartagena, es

decir que los ahorros y mayores utilidades que se generarían al sustituirla dilución con NAFTA

por dilución con crudo Cusiana, se traducirían disminuciones de las rentabilidades económicas en

el proceso de refinación de los crudos. De otro lado, se estableció que para la producción de algunos

derivados del petróleo se hace necesario contar con crudos livianos particularmente el crudo

Cusiana dadas sus propiedades fisicoquímicas, condiciones que explican por qué no se hace la

dilución con os crudos livianos disponibles.

BIBLIOGRAFÍA

1. Resolución No. 72 145 Ministerio de Minas y Energía. 2014.

2. Guía metodológica para la evaluación del impacto ambiental. Vicente CONESA

FERNANDEZ-VITORA Segunda edición, 1993. Madrid, España. Editorial MUNDI-

PRENSA.

3. The Journal of Engineering Research (TJER) Vol. 11, No. 1 (2015) 81-91.

4. Orozco, L.M. (2011). Adaptación de modelos de mezclas multicomponentes de crudos

pesados Colombianos (Tesis de pregrado).

5. Manual del trasportador Ocensa.

reducciÓn del consumo de nafta para diluciÓn …

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