Bogotá, Julio 9 de 2009 Marque con una X

Tesis doctoral Trabajo de Grado

Señores BIBLIOTECA GENERAL Ciudad Estimados Señores:

Los suscritos Diana Carolina Almanza Ortiz con C.C. No.1.032.375.590 y Maria Angélica Pulido con C.C. No. 1.030.527.208, autoras del trabajo de grado titulado “CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO CONVENCIONAL DE PETRÓLEO”presentado y aprobado en el año 2009 como requisito para optar al título de Ingenieras Industriales; autorizamos a la Biblioteca General de la Universidad Javeriana para que con fines académicos, muestre al mundo la producción intelectual de la Universidad Javeriana, a través de la visibilidad de su contenido de la siguiente manera: • Los usuarios puedan consultar el contenido de este trabajo de grado en Biblos, en los sitios web que

administra la Universidad, en Bases de Datos, en otros Catálogos y en otros sitios web, Redes y Sistemas de Información nacionales e internacionales “Open Access” y en las redes de información del país y del exterior, con las cuales tenga convenio la Universidad Javeriana.

• Permita la consulta, la reproducción, a los usuarios interesados en el contenido de este trabajo, para

todos los usos que tengan finalidad académica, ya sea en formato CD-ROM o digital desde Internet, Intranet, etc., y en general para cualquier formato conocido o por conocer.

• Continúo conservando los correspondientes derechos sin modificación o restricción alguna; puesto

que de acuerdo con la legislación colombiana aplicable, el presente es un acuerdo jurídico que en ningún caso conlleva la enajenación del derecho de autor y sus conexos.

De conformidad con lo establecido en el artículo 30 de la Ley 23 de 1982 y el artículo 11 de la Decisión Andina 351 de 1993, “Los derechos morales sobre el trabajo son propiedad de los autores”, los cuales son irrenunciables, imprescriptibles, inembargables e inalienables. ______________________________ _______________________________ DIANA CAROLINA ALMANZA ORTIZ MARIA ANGÈLICA PULIDO BRICEÑO C.C.: 1.032.375.590 de Bogotá C.C.: 1.030.527.208 de Bogotá. NOTA IMPORTANTE: El autor y o autores certifican que conocen las derivadas jurídicas que se generan en aplicación de los principios del derecho de autor. FACULTAD: INGENIERÍA PROGRAMA ACADÉMICO: INGENIERÍA INDUSTRIAL

FORMULARIO DE LA DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO DE GRADO

• Título Trabajo de Grado: CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR

PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO

CONVENCIONAL DE PETRÓLEO

• Autores:

Apellidos Completos Nombres Completos Almanza Ortiz Pulido Briceño

Diana Carolina Maria Angélica

• Director del Trabajo de Grado:

Apellidos Completos Nombres Completos García Cáceres

Rafael Guillermo

• Trabajo para optar el título de Ingeniero Industrial • Facultad: Ingeniería • Programa: Carrera X Licenciatura ___ Especialización ____ Maestría ____ Doctorado ____ • Nombre del programa: Ingeniería Industrial • Nombres y Apellidos del Director del Programa: Jorge Alberto Silva Rueda • Ciudad: BOGOTÁ • Año presentación del Trabajo de Grado: 2009

• Número de páginas: 131

• Tipo de ilustraciones:

­ Ilustraciones ­ Mapas: X ­ Retratos ­ Tablas, gráficos y diagramas: X ­ Planos ­ Láminas ­ Fotografías: X

• Software requerido y/o especializado para la lectura del documento: Ninguno

• Material Anexo: (Vídeo, audio, multimedia o producción electrónica): Ninguno

• Palabras Claves en español e Inglés: Son los términos que definen los temas que identifican

el contenido. ESPAÑOL INGLÉS

• Cadena de Abastecimiento

• Arenas Bituminosas

• Cadena de Valor

• Bitumen

• Crudo Pesado

• Supply Chain

• Oil Sands

• Value Chain

• Bitumen

• Heavy oil

• Resumen del contenido en Español:

Actualmente, Colombia ocupa el sexto lugar en producción diaria de petróleo en Latinoamérica. Debido a esto, y a la importancia que representa este recurso para la economía del país, el Gobierno y empresas del sector petrolero se han interesado en la búsqueda y explotación de fuentes no convencionales de petróleo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, adelantó una investigación en este tema y se encontró que en Colombia existen cinco yacimientos de Arenas Bituminosas (fuente no convencional) ubicadas en el centro y sur del país.

Colombia no cuenta con el conocimiento necesario para realizar un proyecto de esta magnitud. Por este motivo el presente trabajo explica cómo se deben explotar y extraer las Arenas Bituminosas teniendo en cuenta las características propias del país y en especial de la infraestructura de cada zona donde se encuentran las reservas. El trabajo se encuentra focalizado en el método de extracción, transporte, localización y aprovisionamiento para cada planta de tratamiento donde se extraerá el bitumen (crudo pesado producto de las arenas bituminosas). Finalmente se plantea la cadena de valor de cada una de las reservas existentes en el país.

• Resumen del contenido en Inglés:

Currently, Colombia is the sixth largest in daily production of oil in Latin America. For this reason and to the importance of this resource for the economy, the government and oil companies have been interested in the search and exploitation of unconventional sources of oil. The National Hydrocarbons Agency, said an investigation into this matter and found that in

Colombia there are five oil sands deposits (unconventional sources) located in the center and south. Colombia does not have the knowledge necessary to undertake a project of this magnitude. For this reason, this project explains how to exploit and extract the oil sands, taking into account the nature of the country and especially the infrastructure. The work is focused on the method of extraction, transportation, location and provisioning for each treatment plant which will extract the bitumen (heavy crude product of the oil sands). Finally there is the value chain of each deposit in the country.

CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO CONVENCIONAL DE

PETRÓLEO

DIANA CAROLINA ALMANZA ORTIZ MARIA ANGÉLICA PULIDO BRICEÑO

PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA INDUSTRIAL BOGOTÁ D.C.

2009

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CARACTERIZACIÓN DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA COMO FUENTE NO CONVENCIONAL DE

PETRÓLEO

MARIA ANGÉLICA PULIDO BRICEÑO DIANA CAROLINA ALMANZA ORTIZ

Director y Coautor: RAFAEL GARCÍA CÁCERES

PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA INDUSTRIAL BOGOTÁ D.C.

2009

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Agradecemos a nuestras familias que con su amor, apoyo, consejos y confianza ayudaron a culminar exitosamente

esta etapa de nuestras vidas.

Al Ingeniero Rafael García nuestros más sinceros agradecimientos por su guía, apoyo y conocimientos aportados

a este Trabajo de Grado.

Y a todas las personas que de una u otra manera nos dieron palabras de aliento y fortaleza durante el desarrollo

de este Trabajo de Grado

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INTRODUCCIÓN

 

Actualmente, Colombia ocupa el sexto lugar en producción diaria de petróleo en Latinoamérica, por este motivo, en los últimos años, el Gobierno y empresas del sector petrolero, se han interesado en la búsqueda y explotación de fuentes no convencionales de petróleo. La Agencia Nacional de Hidrocarburos, adelantó una investigación en este tema y se encontró que en Colombia existen cinco yacimientos de Arenas Bituminosas ubicadas en el centro y sur del país. Sin embargo, Colombia no cuenta con el conocimiento necesario para realizar un proyecto de esta magnitud, por este motivo el presente proyecto es una caracterización que explica cómo se deben explotar y extraer las Arenas Bituminosas teniendo en cuenta las características propias del país y en especial de la infraestructura de cada zona donde se encuentran las reservas. El trabajo se encuentra focalizado en el método de extracción, transporte, localización y aprovisionamiento para cada planta de tratamiento donde se extraerá el bitumen (crudo pesado producto de las arenas bituminosas). En este trabajo se caracteriza la situación actual con respecto a hidrocarburos en Colombia, haciendo énfasis en los aspectos políticos, económicos y sociales del país y a su vez, se muestra la ubicación de las Arenas Bituminosas en Colombia, dada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Se encontrará un capítulo enfocado a los diferentes métodos de explotación de Arenas Bituminosas, donde se explicarán a fondo los pasos de implementación y procesos que se llevan a cabo para la extracción del bitumen. En este mismo capítulo, se resaltarán los recursos de producción empleados en cada método y sus ventajas y desventajas para lograr identificar los criterios vitales de decisión y realizar la propuesta de producción que se adapte a las características propias de Colombia. Como consecuencia del capítulo de Producción, se evaluarán la maquinaria, equipo e instalaciones necesarios en los métodos escogidos en dicho capítulo para la explotación de las Arenas Bituminosas en el país. Para el capítulo de Localización, se evalúan los criterios primordiales de ubicación para cada una de las plantas de tratamiento y separación de bitumen, los cuales son: proximidad a los clientes (refinerías que transforman el crudo en derivados de petróleo), fuentes de abastecimiento, comunidad anfitriona (características de la población de las regiones donde se planea la localización de las plantas de tratamiento), infraestructura de transporte (oleoductos y carreteras) y las normas ambientales a cumplir para proceder con la explotación y tratamiento de Arenas Bituminosas en Colombia.

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En este Trabajo, se presenta un capítulo de Transporte en el cual se mostrará cómo se realiza actualmente el transporte de crudo convencional en Colombia y cómo se realiza el transporte de crudo extraído de las Arenas Bituminosas en otras partes del mundo, para lograr identificar las similitudes entre éstos y realizar la caracterización de las posibles rutas de transporte de este crudo en el país aprovechando su infraestructura vial y petrolera. Por último, se realiza la propuesta de la cadena de valor para cada planta de tratamiento donde se sintetiza la investigación y propuestas mencionadas anteriormente y se explica cada eslabón que agrega valor a los procesos de explotación de Arenas Bituminosas en el país.

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CONTENIDO  

 

1.  PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ..............................................................................................9 

1.1  ANTECEDENTES .......................................................................................................................9 

1.2  INTRODUCCIÓN AL PROBLEMA ......................................................................................... 10 

1.3  FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ....................................................................................... 11 

2.  JUSTIFICACIÓN ............................................................................................................................... 12 

3.  OBJETIVOS ...................................................................................................................................... 14 

3.1  OBJETIVO GENERAL ............................................................................................................. 14 

3.2  OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................. 14 

4.  MARCO TEÓRICO ........................................................................................................................... 15 

4.1  GENERALIDADES SOBRE ARENAS BITUMINOSAS ..................................................... 15 

4.2  ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA ........................................................................... 16 

4.3  ASPECTOS DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR .............................................. 17 

4.3.1  Ubicación de las instalaciones ....................................................................................... 18 

4.3.2  Producción ......................................................................................................................... 19 

4.3.3  Canal de Distribución ....................................................................................................... 21 

4.4  CADENA DE VALOR ............................................................................................................... 23 

4.5  MÉTODO DE LA UTILIDAD PARA LA TOMA DE DECISIONES CON MÚLTIPLES ALTERNATIVAS ................................................................................................................................... 25 

5.  SITUACIÓN ACTUAL ...................................................................................................................... 28 

5.1  ARACTERÍSTICAS POLÍTICAS, ECONÓMICAS Y SOCIALES DE COLOMBIA EN RELACIÓN CON LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................... 28 

5.2  UBICACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA ............................................. 29 

5.3 UTILIZACIÓN DEL CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS ..................... 32 

6.  PRODUCCIÓN ................................................................................................................................. 34 

6.1  PROCESOS DE EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS ..................................... 34 

6.1.1  Explotación a Cielo Abierto ............................................................................................. 34 

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6.1.2  Métodos de Extracción a Profundidad .......................................................................... 41 

6.2  RECURSOS DE PRODUCCIÓN ........................................................................................... 51 

6.3  VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MÉTODOS DE EXPLOTACIÓN ..................... 54 

6.4  MEDIDAS AMBIENTALES ...................................................................................................... 55 

6.5  PROPUESTA DE PRODUCCIÓN ......................................................................................... 55 

7.  MAQUINARIA Y EQUIPO ............................................................................................................... 58 

7.1  EXTRACCIÓN A CIELO ABIERTO ...................................................................................... 58 

7.1.1  Equipos de Corte y Cargue ................................................................................................. 59 

7.1.2  Equipos de transporte .......................................................................................................... 66 

7.1.3  Equipos de Trituración y Cribado ....................................................................................... 69 

7.2  IN SITU ....................................................................................................................................... 72 

8.  INSTALACIONES ............................................................................................................................. 75 

9.  LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................... 80 

9.1  CRITERIOS DE LOCALIZACIÓN .......................................................................................... 80 

9.1.1  Aspectos legales para la exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia  80 

9.1.2  Proximidad a los clientes – refinerías ............................................................................ 81 

9.1.3  Fuentes de abastecimiento ............................................................................................. 82 

9.1.4  Comunidad anfitriona ....................................................................................................... 85 

9.1.5  Infraestructura de transporte .......................................................................................... 85 

9.2  PROPUESTA DE LOCALIZACIÓN ....................................................................................... 86 

10.  TRANSPORTE ............................................................................................................................. 87 

10.1  TRANSPORTE DE PETRÓLEO CONVENCIONAL EN COLOMBIA .............................. 87 

10.2  TRANSPORTE PARA EL CRUDO EXTRAÍDO DE ARENAS BITUMINOSAS .............. 90 

10.3  CARACTERIZACIÓN DE LAS POSIBLES RUTAS DE TRANSPORTE DE CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS ............................................................................... 93 

10.4  PROPUESTA DE TRANSPORTE ......................................................................................... 98 

11.  CANALES DE APROVISIONAMIENTO ................................................................................. 107 

8 

 

12.  CADENA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA .............................................................................................................................................. 110 

13.  CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 119 

14.  RECOMENDACIONES .............................................................................................................. 121 

15.  GLOSARIO .................................................................................................................................. 122 

16.  BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................................................... 123 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA  

1.1 ANTECEDENTES  

La explotación de Arenas Bituminosas se ha llevado a cabo desde finales del siglo XIX, pero sólo hasta hace 50 años se empezó a desarrollar la explotación industrial de las mismas debido a la preocupación por la futura escasez de petróleo en el mundo. Canadá cuenta con la principal reserva de arenas bituminosas en el mundo estimada en 1.7 billones de barriles de petróleo bajo su superficie. Los dos principales centros de explotación son Athabasca y la provincia de Alberta [Eoin Gleeson, 2008]. En 1930 se llevó a cabo el primer intento de explotación de arenas bituminosas en la Provincia de Alberta con el proyecto “Abasand Oil” con resultados no satisfactorios [Chilingarian, 1974]. En 1960 el proyecto “Great Canadian Oil Sands” disparó la producción y la rentabilidad de la explotación de arenas bituminosas dando como resultado que en 1967 la producción alcanzara los 45.000 barriles de petróleo diarios. El proyecto más grande desde los 70 hasta la actualidad en el tema de la explotación de Arenas Bituminosas en el mundo ha sido “Syncrude Canadá”, el cual cuenta con un estimado de producción de 350.000 barriles de petróleo diarios [Incera, 2007]. En países africanos como El Congo, Nigeria y Angola, se están desarrollando evaluaciones para la explotación de Arenas Bituminosas por parte de petroleras francesas e italianas como Total y Eni respectivamente. Queriendo ampliar su alcance, la empresa petrolera Total busca a largo plazo invertir en la explotación de Arenas Bituminosas en Venezuela y Madagascar, ya que estos países tienen reservas y se encuentran determinando la cantidad exacta de las mismas [Afrol News, 2004] En la explotación de Arenas Bituminosas, se han desarrollado dos procesos principales, “in situ” y a “cielo abierto”, utilizando como recursos principales, agua y gas natural. Debido a la complejidad del transporte y el costo del mismo y después de estudios realizados principalmente en Canadá, se decidió que la extracción de petróleo de las Arenas Bituminosas se debía realizar en el mismo sitio de explotación para disminuir costos de transporte y enviar el petróleo extraído en oleoductos a las fábricas de refinamiento para su posterior comercialización [La última frontera: El auge de las arenas de petróleo, 2008]. Los principales importadores del petróleo extraído de las Arenas Bituminosas son Estados Unidos y el norte de Europa utilizando como medio de transporte principal oleoductos y barcos respectivamente.

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1.2 INTRODUCCIÓN AL PROBLEMA  

La dinámica de la industria actual ha aumentado la demanda de petróleo y sus derivados, como se muestra en la Tabla 1.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 CONSUMO DE PETRÓLEO DIARIO EN MILLONES DE BARRILES

76,280 76,828 77,737 79,158 81,898 83,080 83,719

VAR (%) 1% 0,72% 1,18% 1,83% 3,46% 1,44% 0,77%

Tabla 1. Consumo de petróleo en el mundo 2000-2006. Fuente. Ecopetrol (2005)

En el periodo 2000-2006 se aprecia un aumento del consumo de petróleo del 9,75%, demostrando la importancia del crudo en el uso industrial y de producción de combustibles para medios de transporte (vehículos y aviones). La Agencia Internacional de la Energía calcula que el consumo de petróleo aumentará a 113 millones de barriles diarios en el 2030, lo que ha generado preocupación internacional debido a la insuficiencia de reservas de petróleo convencionales [Incera, 2007]. La revista Consumer de España en 2004, afirmó que al ritmo actual de consumo mundial estas reservas se agotarían hacia el año 2043, fecha que podría ser más cercana si el consumo de energía aumentara, como se prevé que ocurra por parte de los países en vías de desarrollo. Debido a esta situación, los países han investigado fuentes no convencionales de petróleo y sustitutos del mismo. Dentro de estas nuevas fuentes se encuentran las arenas bituminosas, siendo un recurso vital no sólo por su contenido de petróleo sino por la abundancia que existe en el mundo. Actualmente estas arenas representan una reserva de petróleo que puede suplir las necesidades mundiales por más de 500 años [Fernández, 2004]. Debido a la importancia de encontrar fuentes alternativas de petróleo y por el resultado satisfactorio observado especialmente en Canadá, el Gobierno de Colombia se interesó en realizar investigaciones sobre la existencia de éste recurso en el país, como consecuencia de ello, la Agencia Nacional de Hidrocarburos –ANH- en la presentación Opportunities and Challenges for the Development of Unconventional Hydrocarbon Resources, dio a conocer la existencia de reservas de arenas bituminosas, sin embargo, aún no cuenta con la información de cómo se debe realizar la explotación de arenas bituminosas teniendo en cuenta las características propias del país en cuanto a métodos de explotación, localización de las reservas, transporte e infraestructura.

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Actualmente, no se explotan arenas bituminosas en Colombia, sin embargo, la Agencia Nacional de Hidrocarburos se encuentra desarrollando un proyecto de investigación acerca de la ubicación estimada de las reservas de arenas bituminosas en el territorio nacional.

1.3 FORMULACIÓN DEL PROBLEMA No existen estudios en Colombia sobre la infraestructura necesaria para el desarrollo de la extracción de arenas bituminosas. Debido al buen resultado que han obtenido otros países con este proceso, es importante evaluar la viabilidad de la explotación de las arenas bituminosas y diseñar la cadena estratégica de valor (en cuanto a infraestructura, procesos y distribución) para la futura implementación en Colombia con el fin de aumentar el crecimiento económico del país y generar una nueva fuente de empleo. Por lo tanto, el actual trabajo de Grado dará respuesta a la pregunta: ¿CÓMO DEBE SER LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA?

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2. JUSTIFICACIÓN  

Según los datos arrojados por el DANE en su archivo “Colombia, comportamientos de las exportaciones 2007-2008”, uno de los rubros más importantes de exportaciones en Colombia es el petróleo, representando el 34,31% de los ingresos totales (equivalente a 8,969 millones de dólares) de las exportaciones realizadas en el primer periodo de 2008. Colombia cuenta con una reserva estimada de 1.542.000.000 barriles de petróleo convencional, para el mismo año [CIA World Factbook, 2008]. Al ser el petróleo un factor importante en nuestra economía, buscar nuevas fuentes del mismo (convencionales y no convencionales), se convierte en un tema prioritario para el país teniendo en cuenta que las reservas se acaban de forma acelerada a una razón de 13,21% anual, debido a una producción diaria de 558.300 barriles de petróleo aproximadamente. Siendo Colombia un país donde sus exportaciones dependen principalmente de sus riquezas naturales, entre ellas el petróleo [DANE, 2006], se hace necesario evaluar nuevas fuentes de energía para poder enfrentar la crisis energética que se avecina y una de las alternativas es la explotación de arenas bituminosas debido a su presencia en el país. Se plantea la caracterización de la cadena estratégica de valor para la explotación de las arenas bituminosas ya que este estudio evalúa de forma global las condiciones y los requerimientos necesarios para la extracción de petróleo, da un acercamiento de cómo se debería realizar el proyecto en Colombia y permite abrir un camino para la futura implementación en el país. Este trabajo de grado brindará a la sociedad, en especial a empresas interesadas en la extracción de petróleo en Colombia, la información necesaria con respecto a la cadena estratégica de valor para la explotación de arenas bituminosas, teniendo en cuenta que este estudio no se ha realizado hasta el momento. Es de gran importancia, tener en cuenta que Ecopetrol (la empresa que más explota petróleo y realiza proyectos de investigación de fuentes no convencionales del mismo en Colombia), es una de las principales empresas en aportes económicos a salud, educación y alimentación de las comunidades menos favorecidas del país, por lo tanto, este proyecto, de ser adoptado por dicha compañía, podrá aportar grandes beneficios para la comunidad colombiana. Académicamente se muestra la aplicación metódica de los conocimientos de logística y producción propios de la ingeniería industrial, convirtiéndose en una guía para futuros

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trabajos relacionados con la caracterización de la cadena de valor para la aplicación a cualquier tema en particular.

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3. OBJETIVOS  

3.1 OBJETIVO GENERAL Caracterizar la cadena estratégica de valor para la futura explotación de arenas bituminosas en Colombia.

3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Establecer las alternativas de infraestructura necesaria para la extracción de arenas bituminosas en Colombia, evaluando maquinaria y proceso de producción.

• Determinar los posibles canales de distribución y transporte del crudo extraído de las

arenas bituminosas para ser procesado en refinerías en Colombia. • Determinar los posibles canales de aprovisionamiento de materias primas.

• Establecer los posibles lugares de localización de la(s) planta(s) de producción para

la extracción de petróleo de las arenas bituminosas en Colombia.

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4. MARCO TEÓRICO  

Para hacer la caracterización de la cadena de valor de las arenas bituminosas es necesario saber que son éstas, para qué sirven y los procesos involucrados para su transformación, a su vez, se deben conocer los eslabones involucrados en la cadena de valor con relación a las arenas, desde el canal de aprovisionamiento hasta su correspondiente distribución. Este se presenta a continuación.

4.1 GENERALIDADES SOBRE ARENAS BITUMINOSAS  

Las arenas bituminosas, también llamadas arenas de alquitrán y arenas petrolíferas, son arenas impregnadas de petróleo compuestas por arena, arcilla, agua y bitumen, son consideradas una fuente de energía no renovable y no convencional [Chilingarian, 1978]. Estas arenas son depósitos de betún, un pesado, negro y viscoso aceite que debe ser tratado rigurosamente para convertirlo en un crudo mejorado antes de que pueda ser utilizado por las refinerías para producir gasolina [OCDE/AIE, 2007]. El bitumen extraído de este material es una combinación compleja de alto peso molecular de compuestos orgánicos con un número de carbonos superior a C16 (en la tabla periódica), tiene alto contenido de carbono y es bajo en contenido de hidrogeno; también contiene pequeñas cantidades de diversos metales como el níquel, hierro y vanadio. Este bitumen es muy pesado, con una densidad mayor a 960 kilogramos por metro cúbico comparada con la densidad del crudo ligero de 790 kilogramos por metro cúbico, lo que hace necesario que se apliquen una serie de procedimientos con el fin de que fluya y pueda ser tratado como un crudo convencional [Incera, 2007]. El grupo al que pertenece un crudo, es decir, liviano, pesado o extra-pesado se define por la densidad que este tenga, dada usualmente en términos de grados API (Instituto Americano del Petróleo) y está relacionada con la gravedad específica; mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API. El Departamento de Energía de los Estados Unidos de Norteamérica (DOE, por sus siglas en inglés), define al petróleo pesado como aquél que presenta densidades API entre 10.0° y 22,3°; los crudos intermedios se sitúan entre 22,3º y 26º API y los livianos son aquellos que tiene más de 26º API [Zambrano, 2009].Según Syncrude (2009) las arenas bituminosas están consideradas dentro del grupo de crudos pesados y en algunos casos extra-pesados con densidades menores a 10°API. Las arenas bituminosas se califican dentro de la categoría de “Lignito” el cual es un carbón no aglomerante con un valor calorífico bruto menor a 4165 kcal/kg) y más de 31% de materia volátil cuando se encuentra en condiciones secas y libres de materia mineral [OCDE/AIE, 2007].

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La mayoría de los petróleos pesados y asfalto contienen una cantidad significativa de asfaltenos, a menudo tan alta como 22% en peso. La presencia del asfalteno es la razón principal de la alta viscosidad de estos aceites [Yildirim ,2003]. En promedio, el bitumen extraído contiene 83,2% de carbón, 10,4% de hidrógeno, 0,94% de oxígeno, 0,36% de nitrógeno y 4,8% de azufre.

A finales del siglo XIX, las arenas bituminosas habían sido investigadas superficialmente, excavadas y drenadas en pozos perforados a mano en países como Francia, Polonia, Rumania, Rusia, Oriente Medio y Lejano Oriente; pero fue hasta la Segunda Guerra Mundial (1941) que se desarrolló la explotación tecnificada de las arenas debido a la posibilidad de escasez de petróleo por la amenaza de Japón de paralizar el transporte marítimo del crudo [Kirk, 1961]. En 1950, a través del informe de S. M. Blair se demostró que la explotación de arenas bituminosas podía ser una actividad provechosa para la obtención de petróleo [Kirk et al, 1961]. En 1964, se inició la explotación de la reserva más grande del mundo de arenas bituminosas ubicada en la Provincia de Alberta, Canadá, debido a que la industria petrolera se dio cuenta de la riqueza de estas tierras [Chilingarian, 1978]. Debido a la importancia de utilizar fuentes alternas al petróleo, en los últimos años, se han descubierto más reservas de arenas bituminosas en países como Venezuela, Estados Unidos, Malasia, Rusia, Portugal, España, Rumania, México, Chile, Madagascar, entre otros.

4.2 ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA  

Los estudios sobre la presencia de arenas bituminosas en el país son recientes, no se tienen cifras exactas de la cantidad de estas reservas pero si la ubicación y la estimación de las minas. La Figura 1 muestra los depósitos de arenas bituminosas en Colombia, indicados por los círculos rojos. Las mayores reservas se encuentran en el departamento de Caquetá en las regiones de San Vicente y Florencia. En el departamento del Meta se encuentra otro depósito junto al Río Guejar y hacia al centro del país están los depósitos de Sogamoso y Río Nare en los departamentos de Boyacá y Santander respectivamente [Guzmán, 2008].

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Figura 1. Depósitos de Arenas bituminosas en Colombia. Fuente. ANH -Agencia Nacional de Hidrocarburos (2008)

4.3 ASPECTOS DE LA CADENA ESTRATÉGICA DE VALOR  

La administración estratégica de la cadena de valor incluye varios tipos de problemas de decisión que afectan el desempeño a largo plazo en las operaciones de la compañía, entre estas la determinación del número, ubicación y capacidad de bodegas y plantas de producción, el flujo de material a través de la red logística, políticas de inventarios, contratos de abastecimiento, estrategias de distribución, outsourcing y estrategias de compras, sistemas de soporte para decisiones y tecnología en información [Lee et al., 1992]. Por otra parte, se presentan cuatro áreas principales de decisión, en la administración de la cadena estratégica de valor: la ubicación, la producción, el inventario y la distribución [Harrison, 2005].

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4.3.1 Ubicación de las instalaciones  

El éxito de una empresa depende en gran parte de la ubicación de sus instalaciones, esta medida se convierte en una estrategia de competitividad para las compañías en cuanto costo, cercanía al cliente, convenios comerciales, competencia, proveedores y mano de obra. Cuando el tamaño de las instalaciones y su ubicación son determinados, el siguiente paso consiste en determinar el medio y especificaciones de transporte para lograr que el producto llegue al cliente [Chase, 2000]. Al momento de tomar una decisión en la ubicación de una planta es necesario tener en cuenta los siguientes criterios:

CRITERIOS DE DECISIÓN CRITERIOS DESCRIPCIÓN

Proximidad a los clientes Permite identificar y satisfacer las necesidades de éste en cuanto a tiempo de entrega de los productos.

Ambiente comercial Se refiere a la presencia de empresas de tamaño similar o del mismo ramo en el mismo sector. También se refiere a la legislación gubernamental que permita a las compañías ubicarse en determinada área.

Costo total Ubicar la planta en un sitio que involucre el menor costo total (incluyendo costos de distribución, terreno, construcción, mano de obra, los impuestos y los costos de energía; todos estos costos constituyen los costos regionales.

Infraestructura Es importante que exista transporte adecuado cercano a la planta para el aprovisionamiento y salida de los productos. De igual forma deben cumplirse los requerimientos de energía y telecomunicaciones.

Calidad de la mano de obra Los requerimientos de la empresa en capacidad y destreza de la mano de obra deben cumplirse al momento de contratar personal.

Proveedores Determinado sitio hace que la relación entre proveedores y empresas sean más estrechas, la cercanía permite que se establezcan métodos de producción más eficaces.

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Otras instalaciones La ubicación de otras plantas de la misma compañía puede influir en la ubicación de una instalación nueva dentro de la red.

Normas ambientales Se deben tener en cuenta las normas ambientales que afectan a la industria para la ubicación de la instalación.

Comunidad anfitriona Es necesario tener en cuenta la aprobación de las personas que viven cerca a donde se va a ubicar la instalación. Se debe garantizar la calidad de vida de quienes viven allí.

Cuadro 1. Criterios de decisión.

Fuente. Chase, (2000)

4.3.2 Producción La extracción de arenas bituminosas se puede hacer por medio de dos métodos: el primero se relaciona con minas a cielo abierto donde se extrae la arena de la superficie, la cual es llevada a centros especializados para su posterior tratamiento; el segundo es el método “in situ” que consiste en inyectar vapor a los depósitos bituminosos, calentarlos y separar el bitumen para que suba a la superficie (utilizado para reservas de arena que no se encuentran sobre la superficie) [Fernandez ,2004].

4.3.2.1 Explotación en mina a cielo abierto  

Las minas a cielo abierto conocidas también como a rajo abierto y a tajo abierto, son utilizadas para explotar y extraer minerales que se encuentran cerca a la superficie, como el caso de las arenas bituminosas. Al encontrarse el mineral cerca de la superficie no es necesario hacer túneles para sacarlo [Compañía Zona de adiestramiento y consultores S.A., 2006]. En la Figura 2 se muestra el proceso de extracción del petróleo utilizando este método. El primer paso para la extracción de las arenas bituminosas es remover estériles conformado por vegetación y otros materiales que cubren las arenas (1), utilizando buldóceres y retroexcavadoras con martillo. Posteriormente se alista el terreno para su explotación utilizando palas mecánicas se extrae la arena (2) y es depositada en volquetas que la transportan a trituradoras para disminuir el diámetro y empezar a separar la arena del bitumen (3). Reducidos los bloques de arena a unos 45 cm de diámetro aproximadamente, son puestas en una banda transportadora que las va agitando para que continúe la separación del bitumen y otros residuos (4) hasta que llegan a una torre de almacenamiento de 5 pisos. En la torre se agrega agua caliente a las arenas para propiciar la separación (5); de ésta sale un ducto (6) que las conduce

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a un vaso principal de precipitación donde se les agrega solventes y más agua caliente para permitir la separación del bitumen (7); en esta operación se separa el agua y la arena. El bitumen continúa en un tratamiento de espuma en donde se aplica un solvente, generalmente nafta para diluirlo (8) y enviarlo finalmente por medio de un ducto a una refinería para ser tratado y convertirlo en crudo (9). [Compañía Zona de adiestramiento y consultores S.A., 2006], [ANH-Agencia Nacional de Hidrocarburos “Opportunities and Challenges for the Development of Unconventional Hydrocarbon Resources in Colombia”, 2008].

Figura 2. Proceso de extracción de las Arenas Bituminosas en mina a cielo abierto.

Cortesía. ANH (2008)

4.3.2.2 Explotación por los métodos “IN SITU” y “VAPEX”  

Más del 70% del bitumen productor de petróleo está lejos de la superficie por lo que es necesario usar otros métodos para su extracción. Dentro de estos métodos se encuentran el “in situ” y el “Vapex”, siendo muy similares pero con algunas variaciones respecto a la separación del bitumen. El método “in situ” consiste en inyectar vapor a alta presión en la tierra, las arenas se calientan y el bitumen se derrite, lo que permite que se separe y se saque derretido a la superficie por medio de bombas. El bitumen que se extrae está mezclado con otros elementos por lo tanto es necesario realizar el proceso de separación descrito en el numeral 3.2.1 para que pueda ser convertido en un crudo parecido al convencional. [Fernández, 2004].

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El método “Vapex”, que se muestra en la Figura 3, al igual que el método “in situ” utiliza vapor para extraer el bitumen a la superficie, este método requiere dos pozos horizontales; un pozo inyector de solvente con agua caliente localizado en el tope de la formación (1) y un pozo horizontal de producción localizado en el fondo de la formación (2). El bitumen que sale al aplicar este método tiene menos residuos sólidos que el extraído por el método “in situ”, lo que facilita el proceso de transporte y transformación a crudo, reduciendo operaciones y por consiguiente costos. [Vargas y Romero, 2005].

Figura 3. Método Vapex. Fuente. Vargas (2005)

4.3.3 Canal de Distribución  

Aprovisionamiento son todas aquellas actividades encargadas de poner a disposición del sistema de producción los elementos y materiales que ha solicitado para cumplir sus planes y programas [García et al., 2002]. El canal de distribución, permite al productor mediante planeación y estrategias llevar el producto hasta el consumidor final, teniendo en cuenta tiempos de entrega, la distancia de la fábrica al consumidor y el medio o medios de transporte a utilizar. Las personas o compañías que no hacen parte de la empresa productora y ayudan a la distribución de los productos, son llamados intermediarios [García et al., 2002].

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4.3.3.1 Transporte  

Dentro de los elementos de la logística, el transporte es el más importante en cuanto a costos, representando un poco más del 66% [Ballou, 2004]. Para tomar decisiones con respecto al transporte en el canal de distribución, se debe tener en cuenta que se trata de componentes estratégicos, es decir, que tendrán efecto en el largo plazo y se encuentran estrechamente relacionados con la estrategia corporativa. Cuando se tiene un sistema de transporte ineficiente o sin mejoras continuas, el alcance al mercado se limita a zonas cercanas al punto de producción. [Ballou, 2004].

Modos de transporte

Existen cinco modelos básicos de transporte sencilla, éstos son: marítimo, ferroviario, por camión, aéreo y por ductos o conducto directo [Ballou, 2004]. Las Arenas Bituminosas son transportadas por tres de estos modelos: marítimo, por camión (específicamente carro tanques cuando ya se ha separado el petróleo y volquetas para transportar las arenas en el lugar de explotación) y conducto directo.

• Carro tanques: El transporte de crudo en carro tanques es muy común para la carga y descarga del mismo en distancias medianas y largas, pero está limitado por el estado de las carreteras debido a que la longitud de los carro tanques es de 15 metros aproximadamente. En Colombia, las carreteras son curvas y dificultan y el tráfico, en especial el paso de vehículos con éstas características [Cárdenas, 2008]. La capacidad promedio de un carro tanque es de 10.000 galones en volumen y de 47 toneladas en peso (aunque pueden transportar hasta 52 toneladas, peso permitido por las autoridades). Para el transporte en carro tanques, se deben tener en cuenta varios aspectos para disminuir riesgos de accidentalidad y de robo del producto transportado, como el control volumétrico, tiempos de viaje, facturación y bases de datos tanto de conductores como de vehículos, para contar con información verídica en tiempo real. Se recomienda la utilización y aplicación de listas de chequeo en puntos de cargue y descargue para certificar que se está cumpliendo con las reglas de HSE (Salud ocupacional, seguridad industrial y medio ambiente).

• Barco: El medio marítimo es un sistema de transporte muy limitado para este caso,

debido a que depende de las vías terrestres o aéreas dispuestas para llegar a puertos. La velocidad promedio de un barco de carga es baja y depende del clima y el destino al que se dirija.

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Una de las ventajas principales del transporte marítimo se relaciona con la capacidad de carga que puede transportar, la cual es mayor a la de otros medios de transporte. Los buque-tanques de petróleo pueden recibir el crudo directamente de los oleoductos de transporte de ser necesario.

• Ductos: Es una tubería que conduce líquidos espesos sobre la tierra y de ser necesario, debajo de ella. Se constituye de secciones soldadas cubiertas de protectores para evitar el deterioro prematuro y la filtración de materiales no deseados [Colpetrol, 2007]. Los productos transportados por ductos se limitan a líquidos, gases y semi-sólidos; actualmente se transporta petróleo crudo y refinado, derivados de petróleo y líquidos densos. La capacidad de este medio de transporte es alta y se puede utilizar 24 horas al día 7 días a la semana convirtiéndolo en un medio de transporte eficiente a pesar de su baja velocidad (aproximadamente 5 a 6.5 kilómetros por hora). Instalar ductos es costoso y se dificulta aún más su instalación cuando éstos deben cruzar ríos y atravesar montañas.

4.3.3.2 Transporte Multimodal  

El transporte multimodal es la articulación de varios métodos de transporte, brindando con esto ventajas en cuanto a costos, confiabilidad, agilidad, disminución de interrupciones, facilidad de transportar carga frágil, entre otros [Ballou, 2004]. La combinación multimodal para el transporte de petróleo suele ser: carro tanque-oleoducto-barco, esto con el objetivo de que el costo de transporte de crudo disminuya considerablemente. Además esta combinación permite que el producto llegue a lugares donde no se lograría llegar a través un solo medio.

4.4 CADENA DE VALOR  

Según Porter (1993) la cadena de valor es la principal herramienta para identificar fuentes de generación de valor para el cliente. Cada empresa realiza una serie de actividades para diseñar, producir, comercializar, entregar y apoyar a su producto o servicio; la cadena de valor identifica 9 actividades estratégicas de la empresa a través de las cuales se puede crear valor para los clientes, estas 9 actividades se dividen en 5 actividades primarias y 4 de apoyo. Las actividades primarias, son las actividades implicadas en la creación física del producto y su venta y trasferencia al cliente. Estas actividades están relacionadas con la competencia en cualquier industria, cada una de estas actividades dependen del sector industrial en particular y de la estrategia de la empresa. A continuación se presentan las 5 actividades primarias:

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• Logística Interna: son las actividades asociadas con recibo, almacenamiento y diseminación de insumos del producto, como manejo de materiales, almacenamiento, control de inventarios y retorno de proveedores.

• Operaciones: son las actividades asociadas con la transformación de insumos en la forma final del producto.

• Logística externa: son las actividades asociadas con la recopilación, almacenamiento y distribución física del producto a los clientes.

• Mercadotecnia y ventas: son actividades asociadas con proporcionar un medio por el cual los clientes puedan comprar el producto e inducirlos a hacerlo.

• Servicio: Son actividades asociadas con la prestación de servicios para realzar o mantener el valor del producto, como la instalación, reparación y entrenamiento.

Cada una de las categorías puede ser vital para el desempeño de la empresa, dependiendo del sector industrial. Las actividades de apoyo sustentan a las actividades primarias y se apoyan entre sí, estas actividades pueden dividirse en cuatro categorías genéricas, como se muestra a continuación:

• Realización: son las actividades que permiten la realización de las actividades primarias, como el abastecimiento de materias primas necesarias para llevar a cabo la actividad.

• Desarrollo tecnológico: consiste en un rango de actividades que pueden ser agrupadas de manera general en esfuerzos por mejorar el producto y el proceso.

• Dirección de recursos humanos: son las actividades implicadas en la búsqueda, contratación, entrenamiento, desarrollo y compensación de todos los tipos de personal.

• Infraestructura de la empresa: la infraestructura de la empresa consiste de varias actividades como la administración general, planeación, finanzas, contabilidad y asuntos legales y gubernamentales. Al mismo tiempo, es con lo que cuenta físicamente la empresa para llevar a cabo su operación como la planta, maquinaria, equipo.

En la figura 4 se muestra la cadena de valor con las actividades primarias y las actividades de apoyo descritas anteriormente.

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Figura 4. Cadena de valor Fuente: Porter (1993)

La cadena de valor nos permite ver como se relacionan cada una de las actividades primarias y de apoyo en una empresa, con el fin de determinar cuáles son los puntos fuertes y débiles y ver si éstos aportan o impiden el cumplimiento de los objetivos corporativos

4.5 MÉTODO DE LA UTILIDAD PARA LA TOMA DE DECISIONES CON MÚLTIPLES ALTERNATIVAS

Cuando se busca una herramienta que soporte la toma de decisiones entre un listado de opciones, el método de la Utilidad es de gran ayuda [Váquiro, 2008] ya que tiene en cuenta las cinco características más importantes en la toma de decisiones, las cuales son:

• Efectos futuros: Se refiere a la medida en que los compromisos relacionados con la decisión pueda afectar el futuro. Es decir, una decisión que tiene una influencia a largo plazo, es considerada una decisión de alto nivel, a diferencia de una decisión con efectos a corto plazo que puede ser tomada como de un nivel inferior.

• Reversibilidad: Se relaciona con la velocidad con que una decisión puede revertirse y la dificultad que implicaría dicho cambio. Si la decisión no puede revertirse o es difícil de hacerlo, se considera una decisión de alto impacto; pero si es fácil de revertir, se considera una decisión de bajo impacto.

• Impacto: Esta característica se relaciona con la medida en que otras áreas o actividades se ven afectadas de sus condiciones normales y naturales y deben ser controladas,

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compensadas y mitigadas si dicho impacto es negativo, de lo contrario (si es positivo) debe ser potencializado.

• Calidad: Se refiere la calidad relativa con respecto a las especificaciones, es decir, entre un producto cumpla más con las especificaciones establecidas, mayor es su calidad. La calidad significa aportar valor al cliente, esto es, ofrecer unas condiciones de uso del producto o servicio superiores a las que el cliente espera recibir.

• Periodicidad: Responde a la pregunta de si una decisión se toma frecuentemente o excepcionalmente. Cuando la toma de decisión es de periodicidad excepcional, se convierte en una decisión de alto impacto, de lo contrario es de bajo impacto ya que se hace controlable y estandarizable.

Según Keeney et al (1976), los pasos en el proceso de toma de decisiones son:

1. Listar y definir los criterios vitales de decisión: Este paso se debe realizar respondiendo a la pregunta: ¿Qué diferencias generan que una de las posibilidades de decisión sea más ventajosa que otra? Ej. Costos, productividad, agilidad, etc.

2. Asignar peso a los criterios: Para cada criterio asignar un impacto entre alto (A), medio (M), o bajo (B) y fijar un peso (porcentaje) para cada uno de estos. La suma de los pesos de los criterios debe ser igual al 100% como se muestra en la Tabla 2. El peso de los criterios varía según el número de éstos y el impacto asignado, es decir, para diferentes casos, puede haber el mismo número de criterios pero su impacto es diferente, por este motivo el peso de dichos impactos varía. Para lograr obtener un balance entre los pesos de los impactos asignados, se deben tener en cuenta las diferentes sugerencias:

- Si hay dos impactos (ejemplo: los criterios son calificados como de impacto medio y alto): La diferencia de peso entre impactos debe ser entre 4 a 10 puntos porcentuales dependiendo del número de criterios para evitar desbalanceo en la calificación. - Si hay tres impactos (Alto, medio y bajo): La diferencia de peso entre impactos debe ser entre 3 y 7 puntos porcentuales dependiendo del número de criterios para evitar desbalanceo en la calificación.

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CRITERIOS IMPACTO PESO Criterio 1 A 20,00% Criterio 2 M 17,00% Criterio 3 M 17,00% Criterio 4 A 20,00% Criterio 5 B 13,00% Criterio 6 B 13,00%

TOTAL 100,00%

Tabla 2. Ponderación de Criterios de decisión. Fuente. Autores (2009)

3. Realizar una tabla de evaluación de opciones según los criterios de decisión. Dicha

calificación, se encuentra en el rango continuo de 0 a 1 que varía según los criterios definidos para cada situación.

4. Evaluar las alternativas: Calcular la Utilidad de cada opción u alternativa por medio de la siguiente fórmula:

Donde,

= Utilidad de la alternativa a evaluar

= Calificación del criterio

= Peso del criterio (porcentaje dado por el impacto que genera). Número que va de

0% a 100%

5. Seleccionar la mejor alternativa: Al realizar la suma de los pesos de los criterios por su calificación para cada opción, se comparan todas las opciones y la que tenga mayor porcentaje es la más adecuada según los criterios de evaluación tenidos en cuenta.

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5. SITUACIÓN ACTUAL  

En este capítulo se muestra la situación actual de los hidrocarburos en Colombia para entender su importancia y su influencia en el país. A su vez se muestra la ubicación de las Arenas Bituminosas en el país para comenzar a desarrollar los estudios de cadena de valor en estos puntos.

5.1 ARACTERÍSTICAS POLÍTICAS, ECONÓMICAS Y SOCIALES DE COLOMBIA EN RELACIÓN CON LA EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS

Los importantes aportes económicos a la Nación desde mediados de la década de los años ochenta a través de los ingresos por exportaciones, regalías, suministro de hidrocarburos (como materia prima para el procesamiento de combustibles en las refinerías), y las transferencias por impuestos, son condiciones que han posicionado al sector petrolero de Colombia en un lugar decisivo para la viabilidad presupuestal estatal y para el desempeño económico del país [Parra et al, 2006]. Debido a la importancia de este sector, en el 2003 se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, la cual tiene como objetivo administrar integralmente las reservas de hidrocarburos de propiedad de la nación [decreto 1760; 2003]. A partir de esta fecha Colombia inicia el camino para recuperar la competitividad en el mundo petrolero e intenta capturar algo más allá del 0.5% de la inversión mundial que hoy registra y ascender por encima del sexto puesto del escalafón de países productores de petróleo en Latinoamérica [Ecopetrol, 2008]. Según el DANE para el año 2008 el sector petrolero aportó el 34.31% de los ingresos totales de las exportaciones en Colombia con una producción de 587.000 barriles diarios, lo que lo convierte en el motor principal de la economía por ser el principal generador de renta externa por encima incluso del café, producto tradicional de exportación [Mayorga, 2008]. Para el 2009 la Asociación Colombiana de Petróleos (ACP) y la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) le apuestan a un incremento 10% de la producción del 2008, lo que significa producir entre 650.000 a 700.000 barriles diarios en el presente año. Estas cifras muestran que en Colombia se está reversando ampliamente la tendencia decreciente en producción [Londoño, 2009]. La producción de petróleo beneficia a todos los colombianos mediante la disponibilidad de energía, generación de empleo e incremento de la actividad económica. Adicionalmente, los Departamentos y Municipios se benefician a través de los recursos económicos que se

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transfieren por concepto de Regalías, según lo establece la Ley 141 de 1994 y la Ley 756 de 2002. Las regalías son la contraprestación económica a favor del Estado por la explotación de recursos no renovables, que se le otorgan a departamentos y municipios en cuyo territorio se adelantan explotaciones, y a los puertos por donde se transportan dichos recursos [ANH, 2009]. Según datos de la ANH y del Ministerio de Minas y Energías en el año 2008 las regalías fueron de $4.854.099.082.743 en el país. El buen manejo de los recursos de regalías por parte de las administraciones regionales y locales, se ve reflejado en aportes a la sociedad a través del mejoramiento de la calidad de vida de las comunidades en donde se opera respondiendo a las necesidades básicas insatisfechas, en el progreso de las regiones en descentralización y pacificación. Las regalías están direccionadas a la inversión en salud, educación y saneamiento. Por otro lado las empresas de este sector como parte de sus políticas de responsabilidad social tienen programas de inversión en educación para promover el desarrollo científico y tecnológico del país.

5.2 UBICACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA

Como se ha mencionado, la alta dependencia que se ha generado del petróleo a nivel energético y por los aportes que representan para la economía del país ha llevado a las empresas de este sector a investigar fuentes no convencionales de este producto, como los crudos pesados y dentro de estos las arenas bituminosas. Según Armando Zamora, Director General de la ANH en una entrevista en el congreso internacional de petróleo CeraWeek 2009 “el 80 por ciento de Colombia no ha sido sometido a exploración de petróleo y gas, la ventana de oportunidad para aprovechar los recursos de Colombia es ahora”. El país muestra un escenario positivo en este aspecto, en los últimos cuatro años se han hecho fuertes inversiones en exploración y como se muestra en la Figura 5 los crudos pesados que se encuentran en las regiones encerradas por los círculos rojos representan un porcentaje importante en esta fase.

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Figura 5. Áreas de exploración de Crudos Pesado en Colombia Fuente: ANH (2008).

Existen favorables señales del alto potencial de hidrocarburos en la llanura oriental (Meta, Casanare, Arauca y Vichada), con yacimientos en una franja de crudo pesado cuya producción podría acercarse a los 200.000 barriles diarios en el 2009, adicionales a los 100.000 actuales [Zamora, 2009]. Estudios de la estadounidense Halliburton Co, revelados recientemente por el Ministerio de Minas y Energía, estiman que las reservas probables de la región Sub- Andina conformada por los departamentos de Arauca, Meta, Casanare, Caquetá y Putumayo, podrían ascender a más de 120.000 millones de barriles de crudo, de los cuales unos 20.000 millones serían recuperables con la tecnología existente debido a la complejidad de la extracción de éstos, representando alrededor de 70 años de reservas con el nivel de explotación actual; los barriles restantes podrían ser recuperados en un futuro cercano dependiendo del desarrollo tecnológico en este campo [Revista Dinero, 2008]. La zona donde se localizan las arenas bituminosas no era atractiva para la inversión privada porque estaba bajo un control de la guerrilla, pero este panorama ha cambiado debido a la ofensiva de la seguridad democrática que emprendió el actual gobierno hace más de 6 años. Según Zamora “Esta zona tiene un atractivo inmenso y tenemos 35 empresas que quieren participar en las futuras explotaciones, va a ser una nueva frontera" [Revista Dinero, 2008].

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En la actualidad las Arenas Bituminosas se consideran dentro del grupo de crudos pesados. En Colombia están localizadas dentro de la región Sub-Andina como lo muestra la Figura 6 indicando las reservas con círculos rojos. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos, los depósitos más representativos de Arenas Bituminosas en el país se localizan en el piedemonte de la cordillera Oriental en los departamentos del Meta, con la reserva de Río Guejar, y Caquetá con las reservas de San Vicente y Florencia. En las reservas de Río Guejar y Florencia las Arenas Bituminosas se encuentran sobre la superficie, a menos de 100 metros de profundidad, mientras que en la reserva de San Vicente éstas se encuentran en la profundidad. Los depósitos de Río Nare y Sogamoso se ubican hacia el centro del país en los departamentos de Santander y Boyacá respectivamente; en estos depósitos las Arenas Bituminosas se encuentran en la profundidad. Los estudios sobre la presencia de este recurso en Colombia son recientes, no se tienen cifras exactas de las cantidades de estas reservas pero son un estimado importante para pensar en una futura explotación.

Figura 6. Depósitos de Arenas bituminosas en Colombia. Cortesía de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (2008)

Las Arenas Bituminosas representan un escenario positivo para el futuro de la industria petrolera en Colombia y gracias a la estabilidad y seguridad que ofrece el gobierno, multinacionales petroleras como las estadounidenses Exxon Mobil Corp y Chevron, la británica BHP Billiton y la india Reliance Industrias Ltd. han ratificado su intención de invertir en el país, lo que permite que el desarrollo de este tema se pueda ver en futuro cercano [Londoño, 2009].

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5.3 UTILIZACIÓN DEL CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS

El petróleo es la fuente de energía más importante de la historia, un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. Debido a la alta dependencia de este recurso, a la inestabilidad que caracteriza el mercado internacional y a los precios de este producto, la industria actual ha investigado fuentes de energía alternativas para sustituir el petróleo, sin embargo no se ha encontrado una opción que realmente lo sustituya, aunque se han dado pasos importantes en este sentido.

En la actualidad la Organización de Países Exportadores de Petróleo –OPEP– está gestionado tratados con cada uno de los países productores y consumidores de este producto con el fin de regular su consumo; sin embargo la dinámica de la industria actual demuestra que ese cambio no se dará en un futuro cercano, pues el petróleo es indispensable en la economía.

La explotación de las Arenas Bituminosas es una fuente de petróleo no convencional convirtiéndose en una alternativa importante para la obtención de este recurso, importante para la economía del mundo y necesaria para la economía Colombiana.

Como se menciono anteriormente, el crudo extraído de las arenas bituminosas puede ser tratado como un crudo convencional después de realizar los correspondientes procesos de producción, por lo tanto, se le da el mismo tratamiento que un crudo convencional, pues se pueden obtener los mismos derivados y productos después del proceso de Refinación.

A partir del proceso de refinación del petróleo extraído de las Arenas Bituminosas se obtiene una amplia gama de productos denominados petroquímicos que se utilizan en las industrias de fertilizantes, plásticos, alimenticia, farmacéutica, química y textil, entre otras.

El petróleo extraído de las Arenas Bituminosas en Colombia puede ser utilizado en lo siguiente:

• Gasolina motor corriente y extra - Para consumo en los vehículos automotores de combustión interna, entre otros usos.

• Turbocombustible o turbosina - Gasolina para aviones jet, también conocida como Jet-A.

• Gasolina de aviación - Para uso en aviones con motores de combustión interna.

• ACPM o Diesel - De uso común en camiones y buses.

• Queroseno - Se utiliza en estufas domésticas y en equipos industriales. Es el que comúnmente se llama "petróleo".

• Cocinol - Especie de gasolina para consumos domésticos. Su producción es mínima.

• Gas propano o GLP - Se utiliza como combustible doméstico e industrial.

• Bencina industrial - Se usa como materia prima para la fabricación de disolventes alifáticos o como combustible doméstico

• Combustóleo o Fuel Oil - Es un combustible pesado para hornos y calderas industriales.

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• Disolventes alifáticos - Sirven para la extracción de aceites, pinturas, pegantes y adhesivos; para la producción de thinner, gas para quemadores industriales, elaboración de tintas, formulación y fabricación de productos agrícolas, de caucho, ceras y betunes, y para limpieza en general.

• Asfaltos - Se utilizan para la producción de asfalto y como material sellante en la industria de la construcción.

• Bases lubricantes - Es la materia prima para la producción de los aceites lubricantes.

• Ceras parafínicas - Es la materia prima para la producción de velas y similares, ceras para pisos, fósforos, papel parafinado, vaselinas, etc.

• Polietileno - Materia prima para la industria del plástico en general

• Alquitrán aromático (Arotar) - Materia prima para la elaboración de negro de humo que, a su vez, se usa en la industria de llantas. También es un diluyente

• Acido nafténico - Sirve para preparar sales metálicas tales como naftenatos de calcio, cobre, zinc, plomo, cobalto, etc., que se aplican en la industria de pinturas, resinas, poliéster, detergentes, tensoactivos y fungicidas

• Benceno - Sirve para fabricar ciclohexano.

• Ciclohexano - Es la materia prima para producir caprolactama y ácido adípico con destino al nylon.

• Tolueno - Se usa como disolvente en la fabricación de pinturas, resinas, adhesivos, pegantes, thinner y tintas, y como materia prima del benceno.

• Xilenos mezclados - Se utilizan en la industria de pinturas, de insecticidas y de thinner.

• Ortoxileno - Es la materia prima para la producción de anhídrico tálico.

• Alquilbenceno - Se usa en la industria de todo tipo de detergentes, para elaborar plaguicidas, ácidos sulfónicos y en la industria de curtientes.

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6. PRODUCCIÓN La producción es una de las actividades primarias de la cadena de valor ya que en este punto se definen las operaciones exactas para realizar el producto, en este caso, para explotar las Arenas Bituminosas y extraer el bitumen. Para establecer el método adecuado de extracción de las Arenas Bituminosas se empieza por definir los diferentes métodos de explotación, evaluando recursos empleados, ventajas y desventajas y finalmente poder definir cuáles de éstos son los adecuados a aplicar en Colombia.

6.1 PROCESOS DE EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS Mientras que el crudo convencional fluye naturalmente o es bombeado de la profundidad, el crudo de las arenas bituminosas debe ser minado o recuperado “In Situ” o “VAPEX”. El proceso de recuperación de crudo incluye sistemas de extracción y separación para eliminar el crudo de la arena y el agua [Alberta Energy, 2009]. A continuación se explican las alternativas de explotación a tener en cuenta para la extracción de petróleo de las arenas bituminosas en Colombia.

6.1.1 Explotación a Cielo Abierto La explotación a cielo abierto se utiliza cuando las reservas del mineral que se quiere extraer se encuentran en la superficie, es decir a menos de 100 metros de profundidad. La extracción de Arenas Bituminosas por este método requiere de los procesos que se describen a continuación Remover estériles El estéril de mina es todo material sin valor económico extraído para permitir la explotación del material útil. La capa superficial del suelo es considerada como estéril aunque sea el soporte de la vegetación, así como las rocas y materiales que no son el objetivo de la excavación [Sánchez, 1995]. Las reservas de arenas bituminosas del piedemonte de la cordillera oriental están cubiertas de vegetación y bosques húmedos [Castañeda, 2004]; estos estériles se deben remover con buldóceres y retroexcavadoras para empezar a adecuar el terreno como se muestra en la Figura 7. Una manera interesante de manejo de los estériles removidos es utilizarlos para construir diques o rellenos, pues se aprovechan estos recursos en obras relacionadas con el proyecto. Es importante que los estériles no se arrojen en valles o en laderas pues se pueden transformar en escombreras potencialmente inestables, sujetas a formación de surcos y erosión

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acelerada y puede causar eventualmente la contaminación química de las aguas superficiales y subterráneas [Sánchez, 1995]. Estos materiales considerados estériles también pueden ser almacenados y utilizados en la recuperación de terrenos minados [Suncor Energy, 2009].

Figura 7. Remoción de estériles. Fuente. Aguilar Construcciones & Altron S.A. (2008)

Después de hacer la respectiva remoción de estériles, se hace el levantamiento de la capa superficial del suelo con las retroexcavadoras para dejar sobre el plano las Arenas Bituminosas y que éstas puedan ser extraídas. Finalmente con los buldóceres se nivela y organiza el terreno, haciendo las carreteras por donde van a transitar los camiones con el fin de proceder a la extracción de manera ordenada y correcta. Extracción Arenas Bituminosas Las Arenas al estar sobre la superficie son extraídas con palas hidráulicas o eléctricas las cuales ubican el material en camiones tal como lo muestra la Figura 8.

Figura 8. Extracción de Arenas Bituminosas. Fuente. Suncor Energy, Inc. (2009)

Los camiones se encargan de transportar el material hasta la planta de extracción donde lo depositan en las trituradoras para ser fraccionado, como lo muestra la Figura 9 [Suncor Energy,

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2009]. Las trituradoras fraccionan las Arenas Bituminosas por medio de discos de cantos agudos provistos de garfios y fresas que realizan un corte del material. La salida del producto tiene lugar pasando a través de una criba que permite seleccionar en cada caso el material con la granulometría deseada [Trituradores Industriales, 2009].

Figura 9. Depósito del material en las trituradoras. Fuente. Suncor Energy, Inc. (2009)

En la Figura 10 se muestra como quedan las arenas después de este proceso, el tamaño del grano es de media pulgada o menos [Laboratorio Nacional de Argonne, 2008]

Figura 10. Esquisto bituminoso crudo molido por Trituradora Fuente. Laboratorio Nacional de Argonne (2008)

Extracción del bitumen El material triturado es llevado a tolvas intermedias por medio de bandas transportadoras para ser almacenado. Las tolvas son dispositivos destinados para el depósito y la canalización de materiales granulares o pulverizados [Salvat, 1987]. Generalmente son de forma cónica y siempre son de paredes inclinadas, de tal forma que la carga se efectúa por la parte superior y la descarga se realiza por una compuerta inferior.

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A continuación el material es conducido al harnero giratorio centrífugo por medio de bandas transportadoras, este tipo de harnero es el apropiado para separar partículas de tamaño grueso debido a su movimiento oscilatorio y de vibración. En este punto se le agrega soda cáustica y agua caliente entre 50 - 80 °C para transformar las Arenas Bituminosas secas en una pulpa que pueda ser manipulada [Nandakumar, 2000]. El harnero se encarga de separar la pulpa de los granos grandes, palos, rocas y arcillas por medio de un sistema particulado que retiene las partículas más grandes que no pasan por la abertura de la tamiz. Las partículas grandes que salen de este proceso son llevadas nuevamente a la trituradora para su reproceso; la pulpa es conducida por líneas de hidrotransporte mediante tubería de acondicionamiento a la separación primaria. Separación primaria La pulpa es llevada a los tanques primarios de separación, en este punto se agrega nuevamente agua caliente a una temperatura entre 80 - 90°C para que el bitumen se diluya y continúe con la separación [Suncor Energy, 2008]. La mezcla obtenida se deja reposar y al ser el bitumen una sustancia densa, altamente viscosa que no se mezcla naturalmente con el agua se ubica en la superficie del recipiente, el agua en el medio y las arenas se depositan en el fondo como lo muestra Figura 11. La arena y el agua son bombeadas a la planta de recuperación de escombros donde son tratadas nuevamente para recuperar su calidad y obtener el bitumen que no pudo ser extraído. El bitumen recuperado de este proceso es devuelto a los vasos de separación primaria. El bitumen resultante de la separación primaria es conducido a la planta de tratamiento de espuma a través de tubería de hidro-transporte.

Figura 11. Recipiente primario de separación. Fuente: Syncrude (2009)

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Tratamiento de espuma El proceso de tratamiento de espuma es un proceso de separación mineral para partículas finas en suspensión acuosa, donde las partículas seleccionadas se fijan en burbujas de aire y se elevan para formar una espuma [Glosario Geológico, 2008]. Este proceso es ampliamente conocido y se utiliza para separar el bitumen. El bitumen finamente molido se introduce en suspensión acuosa en una celda de flotación, aparato que permite la separación del bitumen y los residuos. La suspensión contiene solventes de hidrocarburo generalmente Nafta conocidos como surfactantes [Salager, 1992]. Estos surfactantes se absorben sobre las partículas de bitumen pero no sobre los residuos, como consecuencia dichas partículas presentan una superficie hidrofobada sobre la cual pueden pegarse burbujas de aire o gotas de hidrocarburos. La celda de flotación es un medio suficientemente agitado para producir pequeñas burbujas de aire mediante una corriente introducida por el fondo, las burbujas de aire suben y reúnen las partículas de bitumen. En la Figura 12 se muestran los dos casos de interacción partícula-burbuja de aire.

Figura 12. Método se separación por espuma. Fuente. Salager (1992)

La solución también contiene un agente espumante que produce una espuma relativamente persistente, la cual se derrama por un vertedero como lo muestra la Figura 13. La espuma contiene un bitumen considerablemente enriquecido en relación al bitumen original ya que redujo el carbono que contenía. La espuma de betún recuperado consiste en un 60% asfalto, 30% de agua y 10% de sólidos en peso [Nandakumar, 2000].

39 

 

Figura 13. Celda de Flotación Fuente: Suncor Energy Inc. (2009)

Mejoramiento Dada la naturaleza del Bitumen como un complejo de hidrocarburos, rico en carbono pero pobre en hidrógeno, requiere de este proceso especial para mejorar las proporciones relativas de hidrógeno con el fin de obtener un producto más valioso [Mining Techonology, 2008]. El proceso comienza conduciendo el bitumen diluido a las unidades de recuperación de diluyente donde el agua se separa y la nafta se recupera a través de la extracción para ser reutilizado. El bitumen seco se lleva a los coquizadores para hacer el proceso de coquefacción donde se elimina el carbón y se rompen las moléculas de bitumen grandes en partículas más pequeñas por medio del calor a altas temperaturas y a baja presión [AOP, 2008]. A continuación las partículas de bitumen son conducidas a las unidades de destilación al vacío, para ordenar las mezclas de hidrocarburos en sus componentes y poder extraer productos ligeros sin descomponer su composición molecular. El resultado de la destilación es llevado a la conversión catalítica donde se le aplica hidrocarburos para mejorar la calidad del bitumen y convertirlo en un producto más valioso. Finalmente es conducido al hidrotratamiento donde se remueve el sulfuro y el nitrógeno mientras se agrega el hidrogeno [Syncrude, 2009]. Una vez que este proceso se ha completado, el resultado es petróleo crudo que puede ser transportado a través de tuberías subterráneas hacia varias refinerías para ser convertido en productos petrolíferos. En la Figura 14 se muestra el diagrama de bloques de este método.

Figura 14. Método de Explotación a Cielo Abierto Fuente: Autores (2009)

Remover estériles

Extraer Arenas 

Triturar

HarnearSeparación primaria 

Almacenar

Recuperar Escombros

Buldóceres y Retroexcavadoras

Camiones y Palas Hidráulicas

Arenas

Trituradora

Arenas trituradas

Tolvas

Material triturado

Granos grandes

Soda Cáustica

Agua Caliente

Pulpa Arena y Agua

Separación Espuma  

Bitumen

Nafta

Celda de Flotación

Pulpa

Harnero

Recipientes de separación

AireAgente Espumante

Residuos sólidos y Agua

Bitumen y espuma

CoquefacciónDestilación

Bitumen en partículas pequeñas

Conversión catalítica 

Carbono

Calor

HidrocarburosHidrotratamieto 

Nitrógeno Sulfuro

Hidrógeno

Diluir Bitumen   

Nafta

Reciclar Nafta Nafta 

Reciclada

Agua

Bitumen diluido

Presión 

Estériles

Unidad de destilación al vacío Coquizadores

PETRÓLEO CRUDO

Calor

Bitumen ligero

Bitumen pesado

Bitumen procesado

Terreno a explotar

Suelo con capa vegetal

El petróleo crudo es transportado a refinerías.

6.1.2 Métodos de Extracción a Profundidad Los métodos de extracción In Situ y Vapex son llamados procesos de “horizontal drilling technology” (tecnología de perforación horizontal). Una amplia gama de procesos se han propuesto para la extracción de petróleo de las arenas bituminosas que se encuentran en la profundidad. Lo que tiene mayor importancia en el desarrollo y la aplicación de una técnica es la viabilidad comercial y la compatibilidad ecológica de la técnica [Patent Storm, 1989], características que se tendrán en cuenta para elegir qué tipo de proceso es el más adecuado para la explotación de petróleo de las arenas bituminosas en Colombia. Las técnicas de extracción a profundidad se pueden dividir en dos grandes categorías: las que utilizan agua (ya sea caliente o fría) donde el bitumen “flota” separándose de las arenas (Método In Situ) y métodos que utilizan solventes orgánicos para disolver las arenas y drenar el crudo (Método VAPEX).

6.1.2.1 Extracción In Situ

Es un método de separación para materiales que se encuentran principalmente lejos de la superficie. Es clasificado como un tratamiento de “Estimulación Térmica” y consiste en inyectar agua caliente y solvente para remover el bitumen de las arenas, este proceso se basa en el manejo de las presiones para lograr que el bitumen llegue a la superficie después de la inyección [Arbeláez, 2008]. Esta tecnología es conocida como SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) que en español significa Drenaje de vapor asistido por gravedad [Mining-Technology, 2008]. Como se muestra en la Figura 15, desde la planta se inyectan agua caliente y solventes de hidrocarburos vaporizados (flechas azules) para reducir la viscosidad e inducir el crudo diluido a fluir de nuevo a la planta por medio de bombas (flechas rojas)

42 

 

Figura 15. Extracción de arenas bituminosas con Método In Situ. Fuente. In Situ Leaching (2008)

El proceso de extracción por vapores puede ser adecuado para la recuperación de enormes recursos disponibles en forma de petróleo pesado de alta viscosidad y betún [Patent Storm, 2008]. En este método el consumo de energía es bajo, pero el consumo de agua es alto, por cada metro cúbico de crudo extraído se deben utilizar aproximadamente 3 metros cúbicos de agua [Mining & Processing “In Situ Leaching method”, 2005]; sin embargo, se debe tener en cuenta que el agua se reutiliza aproximadamente 15 veces antes de ser enviada a las torres de enfriamiento donde se evapora y se busca que vuelva a su ciclo hidrológico.

Pasos de explotación por el método In Situ:

1. Adaptación del terreno: Se deben remover los estériles (mismo procedimiento explicado anteriormente para explotación a cielo abierto).

2. Inyección y Extracción: Se inyecta agua caliente y solvente por tubos que traspasan

los pozos perforados a la profundidad, donde el contacto de dicha mezcla con las arenas bituminosas genera una reacción de disolución dejando al crudo líquido y a las arenas en forma de asfalto sólido. En ese momento, el crudo se disuelve en agua y la mezcla es bombeada a la superficie como se observa en la Figura 16.

43 

 

Figura 16. Proceso de extracción In Situ Fuente. Mining & Processing (2005)

3. Procesamiento de la mezcla (agua/crudo): La solución de agua y crudo es bombeada a la planta de tratamiento, donde se extrae el crudo puro. Se realiza un procedimiento de re-oxigenación y el agua es bombeada de vuelta a los pozos de inyección. Se recircula hasta que el crudo en el depósito se agote.

4. Mejoramiento del crudo: La mezcla de crudo y agua sufre el mismo proceso de

mejoramiento explicado para el método de extracción de petróleo a cielo abierto donde la mezcla diluida entra a coquefacción, destilación, conversión catalítica e hidrotratamiento. Después de sufrir estos procesos, el crudo pesado es transportado a refinerías para la producción de productos petrolíferos.

5. Manejo de desperdicios: Las aguas residuales son tratadas y bombeadas de nuevo a

los pozos. Los residuos sólidos son enviados a un sitio de disposición donde las arenas o asfaltos son vendidos al sector de la construcción [Syncrude Canadá, 2009].

6. Restauración y recuperación de la tierra: El agua es purificada y reinyectada a los

pozos para la limpieza de los mismos. Cuando los pozos tienen pocos residuos de crudo y arenas bituminosas, se llenan y cubren de concreto para aislarlos de la superficie. De ser necesario, el suelo es descontaminado para evitar que algunos residuos de crudo o solvente afecte la tierra desde la profundidad hasta la superficie. Cuando el proceso de sellamiento con concreto de los pozos ha terminado, se comienza con la rehabilitación

44 

 

del terreno y la inmediata plantación de pastos y árboles. [National Energy Institute, 2009].

En la Figura 17 se ilustra el proceso de explotación de las Arenas Bituminosas para la extracción de crudo desde el paso 2 (inyección y extracción), tomando como referencia el proceso para la extracción In Situ de Uranio, el cual cumple con las mismas características [National Energy Institute, 2009].

Figura 17. Proceso de extracción In Situ de crudo de Arenas Bituminosas Fuente. National Energy Institute (2009)

La infraestructura necesaria para la extracción de arenas bituminosas debe contar con una planta de extracción y tratamiento para el crudo [Suncor Energy Inc, 2009], en la Figura 18, se muestra cómo es una planta de tratamiento de crudo extraído de arenas bituminosas en Alberta Canadá.

45 

 

Figura 18. Planta de extracción In Situ Fuente. Suncor Energy, Inc (2009)

En la Figura 19 se muestra el diagrama de bloques de este método de extracción.

Figura 19. Método de Explotación In Situ Fuente: Autores (2009)

Remoción de capa vegetal*

Terreno a explotar

Buldócer,FresadoraRetroexcavadora

Suelo con capa vegetal

Preparación de infraestructura*

Suelo sin capa vegetal

Retroexcavadora con martillo, tubos, bombas de extracción e inyección

Inyección

Extracción

Terreno e infraestructura 

necesaria

Bombas de extracción

•La remoción de estériles y la preparación dela infraestructura no es parte del proceso yaque se realiza una vez

Agua caliente, solventes

Agua caliente, solventes

Re oxigenación 

El petróleo crudo es transportado a refinerías.

Mezcla de agua, solventes y bitumen

CoquefacciónDestilaciónBitumen en partículas pequeñas

Conversión catalítica 

Carbono

HidrocarburosHidrotratamieto 

Nitrógeno Sulfuro

Hidrógeno

Bitumen diluido

Unidad de destilación al vacío Coquizadores

PETRÓLEO CRUDO

Calor

Bitumen ligero

Bitumen pesado

Bitumen procesado

Agua reciclada

6.1.2.2 Extracción Vapex

Este método es el más avanzado tecnológicamente comparado con los dos métodos mencionados anteriormente (In Situ y a Cielo Abierto) para el desarrollo de la explotación de crudos pesados. Es un método de extracción no termal donde el principio básico es utilizar solventes gaseosos para aumentar la recuperación de petróleo y disminuir la viscosidad del mismo. El diseño básico del método VAPEX utiliza pozos horizontales con un espacio entre ellos de aproximadamente 5 metros. Una mezcla de gas/solvente es inyectada al pozo para estimular al crudo pesado (separar el crudo de las arenas), la viscosidad se reduce debido a los gases y solventes y el crudo separado comienza a subir a la superficie y es drenado para continuar con su tratamiento [DFI, 2009]. Este método es similar al “inundación por solventes” donde se inyectan solventes dejando que causen efecto de separación y suban por si solos a la superficie pero para el caso de extracción de petróleo en Arenas Bituminosas, es peligroso por el efecto ambiental del crudo. El método VAPEX funciona mejor cuando la presión del punto de rocío (temperatura a la que se empieza a condensar el vapor de agua contenido en el aire) del disolvente se inyecta justo debajo del depósito de presión. Esto se logra por la co-inyección de un gas no condensable como el metano, junto con el disolvente. Sin embargo, la mayor concentración de disolvente en la industria del petróleo se traduce en metano como gas acumulado, lo que significa una disminución de la concentración de disolvente a vaporizar en la cámara de vapor y la reducción de la eficacia del proceso. Nuevas técnicas, tales como la adición de gases como el dióxido de carbono y dióxido de azufre, se están desarrollando para controlar la concentración de disolvente en la fase gaseosa [DFI, 2009]. Las operaciones de éste método son costosas debido al precio del solvente y al riesgo de no recuperar dicho disolvente de la producción. El éxito de la aplicación de VAPEX junto con los procesos térmicos podría reducir significativamente las emisiones de gases invernadero. En la Figura 20 se puede observar el flujo de inyección continua de vapor y de extracción de crudo separado de las arenas que se bombea hacia el pozo productor que conducirá dicho material a la planta de separación.

48 

 

Figura 20. Método Vapex. Fuente. Vargas et al (2005)

En el Anexo C se puede observar el flujo de operaciones de este método. En el método VAPEX, los solventes de hidrocarburo vaporizado (de bajo peso molecular) son inyectados en el punto de extracción (llamado depósito) por medio de bombas a través de un pozo de inyección horizontal o pozo productor (punto 2 en la Figura 18). Inicialmente, los solventes se disuelven en el asfalto del pozo de inyección hasta que el crudo diluido avanza por el depósito [Yildirim, 2003]. El vapor del solvente se eleva un poco formando una cámara de vapor sobre la arena extraída por encima del pozo de inyección donde el solvente y el betún se diluyen del asfalto y el crudo comienza a salir bombeado por los desagües a la superficie. El concepto de SAGD utilizado en In Situ es muy similar al utilizado en VAPEX, sin embargo, la principal diferencia que en este último se utiliza vapor y no agua, pero la configuración del inyector y el productor de pozos es similar. El proceso es altamente eficiente energéticamente ya que con el proceso de VAPEX y el uso de solvente puro, cerca de 0,5 Kg de solvente es inyectado por cada kilo de crudo producido. De esta cantidad, sólo 0,1 Kg de solvente es dejado en el depósito para llenar la matriz con arena extraída de vapor. El resto de bitumen se produce con un solvente de petróleo y se recicla. A diferencia de métodos como el In Situ donde, por lo general, más de 3 Kg de agua se inyecta para producir solo 1 Kg de crudo [Mokrys et al, 1993]. En la Figura 21 se muestra más a fondo el método VAPEX donde ocurre la saturación del crudo y es extraído a la superficie.

49 

 

Figura 21. Proceso método VAPEX Fuente. SLC Petroleum (2007)

En el proceso de extracción del método VAPEX, al igual que en los dos métodos explicados anteriormente, es necesario realizar un procedimiento de “Mejoramiento” que consta de 4 pasos, sin embargo, como el bitumen se diluye con el solvente y los vapores y sale más puro que en los métodos anteriormente explicados, la coquefacción no se hace necesaria y dicho procedimiento comienza con la destilación de la mezcla donde se disminuye el nivel de carbono y se aligera un poco el crudo dándole mayor calidad. En la Figura 22 se muestra el diagrama de Bloques de este método.

Figura 22. Método de Explotación VAPEX

Fuente: Autores (2009)

Remoción de capa vegetal*

Terreno a explotar

Buldócer,FresadoraRetroexcavadora

Suelo con capa vegetal

Preparación de infraestructura*

Suelo sin capa vegetal

Retroexcavadora con martillo, tubos, bombas de extracción e inyección

Inyección

Extracción y drenaje

Terreno e infraestructura 

necesaria

Bombas de extracción

•La remoción de estériles y la preparación dela infraestructura no es parte del proceso yaque se realiza una vez

Solventes, gaseosos y vapor

Bitumen diluido  con solvente

Tratamiento de separación

El petróleo crudo es transportado a refinerías.

Mezcla de agua, solventes y bitumen

DestilaciónConversión catalítica 

Hidrocarburos

Hidrotratamieto 

Nitrógeno Sulfuro

Hidrógeno

Bitumen diluido

Unidad de destilación al vacío

PETRÓLEO CRUDO

Calor

Bitumen ligero y procesado

6.2 RECURSOS DE PRODUCCIÓN  

De los métodos de explotación anteriormente descritos, se identifican los recursos vitales (excluyendo maquinaria e infraestructura) para la realización éstos. En el cuadro 3 se muestra la síntesis de dichos recursos. Cada recurso se evalúa con un impacto el cual va a definir su importancia para cada método. El impacto está definido de la siguiente manera: alto cuando es indispensable y se utiliza en gran medida, medio cuando es indispensable pero puede ser reemplazado y bajo cuando este recurso no es indispensable para el proceso porque puede ser reemplazado con otro recurso que cumpla la misma función. La evaluación de estos recursos va a permitir definir los criterios de decisión para escoger el método apropiado para cada reserva del país.

52 

 

MÉTODO CIELO ABIERTO IMPACTO MÉTODO IN SITU IMPACTO MÉTODO VAPEX IMPACTO

Recurso utilizado en todo proceso de extracción del bitumen desde los harneros giratorios hasta el tratamiento de espuma

Recurso utilizado en el proceso de separación del bitumen de las arenas para extraerlas del pozo

Se utiliza para el tratamiento de Vaporización que disuelve el bitumen de las arenas

Utilizado en todo el proceso para el calentamiento del agua

Utilizado en todo el proceso para el calentamiento del agua

Utilizado en todo el proceso para la evaporización del agua

Se utiliza para separar el bitumen de las arenas cuando éstas están en los harneros giratorios

- -

Se utilizan para poder extraer crudo ligero sin descomponer su composición molecular

Se utilizan para poder extraer crudo ligero sin descomponer su composición molecular

Se utilizan para poder extraer crudo ligero sin descomponer su composición molecular

Utilizado en el tratamiento de espuma para agilizar la separación del bitumen

Utilizado en el tratamiento de espuma para agilizar la separación del bitumen

Utilizado en la separación del bitumen de las arenas en el pozo

Necesario para la separación del bitumen y el agua en el tratamiento de espuma

Necesario para la separación del bitumen y el agua en el tratamiento de espuma

-

- Utilizado para que el bitumen se disuelva y separe de las arenas

Es un agente que ayuda a los solventes gaseosos a separar el bitumen de las arenas dentro del pozo

Utilizado para que el bitumen se disuelva y separe de las arenas

Utilizado para que el bitumen se disuelva y separe de las arenas

Utilizado para que el bitumen se disuelva y separe de las arenas

- Se disuelve con el agua calienteUtilizados en la extracción y proceso de separación del bitumen de las arenas

Utilizado en la planta de extracción y tratamiento Utilizado en la planta de tratamiento Utilizado en la planta de tratamiento

ALTOMEDIOBAJO

CUADRO COMPARATIVORECURSOS NECESARIOS EN LOS MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS

RECURSOS

AGUA

GAS

SOLVENTES GASEOSOS

SODA CÁUSTICA

HIDROCARBUROS

HIDROGENO

AGENTE ESPUMANTE

SULFURO

ELECTRICIDAD

NITROGENO

Cuadro 3. Recursos necesarios en métodos de explotación de Arenas Bituminosas

Fuente. Autores (2009)

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En el cuadro 4 se muestran los recursos que cada método necesita para su desarrollo en cuanto a maquinaria, instalaciones y herramientas y equipos.   CIELO ABIERTO  IN SITU  VAPEX 

MAQUINARIA 

Palas hidráulicas y eléctricas       

Trituradora        

Bulldozers       

Retroexcavadoras       

Camiones / Volquetas       

Bandas transportadoras       

Cargadores       

Tolvas       

Harneros giratorios       

EQUIPOS 

Tubería de acondicionamiento 

(hidro‐transporte) Bombas de extracción  Bombas de extracción 

Bombas de extracción  Torres de enfriamiento  Torres de enfriamiento

Torres de enfriamiento  Tubos de inyección  Tubos de inyección 

Tanques de separación primaria  Tubos de transporte del 

bitumen extraído  

Tubos de transporte 

del bitumen extraído  

INSTALACIONES Planta de tratamiento del 

Bitumen  

Planta de tratamiento 

del Bitumen  

Planta de tratamiento 

del Bitumen  

Cuadro 4. Infraestructura necesaria en cada método de explotación de Arenas Bituminosas.

Fuente. Autores (2009)

En los métodos In Situ y Vapex no se necesita la maquinaria ya que el bitumen es extraído directamente del pozo y pasa de inmediato a la planta de tratamiento para mejorar su calidad.

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6.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS MÉTODOS DE EXPLOTACIÓN Las reservas de Arenas Bituminosas en Colombia se encuentran tanto en la superficie, a menos de 100 metros, como en la profundidad [ANH, 2008]; para poder escoger el método o conjunto de métodos más adecuado para la extracción de crudo de arenas bituminosas en Colombia, se deben evaluar las ventajas y desventajas de cada como se muestra en el cuadro 5.

CIELO ABIERTO IN SITU VAPEX IMPACTO

Superficie mínima perturbación X XNo es necesaria rehabilitación de las minas X XNo genera exceso de pilas de rocas ni escombros en el proceso de extracción de crudo de las Arenas Bituminosas X X

Puede ser utilizado para pequeños depósitos que no son viables económicamente para la minería convencional X X

El crudo puede ser procesado en el sitio. X XSe necesita menos tiempo para el establecimiento y mantenimiento de instalaciones mineras. X X

No genera gases perjudiciales. X XMayor eficiencia energética. XReducción de emisiones de dióxido de carbono y gases invernadero. XEs posible minar más profundo XSe puede recuperar un mayor porcentaje de arenas bituminosas XBajo consumo de recursos no renovables (agua, energía, etc.) X

Puede ser la única manera de extraer arenas bituminosas en los lugares que carecen de agua o la adecuada para la solución de capas geológicas mineras X

No se puede utilizar el terreno sin la necesaria cantidad de capas geológicas de arena, arcilla y gravilla. X X

Requiere de agua para todo el proceso X XLas rocas a minar deben ser permeables X XPuede ser difícil la recuperación del agua a un nivel aceptable de pureza X XPérdidas comunes de disolvente XDiseño complejo de infraestructura X XDisolvente escaso en el mercado XMétodo con pocas referencias de pruebas en campo XCostoso y poco ágil (largos tiempos de minería) XGenera grandes desperdicios (roca sin utilizar) XRequiere de una gran infraestructura (grandes espacios y maquinaria) X

ALTOMEDIOBAJO

VENTAJAS

DESVENTAJAS

MÉTODO

CUADRO COMPARATIVOVENTAJAS Y DESVENTAJAS DE MÉTODOS DE EXTRACCIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS

Cuadro 5. Ventajas y Desventajas de Métodos de explotación de Arenas Bituminosas

Fuente. Autores (2009)

55 

 

6.4 MEDIDAS AMBIENTALES  

Como cualquier proceso de extracción de hidrocarburos, el medio ambiente se ve afectado no sólo en cuanto a la remoción de estériles, también por el uso de recursos naturales, en el caso de los métodos de extracción de crudo de las Arenas Bituminosas, el agua es el recurso que más se ve afectado debido a su gran nivel de utilización. Para mitigar el impacto que causa la utilización de dicho recurso se deben definir medidas ambientales a aplicar en el momento de ejecutar el proyecto, las cuales se explican a continuación. Manejo del Agua Por cada metro cúbico de agua utilizado, se reciclará y reutilizará 18 veces (modelo de Syncrude en Alberta, Canadá). El agua extraída del río Guejar se utilizará para tres propósitos principales: - Agua potable (consumo humano).

- Para generar vapor de recuperación del calor residual (utilizada para la extracción de crudo). - Como proceso de enfriamiento de agua.

Se planea que del total del agua extraída del rio Guejar, el 20% se destine para la refrigeración y para generar vapor, y el 80% restante, se deberá reciclar el agua utilizada para el proceso de extracción de petróleo de las arenas bituminosas. Del total de agua que se extraiga del rio Guejar, se calcula que aproximadamente el 35% es evaporado y llevado a la atmósfera a través de torres de enfriamiento (lo que devuelve el agua de nuevo al ciclo hidrológico).

6.5 PROPUESTA DE PRODUCCIÓN Al estudiar los diferentes métodos de explotación de Arenas Bituminosas y al evaluar sus ventajas y desventajas, se tiene la base para aplicarlo a Colombia. En este punto se van a proponer los métodos de explotación a utilizar en cada una de las reservas del país teniendo en cuenta las características propias de cada una. El criterio para definir el método de explotación en cada reserva es la profundidad a la que se encuentran las Arenas Bituminosas, ya que si éstas se encuentran en la superficie, el único método que se adapta a estas características es Cielo Abierto como se explica en la caracterización del mismo. Las Arenas Bituminosas ubicadas en las reservas de Florencia y San Vicente, se encuentran en la superficie (a menos de 100 metros de profundidad), por lo tanto, el método de explotación a ejecutar debe ser Cielo Abierto.

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Para las reservas de Río Guejar, Río Nare y Sogamoso, donde las Arenas Bituminosas se encuentran en la profundidad, se emplea el método de toma de decisiones de la Utilidad entre los procesos de explotación a profundidad (In Situ y Vapex) para escoger el más adecuado para las tres reservas. A continuación se definen los criterios de decisión:

• Calidad del material extraído: Este criterio se refiere a la cantidad de impureza adherida al bitumen producto del método de extracción ya que si el nivel de impurezas es alto, el proceso de mejoramiento es complejo. Si el proceso presenta una mayor calidad en el bitumen extraído con respecto al otro proceso, se calificará con 1, de lo contrario, con 0.

• Costos de Infraestructura: Es la cantidad estimada de dinero necesaria para llevar a cabo el método teniendo en cuenta instalaciones, maquinaria, equipo y herramientas (por referencias del sector). Si el proceso es costoso en comparación con el otro método, se califica con 0, de lo contrario con 1.

• Impacto al Medio Ambiente – Gases: Los gases de efecto invernadero producidos por

los solventes utilizados en algunos métodos de extracción de Arenas Bituminosas hacen parte de las causas que generan el calentamiento global. Si el método de extracción genera un mayor impacto en este aspecto, se califica con 0, de lo contrario con 1.

• Impacto al Medio Ambiente – Contaminación del agua: Dependiendo del método, se dificulta la recuperación del agua ya que se contamina con los solventes utilizados para la separación del bitumen de las arenas. Si el método de extracción genera este impacto ambiental se califica con 1, de lo contrario con 0.

• Aplicación del Método en la industria: Es importante que el método a implementar

haya sido utilizado en la industria con resultados satisfactorios para tener cierto grado de confiabilidad. Si el método es positivo en este aspecto, se califica con 1, de lo contrario con 0.

Para realizar la evaluación de Utilidad de cada uno de los métodos de extracción por reserva, se evalúa el impacto (Alto, Medio, Bajo) de cada criterio y se le asigna un peso correspondiente como se muestra en la Tabla 5. Dicho impacto se asigna teniendo en cuenta el nivel de influencia del mismo en la aplicación del método en Colombia.

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CRITERIOS IMPACTO PESO Calidad del material extraído M 18,00% Costos de infraestructura A 23,00% Impacto al medio ambiente - Gases M 18,00% Impacto al medio ambiente - Contaminación del agua M 18,00% Aplicación del método en la industria A 23,00%

TOTAL 100,00%

Tabla 5. Criterios de decisión para método de explotación. Fuente. Autores (2009)

Evaluación del método de explotación en las Reservas a profundidad En la Tabla 6, se muestra la aplicación del método de Utilidad para las reservas a profundidad evaluando cada uno de los criterios de decisión.

RESERVAS A PROFUNDIDAD IN SITU VAPEX Calidad del material extraído 0 1 Costos de infraestructura 1 0 Impacto al medio ambiente - Gases 0 1 Impacto al medio ambiente - Contaminación del agua 1 0 Aplicación del método en la industria 1 0

64,00% 36,00%

Tabla 6. Evaluación de Método de Extracción para las reservas a profundidad

Fuente. Autores (2009) Según la evaluación de los criterios para las reservas a profundidad, el método de extracción propuesto a implementar es In Situ. Debido a las características propias del método In Situ, en el lugar de extracción debe haber una planta de tratamiento; por este motivo, se deben instalar tres plantas en las reservas de Rio Guejar, Rio Nare y Sogamoso, ya que según la evaluación de los criterios, es el proceso adecuado.

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7. MAQUINARIA Y EQUIPO La extracción de las arenas bituminosas se realiza de maneras muy diversas según las circunstancias que concurren en cada caso. Como las arenas bituminosas se encuentran a diferentes profundidades, siempre suele ser necesario emplear diferentes tipos de equipos y maquinaria pesada para facilitar su extracción. Dependiendo del tipo de extracción se determina y escogen los equipos a utilizar en el corte, cargue, transporte, trituración, clasificación y transformación.

7.1 EXTRACCIÓN A CIELO ABIERTO Como se menciono en el proceso de producción, se deben remover los estériles y la capa superficial del suelo para extraer las arenas bituminosas; esto se realiza con excavadoras eléctricas, excavadoras hidráulicas, mototraillas, bulldozers y grandes volquetas (dumper fuera de camino). Posteriormente, con equipos del mismo tipo se realiza la extracción y transporte para su posterior etapa de triturado y clasificación. Clasificación de equipos de explotación y transporte Los equipos se clasifican según la función que puedan satisfacer, es así como se diferencia entre equipos de corte, equipos de cargue, equipos de transporte y equipos mixtos. Los primeros realizan la labor de corte y cargue del material desde el frente de trabajo hacia un equipo de transporte que lo llevará a un determinado destino (planta, botadero, stock). Este tipo de maquinaria también puede depositar el material en un punto definido en el lugar de extracción, como es el caso de las excavadoras en yacimientos de arenas bituminosas, donde el equipo remueve la sobrecarga (capa superficial del suelo) y la utiliza para construir la superficie sobre la cual se emplazará en un futuro cercano [Pulido, 2009]. Los equipos de cargue pueden separarse a su vez en unidades discretas de cargue, como es el caso de palas y cargadores, o bien, como equipos de cargue de flujo continuo, como es el caso de excavadores de balde o cangilones que realizan una operación continua de extracción de material. Otra forma de diferenciar los equipos de cargue considera si éstos se desplazan o no, por lo que se distingue entre equipos sin acarreo (en general su base no se desplaza en cada operación de cargue) y equipos con acarreo mínimo (pueden desplazarse cortas distancias) [Pulido, 2009]. Los equipos de transporte tienen como función desplazar el material extraído por el equipo de cargue hacia un punto de destino definido por el plan de transformación. Pueden tener un camino fijo como es el caso de trenes que requieren el tendido de líneas férreas, o bien pueden desplazarse libremente por cualquier camino, como es el caso de los dumper fuera de camino. Además, se pueden dividir en unidades discretas, como es el caso de camiones y

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trenes, o equipos de transporte de flujo continuo como las bandas transportadoras [Melgarejo, 2004]. Dependiendo de la cantidad de material a remover para permitir la extracción a cielo abierto de las arenas bituminosas y de los volúmenes de arenas bituminosas a extraer se pueden utilizar los siguientes equipos:

7.1.1 Equipos de Corte y Cargue Excavadoras eléctricas Las excavadoras eléctricas se utilizan principalmente en mediana y gran minería a cielo abierto; tienen un bajo costo por unidad de producción, pueden manejar grandes volúmenes de material pero tienen poca movilidad para trabajar en varios frentes al mismo tiempo. Para una misma producción, la energía eléctrica que consumen estos equipos resulta más económica que el consumo de combustible de una excavadora hidráulica. Son equipos de máxima potencia de excavación y rápidos tiempos de ciclos, la tecnología de estas excavadoras proporcionan una máxima productividad y eficacia [Melgarejo, 2004]. En el caso de las arenas bituminosas las excavadoras se usan principalmente para remover los estériles y escombros para luego ir extrayendo los mantos de arenas bituminosas En la Figura 23 se muestra un ejemplo de excavadora eléctrica de la marca Bucyrus.

Figura 23. Excavadora modelo 495 de Bucyrus.

Fuente: Bucyrus International, Inc. (2008).

La capacidad de cargue de una máquina depende de la marca y del modelo como se muestran en las tablas a continuación. En la Tabla 7 se muestran los modelos de excavadoras de la marca Bucyrus.

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Tabla 7. Excavadoras eléctricas marca Bucyrus.

Fuente: Bucyrus International, Inc. (2008).

En la Tabla 8 se muestran los modelos de excavadoras de la marca P&H.

Modelo Capacidad de carga (Ton.) Capacidad del cucharon (m³)

1900AL 19 7,6 – 19,31 2300XPL 45 19,7 – 36,7

4100C 59 25,2 - 53,5 * 4100CBOOS 91 30,6 – 61,2

4100C 82 30,6 - 61,2 4100XPC 104 35,9 – 76,5

Tabla 8. Excavadoras eléctricas con cuchara de arrastre marca P&H.

Fuente: P&H Mining Equipment Inc. (2008). *Modelo diseñado para arenas bituminosas

Excavadoras hidráulicas Estas excavadoras presentan una mejor movilidad que las excavadoras de cable (eléctricas), aunque no están diseñadas para cambiar de posición de manera frecuente. Con una menor inversión y un costo operacional levemente más alto que en el caso de las excavadoras eléctricas, las excavadoras hidráulicas poseen un rango de capacidades de balde menores (hasta 50m³) [Liebherr Equipment Co, 2009]. La excavadora hidráulica es una máquina que aunque está dotada de cadenas no suele realizar desplazamientos continuos durante su actividad, su pala excavadora está diseñada con aleaciones especiales de acero e incluso dotada con dientes diamantados para la extracción de roca y áridos de gran dureza. El volumen

Modelo Carga útil (ton.) Capacidad de la

cuchara (m³) Peso operativo (ton.)

495 120 30,6 – 61,2 1.365,73 795 135 25 – 59 1.220,2

395 70 19,1 – 56 1.040

295HR 50 18,4 – 39 724,1

295HD 42 14 – 31 705,2

182M 20 7 – 18 330,44

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y capacidad tanto de la máquina como de la pala hace que sea capaz de cargar en pocos movimientos grandes dumper [Terex-O&K, 2009]. En la figura 24 se muestra un ejemplo de este tipo de excavadoras.

Figura 24. Excavadora hidráulica TEREX-O&KRH90-C Fuente: TEREX-O&K. (2009)

Como en el caso anterior, las capacidades de estas máquinas dependen de la marca y del modelo. A continuación se presentan los modelos de excavadoras hidráulicas de tres marcas reconocidas en el mercado TEREX-O&K, HITACHI y LIEBHERR. En la Tabla 9 se muestran los modelos de excavadoras hidráulicas de la marca TEREX-O&K indicando su peso operativo, su potencia y la capacidad de la cuchara.

Modelo Peso operativo (Ton.)

Potencia (Kw)

Capacidad de la cuchara (m³)

RH 40-E 105 522 7 RH 120-C 284 1.044 17 RH 200 525 1.880 26

RH340/RH340-B 5.678 2.240 34 RH 400 980 3.360 50

Tabla 9. Excavadoras hidráulicas TEREX-O&K

Fuente: TEREX-O&K (2009). En Tabla 10 se muestran los modelos de excavadoras hidráulicas de la marca HITACHI

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Modelo Peso operativo (Ton)

Potencia (HP) Capacidad de la cuchara normal

(m³)

Capacidad de la cuchara shovel

(m³) EX1200-5D 108 567 3,0 – 6,5 5,9 – 6,5

EX1900-6 191 810 12 12

EX2500-6 248 1.044 15 15

EX3600-6 359 1.450 22 21

Tabla 10. Excavadoras hidráulicas HITACHI. Fuente: Hitachi Construction Machinery Co, Ltd. (2004).

En la Tabla 11 se muestran los modelos de excavadoras hidráulicas de la marca LIEBHERR.

Modelo Peso operativo (Ton)

Potencia (HP) Capacidad de la cuchara retro y shovel (m³)

R 984 C Litronic 125 685 7 R 9350 310 1.500 18

R 995 Litronic 44.805 2.140 26,5 R 996 Litronic 655,8 3.000 34

R 9800 804 4.000 42

Tabla 11. Excavadoras hidráulicas LIEBHERR Fuente: LIEBHERR EQUIPMENT CO. (2009).

Excavadora de cangilones de flujo continuo Estos equipos se utilizan principalmente en minería de material blando o remoción de sobrecarga consolidada. El principal tipo de equipos es el Bucket Wheel Excavator (Excavador con rueda de cangilones) que consiste básicamente en una serie de baldes dispuestos en la periferia de una rueda que gira removiendo el material de manera continua mientras lo deposita en un compartimiento que contiene, tal como se muestra en la Figura 25. Su utilización puede verse en las grandes minas de carbón y en las arenas bituminosas [FAM, 2003].

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Figura 25. Excavadora de cangilones FAM SR300-R3 Fuente: FAM (2009).

En la Tabla 12 se muestran datos de los modelos de excavadoras de cangilones de la marca FAM.

Modelo Capacidad de

producción m³/hr Potencia en la rueda

motriz(kw) Número de cangilones

SR130-1 3.500 500 14

SR300-R3 2.500 250 9

SR320 2.300 250 11

SR301-R 1.500 250 9

Tabla 12. Excavadores de Cangilones FAM. Fuente: FAM (2009).

Cargadores frontales

Los cargadores frontales ofrecen una alternativa al uso de excavadoras eléctricas o hidráulicas. Presentan grandes ventajas, tales como su movilidad y la posibilidad de manejar grandes volúmenes de material con su cuchara (los más grandes superan los 36m³, hasta 40.5m³). Estos equipos se deben maniobrar para descargar en el camión y para acceder al frente de trabajo, a diferencia de las excavadoras con base fija, que rotan en torno a la misma [LeTourneau, 2009]. Los cargadores permiten mayor flexibilidad en la producción pues pueden desplazarse con relativa facilidad y rapidez de un frente de trabajo a otro; sin embargo, el transporte debe ser mínimo. Su utilización puede verse en minería del carbón, de arenas bituminosas o en la construcción [Melgarejo, 2004]. En la Figura 26 se ve un ejemplo de este tipo de máquina.

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Figura 26. Cargador frontal LeTourneau L-2350 Fuente: LeTourneau Technologies, Inc. (2009)

A continuación se presentan datos de capacidad de la cuchara, potencia y peso operativo de los modelos de cargadores de las macas LeTourneau y CATERPILLAR. En la Tabla 13 se muestran los modelos de cargadores de la marca LeTourneau.

Modelo Capacidad de la

cuchara (m³) Potencia (HP) Peso operativo (Ton.)

D-950 13,8 1.050 104,4

L-950 13,8 1.050 106,6

L-1350 21,4 1.600 181,4

L-1850 25,2 2.000 229,5

L-2350 40,5 2.300 262,2

Tabla 13. Cargadores LeTourneau. Fuente: LeTourneau Technologies, Inc. (2009)

En la Tabla 14 se muestran datos de los modelos de cargadores de la marca CATERPILLAR.

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Modelo Capacidad de la

cuchara (m³) Potencia (HP) Peso operativo

(Ton.) 988H 6,3 - 7,0 501 49,5 990H 8,4 – 9,2 627 77,8 992K 10,7 - 12,3 801 97,5 993K 12,2 - 23,7 950 133,7 994F 14,0 – 36,0 1.463 195,4

Tabla 14. Cargadores CATERPILLAR.

Fuente: CATERPILLAR (2009).  

Tractores de cadenas (bulldozers)

Son máquinas para movimientos de tierra con una gran potencia y robustez en su estructura, diseñados especialmente para el trabajo de corte (excavando) y al mismo tiempo para transportar el material con la cuchilla [Pulido, 2009]. En estas máquinas son montados diversos equipos para poder realizar diferentes trabajos como por ejemplo los dientes para escarificar (Ripper) en el desgarre de suelos muy apretados (KOMATSU, 2006). En la Figura 27 se muestra un ejemplo de este tipo de máquinas.

Figura 27. Bulldozer CATERPILLAR.

Fuente: CATERPILLAR (2009)

A continuación se presentan datos de potencia, peso operativo y capacidad de la cuchilla de los modelos de Bulldozers de las marcas CATERPILLAR y KOMATSU. En la Tabla 15 se muestran los modelos de Bulldozers de la marca CATERPILLAR.

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Modelo Potencia (HP) Peso operativo

(Ton.) Capacidad de la

cuchilla (m³) D8T 310 38,5 11,7 D9R 405 48,8 16,4 D9T 410 47,9 16,0

D10T 580 66,4 30,5

Tabla 15. Bulldozers CATERPILLAR Fuente: CATERPILLAR (2009).

En la Tabla 16 se muestran datos de los modelos de Bulldozers de la marca KOMATSU.

Modelo Potencia (HP) Peso operativo

(Ton.) Capacidad de la

cuchilla (m³) D65EX-15EO 205 20,3 5,61 D85EX-15EO 264 28,1 7,0

D155AX-6 354 39,5 9,4

D275AX-5EO 449 51,5 14,6

Tabla 16. Bulldozers KOMATSU Fuente: KOMATSU (2006)

7.1.2 Equipos de transporte Dumper (Volquetas) Estas máquinas están diseñadas para el acarreo de material y su respectiva descarga; tienen una tolva cuya capacidad puede ser al ras o colmada y el peso a cargar en dicha tolva está en función del tipo de material. El volumen de carga debe definirse además por la ley de cargas considerando las vías por donde vaya a transitar [Pulido, 2009]. Para grandes volúmenes de explotación como el caso de las arenas bituminosas se utilizan volquetas rígidas ya que tienen mayor capacidad de cargue que las articuladas las cuales se utilizan en construcción. Se mencionarán dos gamas de Dumper de las firmas más reconocidas en el mercado mundial de minería como referencia de equipos para el transporte de las arenas bituminosas. En la Figura 28 se muestra un ejemplo de este tipo de máquinas.

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Figura 28. Volqueta fuera de camino HITACHI EX 5000 Fuente: Hitachi Construction Machinery Co, Ltd. (2004).

En la Tabla 17 se muestran los modelos de volquetas de la marca TEREX-O&K.

Modelo Carga útil máxima

(Ton.) Capacidad de platón

(m³) Potencia (HP)

TR 35 35 19,5 400

TR 45 45 26 525

TR 60 60 35 700

TR 70 72 41,5 760

TR 100 100 57 1.050

Tabla 17. Volquetas fuera de camino TEREX-O&K Fuente: TEREX-O&K (2009)

En la Tabla 18 se muestran los modelos de volquetas de la marca HITACHI.

Modelo Peso operativo (Ton.)

Potencia (Kw.) Máxima carga (Ton.)

EH600 59,6 298 30,1 EH-1100 104,54 567 60,3

EH-3500ACII 325 1.491 168 EH-4500-2 480,3 2.014 254 EH-5000 528,2 2.014 285

Tabla 18. Volquetas fuera de HITACHI.

Fuente. Hitachi Construction Machinery Co, Ltd. (2004).

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Bandas transportadoras Los sistemas de bandas transportadoras son la mejor conexión entre las fases de explotación y proceso. Son hechos de acuerdo a las especificaciones, el volumen de material a manejar, a la topografía existente en la ruta y a las condiciones climáticas. Las bandas transportadoras pueden ser diseñadas con anchos de banda hasta de 300 cm. y velocidades de hasta 7.5 m/s.; la potencia del sistema depende de los volúmenes y distancia de transporte [Melgarejo, 2004]. Estos sistemas pueden ser diseñados para ser controlados por computador, con tensores de correas, puntos de control y mantenimiento intermedios sin necesidad de parar el sistema. Para minimizar las fuerzas de la correa se pueden instalar varios puntos motrices intermedios a lo largo de la banda y así al mismo tiempo se minimizan las oscilaciones dinámicas [FAM, 2009]. Hoy en día se encuentran funcionando bandas transportadoras en las grandes minas del mundo con longitudes de hasta 25 Km. y capacidades de hasta de 10.000 ton/hr. En la Figura 29 se muestra el ejemplo de una banda transportadora ubicada en Alemania; esta banda tiene un ancho de 2 metros, la velocidad de la cinta es de 5.95m/s y la capacidad es de 8.800 m³/h [FAM, 2009].

Figura 29. Banda transportadora marca FAM

Fuente: FAM (2009)

Para mejorar los sistemas de explotación y transporte existen también las bandas transportadoras móviles de transferencia, son usadas como un enlace entre las excavadoras rotativas de cangilones y el banco de bandas transportadoras en un proceso de explotación continua como se muestra en la Figura 30. Estas máquinas hacen cambios en longitud de las bandas de alimentación y la banda de descarga y la altura para que los bancos de bandas transportadoras no tengan que ser movidos del sitio. Como consecuencia los tiempos de

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parada para la reinstalación de las bandas transportadoras son reducidos considerablemente [FAM, 2009]. Los sistemas de bandas más conocidos son los de las fabricas: Astec, Ameco, Thyssenkrupp Robins, FAM, FlSmith, Pioneer, Bateman, Eagle entre otras.

Figura 30. Banda de transferencia Thyssenkrupp

Fuente: FAM (2009)

7.1.3 Equipos de Trituración y Cribado Trituración Como se menciono en el capítulo de Producción, la transformación de las arenas bituminosas comienza con la reducción del tamaño de las partículas por medio de la trituración. La trituración se realiza en distintas etapas y con una gran variedad de máquinas. El material extraído de la mina es depositado en unas tolvas con alimentadores vibratorios que alimentaran una trituradora primaria, ésta generalmente es de mandíbulas o sistema de rodillos machacadores. Luego de la etapa de trituración primaria las arenas pasan a un proceso de clasificación por medio de cribas rotativas (trommel screen) o harneros, donde se separan los residuos grandes de la pulpa de agua, arena y soda cáustica que se empieza a formar en este punto; los residuos son llevados a una nueva etapa de desintegración llamada trituración secundaria, estas trituradoras también son de mandíbulas con muelas de trituración más fina o generalmente se realiza con rodillos machacadores con discos de corte más finos o trituradores cónicos, el material saliente de esta etapa de trituración es regresado nuevamente al proceso de clasificación en el harnero [Lippman, 2009] El tamaño de los equipos de trituración y cribado dependen del volumen de material a desintegrar. Las marcas más conocidas son: Lippmann, Astec, pioneer, Traylor, Cedarapids, KPI-JCI, Eagle, Zenith, Symons, Norberg y Allis Chalmers. En la Figura 31 se muestra un ejemplo de este tipo de máquinas.

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Figura 31. Trituradora de mandíbulas LIPPMAN 30”X48 Fuente: LIPPMAN (2009).

En la Tabla 19 se muestran datos de potencia, capacidad y peso de los diferentes modelos de trituradoras de la marca LIPMANN.

Modelo(pulg) Potencia (HP) Capacidad (ton/hr) Abertura max. 6” Peso (kg)

30X48 200 412 64.200 36X50 250 520 88.000 42X48 250 540 128.300 46X48 250 540 121.800 24X50 150 351 41.600 30X62 200 490 70.500

50X62 300 700 211.800

Tabla 19. Trituradoras LIPPMANN Fuente: LIPPMANN (2009)

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En la Tabla 20 se muestran datos de los diferentes modelos de trituradoras de la marca CADARAPIDS.

Modelo Revoluciones

(RPM) Potencia (HP) Peso (Kg) Producción

(ton/hr) MVP 280 700-1000 200 14288 120-490

MVP 380 700-1000 300 19051 135-560

MVP 450 700-1000 400 22226 150-645

MVP 550 615-800 500 28350 200-810

RC 45 III 750-900 200 14500 122-345

Tabla 20. Trituradoras de cono CADARAPIDS Fuente: CADARAPIDS (2004)

En el campo de las arenas bituminosas el sistema de trituración primario y secundario más utilizado es el sistema de rodillos machacadores de corte debido a la pastosidad del material. Las fábricas más conocidas para la fabricación de este tipo de machacadoras son: THYSSENKRUPP, FAM, FLSMITH, BATEMAN, AMECO Y ZENITH. En la Figura 32 se muestra un ejemplo de este tipo de trituradoras.

Figura 32. Machacadora de dos rodillos de corte FAM SWB0730 Fuente: FAM (2009)

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Harneros rotativos Para la clasificación de las arenas bituminosas después del triturado primario y secundario se utilizan harneros o clasificadores rotativos como se ilustra en la Figura 33. Debido a que el material es pastoso y pegajoso, no se puede realizar una clasificación con harneros vibratorios ya que se formarían grumos y por lo tanto se taparían todas las mallas de clasificación. Este clasificador rotativo (trommel screen) generalmente va después del tambor desarenador en contracorriente (Bitmin drum), en este tambor se descarga el material triturado y se mezcla con soda caustica y agua caliente con el fin de empezar a separar el bitumen.

Figura 33. Harnero rotativo ROYER 84’X28’ Fuente: Fort Hills Energy Corporation (2008)

 

7.2 IN SITU  

Para el método In Situ se usan los equipos que se muestran a continuación.

Torres de enfriamiento

Es un equipo utilizado en el método de extracción In Situ para lograr la reutilización del agua ya que extrae calor del agua mediante evaporación o conducción, dicho proceso comienza cuando el agua caliente (de 40 a 60˚C) es bombeada a la parte superior de la torre de enfriamiento y desde este punto fluye hacia abajo, emite calor que se mezcla con el aire de arriba, provocando el enfriamiento del agua de 10 a 20˚C [Lenntech, 2008]. Estas torres son capaces de enfriar eficientemente grandes volúmenes de agua, con sólo ponerla en contacto con aire atmosférico [Airetécnica S.A., 2009]. Las torres de enfriamiento son utilizadas en la planta de tratamiento de bitumen para lograr la reutilización del agua.

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Existen diferentes tipos de torres de enfriamiento, dependiendo de la transferencia de calor, pueden ser húmedas o secas, donde las primeras funcionan por el principio de evaporación y las segundas trabajan por transmisión de calor a través de una superficie que separa el fluido a recuperar del aire ambiente [Airetécnica S.A., 2009]. A su vez, las torres de enfriamiento pueden dividirse en tres tipos más dependiendo del tiro del aire, el primero de ellos es de tiro natural, esto quiere decir que sólo utilizan el aire “atmosférico” pero son voluminosas y de bajo rendimiento ya que no cuentan con un ventilador o motor [Airetécnica S.A., 2009]. En la Figura 34, se ilustra una torre de enfriamiento de tiro natural.

Figura 34. Torre de Enfriamiento de tiro natural Fuente: RSC - Royal Society of Chemistry, (2007)

El segundo tipo de torre de enfriamiento que depende del tiro del aire es llamado “de tiro forzado” ya que necesita de un ventilador que fuerce su parte baja y agilice el proceso de enfriamiento [García, 2008] como se muestra en la Figura 35.

Figura 35. Torre de enfriamiento de tiro forzado

Fuente. García, (2008)

Por último, se tienen las torres de enfriamiento de tiro inducido, donde el agua caliente es refrigerada dejándola caer en el interior de la torre mediante un sistema de distribución uniforme

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de agua y en la parte superior se dispone de unos ventiladores que generan la circulación del aire a contracorriente, produciendo su enfriamiento [Airetécnica S.A., 2009]. En la Figura 36 se puede apreciar este tipo de torre de enfriamiento.

Figura 36. Torre de enfriamiento de tiro inducido Fuente. Red Interactiva de Minería, (2009)

Bombas de inyección y extracción La bomba de inyección de vapor y solventes de la planta de tratamiento para la extracción y separación de Arenas Bituminosas, permite bombear de forma efectiva dichos componentes a los pozos de la reserva para generar la separación del bitumen y dirigirlo a los tubos y a la bomba de extracción para proceder con el mejoramiento del crudo en la planta de tratamiento [Quinn Pumps, 2001]. Las bombas, tanto de extracción como de inyección, deben contar con revestimientos que aseguren la resistencia tanto a las altas temperaturas, como al desgaste producido por el uso constante y los fuertes componentes que pasan por ellas [ITS – International Tool & Supply , 2007]. El diseño de las bombas juega un papel muy importante en la eficiencia de la extracción de bitumen a procesar ya que éste puede reducir la presión que cae dentro de la bomba (evitando un daño prematuro) y aumentar el flujo de bitumen a extraer en la tubería [Quinn Pumps, 2001].

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8. INSTALACIONES  

La planta de tratamiento donde se hace la separación del bitumen, tanto para el método Cielo Abierto como In Situ, consta de las siguientes instalaciones. Celda de Flotación Las celdas de flotación se usan en el proceso de tratamiento de espuma para extraer el bitumen contenido en la pulpa que resulta del proceso de separación primaria. El tratamiento de espuma es un proceso de separación mineral para partículas finas en suspensión acuosa, donde las partículas seleccionadas se fijan en burbujas de aire y se elevan para formar una espuma [Glosario Geológico, 2008]. Las celdas de flotación tienen como función mantener todas las partículas en suspensión con el fin de prevenir la sedimentación de éstas, promover las colisiones y adhesiones de partículas y burbujas, mantener quietud en la pulpa inmediatamente bajo la columna de espuma y proveer un control sobre la airación de la pulpa y el grado de agitación [Salager, 1992]. Como se muestra en la Figura 37, las celdas de flotación tienen tres zonas típicas: una zona de alta turbulencia al nivel del mecanismo de agitación donde se mezcla, una zona intermedia de relativa calma y una zona superior donde está la espuma y el bitumen que resulta de la separación.

Figura 37. Celda de flotación Fuente: Ortiz (2008).

 

 

 

 

 

 

 

La zona de agitación es aquella donde se produce la adhesión partícula-burbuja; en esta zona deben existir condiciones hidrodinámicas y físico-químicas que favorezcan este contacto. La zona intermedia se caracteriza por ser una zona de relativa calma, lo que favorece la migración

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de las burbujas hacia la superficie de la celda. La zona superior corresponde a la fase acuosa, formada por burbujas [Ortiz, 2008]. La espuma se descarga por rebalse natural, o con ayuda de paletas mecánicas. Cuando la turbulencia en la interfase pulpa-espuma es alta se produce contaminación del concentrado debido al arrastre significativo de pulpa haciac la espuma [Salager, 1992]. Coquizadores En los coquizadores se realiza el proceso de coquefacción. Este proceso consiste en romper las moléculas grandes de bitumen en partículas más pequeñas por medio del calor a altas temperaturas y a baja presión [AOP, 2008]. Existen dos tipos de coquizadores utilizados para este proceso, el coquizador de fluido y el coquizador de retraso, siendo este último el más utilizado en la industria petrolera. En el coquizador de retraso la coquefacción comienza en el horno, sigue en la línea de transferencia donde se empiezan a separar las moléculas y termina en el tambor donde se recoge el material tratado durante este proceso [Petrobrás, 2006]. En la Figura 38 se muestra un ejemplo de un coquizador.

Figura 38. Unidad de Coquización Fuente: Petrobras (2006)

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Unidades de destilación al vacío La destilación permite la separación de los componentes de una mezcla de hidrocarburos en función de sus temperaturas de ebullición. Para que se produzca la separación o fraccionamiento de los cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya que de esta manera los componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase liquida. La torre de destilación al vacío trabaja con una presión absoluta de unos 20 mm de mercurio (Hg), necesaria para evitar la descomposición molecular al destilar el residuo, o crudo reducido, que llega a mayores temperaturas [Rivero, 2002]. En la Figura 39 se muestra un ejemplo de este tipo de sistema.

Figura 39. Unidades de destilación al vacío. Fuente: Petropar (2008)

La torre de destilación al vacio consta consta de las siguientes secciones:

• Sección de alimentación: Se refiere a la carga semi-vaporizada con que se alimenta continuamente a la torre. Los componentes livianos vaporizados suben, mientras que los más pesados permanecen como líquidos y bajan hacia el fondo de la torre. A medida que los componentes livianos (vapor) suben por la torre, entran en contacto con el líquido en cada bandeja. Este contacto resulta en la condensación de los componentes más pesados del vapor ascendente y la evaporación de los componentes más livianos del líquido descendente [Petropar, 2008].

• Sección de Condensación: En esta sección, los vapores del tope de la torre son

condensados mediante un intercambiador de calor, utilizando generalmente agua o aire. El líquido condensado (destilado) pasa al tambor acumulador de destilado, donde el agua es separada por gravedad. Del tambor de destilado sale una corriente que refresca al tope de la torre como reflujo y una corriente de producto de tope destilado que se retira del sistema. La función del reflujo es enfriar la parte superior de la torre. Al

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entrar el reflujo en contacto con los vapores ascendentes de la bandeja superior, los enfría y condensa las partes más pesadas. Allí se repite el mismo proceso, sube la temperatura del reflujo, se evapora más líquido y se condensan más vapores en la torre. A medida que baja, el líquido se va haciendo más pesado y el vapor, a medida que sube, se va haciendo más liviano. La calidad del destilado se controla mediante la presión mantenida en el tope de la torre [Petropar, 2008].

• Suministro de Calor: la sección de alimentación por donde entra el bitumen es

calentada en un horno hasta obtener la temperatura deseada. Generalmente, las torres de destilación tienen un rehervido, que introduce calor a la torre por vaporización de parte del líquido que sale del fondo para luego ser regresado a la torre. Este procedimiento, además de servir como fuente calórica, sirve para mejorar el fraccionamiento de la carga en la parte inferior de la torre, ya que el vapor producido asciende y evapora las partes livianas del líquido que baja. La parte que no se evapora en el rehervido es el producto de fondo [Rivero, 2002].

Hidrotratamiento El hidrotratamiento es el proceso final que se realiza en las instalaciones de la planta de tratamiento. En este punto, al crudo saliente de la conversión catalítica se le remueven los compuestos de azufre como el sulfuro y el nitrógeno con el fin de evitar daños ambientales por lluvia ácida; mientras se le agrega hidrogeno para enriquecer y mejorar la calidad del crudo. Este proceso requiere de altas presiones y temperatura y se realiza en un reactor químico con catalizador sólido constituido por alúmina impregnada con molibdeno, níquel y cobalto [Benito, 2002]. La estación de hidrotratamiento consta de un reactor químico, como su nombre lo indica, es donde se realiza la reacción química que tiene como objetivo distribuir de forma distinta los átomos de ciertas moléculas para formar otras nuevas (productos); consta también de un separador el cual retira los compuestos sulfatados del crudo [Repsol, 2007]. En la Figura 40 se muestra un ejemplo de una estación de hidrotratamiento.

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Figura 40. Estación de hidrotratamiento Fuente Syncrude Inc. (2009)

  Finalmente, la planta de tratamiento para la extracción del Bitumen se ve como lo muestra la Figura 41. Figura 42. Planta de tratamiento para extracción del Bitumen.

Fuente: Suncor Energy, Inc (2009)

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9. LOCALIZACIÓN  

A pesar de que la ubicación está regida por el método In Situ, se deben tener en cuenta los criterios de decisión para la localización, ya que sin los recursos vitales (agua, energía eléctrica y gas), permisos gubernamentales, infraestructura de transporte y aceptación de la comunidad anfitriona no se podría operar en el lugar previsto. A continuación se explican los criterios que se deben tener en cuenta para la localización de cada planta de tratamiento.

9.1 CRITERIOS DE LOCALIZACIÓN

9.1.1 Aspectos legales para la exploración y explotación de hidrocarburos en Colombia

En Colombia los recursos naturales no renovables, entre ellos los hidrocarburos (petróleo y gas natural) son propiedad del Estado. Por esta razón la política petrolera la define el Gobierno Nacional a través del Ministerio de Minas y Energía, dueño de las reservas en representación del estado, y se administra a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

Cualquier trámite que se necesite hacer para la ejecución de algún proyecto en este campo, es necesario hacerlo por medio de estas dos entidades. Para el caso de la explotación de Arenas Bituminosas en Colombia se deben conocer mínimo las siguientes normas.

• Acuerdo número 008 de 3 de Mayo de 2004: El cuál reglamenta la contratación de áreas para el desarrollo de actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos.

• Decreto Ley 2655 de 1988: Esta norma se conoce como el Código de Minas, el cual regula las relaciones entre los organismos y entidades del estado sobre las actividades de explotación, exploración, beneficio, transporte, aprovechamiento y comercialización de los recursos no renovables que se encuentren en el suelo, subsuelo, así sean propiedad de la nación o privada.

• Decreto 1220 de 2005: En este decreto se reglamenta el Título VIII de la Ley 99 de 1993 sobre las licencias ambientales. Estas licencias son las autorizaciones que otorgan las autoridades ambientales competentes como el Ministerio de ambiente, Corporaciones Autónomas Regionales, Entidades Territoriales, entre otras, para la ejecución de un proyecto, obra o actividad, que pueda producir deterioro grave a los recursos naturales renovables o al medio ambiente o introducir modificaciones considerables o notorias al paisaje. La licencia ambiental deberá ser obtenida previamente a la iniciación del proyecto.

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A continuación se muestran los aspectos mínimos legales a implementar para empezar con la explotación de las Arenas Bituminosas.

Aspectos Marco Legal

Sociales

* La compañía ejecutora del proyecto debe explicar a la comunidad de manera clara y precisa, las actividades que quiere desarrollar.

* Si el proyecto pasa por medio de predios privados, se deben obtener los permisos de servidumbre y realizar las compensaciones a las que haya a lugar.

Ambientales

* Se deben obtener los permisos de aprovechamiento de los recursos naturales (Forestal, agua, vertimientos, entre otros), ante la Corporación Autónoma Regional -CAR-.

* Antes de iniciar las actividades, se necesita obtener la licencia ambiental, otorgada por el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo territorial -MAVDT- según el decreto 1220 de 2005. * En el caso de que una porción del área de interés se superponga con áreas comprendidas dentro del sistema de Parques Nacionales Naturales u otras zonas reservadas, excluidas o restringidas, delimitadas por la autoridad correspondiente, el proponente se obliga a atacar las condiciones que respecto de tales áreas estén operando a la fecha de firma de este contrato.

Políticos

* Según el Acuerdo número 008 de 3 de Mayo de 2004, la Agencia Nacional de Hidrocarburos es la encargada de fijar los criterios y procedimientos de asignación de áreas de exploración y explotación de hidrocarburos de propiedad del Estado y de selección de contratistas. * Las áreas objeto de contratos de exploración y/o explotación y evaluación técnica podrían ser restringidas en su extensión por la ANH, dependiendo de la localización geográfica y el cubrimiento exploratorio propuesto.

* La asignación de áreas para desarrollar actividades de Exploración y Explotación de hidrocarburos se hará mediante los siguientes procedimientos: - Contratación directa: Mediante este procedimiento se aplicará el principio de "primero que llega, primero que se atiende", con el propósito de establecer el orden de prioridad para iniciar la negociación de un contrato sobre un área libre. - Contratación por Proceso Competitivo: Mediante este procedimiento se considerarán propuestas de contratación en igualdad de condiciones en cuanto a su fecha de recibo, durante el plazo específico según lo establezca la ANH y aplicará para las áreas libres. - Solicitud de ofertas: Mediante este procedimiento se invita a un número plural de Proponentes para que, en igualdad de condiciones, presenten sus propuestas de contratación y se seleccione objetivamente entre ellas la más favorable.

Cuadro 6. Aspectos Legales para la explotación de Hidrocarburos.

Fuente: Autores (2009)

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9.1.2 Proximidad a los clientes – refinerías  

Para este proyecto los clientes del crudo extraído de las Arenas Bituminosas son las Refinerías de Colombia (que se encargan de transformar el bitumen en derivados de petróleo). Para efectos de disminuir las distancias de transporte, se deben escoger las refinerías más cercanas a cada Planta de Tratamiento. En la Tabla 21 se encuentran dichas distancias.

PLANTA DE TRATAMIENTO

REFINERÍA DISTANCIA (KM)

Rio Guejar Apiay 182,32 Orito 383,89

Sogamoso Apiay 181,18

Barrancabermeja 185,86

Rio Nare Barrancabermeja 178,87

Apiay 322,85

Tabla 21. Distancias entre Plantas de tratamiento y Refinerías más cercanas Fuente. Autores, (2009)

La tabla anterior muestra que al tener en cuenta el criterio de la refinería con distancia más cercana a cada planta, las celdas en verde son las distancias más adecuadas, por lo tanto, para las plantas de tratamiento del Rio Guejar y Sogamoso, la refinería más adecuada es la que se encuentra ubicada en Apiay (Departamento del Meta) y para la planta de tratamiento del Rio Nare, es la refinería de Barrancabermeja.

9.1.3 Fuentes de abastecimiento

Los recursos vitales en cada planta de tratamiento que determinan en gran parte la localización de dichas plantas son: yacimientos de agua, plantas de energía y gas natural. Para cada una de las plantas de tratamiento se tiene:

• Planta de Tratamiento Rio Guejar Esta planta de tratamiento deberá contar con una infraestructura robusta, ya que tratará las Arenas Bituminosas extraídas de la Reserva del Rio Guejar y de las reservas de Florencia y San Vicente, razón por la cual el consumo de recursos será considerable. En cuanto al consumo de agua, se plantea (al igual que en Alberta Canadá con la compañía Syncrude) que ésta sea extraída del Río, sin embargo, se debe incurrir en el

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proceso de obtener la licencia ambiental correspondiente, concedida por el Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial y obtener el permiso de aprovechamiento del Agua por la CAR. En la Figura 43 se muestra el Río Guejar, uno de los más importantes del departamento del Meta.

Figura 43. Río Guejar Fuente. Lejanías Meta, (2007)

  

Para la utilización de energía eléctrica, se cuenta con la empresa de energía EMSA (Electrificadora del Meta S.A. E.S.P.) que provee este recurso a gran parte del departamento, abarcando con su infraestructura, la planta de Tratamiento del Río Guejar [EMSA, 2009]. En cuanto al gas natural (recurso vital en una planta de extracción y tratamiento de bitumen), la empresa PROMIGAS tiene la infraestructura necesaria para llegar a la planta de tratamiento del Río Guejar. Dicha infraestructura proviene del departamento de Caquetá y entra al Meta por el sur hasta pasar por dicha planta de extracción y tratamiento [Promigas, 2009].

• Planta de Tratamiento de Sogamoso Sogamoso no cuenta con un río caudaloso en sus alrededores, por lo tanto se debe considerar la opción de realizar convenios con el Acueducto de Boyacá para montar la infraestructura necesaria de bombas de agua, con suficiente capacidad para cumplir con la cantidad de este recurso consumida en el proceso de extracción, separación y tratamiento de bitumen. La compañía EBSA (Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.) se encarga de generar y distribuir energía eléctrica a todo el departamento incluido Sogamoso, esta empresa podría suplir de dicho recurso a la planta de tratamiento ubicada en este punto.

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Para Cundinamarca y Boyacá, la empresa encargada de proveer gas natural es Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P., la cual en el departamento de Boyacá se encarga de la distribución de éste recurso a Tunja, Duitama, Chiquinquirá, Villa de Leyva, Sogamoso y Paipa [Gas Natural S.A., 1998], convirtiéndose en la principal opción para acceder a la utilización de gas natural en el proceso de tratamiento de esta planta.

• Planta de Tratamiento Rio Nare Debido a la gran afluencia del Río Nare, se vuelve una opción muy atractiva el utilizar sus aguas en el proceso de separación y mejoramiento del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas. Para poder utilizar este recurso, se debe realizar el proceso de acreditación de la licencia ambiental y permiso de aprovechamiento del Agua de dicho Río; en la Figura 44 se ilustra el Rio Nare y se puede apreciar que es una fuente considerable de agua.

Figura 44. Rio Nare

Fuente. Puerto Nare, (2004)

Como esta reserva se encuentra en el centro del departamento de Santander, la infraestructura eléctrica no es un problema ya que la empresa ESSA (Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.) está en capacidad de proveer este recurso a la futura planta de tratamiento cercana al Río Nare [ESSA, 2007]. En Santander, la empresa Gas Natural Cantabria ESP, se encarga de distribuir gas natural a todo el departamento, contando con una fuerte infraestructura en este aspecto y haciendo de ésta empresa una buena opción para obtener dicho recurso y utilizarlo en la planta de tratamiento.

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9.1.4 Comunidad anfitriona  

Uno de los criterios importantes para instalar la planta es tener en cuenta a la a comunidad anfitriona. En síntesis, es necesario contar con la aprobación de las personas que viven cerca a donde se va a ubicar la instalación puesto que se debe garantizar la calidad de vida de quienes viven allí [Chase, 2000]. En Colombia cuando se va a desarrollar un proyecto de explotación, como el caso de las arenas bituminosas, se deben hacer los procesos de consulta previa, como lo establece el Convenio 169 de la Organización Internacional del Trabajo-OIT-, ratificado mediante la Ley 21 de 1991. Esta consulta es el procedimiento que permite conciliar el derecho al desarrollo económico de la nación y los derechos especiales de las comunidades aledañas al proyecto, garantizando su integridad económica, social, cultural y ambiental, a través de un proceso de construcción conjunta y participativa. En este punto la compañía ejecutora le debe explicar a la comunidad de manera clara y precisa las actividades que quiere desarrollar, al mismo tiempo debe conocer sus características y necesidades para garantizar el desarrollo de la región en donde va a operar [“La cadena productiva de hidrocarburos” ANH, 2005].  

Los depósitos de Arenas Bituminosas se encuentran en zonas lejanas a las poblaciones principales de los departamentos en donde se encuentran. Sin embargo, están cerca de veredas, pueblos y en algunos casos comunidades indígenas. Según datos del DANE (2005), los hogares de este tipo de poblaciones están constituidos de 4 a 7 personas, tienen bajo nivel de escolaridad, no cuentan con el cubrimiento de salud y viven principalmente de la agricultura y la ganadería. Algunas de estas poblaciones han sido afectadas por la violencia y el narcotráfico debido a la presencia de guerrilla y paramilitares, especialmente en los departamentos del Meta y Caquetá. Según el ex ministro de Agricultura Andrés Felipe Arias en un foro realizado por El Tiempo “el 70% de la población campesina esta en absoluta pobreza debido a la violencia”. Por lo tanto, la empresa que llegue a operar en estos sectores debe garantizar el desarrollo social y económico de estas poblaciones.

9.1.5 Infraestructura de transporte Es importante que exista transporte adecuado cercano a la planta para el aprovisionamiento y salida de los productos, por este motivo, se evalúa la infraestructura de transporte cercana a cada planta de tratamiento de Arenas Bituminosas. En cercanía a la planta de tratamiento del Río Guejar pasa la carretera a Mesetas la cual permite que el crudo extraído de esta planta sea transportado a la refinería de Apiay; la estación de bombeo de Chichimene es la más cercana a dicha refinería, la cual puede llegar a ser de

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utilidad porque no se cuenta con infraestructura vial en este tramo (de Chichimene a la refinería de Apiay). La planta de tratamiento del Río Nare cuenta con una gran infraestructura petrolera en su alrededor ya que tiene la estación de bombeo de Sebastopol, dos vías de oleoductos (la primera se dirige a la costa y la segunda directamente a la refinería de Barrancabermeja) y varios campos petroleros que se encargan de impulsar el desarrollo petrolero en el sector. Cerca de la planta de tratamiento de Sogamoso, pasa la carretera a Toquilla, la cual se convierte en un alternativa de vía de transporte para sacar el crudo extraído de esta planta; cerca a las futuras instalaciones de dicha planta, se encuentran varias estaciones de bombeo como la de Cusiana, Floreña, Araguaney y el Porvenir, las cuales pueden facilitar el transporte por medio de oleoductos a la refinería de Apiay.

9.2 PROPUESTA DE LOCALIZACIÓN  

Como se explica en el Capítulo 7 (Producción), la localización de las plantas de Tratamiento está dada por el método de extracción In Situ debido a las características propias del mismo. La evaluación de criterios para los métodos de extracción arrojó que tres de las reservas (Rio Guejar, Rio Nare y Sogamoso) deben extraer las arenas bituminosas con este método. Como consecuencia de esto, se deben ubicar tres plantas de tratamiento en estos puntos. Para aprovechar la infraestructura de la planta de Río Guejar, las Arenas Bituminosas extraídas de las reservas de Florencia y San Vicente, serán tratadas en esta planta debido a su cercanía y a que dicha infraestructura lo permite. Los resultados arrojados por los criterios de localización, permiten que en estos lugares sea viable la ubicación de estas plantas ya que los departamentos cuentan con la infraestructura para abastecer las plantas de tratamiento propuestas; en cuanto a la infraestructura de transporte, las zonas analizadas cuentan con diversas opciones para transportar el crudo extraído de las plantas de tratamiento a las refinerías establecidas en este capítulo.

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10. TRANSPORTE El transporte es el medio por el cual se distribuye el producto final al cliente; se encuentra dentro de la actividad primaria de logística externa dentro de la cadena de valor. Para definir la mejor opción de transporte del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas en el país, se debe establecer cómo es la infraestructura de transporte de crudo convencional en Colombia y cuáles son las características de los medios de transporte para el bitumen, con el fin de definir la mejor opción de distribución de este crudo extraído de cada una de las plantas de tratamiento.

10.1 TRANSPORTE DE PETRÓLEO CONVENCIONAL EN COLOMBIA  

El transporte de crudos pesados (como el extraído de las Arenas Bituminosas) en el mundo se realiza de forma multimodal utilizando oleoductos, carro tanques y buques tanqueros [Azcona, 2000]. Para el desarrollo de la infraestructura de transporte de crudo se deben tener en cuenta los hallazgos (cantidad), los requerimientos y disponibilidades de las refinerías actuales [Herrera et al, 2005]. Con respeto a dicha infraestructura, desde 1985 Colombia ha acelerado la construcción y refuerzo de los oleoductos para disponer de mejores instalaciones que se adapten a las necesidades actuales del país [Ecopetrol, 2005]. Para entender cómo funcionan los medios de transporte de crudo en Colombia, es importante explicar sus características:

• Oleoductos Los oleoductos son la unión de tubos de acero que recorren un trayecto determinado, desde donde se produce (pozo) hasta el punto de refinación o embarque [Azcona, 2000]. Los oleoductos no sólo son la tubería en sí misma, son también las instalaciones necesarias para su explotación, es decir, depósitos para almacenar el crudo, estaciones de bombeo, red de transmisiones, conexiones y distribuidores [AOP-Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos, 2002]. En Colombia, existen oleoductos desde 6 hasta 36 pulgadas de diámetro (van enterrados a 1.50 o 2.0 metros de profundidad), esto quiere decir que la capacidad de transporte de los oleoductos varía ya que depende del tamaño del mismo, por lo tanto, entre mayor sea el diámetro, mayor es la capacidad [Herrera et al, 2005]. En la Figura 44, se puede observar el aspecto físico de un oleoducto y cómo se une con otros para transportar el crudo a diferentes direcciones.

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Figura 44. Red de oleoductos ligeramente levantados sobre la superficie Fuente. AOP (2005)

 

Las estaciones de bombeo se encuentran en puntos estratégicos de la red de oleoductos con el fin de bombear e impulsar el crudo en sitios de gran altura (como las cordilleras de Colombia) [Azcona, 2000].

La red de oleoductos de Colombia cuenta con 4,876 Kms distribuidos en 41 ductos que transportan el crudo entre las fuentes de producción, puntos de tratamiento o de separación y los centros de refinación o exportación [Ecopetrol, 2005].

• Carro tanques

Los carro tanques son camiones de aproximadamente 15 metros de longitud utilizados para el transporte de crudo en distancias cortas y medianas [Ecopetrol, 2005]. La capacidad promedio de un carro tanque es de 10.000 galones en volumen y de 47 toneladas en peso (aunque pueden transportar hasta 52 toneladas, peso permitido por las autoridades) [Ministerio de Minas y energía – Decreto No. 0300, 1993]. En la Figura 45, se muestra un típico carro tanque petrolero utilizado para el transporte de crudo en Colombia, Éste por su tamaño y peso se adapta a la infraestructura del país.

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Figura 45. Carro tanque petrolero.

Fuente. IpiTIMES, (2004)

El transporte de crudo e hidrocarburos en Colombia hasta la refinería se realiza de la siguiente forma:

• El crudo es bombeado directamente del pozo de extracción o de los tanques de almacenamiento a los oleoductos, los cuales se encargan de llevar el crudo a la refinería dispuesta.

• El crudo es bombeado directamente del pozo de extracción o de los tanques de almacenamiento a carro tanques, los cuales lo transportan hasta la refinería vía terrestre (sólo si se trata de una distancia corta- media) o lo llevarán a la estación de bombeo más cercana (para largas distancias) [Ecopetrol, 2005]. Este es un tipo de transporte multimodal, donde se utilizan los oleoductos y los carro tanques según las características de infraestructura vial y petrolera del país.

Es importante resaltar que para optimizar el transporte de crudo en Colombia y minimizar costos a los usuarios de los oleoductos, las entidades no propietarias de dicho medio de transporte, bajo la modalidad del pago de tarifas podrá utilizarlo, siempre y cuando, con su pago refleje al propietario una rentabilidad acorde con el riesgo del capital invertido según las normas vigentes [Ecopetrol, 2005]. Para este proyecto, se tendrá en cuenta la modalidad de pago de tarifas para utilizar la infraestructura petrolera existente en el país.

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10.2 TRANSPORTE PARA EL CRUDO EXTRAÍDO DE ARENAS BITUMINOSAS Cada región posee petróleo con diferentes propiedades físicas y se encuentra en una etapa diferente del proceso de maduración, de modo que cada una puede utilizar planes de desarrollo, y técnicas de producción y distribución diferentes. Para el caso de Colombia, todavía no se conocen las características físicas del crudo que se va a extraer de las arenas bituminosas, pero se sabe por referencias que estos depósitos alrededor del mundo están dentro del grupo de crudos pesados. Como se mencionó anteriormente, el grupo al que pertenece un crudo es dado usualmente en términos de grados API (Instituto Americano del Petróleo) y está relacionado con la gravedad específica; mientras más denso es el petróleo, más baja es la densidad API. Las arenas bituminosas están dentro del grupo de crudos pesados con densidades API entre 10.0° y 22,3° [Zambrano, 2009]. Otra variable que define el grupo al que pertenece un crudo es la viscosidad, los petróleos pesados tienden a ser más viscosos que los petróleos convencionales (livianos). La viscosidad puede variar en gran medida con la temperatura, y se convierte en un indicador importante para el productor de hidrocarburos porque determina que tan fácil fluirá el petróleo; entre mas temperatura menor es la viscosidad del fluido mientras que la densidad varía poco con la temperatura lo que la ha convertido en el parámetro estándar del campo petrolero para categorizar los crudos. Estas dos variables, la densidad y la viscosidad del petróleo son las propiedades que dictan el enfoque de distribución que se dará [Bernal, 2007]. La calidad de un crudo está dada por los grados API, entre más grados API tenga, mejor es la calidad del crudo ya que es menos viscoso y por su densidad se pueden obtener derivados más valiosos [Colmenares, 2006]. Como se menciono en el capítulo de producción, al crudo extraído de las arenas bituminosas se le hace el proceso de Mejoramiento el cual incrementa su calidad disminuyendo el grado de viscosidad. Sin embargo, sigue teniendo características de crudo pesado lo que hace necesario utilizar métodos alternativos que permitan distribuirlos de manera convencional a través de los oleoductos o de los carro-tanques. Existen tres alternativas para el transporte de este tipo de crudos: por inyección de diluyentes, bombeo multifásico y por calentamiento. A continuación se explican cada una de estas alternativas.

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• Inyección de diluyentes Los petróleos pesados, a causa de su gran viscosidad, son difíciles de transportar por los oleoductos cuando las temperaturas externas son las habituales. Por lo tanto se utilizan diluyentes para aumentar su movilidad a través de la tubería. Una forma comúnmente conocida para diluir el crudo pesado es mezclarlo con un crudo más liviano, uno que tenga más de 35° API con el fin de reducir la viscosidad, disminuir la deshidratación y como consecuencia mejorar la fluidez [Arroba, 2006]. Otra de las alternativas de diluyente son los derivados ricos en hidrocarburos tales como la nafta o el querosén. Estos hidrocarburos tienen alto contenido de hidrógeno, elemento que permite reducir la viscosidad del crudo y aumentar los grados API. Al aplicar estos diluyentes al crudo extraído de la arenas bituminosas se tiene como consecuencia un incremento de la fluidez de éste a través de los oleoductos [Treviño, 2006]. Esta es una de las alternativas más usadas en el sector petrolero para el transporte de crudos pesados, ya que permite aprovechar las instalaciones existentes y la inversión que se necesita se limita a poliductos que permitan transportar la nafta o el querosén.

• Bombeo Multifásico El bombeo multifásico es la transferencia de varios productos (agua, crudo, gas y arena) provenientes del pozo o la planta de tratamiento a la refinería o a estaciones de almacenamiento utilizando un solo equipo, es decir una sola bomba que permite extraer y separar dichos elementos al mismo tiempo [Colmenares et al, 2006]. Este método de transporte se está volviendo más popular a medida que los campos petroleros alrededor del mundo desarrollan y exigen nuevas tecnologías para el traslado de fluidos, tanto que se ha aplicado a yacimientos con altas viscosidades. El bombeo multifásico es la forma más económica de impulsar emulsiones de un grupo de pozos a un centro de procesamiento. Gracias a que puede bombear crudo, gas y agua conjuntamente por un ducto común, reduce gastos de operación y construcción pues envía directamente el crudo extraído del pozo a la planta de procesamiento sin tener que hacer procesos intermedios de separación. Esto elimina la necesidad de tener centros más pequeños dispersos por todo el campo [Scaramuzza et al, 2003]. Este método de transporte es aplicable cuando el crudo se extrae del pozo y se puede enviar directamente a la refinería. En el método de extracción “In Situ” el crudo se extrae del pozo, pero como se ha planteado anteriormente, es necesario hacer el proceso de Mejoramiento para incrementar la calidad del crudo; por lo tanto este medio de transporte no es aplicable para el

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proyecto que se está desarrollando, pero si se debe tener en cuenta como alternativa para futuros desarrollos tecnológicos.

• Calentamiento El método de calentamiento consiste en calentar el crudo pesado extraído de las arenas bituminosas con el fin de disminuir su viscosidad para que fluya fácilmente a través de las tuberías [Arroba, 2006]. Para llevar a cabo el calentamiento del crudo se utilizan estaciones de calentamiento, las cuales producen el calor necesario por medio de generadoras eléctricas. Se hace pasar corriente eléctrica a través de los oleoductos y a medida que la corriente fluye, la energía eléctrica asociada a ésta es convertida en calor, produciéndose un aumento en la temperatura promedio alrededor del ducto, teniendo como consecuencia reducción en la viscosidad del fluido. Como en estas condiciones la corrosión es acelerada y la integridad mecánica de los equipos de transporte se ve comprometida, es necesario garantizar la seguridad de todas las actividades a lo largo de todo el proceso de distribución [Pérez et al, 2008]. Otra forma de calentar el crudo es a través de la inyección de vapor directamente al oleoducto por medio de tubos conectados a éste; la inyección se hace utilizando una bomba generadora de vapor de manera continúa con el fin de que se reduzca la viscosidad del crudo y fluya mejor. Esta alternativa presenta limitaciones de distancia por eficiencia y costos, ya que el vapor bombeado por este sistema solo llega hasta una distancia limitada dependiendo de la presión que pueda aplicar a éste, por lo tanto solo tiene sentido en los casos en que exista una planta de tratamiento o una refinaría cercana [Treviño, 2006].

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10.3 CARACTERIZACIÓN DE LAS POSIBLES RUTAS DE TRANSPORTE DE CRUDO EXTRAÍDO DE LAS ARENAS BITUMINOSAS

Para el transporte de las Arenas Bituminosas extraídas en Colombia se tienen en cuenta las vías y oleoductos disponibles actualmente, en la Figura 46 se muestran los principales oleoductos y refinerías del país.

Figura 46. Infraestructura petrolera de Colombia Fuente. Ecopetrol (2005) modificado por Autores (2009).

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Como se puede apreciar en la figura anterior, la red de oleoductos se encuentra concentrada en el norte y centro del país [UPME, 2005], la mayor capacidad de producción se presenta en los departamentos del Atlántico, Magdalena, Sucre y Córdoba medidos en Barriles por año. Los oleoductos de mayor capacidad corresponden a:

- Oleoducto Central entre La Belleza-Vasconia -Coveñas con 615,000 barriles de capacidad y 790 Kms de longitud, que transporta específicamente los crudos del Piedemonte Llanero (Cusiana - Cupiagua) hasta el terminal marítimo de Coveñas y es propiedad de OCENSA.

- Oleoducto Caño Limón-Rio Zulia-Coveñas con 770 Kms de longitud, 215,000 barriles de capacidad, transporta los crudos producidos en el campo Caño Limón (Arauca) y pertenece a ECOPETROL-OCCIDENTAL.

- Oleoducto del Alto Magdalena con 212,000 barriles de capacidad y 481 Kms de longitud, propiedad del Oleoducto Colombia S.A. transportando los excedentes de petróleo del sur y oriente del país, que tienen como destino los mercados internacionales.

Dentro de la red nacional de oleoductos, Colombia tiene como punto de convergencia la estación de Vasconia, la cual se encuentra en el centro del país, donde existe la posibilidad de desviar el producto (crudo o hidrocarburos) hacia la refinería de Barrancabermeja o hacia Coveñas [Cárdenas, 2009]. Sobre el Pacífico el país cuenta con el puerto de Tumaco, estación final del oleoducto Puerto Colón-Orito Tumaco de propiedad de ECOPETROL. Esto permite el transporte de petróleo de producción del Ecuador para su exportación, de acuerdo con el convenio existente entre el Gobierno Nacional y el del Ecuador. La Tabla 22 resume la conformación de la red nacional de transporte de crudo explicada, mostrando a su vez, la capacidad de cada oleoducto medida en miles de barriles transportados por día [Ecopetrol, 2005].

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Tabla 22. Red Nacional de Oleoductos en Colombia

Fuente. Ecopetrol, 20051

                                                            1 *KBDC: Miles de barriles por día Calendario / [Ecopetrol, 2003].

Propietario Estación Estación Final Diámetro Longitud Capacidad

Inicial (pulgadas) (Kms) (KBDC)

Interco! Buturama Pto Morrosquino 4 17 5 Houslon ~NA San IgnacKl 6 7 20 Petronorte Rio Zulia Ayacucho 10 186 30 Petrocol Andalucía Aipe 6 23 10

Antex El Dificil P",o 10 85 14 Andian Yarigui Galán 12 38 48 Interco! Provincia Yarigui 8 53 37 Omimex Velásquez Galán 12 181 35 Omimex Cooorná Vasconia 12 6 40

"'""" Mani Santiago 10 10 20

"oro San Frandsco DINA 10 20 50 Eurocan P",,,, Galán 8 57 33 Chevron Olichimer.e Apiay 10 40.5 18.9 Kol Los Toros Galán 8 62 16 HocoI - E sso - Total T,,,,,, Vasconia 20 398 100 Oleoducto Colombia Vasoonia Coveñas 24 481 201.1 ECP- Hoool- Ke~ Cravo Sur EICruce 8 18 20 ECP-Oxy Caño Umón Coveñas 18-24 774 168 ECP-CEPE Lagoagrio Colón 10-12 37 50

OCENSA La Belleza Vasconia 30 92 555.9 OCENSA EL Porvenir La Belleza 30-38 "" 555.9 OCENSA Vasoonia Coveñas 30 475.8 201.1 ECP-HocoI-Kelt Caño Garza Trinidad 6 23 5 ECP-HocoI- Ke~ Trinidad Barquereña 8 17 10 ECP-HocoI- Ke~ Barquereña Tocaria 8 31 10 ECP-HocoI-Kelt Tocaria Los Sabanales 8 16 15 ECP- LaslTKl Santiago El Porvenir 10 79 12 ECP-Esso- Total Yaguará T""", 8 69 20 ECOPETROL Vasoonia CI" 12-20 171 185.4 ECOPETROL Vasoonia Velásquez 25.2 ECOPETROL Ayacucho CIB 14 187.4 42.8 ECOPETROL Apio, Porvenir 12-16 126 54.4 ECOPETROL Araguaney Porvenir 12-14 104 41.5 ECOPETROL Toldado Gualanday 10 61 11.4 ECOPETROL Yariri COInJr.eros 18 21 30 ECOPETROL Colón Orito 12 58 30 ECOPETROL Orito Tumaoo 10-14-18 305.4 58.3 ECOPETROL Ayacucho Coveñas 12-16 262 42.5 ECOPETROL Sirocé Coveñas 10 65 GRAN TOTAL 4876

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Una vez estudiados los oleoductos disponibles en el país que se pueden utilizar como opciones de transporte del crudo extraído de las Arenas Bituminosas, se debe evaluar también la infraestructura vial que permita el transporte multimodal minimizando distancias y costos. En la Figura 47, se muestra la red vial de Colombia, donde se pueden apreciar las carreteras principales del país, las cuales serán evaluadas como parte de la infraestructura para el transporte del crudo extraído de las Arenas Bituminosas.

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Figura 47. Red Vial de Colombia Fuente. INVIAS (2006)

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98 

 

Colombia es uno de los países del mundo con mayores problemas en infraestructura vial, la mayor parte del territorio está sin pavimentar y las actuales carreteras se encuentran en mal estado [Bahamón, 2009]. Como se puede ver en la Figura 47 la infraestructura vial del oriente del país está poco desarrollada, los departamentos del Meta y Caquetá donde se encuentran las mayores reservas de arenas bituminosas no cuentan con carreteras que promuevan su desarrollo y que permitan comunicar los depósitos con los centros de refinería y procesamiento. En la actualidad se está ejecutando el Plan 2500, con el que la Nación busca desarrollar las vías del país a través de la construcción, mejoramiento y pavimentación de más de 3.000 kilómetros en redes secundaria y terciaria. Según Álvaro José Soto García, director del Instituto Nacional de Concesiones INCO “con este programa el gobierno busca integrar a todas las regiones dentro de un sistema vial nacional, mediante la construcción de unas autopistas para la competitividad”. Dentro del proyecto está la construcción y desarrollo del corredor Arterías de Mi Llanura, del cual está en concesión Bogotá - Villavicencio, tramo que tiene una extensión de 86,9 kilómetros. En estudio de estructuración están los trayectos que comunican a Villavicencio con Saravena, Arauca, Puerto Gaitán y San José de Guaviare, los cuales tienen una extensión de 1.153 kilómetros [Bahamón, 2009]. Este corredor es de gran aporte para el desarrollo del proyecto de explotación de las arenas bituminosas porque es la ventana que va a permitir que se hagan más inversiones en esta región, además va a conectar puntos estratégicos dentro de los departamentos.

10.4 PROPUESTA DE TRANSPORTE Para la distribución del crudo extraído de las Arenas Bituminosas en Colombia existen dos medios de transporte: oleoductos y carro tanques. En este punto se busca definir cuál es la mejor opción de distribución para el crudo extraído de cada una de las plantas entre dichos medios o la combinación de estos (transporte multimodal). A continuación se plantea la distribución de bitumen de cada una de las plantas de tratamiento a las refinerías establecidas aprovechando la infraestructura petrolera y vial del país. Se emplea el método de Utilidad para decidir qué medio de transporte es el adecuado para la distribución del bitumen extraído de cada planta de tratamiento a las refinerías establecidas. Los criterios que se van a evaluar para cada planta de tratamiento están definidos como se muestra a continuación:

99 

 

• Cercanía a la infraestructura existente de Transporte: Distancia desde la planta de tratamiento a la infraestructura de transporte (oleoducto o carretera). Este criterio evalúa qué medio de transporte puede ser utilizado valiéndose de la cercanía. El medio de transporte más cercano será calificado con 1, de lo contrario con 0.

• Infraestructura Vial: Evalúa si en la planta de tratamiento o cerca de ésta se

encuentran las vías necesarias para el transporte del crudo en carro tanques hasta la refinería adecuada o a la estación de bombeo más cercana para ser transportado por oleoductos. La calificación de este criterio se realiza de la siguiente forma: Para el medio de transporte por carro tanques: Es 1 si se puede transportar el crudo en carro tanques en un solo trayecto, 0,5 si se puede transportar por este medio hasta cierto punto y 0 si no se puede transportar por carro tanques. Para oleoductos en todos los casos es 0 ya que no aplica. Para transporte multimodal se califica con 0 si se puede transportar todo el trayecto con carro tanques o si no se puede transportar con carro tanques (ya que necesita de la combinación de ambos medios de transporte) y 1 si se puede transportar en carro tanques hasta cierto punto y continuar con oleoductos.

• Infraestructura Petrolera: Evalúa si cerca a la planta de tratamiento se encuentran

estaciones de bombeo (necesarias para el transporte del crudo a través de oleoductos) que permitan el transporte hasta la refinería adecuada o a la estación de almacenamiento más cercano para ser transportado por carro tanques. La calificación de este criterio se realiza de la siguiente forma: Para el medio de transporte por oleoductos: Es 1 si se puede transportar el crudo en oleoductos en un solo trayecto, 0,5 si se puede transportar por este medio hasta cierto punto y 0 si no se puede transportar por oleoductos. Para carro tanques en todos los casos es 0 ya que no aplica. Para transporte multimodal se califica con 0 si se puede transportar todo el trayecto en oleoductos o si no se puede transportar con oleoductos (ya que necesita de la combinación de ambos medios de transporte) y 1 si se puede transportar en oleoductos hasta cierto punto y continuar con carro tanques.

• Costos de Transporte: Es la cantidad de dinero necesaria para transportar el bitumen

extraído de la planta de tratamiento a la refinería. Si el proceso es costoso en comparación con los otros, se califica con 0, de lo contrario con 1.

Para realizar la evaluación de Utilidad de cada medio de transporte por planta de tratamiento a su refinería más cercana, se evalúa el impacto de cada criterio (Alto, Medio Bajo) y se asigna un peso correspondiente como se muestra en la Tabla 23.

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CRITERIOS IMPACTO PESO ( )

Cercanía a los recursos de Transporte A 30,00% Infraestructura Vial M 20,00% Infraestructura Petrolera M 20,00% Costos de Transporte A 30,00%

TOTAL 100,00%

Tabla 23. Criterios de decisión para Medios de transporte en la explotación de Arenas Bituminosas en Colombia

Fuente. Autores (2009)

Planta de tratamiento Río Guejar Para la reserva de Florencia se evaluó la posibilidad de realizar el proceso de refinamiento del crudo extraído de las Arenas Bituminosas en la Refinería de Orito, sin embargo, en las cercanías de dicha reserva hacia esta refinería no hay infraestructura vial ni petrolera que permita el transporte del crudo extraído (existen vías de Florencia a Orito pero son carreteras nacionales sin pavimentar lo cual no es apto para el transporte de carro tanques), adicionalmente, la capacidad de la Refinería es baja (6.000 barriles diarios a comparación de aproximadamente 320.000 que procesa la refinería de Barrancabermeja). Por este motivo, el transporte del crudo extraído de la reserva de Florencia deberá realizarse por medio de carro tanques a San Vicente utilizando la carretera Florencia – Montañita – El Paujil – El Doncello – Puerto Rico – La Ceiba – San Vicente. A partir de este punto el crudo de ambas reservas (San Vicente y Florencia) es transportado vía terrestre a la planta de tratamiento de Río Guejar. En la Tabla 24, se muestra la evaluación de los medios de transporte desde la Planta del Rio Guejar (donde se realiza proceso de mejoramiento y separación de las reservas de Florencia, San Vicente y Rio Guejar) a la refinería de Apiay.

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PLANTA DE TRATAMIENTO RIO GUEJAR

OLEODUCTOS ( )

CARRO TANQUES ( )

MULTIMODAL ( )

Cercanía a la infraestructura existente de transporte 0 1 0 Infraestructura Vial 0 0,5 1 Infraestructura Petrolera 0,5 0 1 Costos de Transporte 0 0 1

10,00% 40,00% 70,00%

Tabla 24. Evaluación de medios de transporte para la Planta de tratamiento del Rio Guejar a la refinería

de Apiay Fuente. Autores (2009)

Para la planta de tratamiento del Rio Guejar, la mejor opción de transportar el crudo extraído de las arenas bituminosas a Apiay es de forma multimodal, es decir por medio de oleoductos y carro tanques, esto se debe a las características de infraestructura vial y petrolera en la ruta a dicha refinería. En la Figura 48 se muestra la ruta por la que debe ser transportado el crudo mejorado y tratado de la Planta del Rio Guejar a la refinería de Apiay. La línea punteada amarilla caracteriza la ruta en carretera y la línea continua azul desde Acacías y la estación de bombeo de Chichimene que se dirige a la refinería de Apiay, caracteriza al oleoducto que seguirá transportando el crudo.

102 

 

Figura 48. Propuesta de transporte de crudo para la Reserva del Rio Guejar a la Refinería de Apiay y Conversiones.

Fuente. Ecopetrol (2005). Modificado por Autores (2009)

La vía a Mesetas pasa cerca a la Planta de Tratamiento del Rio Guejar, donde los carro tanques saldrán cargados de crudo. La ruta de transporte por carro tanques es: Planta de Tratamiento del Rio Guejar – Mesetas – La Bodega– Granada– San Martín – Estación de Bombeo Chichimene. Desde la estación de bombeo Chichimene, el crudo se transportará por medio de oleoductos hasta la refinería de Apiay, la cual es muy cercana a la ciudad de Villavicencio (11,37 Kilómetros de distancia).

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Planta de tratamiento Río Nare En la Tabla 24, se muestra la evaluación de los medios de transporte desde la Planta del Rio Nare a la refinería de Barrancabermeja.

PLANTA DE TRATAMIENTO DEL RIO NARE

OLEODUCTOS ( )

CARRO TANQUES ( )

MULTIMODAL ( )

Cercanía a la infraestructura existente de transporte

1 0 0

Infraestructura Vial 0 0,5 1 Infraestructura Petrolera 0,5 0 1 Costos de Transporte 1 0 0

70,00% 10,00% 40,00%

Tabla 24. Evaluación de medios de transporte para la Planta de tratamiento del Rio Nare

Fuente. Autores (2009) Como se concluye de la tabla anterior, la mejor opción para transportar el crudo extraído y mejorado de la planta del Rio Nare a la Refinería de Barrancabermeja es utilizar oleoductos ya que la infraestructura petrolera del país lo permite. En la Figura 49 se presenta la ruta por la que debe ser transportado el crudo mejorado y tratado de la Planta del Rio Nare a la refinería de Barrancabermeja, la cual es: Planta de tratamiento Rio Nare (se deberán utilizar bombas que transmitan dicho crudo y permitan continuar con el transporte previsto) – estación de Sebastopol – estación de bombeo Galán – refinería de Barrancabermeja.

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Figura 49. Propuesta de transporte de crudo para la Reserva del Rio Nare a la Refinería de Barrancabermeja

Fuente. Ecopetrol (2005). Modificado por Autores (2009)

J

I

Planta Río Nare

CONVERSIONES

tj\ CAPITAL ~ ~ ~ Departamento '~r-- ~; '. . . tj\ RESERVAS ~ Arenas Bituminosas

(Almacenamiento 8 ( Es1aclón de bombeo~

Red de transporte

Oleoducto _

Poliducto _

Carretera

Propanoducto -

Gasoducto -

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Planta de Sogamoso En la Tabla 25, se muestra la evaluación de los medios de transporte desde la Planta de Sogamoso a la Refinería de Apiay según los criterios de decisión definidos.

PLANTA DE TRATAMIENTO DE SOGAMOSO

OLEODUCTOS ( )

CARRO TANQUES ( )

MULTIMODAL ( )

Cercanía a la infraestructura existente de transporte

0 1 0

Infraestructura Vial 0 0,5 1 Infraestructura Petrolera 0 0 1 Costos de Transporte 0 1 0

0,00% 70,00% 40,00%

Tabla 25. Evaluación de medios de transporte para la Planta de tratamiento de Sogamoso

Fuente. Autores (2009)

El transporte de crudo extraído y tratado de las Arenas Bituminosas de Sogamoso debe realizarse por medio de carro tanques ya que a pesar que existe infraestructura petrolera en esa zona del país, el flujo de bombeo de los oleoductos va hacia arriba (coveñas) y se busca bajar el crudo a la refinería de Apiay. En la Figura 50 se muestra la ruta por la que debe ser transportado el crudo a la refinería de Apiay. La línea punteada verde caracteriza la ruta en carretera la cual es: Planta de Tratamiento de Sogamoso – Toquilla –Pajarito – Aguazul – Monterrey – Aguaclara – Villa Nueva – Barranca de Upia – Paratebueno – Restrepo - Refinería de Apiay.

106 

 

Figura 50. Propuesta de transporte de crudo para la Reserva de Sogamoso a la Refinería de Apiay y Conversiones.

Fuente. Ecopetrol (2005). Modificado por Autores (2009)

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11. CANALES DE APROVISIONAMIENTO  

El aprovisionamiento es la función logística mediante la cual se provee a una empresa de todo el material necesario para su funcionamiento [Ballou, 2004]. El aprovisionamiento hace parte de la actividad de logística interna dentro de la cadena de valor. En este punto se definen los canales de suministro de los recursos e insumos requeridos en cada una de las plantas de tratamiento. Planta de Tratamiento Río Guejar En la planta de Río Guejar se realiza el proceso de separación y extracción del bitumen de esta reserva y de las reservas de Florencia y San Vicente. A continuación se plantean los canales de aprovisionamiento de cada uno de los recursos vitales para llevar a cabo las operaciones en esta planta.

• Agua: El agua necesaria en esta planta será extraída del Río Guejar. Las instalaciones que permiten llevar este recurso hasta el proceso se encuentran dentro de la planta de tratamiento como las bombas de extracción, la tubería de transporte y las torres de enfriamiento que permiten reutilizar el agua.

• Gas Natural: El proveedor de este recurso es la empresa PROMIGAS. Esta empresa distribuye este recurso a través de gasoductos que tiene en esta región. Estos gasoductos provienen del departamento de Caquetá y entran al Meta por el sur hasta pasar por esta planta.

• Soda Cáustica: el suministro de este recurso lo hará la empresa Brinsa especialista en la obtención de este recurso. Esta empresa ubicada en Bogotá, se encargará de llevar la soda cáustica directamente a la planta de tratamiento por medio de carro tanques especiales para el transporte de este tipo de producto.

• Hidrocarburos: los proveedores de hidrocarburos necesarios en el proceso de extracción del bitumen, son las refinerías; las cuales lo suministran por medio de poliductos o carro tanques. Para esta región la refinería proveedora será la de Apiay debido a su capacidad y a su cercanía a la planta. En la región del Río Guejar no existe infraestructura de poliductos, lo que hace necesario transportar el producto por medio de carro tanques.

• Hidrógeno: este compuesto es gaseoso y se transporta en tanques. La empresa en encargada de suministrar este recurso es AGA la cual se encargará de llevar el producto directamente a la planta. También se plantea la posibilidad de hacer una alianza estratégica con los proveedores que suministran estos recursos a las refinerías.

• Nitrógeno: El nitrógeno es el componente principal de la atmósfera terrestre (78,1% en volumen) y se obtiene para usos industriales de la destilación del aire líquido. Este

108 

 

compuesto será suministrado por la empresa OXIORIENTE LTDA. reconocida en la industria petrolera y ubicada en Yopal (Casanare). Esta empresa se encarga de llevar el producto directamente a la planta de tratamiento a través de carro tanques.

• Energía eléctrica: como se menciono en el capítulo de localización la empresa encargada de proveer este recurso en la región es EMSA (Electrificadora del Meta S.A. E.S.P.), la cual se convierte en una buena opción para el suministro de este recurso para la planta. Sin embargo no se descarta la posibilidad de instalar una planta de energía propia exclusiva para esta planta.

Planta de Tratamiento de Sogamoso En esta planta de tratamiento se realiza el proceso de extracción del bitumen de las reservas de Arenas Bituminosas de Sogamoso por medio del método In Situ. A continuación se plantean los canales de aprovisionamiento de cada uno de los recursos vitales para llevar a cabo las operaciones en esta planta.

• Agua: al no contar Sogamoso con un río caudaloso en sus alrededores, se considera la opción de realizar convenios con el Acueducto de Boyacá para el suministro de este recurso. Las instalaciones necesarias para llevar a cabo este proceso son bombas de extracción y tubería de transporte. Dentro de la planta de tratamiento se cuenta con la infraestructura necesaria para tratar el agua y reutilizarla las veces que lo permita el proceso.

• Gas Natural: la empresa encargada de proveer este recurso en la región es Gas Natural Cundiboyacense S.A. E.S.P., la cual cuenta con los gasoductos necesarios para distribuir el recurso en donde se localiza la planta de tratamiento.

• Hidrocarburos: Al igual que para la planta de Río Guejar, el proveedor de este recurso será la refinería de Apiay debido a su cercanía y a su capacidad. En esta región no hay poliductos para transportar el producto, por lo tanto se debe hacer por medio de carro tanques.

• Hidrogeno: Al igual que para la planta de tratamiento de Río Guejar este compuesto será suministrado por la empresa AGA. Esta se encarga de llevar el producto directamente a la planta en tanques especiales para este fin.

• Nitrógeno: Este compuesto será suministrado por la empresa OXIORIENTE LTDA. reconocida en la industria petrolera. Esta empresa se encargará de llevar el producto directamente a la planta de tratamiento a través de carro tanques. Energía eléctrica: La compañía EBSA (Empresa de Energía de Boyacá S.A. E.S.P.) se encarga de generar y distribuir energía eléctrica a todo el departamento incluida la región donde se localiza la planta. La distribución de este recurso se hace por medio de la red eléctrica de la zona.

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Planta de Tratamiento Río Nare En la planta de tratamiento del Río Nare se realiza el proceso de extracción del bitumen por medio del método In Situ. A continuación se plantean los canales de aprovisionamiento de cada uno de los recursos vitales para llevar a cabo las operaciones en esta planta.

• Agua: El agua necesaria en esta planta será extraída del Río Nare debido a su gran afluencia. Las instalaciones que permiten llevar este recurso hasta el proceso se encuentran dentro de la planta de tratamiento como las bombas de extracción, la tubería de transporte.

• Gas Natural: la empresa Gas Natural Cantabria ESP es la encargada de distribuir este recurso en la región donde se localiza la planta. Esta empresa será la proveedora de este recurso ya que cuenta con la infraestructura necesaria (gasoductos).

• Hidrocarburos: El suministro de este recurso lo hará la refinería de Barrancabermeja debido a su cercanía y capacidad. En esta región existen poliductos que conectan la refinería con la zona donde se localizará la planta, por lo tanto se puede usar este medio para transportar los hidrocarburos.

• Hidrogeno: este compuesto será suministrado por la empresa AGA, líder en el abastecimiento de este tipo de productos. Como se menciono anteriormente le producto llega directamente a la planta por medio de tanques especiales para este fin.

• Nitrógeno: al igual que para las plantas de Río Guejar y Sogamoso, la empresa encargada de suministrar este recurso será OXIORIENTE LTDA., ya que es líder en el sector de suministro de este tipo de productos.

• Energía eléctrica: este recurso lo suministrará la empresa ESSA (Electrificadora de Santander S.A. E.S.P.), ya que cuenta con la infraestructura y capacidad eléctrica en la región.

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12. CADENA DE VALOR PARA LA EXPLOTACIÓN DE ARENAS BITUMINOSAS EN COLOMBIA

Para identificar la cadena estratégica de valor para la explotación de arenas bituminosas en Colombia, se debe caracterizar dicha cadena en cada una de las plantas de tratamiento del país. Algunos de los eslabones de la cadena de valor aplican de igual forma a cada planta de tratamiento lo cuales se explican a continuación (en las figuras de la cadena de valor para cada planta se encuentran de color amarillo):

• Servicio: Para efectos de este trabajo, no aplica ya que hasta el momento se está caracterizando la cadena y no se tienen los términos y condiciones establecidos con los clientes (refinerías).

• Realización: Se encarga de las logística de compras (términos de negociación) que apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en cada aspecto tanto directo (compras de material productivo para que la extracción del bitumen se realice satisfactoriamente con altos niveles de calidad) como indirecto (materiales de apoyo que no tienen que ver directamente con el proceso de extracción como camiones, material de oficina, etc.)

• Desarrollo de tecnología: Para el desarrollo de este proyecto en Colombia se deberá

buscar contar con la asesoría de empresas dedicadas a este tipo de negocio como Syncrude en Canadá de las cuales se puede aprovechar su conocimiento (know how) y procedimientos adaptándolos al país como se ha mostrado en el desarrollo de este trabajo.

• Gestión de Recursos Humanos: La contratación y entrenamiento establecidos para este tipo de procesos productivos, deberá ser planteada en el momento de decidir cuál será la producción mensual y las capacidades necesarias que debe tener cada persona para desarrollar el proceso de manera óptima. Sin embargo, como caracterización de los perfiles profesionales necesarios en las plantas de tratamiento se tienen: - Geólogos - Ingenieros (civiles, químicos, mecánicos, de petróleos e industriales) - Mano de obra calificada en el manejo de maquinaria pesada, conductores,

maquinistas (encargados de los equipos de alta tecnología). - Para el funcionamiento general de una compañía encargada de la extracción de las

Arenas Bituminosas se deberán tener psicólogos, administradores de empresas,

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publicistas, trabajadores sociales entre otros que permitan el funcionamiento administrativo y el bienestar de los empleados.

Los eslabones diferenciadores de la cadena de valor entre cada planta de tratamiento son: Planta de Tratamiento Río Guejar En la Figura 51 se muestran lo diferentes aspectos de la cadena estratégica de valor para la planta de tratamiento de Río Guejar que se explican a continuación:

• Infraestructura de la planta: En este caso se habla específicamente de la infraestructura

física necesaria para la operación de la planta ya que los demás términos que hacen parte de la infraestructura general (como financiación, planificación y relación con inversores) dependería de los términos en que la entidad que decida ejecutar este proyecto los defina. Por lo tanto la infraestructura física de la planta de tratamiento del Río Guejar cuenta con: celdas de flotación, unidades de destilación al vacío, estación de hidrotratamiento y coquizadores. Los equipos necesarios son: bombas y tubos de inyección y extracción y torres de enfriamiento; en cuanto a la maquinaria, palas hidráulicas y eléctricas, trituradoras, bulldozers, retroexcavadoras, volquetas, bandas transformadoras, cargadores, tolvas y harneros giratorios.

• Logística externa: Para la distribución del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas, se propuso utilizar la infraestructura existente a los alrededores de la planta de Río Guejar dando como resultado que la mejor opción es la utilización de transporte multimodal primero con carro tanques que recojan el crudo en la planta y lo transporten hasta la estación de bombeo de Chichimene que se encargará de llevar el crudo por medio de oleoductos hasta le refinería de Apiay.

• Logística Interna: Las empresas que se encargarán de suministrar los recursos necesarios para la operación de esta planta de tratamiento son: PROMIGAS (gas natural), BRINSA (Soda cáustica), Refinería de Apiay (Hidrocarburos), AGA (Hidrógeno), OXIORIENTE (Nitrógeno) y EMSA (energía eléctrica). Para el agua, se propone la extracción del río Guejar y las instalaciones para dicha extracción se encontrarán dentro de la planta de tratamiento.

• Operaciones: En la planta de tratamiento de Río Guejar, se tienen dos procesos, el

primero proviene de las reservas de Florencia y San Vicente donde se extraen dichas arenas con el método a Cielo Abierto y el segundo es el método In Situ de donde se extrae directamente el bitumen de la reserva de Río Guejar. Por este motivo, las operaciones realizadas para las arenas de esta planta de tratamiento son:

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o Cielo Abierto: Remoción de estériles, extracción de arenas, extracción de bitumen, separación primaria

o In Situ: Inyección y extracción y procesamiento de la mezcla. Los procesos de tratamiento de espuma y mejoramiento son aplicados a los dos métodos.

• Mercadotecnia y ventas: Al ser una propuesta de cómo deberían ser los eslabones de la cadena de valor, en el aspecto de marketing y ventas se deben tener en cuenta las aplicaciones y usos que se le deberían dar al crudo extraído de las Arenas Bituminosas, para el caso del crudo extraído de la Planta de Tratamiento de Río Guejar, el crudo deberá ser transformado en asfalto, ACPM, bencina y gasóleo ya que éstos son los productos en los cuales se enfoca la producción de la refinería de Apiay. Estos productos son utilizados en la industria de la construcción, combustibles y fármaco-química. Al considerar que el crudo extraído de las reservas de Florencia y San Vicente pueda ser transformado en la refinería de Orito, los productos que saldrían a exportación son: Gasolina regular, queroseno, ACPM, bencina y combustóleo.

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Figura 51. Cadena de Valor para la Planta de Tratamiento del Río Guejar Fuente. Autores (2009)

la planta: Geólogos, ingenieros, maoo de obra ca l ~K: ad a en el manejo de maquinaria pesada, conductores, para empresa encarg ada de la planta: PSK:ólogos, administradores de empresas, publK:istas, trabajadores

entre otros que perm~an el funcionamiento administratM> y el bienestar de los empleados.

DESARROLLO DE

Utilización aprovechaminto de krlow OOW de otras compañías con experiencia en esta clase de proyectos, adaptando a las pais, ciertos procedimientos y bueflOS manejos en los procesos de extracción del bilumen de las Arenas B~umioosas

Se refiere a la logistK:a de compras (térmiflOs de negociación) que apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en compras de material directo e indirecto

LOGíSTlCA INTERNA

Los proveedores son:

PROMIGAS (gas

natural ), BRINSA

(Soda cáustica ),

Refinería de Apiay

(Hidrocarburos), AGA

(Hidrógeno),

OXIORIENTE

(Nitrógeno) y EMSA

(energía eléctrica).

OPERACIONES

Cielo Abierto Remoción

de estériles, extracción LOGíSTlCA EXTERNA de arenas, extracción

de bit umen, separacrón p~M

In Situ: Inyección y extracción,

procesamiento de la mezcla

(Aplicado a los dos métodos) Tratamiento

de espuma, meiorarntento.

Infraestructura petrolera y vial del país (uUización de oleoductos y

c arreteras). Transporte multimodal

MARKETlNG Y VENTAS

Enfocar la transformación de las arenas bituminosas en

la refineria de Apiay a asfalto, ACPM,

bencina y gasóleo para la cosntrucc lon, c ombustibles y la industria farmaco -

química

SERVICIO

NlA

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Planta de Tratamiento Río Nare En la Figura 52 se muestran lo diferentes aspectos de la cadena estratégica de valor para la planta de tratamiento de Río Nare que se explican a continuación:

• Infraestructura de la planta: En este caso se habla específicamente de la infraestructura física necesaria para la operación de la planta ya que los demás términos que hacen parte de la infraestructura general (como financiación, planificación y relación con inversores) dependería de los términos en que la entidad que decida ejecutar este proyecto los defina. Por lo tanto la infraestructura física de la planta de tratamiento del Río Nare cuenta con: celdas de flotación, unidades de destilación al vacío, estación de hidrotratamiento y coquizadores. Los equipos necesarios son: bombas y tubos de inyección y extracción y torres de enfriamiento; la maquinaria es utilizada sólo una vez en la remoción de estériles pero no hace parte de la operación habitual de la planta por lo cual no se tienen en cuenta.

• Logística externa: Para la distribución del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas, se propuso utilizar la infraestructura existente a los alrededores de la planta de Río Guejar dando como resultado que la mejor opción es la utilización de la red de oleoductos en esta región donde la estación de bombeo de Sebastopol se encargará de transportar por medio de oleoductos el crudo hasta la refinería de Barrancabermeja.

• Logística Interna: Las empresas que se encargarán de suministrar los recursos necesarios para la operación de esta planta de tratamiento son: Gan Natural Cantabria ESP (gas natural), refinería de Barrancabermeja (hidrocarburos), AGA (Hidrógeno), OXIORIENTE (Nitrógeno) y la Electrificadora de Santander ESSA (energía eléctrica). Para el agua, se propone la extracción del Río Nare y las instalaciones para dicha extracción se encontrarán dentro de la planta de tratamiento.

• Operaciones: La operación planta de tratamiento de Río Nare está definidas por el método de extracción in Situ, en el cual se tienen los siguientes procesos para la extracción del bitumen de la profundidad: Inyección y extracción, procesamiento de la mezcla, tratamiento de espuma y mejoramiento.

• Mercadotecnia y ventas: Es la forma en que se va a convencer a las refinerías que el

crudo extraído de las Arenas Bituminosas cumple con las características de calidad esperadas, que se vea como una buena opción de crudo no convencional. Para la planta de tratamiento de Rio Nare, se tiene que la refinería de Barrancabermeja produce el 98% del mercado interno de combustibles del país (dentro de los cuales se encuentra: Gasolina motor extra y corriente, bencina, cocinol, diesel, queroseno, jet-A,

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avigás, gas propano, combustóleo, azufre, ceras parafínicas, bases lubricantes, polietileno de baja densidad, aromáticos, asfalticos, alquilbenceno, ciclohexano, disolventes alifáticos, entre otros refinados), para los cuales el crudo extraído de las Arenas Bituminosas es apto de refinar y convertir en dichos productos. Gracias a la variedad de productos que se dan en esta refinería, el mercado es muy amplio para el crudo extraído de las Arenas Bituminosas de la planta de tratamiento de Río Nare.

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Figura 52. Cadena de Valor para la planta de tratamiento de Río Nare Fuente. Autores (2009)

GESTlON DE RECURSOS HUMANOS RRHH operacófl de la planta: Geólogos, ir.gen~ros. mano de obra cal~K:ada en el manejo de maquinar~ pesada, woouclores, maquinistas. RRHH para empresa encargada de k'l planta: psicólogos, administradores de empresas, putJ.IK:islas, trabajadores 5OCia~S entre olros que perm~af1 el funcionamiento administratrvo y el bienestar de Jos emp~ados_

DESARROLLO DE TECNOLOGíA

Utilización y aprovechamfnto de know how de olras compai'ifas con eXpefleocia en esta ctase de proyectos, adaptaodo a las I ciertos procedimientos y tJ.ueoos mar.ejos en los procesos de extraccKlf1 del t>itumen de las Arenas B~lJmfoosas

REALIZACiÓN

Se refiere a la logislK:3 de compras (términos de negociación) Que apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en compras de material directo e irodireclo

LOGíSTICA INTERNA Gas Natural Canlabria

ESP (gas natural), refiroeria de

Barrancabermeja (hidrocarburos), AGA

(Hidrógen() , OXIORIENTE (N~rógefl() y la

El&triflcadora de Santander ESSA

(er.erg ia eléctrica). Agua: Extraccián del

Rio Nare

OPERACIONES

tn S~u Remocián de estériles, Inyección y exlracóán, procesamiento de la

mezcla, tratam~to de espuma y

mejoramiento

LOGíSTlCA EXTERNA

Illfraeslructura petrolera (utilización de o~uctos)

Estación de oombeo de Seb<lstopol a refinería de Bammcabelmeja

MARKETlNG Y VENTAS

Aprovechar la capacidad de la

refineria de Barrarlcabermeja

para producir tooos los derivados del petróleo ya que las

propiedades del crudo extraido de las Areflils

B~uminosas lo pemüle

SERVICIO

NlA

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Planta de Tratamiento de Sogamoso En la Figura 53 se muestran lo diferentes aspectos de la cadena estratégica de valor para la planta de tratamiento de Sogamoso que se explican a continuación:

• Infraestructura de la planta: La infraetsructura fpisica de la planta de tratamiento de sogamoso cuenta con: celdas de flotación, unidades de destilación al vacío, estación de hidrotratamiento y coquizadores. Los equipos necesarios son: bombas y tubos de inyección y extracción y torres de enfriamiento; la maquinaria es utilizada sólo una vez en la remoción de estériles pero no hace parte de la operación habitual de la planta por lo cual no se tienen en cuenta.

• Logística externa: Para la distribución del bitumen extraído de las Arenas Bituminosas, se propone utilizar la infraestructura existente a los alrededores de la planta de tratamiento de Sogamoso dando como resultado que la mejor opción es realizar dicho transporte de forma multimodal mediante la combinación de carro tanques y oleoductos de la siguiente forma: los carro tanques transportan el crudo desde la planta de tratamiento hasta la estación de bombeo de Cusiana, la cual por medio de oleoductos transportará dicho crudo hasta la refinería de Apiay.

• Logística Interna: Las empresas que se encargarán de suministrar los recursos necesarios para la operación de esta planta de tratamiento son: Gas Natural Cundiboyacense (gas natural), refinería de Apiay (Hidrocarburos), AGA (Hidrógeno), OXIORIENTE (Nitrógeno), EBSA (energía eléctrica). Con respecto al suministro de agua, se considera la opción de realizar convenios con el Acueducto de Boyacá para el suministro de este recurso.

• Operaciones: La operación planta de tratamiento de Sogamoso está definidas por el

método de extracción in Situ, en el cual se tienen los siguientes procesos para la extracción del bitumen de la profundidad: Inyección y extracción, procesamiento de la mezcla, tratamiento de espuma y mejoramiento.

• Mercadotecnia y ventas: Para el caso del crudo extraído de la Planta de Tratamiento de Sogamoso, el crudo deberá ser transformado en asfalto, ACPM, bencina y gasóleo ya que éstos son los productos en los cuales se enfoca la producción de la refinería de Apiay. Estos productos son utilizados en la industria de la construcción, combustibles y fármaco-química.

118 

 

Figura 53. Cadena de valor de planta de tratamiento de Sogamoso Fuente. Autores (2009)

GESTlON DE RECURSOS HUMANOS

'" RRHH operación de la planta: Geólogos, ingenieros, maJlO de obra ca l ~ic ad a en el manejo de maquinaria pesada, conductores, maquinistas. RRHH para empresa eJlCarg ada de la planta: psicólogos, administradores de empresas, publicistas, trabajadores socia~s entre otros Que perm~an el fUJlC Kmamiento administrativo y el bienestar de los emp~ados.

~Q \<'->

~------------------------~------------------~ DESARROLLO DE TECNOLOGíA

Utilización y aprovechaminto de know how de otras compañias con experieJlCia en esta clase de proyectos, adaptando a las pais, ciertos procedimientos y buenos manejos en los procesos de extracción del Mumen de las Arenas B~uminosas

REALIZACiÓN

Se refiere a la logística de compras (térmiJlOs de negociación) Que apoya la realización del proceso de la plata de tratamiento en compras de material directo e indirecto

LOGíSTICA INTERNA

Gas Natural Cundiboyacense (gas natural), refineria de

Apiay (Hidrocarburos), AGA (Hidrógeno),

OXIORIENTE (Nitrógeno), EBSA (energia eléctrica).

Agua: convenios con el Acueducto de

Boyacá

OPERACIONES

In Situ Remoción de estériles, Inyección y extracción, procesamiento de la

mezcla, tratamiento de esptJma y

mejoramiento.

LOGíSTICA EXTERNA

Infraestructura petrolera y vial del país (utilización de oleoductos y

carreteras). Transporte multimadal

MARKETING Y VENTAS

Enfocar la transformación de las arenas bituminosas en la refirJeria de Apiay

a asfalto, ACPM, bencina y gasóleo

para la cosntrucclon, combustibles y la industria farmaco -

Química

SERVICIO

NlA

119 

 

13. CONCLUSIONES

Los procesos de producción de cada una de las reservas del país son diferentes. Para la Reserva de Florencia y San Vicente el método de explotación debe ser Cielo Abierto ya que las arenas se encuentran sobre la superficie, a menos de 100 metros de profundidad. En las reservas de Río Guejar, Río Nare y Sogamoso el método de explotación deber ser In situ puesto que las arenas se encuentran en la profundidad.

Se deben instalar tres plantas de tratamiento y mejoramiento del Bitumen. La planta

principal se encontrará en cercanías a la reserva del Río Guejar; esta planta será de separación y mejoramiento del Bitumen de las reservas de San Vicente y Florencia. Las otras dos plantas se encontrarán en las reservas de Sogamoso y Río Nare las cuales serán exclusivas para mejoramiento del Bitumen.

La distribución del bitumen extraído de la planta de Río Guejar debe ser realiza por medio

del transporte multimodal; se utilizan carro tanques desde la planta hasta la estación de bombeo de Chichimene donde el crudo pasa a ser transportado en oleoductos hasta la refinería de Apiay.

El transporte del crudo extraído de la planta de Río Nare debe ser por medio de los

oleoductos que existen en esta región del país, desde la planta de tratamiento hasta la refinería de Barrancabermeja.

El crudo extraído de la planta de tratamiento de Sogamoso debe ser por medio de carro

tanques hasta la refinería de Apiay.

Para el aprovisionamiento de cada una de las planta de tratamiento se deben utilizar los recursos disponibles e instalados en cada región.

En la planta de tratamiento de Rio Guejar el agua necesaria será extraída de dicho río, En

cuanto a energía eléctrica y gas natural, las compañías EMSA y PROMIGAS respectivamente se encuentran operando en el departamento del Meta supliendo de estos recursos a la planta.

En la planta de tratamiento propuesta en Sogamoso el aprovisionamiento del agua se debe

hacer por medio del acueducto de Boyacá. Las compañías EBSA y GAS NATURAL CUNDIBOYACENSE son las adecuadas para proveer a la planta de Energía eléctrica y gas natural respectivamente.

En la planta de tratamiento del Río Nare el aprovisionamiento del agua será por medio de dicho río. Las empresas ESSA y GAS NATURAL CANTABRIA se podrían encargar del

120 

 

aprovisionamiento de electricidad y gas natural ya que son las encargadas de suplir a todo el departamento de Santander.

121 

 

14. RECOMENDACIONES

En las reservas de Florencia y San Vicente, se debe usar el método de explotación a Cielo

Abierto para extraer las Arenas Bituminosas por lo tanto la maquinaria a usar deber ser: palas hidráulicas y eléctricas, trituradoras, bulldozers, retroexcavadoras, volquetas, bandas transformadoras, cargadores, tolvas y harneros giratorios.

Las reservas de Río Guejar, Río Nare y Sogamoso, donde se utilizará el método de extracción In Situ, las plantas de tratamiento deben contar con celdas de flotación y unidades de destilación con ayuda de equipo especializado como bombas, tubos de inyección y extracción, y torres de enfriamiento.

Para el transporte del crudo extraído de las reservas de Arenas Bituminosas en Colombia, se debe tener en cuenta la posibilidad de realizar el transporte por barcos en los ríos del país (transporte fluvial) con el fin de aprovechar la infraestructura y los recursos naturales que se tienen. El principal río a evaluar debe ser el río Magdalena ya que su extensión es importante en el país y en dicho río se transportan varios productos para el comercio interno.

Si se busca que el crudo extraído de las Arenas Bituminosas sea específicamente para Combustibles, llevar este crudo a la refinería de Orito sería la mejor opción ya que esta se encarga de obtener este tipo de productos. Se debe evaluar el transporte ya que no hay infraestructura adecuada para llegar a este punto.

122 

 

15. GLOSARIO ASFALTO: Betún negro, sólido residuo de la destilación natural del petróleo. BITUMEN: mezcla de líquidos orgánicos altamente viscosa, negra, pegajosa; compuesta principalmente por hidrocarburos. COQUEFACCION: convertir la hulla en coque. COQUE: carbón procedente de la destilación o la combustión incompleta de la hulla. CRAQUEO CATALÍTICO: proceso en el cual un catalizador en forma de microesferas quiebra las moléculas pesadas de hidrocarburo CRAQUEO TÉRMICO: proceso químico por el cual se quiebran moléculas de un compuesto utilizando como medio el calor y la presión. DUMPER: Término en inglés utilizado en la industria de minería y construcción para referenciar camiones y volquetas. HIDROCARBURO: Cada uno de los compuestos químicos resultantes de la combinación del carbono con el hidrógeno. HULLA: tipo de carbón mineral, dura y quebradiza, estratificada, de color negro y brillo mate o graso SURFACTANTE: sustancia que influyen por medio de la tensión superficial en la superficie de contacto entre dos fases (dos líquidos insolubles uno en otro). SUPERFICIE HIDROFOBADA: que no permite la adherencia de las partículas de agua TIRO DE AIRE: Flujo de corriente de aire

123 

 

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