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MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO 20072010 EN CAUCES COLOMBIANOS - Aplicación Río Magdalena -
UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 1
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA CIVIL Y AMBIENTAL
PROYECTO DE GRADO INGENIERÍA AMBIENTAL
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO EN CAUCES COLOMBIANOS
-Aplicación Río Magdalena-
BOGOTA, D.C Diciembre de 2007
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REPÚBLICA DE COLOMBIA
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERIA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA CIVIL Y AMBIENTAL
PROYECTO DE GRADO INGENIERÍA AMBIENTAL
TESIS DE GRADO
Para optar el título de Ingeniera Ambiental
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO EN CAUCES COLOMBIANOS
-Aplicación Rio Magdalena-
Yenny Carolina Guerrero Calderón
INGENIERA AMBIENTAL
MARIO DIAZ-GRANADOS ORTIZ
PROFESOR TITULAR UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
ASESOR DE TESIS
BOGOTÁ, D. C Diciembre de 2007
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AGRADECIMIENTOS Un especial agradecimiento a Mario Díaz-Granados por su apoyo, colaboración
oportuna y conocimientos durante el desarrollo de la presente tesis.
A la Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL por la información
suministrada.
A Michel Carreau de Synexus Global por su oportuna asesoría en el manejo del
software AquaDyn V 3.1.
A Mauricio Jurado por su constante y oportuna colaboración.
A Diana Paola Díaz por su incondicional apoyo durante el desarrollo de este
proyecto de tesis y ésta etapa académica que culmina.
Y a los principales motores de mi vida, mis papas Oscar A. Guerrero Franco,
Martha L. Calderón Ochoa y mi hermano O. Julián Guerrero quiénes con su
apoyo, comprensión, esfuerzo y amor a lo largo de mi vida, han hecho que las
tareas más difíciles logren ser más que realizadas.
Gracias.
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RESUMEN
Colombia es el segundo país de mayor diversidad del mundo después de Brasil,
pero debido a los ataques a oleoductos causados por grupos al margen de la ley,
esta diversidad cada día se ve más amenazada y no solamente especies, sino
también comunidades que viven aledañas a estas zonas, pues el crudo
derramado es transportado a lo largo de las corrientes de los ríos repercutiendo
de manera negativa cualquier dinámica del ecosistema. Es por esta razón, que es
necesario identificar las zonas que presentan alta vulnerabilidad para así
determinar planes de contingencia y emergencia que garanticen la seguridad de
las especies y las comunidades.
Identificar los sitios vulnerables significa modelar el derrame del crudo en los ríos
y, es por esta razón que el presente proyecto explora algunas herramientas
computacionales y modelos matemáticos que permiten ser el ápice de
investigaciones ó proyectos que de manera integral pretendan modelar el
derramamiento del crudo sobre los ríos y todos los procesos físicos que en éste
ocurren. Como caso de estudio, la aplicación de estos modelos se hizo para un
tramo que presenta alta vulnerabilidad, ubicado en la cuenca media del río
Magdalena donde opera el Oleoducto Central S.A. (OCENSA).
El uso de las herramientas computacionales que explora este proyecto constituye
un buen procedimiento para determinar el campo de velocidad del flujo y el
cambio de propiedades que presenta el crudo cuando entra en contacto con el
agua. Esto, subsecuentemente permite determinar los procesos de transporte que
allí ocurren. Los resultados son presentados en forma gráfica y en texto.
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TABLA DE CONTENIDO
Pág.
1. INTRODUCCIÓN _____________________________________________________11
2. FORMULACIÓN ______________________________________________________14
2.1 Justificación_____________________________________________________14
2.2 Objetivos ________________________________________________________16 2.2.1 Objetivo General_______________________________________________16 2.2.2 Objetivos Específicos___________________________________________16
2.3 Alcances_________________________________________________________17
2.4 Metodología _____________________________________________________17
3. ASPECTOS GENERALES _____________________________________________20
3.1 Caso de estudio _________________________________________________ 20
3.2 Información existente____________________________________________23 4. MARCO TEÓRICO____________________________________________________24
4.1 El petróleo_______________________________________________________24 4.1.1 Distribución geológica__________________________________________24 4.1.2 Composición __________________________________________________24 4.1.3 Origen del petróleo_____________________________________________28
4.2 Procedimiento de extracción del petróleo__________________________29
4.3 Petróleo en Colombia_____________________________________________31
4.4 Transporte de petróleo en Colombia_______________________________33 4.4.1 Construcción de un Oleoducto __________________________________36 4.4.2 Construcción de Oleoducto en ríos_______________________________38
4.5 Características de un derrame de crudo ___________________________38 4.5.1 Evaluación del derrame de crudo ________________________________38 4.5.2 Clasificación de los derrames petróleo____________________________40
4.6 Procesos químicos, físicos y biológicos ____________________________41 4.6.1 Procesos Químicos_____________________________________________41 4.6.2 Procesos Físicos _______________________________________________43 4.6.3 Procesos Biológicos ____________________________________________45
4.7 Control de derrames y escapes de hidrocarburos en Colombia_______46 4.7.1 Equipos de contención de derrames______________________________47
BARRERAS MECÁNICAS __________________________________________47 BARRERAS NEUMÁTICAS Ó DE AIRE_______________________________48 BARRERAS QUÍMICAS ____________________________________________49 BARRERAS ABSORBENTES________________________________________49 BARRERAS IMPROVISADAS _______________________________________49
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4.7.2 Comportamiento y limitaciones de equipos para contención de derrames __________________________________________________________49 4.7.3 Equipos de recolección _________________________________________51
RECOLECTORES TIPO A, B Y C ____________________________________51 RECOLECTORES TIPO D __________________________________________51 RECOLECTORES TIPO E Y F_______________________________________52 RECOLECTORES TIPO G __________________________________________52 RECOLECTORES TIPO H __________________________________________52 RECOLECTORES TIPO J __________________________________________52 RECOLECTORES TIPO L __________________________________________52
4.7.4 Comportamiento y limitaciones de equipos de recolección __________53 4.7.5 Bombas ______________________________________________________54
FUERZA CENTRÍFUGA ____________________________________________54 DESPLAZAMIENTO POSITIVO______________________________________54 EYECTOR________________________________________________________54
4.8 Tratamiento químico de limpieza_________________________________54 4.8.1 Dispersantes__________________________________________________55 4.8.2 Aglutinante ___________________________________________________56 4.8.3 Solventes _____________________________________________________56
5. MODELOS MATEMÁTICOS___________________________________________ 58
5.1 Modelos hidrodinámicos__________________________________________58 5.1.1 Transferencia de masa _________________________________________58
PROCESO DE ESCURRIMIENTO ___________________________________59 Modelo de Fay (1971)________________________________________59
PROCESO DE EVAPORACIÓN______________________________________63 Modelo de Stiver & Mackay (1984) ____________________________63 Modelo de Yapa et al (1988) __________________________________64 Modelo de Fingas (1996)_____________________________________65
PROCESO DE EMULSIFICACIÓN ___________________________________66
5.2 Modelos de transporte____________________________________________66 5.2.1 Proceso de advección___________________________________________66 5.2.2 Modelos de disolución y dispersión ______________________________67
Modelo de disolución de Cohen et al. (1980)____________________68 Modelo de Huang (1984)_____________________________________68
5.3 Modelos de cambio de propiedades del crudo ______________________71 5.3.1 Correcciones de la viscosidad ___________________________________72 Por contenido de agua_________________________________________72 Por evaporación ______________________________________________72
5.3.2 Correcciones de la densidad ____________________________________72
6. MODELOS BIDIMENSIONALES ________________________________________73
6.1 Modelos de simulación bidimensional _____________________________73 Trayectoria de derrames _____________________________________74
6.1.1 Modelos que describen la trayectoria de derrames _________________74 AquaDyn. Hydrodynamic Simulation Model for Open Channels ________74
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CATS (Current Analysis for Trajectory Simulations) ___________________75 CCHE2D (National Center of Hydro Science and Engineering) __________76 GNOME (General NOAA Oil Modelling Environment) __________________76 OIL MAP (Oil Spill Prediction Modelling System) ______________________77 OSSM (General Oil Modelling Environment)__________________________77 REMM (Riverine Emergency Management Model) _____________________78 ROSA (River Oill Spill Analyzer)_____________________________________78 R-TOT 6 (Time of travel of Model) ___________________________________79 TAP (Trajectory Analysis Planner)___________________________________79 WIN OIL y WOSM _________________________________________________80
6.1.2 Modelos que realizan procesos de limpieza________________________81 ÁDIOS (Automated Data Inquiry for Oil Spills)________________________81 IN SITU BURN CALCULADOR ______________________________________81 SOCRATES (Shoreline Oil Cleanup Recovery and Treatment Evaluation System)__________________________________________________________82
7. SELECCIÓN DEL MODELO____________________________________________83
7.1 AquaDyn V. 3.1 __________________________________________________83 7.1.1 Variables de flujo ______________________________________________83 7.1.2 Ecuaciones básicas ____________________________________________84 7.1.3 Condiciones Frontera __________________________________________87
7.2 ADIOS2 V. 2.0 ___________________________________________________87 7.2.1 Ecuaciones básicas ____________________________________________87
7.3 Modelo zona muerta agregada, ADZ _______________________________91
8. CASO DE ESTUDIO_______________________________________________93
8.1 Modelación en AquaDyn V 3.1 ____________________________________94 8.1.1 Limites zona de estudio_(Triangular Finite Elements Mesh) _________94 8.1.2 Flujo _________________________________________________________97 8.1.3 Fluido________________________________________________________97 8.1.4 Transporte____________________________________________________98 8.1.5 Calibración de simulación ______________________________________98
8.2 Modelación en ADIOS2 V. 2.0 ___________________________________ 100 8.2.1 Tipo de petróleo ______________________________________________100 8.2.2 Condiciones de clima__________________________________________103 8.2.3 Propiedades del agua__________________________________________106 8.2.4 Cantidad de crudo derramado__________________________________107 8.2.5 Procesos de limpieza __________________________________________110
8.3 Resultados de simulación________________________________________111 8.3.1 AquaDyn ____________________________________________________111 8.3.2 ADIOS2 _____________________________________________________117
ESCENARIO 1: Simulación con crudo tipo Vasconia _________________117 ESCENARO 2: Simulación con crudo tipo Caño Limón________________119 ESCENARIO 3: Simulación con crudo tipo Cusiana __________________121
8.3.3 Modelo de zona muerta agregada, ADZ __________________________122
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9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES _____________________________ 124
ANEXOS_____________________________________________________________ 128 Anexo 1: Información _______________________________________________128 Batimetría ________________________________________________________128 Régimen de vientos ________________________________________________128 Propiedades según tipo de crudo_____________________________________128 Anexo 2: Equipos utilizados en derrames ______________________________128 De contención. Barreras mecánicas__________________________________128 De recolección_____________________________________________________128
ANEXO SIMULACIONES_______________________________________________ 128 Archivo AquaDyn tramo principal _____________________________________128 Archivo AquaDyn TramoA ___________________________________________128 Archivo ADIOS2 derrame continuo ____________________________________128 Archivo ADIOS2 derrame instantáneo _________________________________128
10. BIBLIOGRAFÍA ____________________________________________________129
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TABLA DE ILUSTRACIONES
Pág. Ilustración 1. Mapa de la cuenca del Río Magdalena._________________________ 21 Ilustración 2. Mapa zona de estudio _______________________________________ 22 Ilustración 3. Ubicación de los principales oleoductos colombianos _____________ 32 Ilustración 4. Infraestructura petrolera Colombiana, ECOPETROL ______________ 34 Ilustración 5. Distribución temporal de los procesos químicos en un derrame de crudo __________________________________________________________________ 43 Ilustración 6. Esquema de las transformaciones del crudo en el agua___________ 44 Ilustración 7. Dispersión Vs. Viscosidad ____________________________________ 55 Ilustración 8. Fuerzas que actúan sobre la mancha de petróleo ________________ 61 Ilustración 9. Representación del tiempo de viaje y el retraso advectivo del soluto. Modelo ADZ (Zona muerta agregada) _______________________________________ 70 Ilustración 10. Esquema general del flujo de agua ___________________________ 85 Ilustración 11. Topografía Cuenca media del Río magdalena.__________________ 93 Ilustración 12. Malla de elementos finitos triangulares para el tramo principal __ 95 Ilustración 13. Condiciones físicas iniciales de la malla_______________________ 96 Ilustración 14. Malla de elementos finitos triangulares para el TramoA _________ 96 Ilustración 15. Ejemplo Matriz Topo. Nivel inicial de agua. ____________________ 97 Ilustración 16. Parámetros para el control de simulación ______________________ 99 Ilustración 17. Parámetros de convergencia para el flujo ______________________ 99 Ilustración 18. Propiedades Crudo tipo Vasconia ___________________________ 100 Ilustración 19. Más propiedades Crudo tipo Vasconia _______________________ 101 Ilustración 20. T ipos de crudo creados en la base de datos de ADIOS2 ________ 103 Ilustración 21. Velocidad y dirección del viento constante ____________________ 105 Ilustración 22. Velocidad y dirección del viento variable _____________________ 105 Ilustración 23. Propiedades del agua cuenca media Río Magdalena ___________ 106 Ilustración 24. Interfaz gráfica. Derrame instantáneo________________________ 108 Ilustración 25. Interfaz gráfica. Derrame continuo___________________________ 108 Ilustración 26. Resumen datos de entrada ADIOS2 _________________________ 110 Ilustración 27. Resultados de convergencia. Tramo principal _________________ 112 Ilustración 28. Campo de flujo de velocidad en el tramo principal _____________ 112 Ilustración 29. Velocidad en X (m/s). Tramo principal _______________________ 113 Ilustración 30. Velocidad en Y (m/s). Tramo principal _______________________ 113 Ilustración 31. Nivel de Agua (m). Tramo principal __________________________ 115 Ilustración 32. Campo de flujo de velocidad. TramoA ________________________ 115 Ilustración 33. Velocidad en X (m/s). TramoA ______________________________ 116 Ilustración 34. Corriente de vientos constante. _____________________________ 117 Ilustración 35. Corriente de vientos variable. _______________________________ 118 Ilustración 36. Derrame instantáneo ______________________________________ 119 Ilustración 37. Derrame continuo _________________________________________ 120 Ilustración 38. Corriente de vientos constante y derrame instantáneo _________ 121
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TABLA DE TABLAS
Pág. Tabla 1. Compuestos de los hidrocarburos del petróleo _______________________ 25 Tabla 2. Pozos estadounidenses __________________________________________ 26 Tabla 3. Pozos colombianos_______________________________________________ 27 Tabla 4. Gerencias regionales_____________________________________________ 35 Tabla 5. Tipo de barrera dependiendo de su uso ________________________________ 50 Tabla 6. Leyes de escurrimiento para los derrames de crudo __________________ 60 Tabla 7. Coeficiente de escurrimiento ______________________________________ 62 Tabla 8. Constantes de disolución _________________________________________ 68 Tabla 9. Modelos bidimensionales que simulan derrames de crudo_____________ 74 Tabla 10. Prueba densidad elementos finitos triangulares ____________________ 95 Tabla 11. Información general de los crudos Cusiana y Caño Limón __________ 102 Tabla 12. Propiedades de los crudos Cusiana y Caño Limón_________________ 102 Tabla 13. Contenido por peso de Cusiana y Caño limón _____________________ 103 Tabla 14. Características del derrame para caso de estudio__________________ 107 Tabla 15. Cambio de propiedades del crudo derramado de acuerdo al tipo _____ 122
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1. INTRODUCCIÓN El petróleo ó crudo (petróleo en forma líquida) es el producto de la
descomposición de materia orgánica tanto de vegetales como de animales, que
por millones de años se ha venido almacenando en cavidades terrestres. La
exploración de pozos de petróleo se hace después de que se realizan estudios
detallados para determinar la ubicación exacta de la explotación, posteriormente
se realiza su extracción y finalmente se transporta por oleoductos para que éste
pueda ser convertido en derivados aptos para el consumo energético.
Para la economía Colombiana el petróleo representa una significativa entrada de
divisas anuales, pues Colombia cuenta con significativas reservas donde se puede
encontrar este recurso. Uno de los procesos que requiere del mayor cuidado es el
transporte por medio terrestre, pues en las redes de oleoductos se presentan
roturas debido a fallas técnicas ó en la mayoría de los casos a atentados
terroristas. Estas pérdidas son difícilmente cuantificables, pues además de tener
pérdidas de materia prima se presentan afectaciones al medio ambiente, ya que
se contaminan aguas y suelos ocasionando la muerte de especies y la
proliferación de enfermedades dentro de las comunidades.
En Colombia durante los últimos 20 años las roturas de oleoductos no han
parado del todo. Durante los años de 1986 a 1998 se registraron pérdidas de
crudo por voladuras de cerca de dos millones de barriles afectando 2.600
kilómetros de ríos y quebradas, 1.600 hectáreas de ciénagas y humedales1,
además de 6.000 hectáreas de terrenos con potencial agrícola y pecuario2; hasta
noviembre de 1998 se presentaron 920 ataques contra oleoductos de los cuales
572 fueron en el oleoducto Caño Limón – Coveñas.3 En los años siguientes,
periodo 2000 a 2003 los ataques terroristas disminuyeron considerablemente,
1 Atlas R, Bartha R. Ecología microbiana y microbiológica ambiental. Ed. Addison Wesley. Madrid. 2002. 561p. 2 Restrepo R. Derrame de hidrocarburos. Impacto en los ecosistemas agrícolas tropicales. ECOPETROL. Instituto Colombiano de Petróleo. 2002. 3 Ibid.
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para el 2001 se registraron 263, en el 2002 tan solo 74 y para el primer semestre
del 2003 la cifra llegó a los 60 casos4.
A causa de la rotura de oleoductos en el territorio nacional otras naciones se han
visto perjudicadas por el mismo hecho. Es el caso de Venezuela que durante el
primer semestre de 2007 el Estado Colombiano y ECOPETROL se hicieron
responsables de este hecho en su totalidad debido al acuerdo realizado en el Plan
Binacional de las Empresas Petroleras, como ordenó la ministra del Ambiente de
Venezuela, Ana Elisa Osorio. El derrame en la frontera Colombo Venezolana fue
de 43.000 barriles de 159 litros de petróleo donde 25.000 barriles alcanzaron el
Río Catatumbo que abastece el 60% del Lago Maracaibo. Aunque los planes de
emergencia detuvieron el derrame en gran parte, éstos no fueron suficientes para
evitar que la población venezolana aledaña a los ríos no interrumpiera sus
labores normales y que algunas especies nativas no murieran, pues la mancha
negra prevalece aún por el río y orilla, a lo largo de casi 2.000 kilómetros. Así lo
manifiesta uno de los pescadores de la zona: “En el río no se puede hacer nada
mientras esté la mancha de petróleo, y eso va a durar muchos días. No tenemos
nada que comer y somos padres de familia”5. Desafortunadamente estos hechos
hacen pensar que los planes de contingencia y emergencia diseñados no son
suficientes para evitar que ocurran impactos humanos y ambientales; Sin
embargo éstos pronuncian la necesidad de investigar más sobre herramientas
que permitan simular el comportamiento del crudo en cuerpos de agua.
Por facilidad en el manejo de información y en la obtención de resultados, las
herramientas computacionales son las que mejor se acomodan a esta necesidad,
debido a que en éstas se pueden corregir de forma precisa y sencilla planes
diseñados para que en la realidad éstos sean más eficientes. Es por esta razón
que el presente proyecto muestra la aplicación de herramientas computacionales
4 LÓPEZ DE MESA, Joaquín y QUINTERO, Gladis. Bioremediación de suelos contaminados con hidrocarburos derivados del petróleo. En: NOVA. [en línea]. (2005). [Consultado 23 Agosto de 2007]. Disponible en <http://redalyc.uaemex.mx/redayc/pdf/411/41140509.pdf> 5 CAÑIZÁLES, Andrés. Venezuela: Derrame petrolero en Colombia afecta los ríos. En: TierraAmérica. PNUMA. [en línea]. (2005). [Consultado 23 Agosto de 2007]. Disponible en < http://www.tierramerica.net/2001/1104/noticias3.shtml>
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y de algunos algoritmos matemáticos utilizados en software la modelación
detallada de derrames de crudo facilitando el proceso de investigación y
desarrollo. Como caso de estudio para ilustrar lo anterior, se selecciono un tramo
del Rio Magdalena ubicado en su cuenca media, zona también afectada por las
roturas del Oleoducto Central S.A (OCENSA)
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2. FORMULACIÓN
2.1 Justificación
Según la Organización de Países Exportadores de Petróleo, OPEP6 la economía
mundial del petróleo creció el 5.4% en el 2006 frente al 4.9% que se registró
durante el 20057. Este significativo crecimiento ha incentivado la producción de
crudo en países exportadores y a su vez un crecimiento de la demanda de
energía. Los mayores depósitos de petróleo del mundo y los principales
productores se encuentran en el Medio Oriente, Europa, Euro Asia, África, Norte
América y en Sur América con Venezuela, México y Brasil principalmente,
satisfaciendo una demanda mundial en promedio de 84.1 millones de barriles por
día (Mbpd)8 y aportando el 38% del total de la energía consumida, seguida por
carbón con el 25% y gas natural con 24% 9
Según el informe anual presentado por el Banco de la República a finales del año
2005, Colombia presentó ventas por USD 989 millones10 que significa el 26.3%
del total de las exportaciones y el 1,8 % del Producto Interno Bruto PIB11, lo que
se sustenta en el efecto combinado del incremento en los precios internacionales
del crudo motivados por la expectativa de una mayor demanda mundial. Debido a
que cada día en Colombia esta solicitud de demanda es mayor, en la actualidad el
sector petrolero está poniendo todos sus esfuerzos en modernizar la
infraestructura para empezar a competir en mercados internacionales. Claro que,
grupos al margen de la ley como las FARC (Fuerzas Armadas Revolucionarias
Colombianas) y los paramilitares, quienes en busca de adquirir un poder
económico destruyen infraestructuras de oleoductos debido a la vulnerabilidad
6 La OPEP está integrada por: Arbia Saudita, Argelia, Angola, Emigratos Arabes Unidos, Idonesia, Iran, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar Y Venezuela. 7 Informe: Colombia un vistazo a la economía. Cuarto trimestre de 2005. En: Proexport [en línea]. (2005). [Consultado 28 Agosto de 2007]. Disponible en <www.proexport.com.co/invest > 8 Prospecto de información constitutivo del progrma de emisión y colocació de acciones de ECOPETROL. Primera Ronda [CD-ROM], Bogotá: Agosto 2007. 9 Ibid.,p75 10 Informe: Balanza de pagos Enero-Septiembre 2005. En: Banco de la republica. [en línea]. (2005). [Consultado 28 Agosto de 2007]. Disponible en <http://www.banrep.gov.co/economia/.htm> 11 Ibid.,p80
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que presentan como estar en lugares muy apartados de las zonas urbanas y no
tener vigilancia constante por parte de las autoridades. Es entonces como
Colombia es considerado como una de las diez “áreas calientes” del mundo es
decir, aquellas áreas que cuentan con una alta biodiversidad pero presentan una
alta vulnerabilidad a causa de la intervención humana.12
Este hecho genera algunos efectos negativos como la interrupción del transporte
normal del petróleo y por lo tanto incumplimientos en la entrega del producto, la
afectación a comunidades por interrupción del trabajo (pesca, ganadería) y la
proliferación de enfermedades (diarrea), sin pensar en la pérdida de vidas
humanas y la contaminación irremediable de ecosistemas que promueve la
extinción de especies.
A pesar de estas significativas afectaciones a la comunidad y al medio ambiente,
los derrames de petróleo en cuerpos de agua dulce no han sido muy estudiados
en nuestro país debido a las escasas ocurrencias en aguas continentales en
comparación con las marinas.13 Claro que, esto no indica que hayan sido
descuidadas, pues la creación de planes de contingencia y emergencia son
obligatorias para empresas que manejan hidrocarburos como lo contempla el
Decreto 321/99 que obliga a adoptar planes de contingencia contra derrames de
hidrocarburos, sus derivados y sustancias nocivas y que son requeridos para la
aprobación de licencias ambientales.
Pero el hecho de que aún ocurran incidencias de derrames de crudo en aguas
dulces indica que los planes de mitigación planteados no son del todo eficientes, y
es por esta razón que el interés por investigar el comportamiento de derrames de
crudo en cuerpos de agua dulce cada día toma más importancia por los efectos
negativos que este ocasiona.
12 BECERRA, M. ¿A quién la importa la biodiversidad en Colombia? Capítulo 13. Nuestra diversidad biológica. Serie Ecológica #5. Bogotá 1993. 13 RESTREPO, Ricardo. Derrame de Hidrocarburos: Impacto en los ecosistemas tropicales. ECOPETROL. Instituto Colombiano del Petróleo. Pág. 13
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Por todo lo anterior el presente proyecto de grado tiene como finalidad determinar
qué herramientas computacionales y algoritmos matemáticos que de forma
bidimensional y de fácil acceso pueden ser utilizados en la modelación de
derrames de crudo en ríos colombianos, para que faciliten a empresas e
instituciones involucradas entender el comportamiento del crudo en un cuerpo de
agua y desarrollar planes de mitigación más eficientes a los actuales, donde se
disminuya el impacto sobre comunidades y medio ambiente.
2.2 Objetivos El principal objetivo del siguiente documento es mostrar de manera resumida
software y algoritmos matemáticos de modelación bidimensional que sirvan como
herramientas de apoyo para la simulación integrada del comportamiento de crudo
en cuerpos de agua dulce con aplicación a cauces colombianos.
2.2.1 Objetivo General
Realizar una modelación bidimensional para determinar el campo de flujo en un
tramo del Rio Magdalena y el cambio de algunas propiedades físicas del crudo
cuando entra en contacto con el agua, mediante el uso de herramientas
computacionales existentes y de fácil acceso, y además identificar que
expresiones matemáticas podrían aprovechar los resultados obtenidos de los
software seleccionados. Todo esto es con el fin de facilitar en proyectos futuros la
modelación integrada de los derrames de crudo en cauces colombianos.
2.2.2 Objetivos Específicos
Recopilar información existente referente al crudo.
Determinar y analizar los procesos físicos, químicos y biológicos que ocurren
en los derrames de crudo.
Realizar un inventario de herramientas computacionales (software) que
permitan modelar los derrames de crudo.
Seleccionar las herramientas computacionales que permitan modelar los
derrames de crudo de manera bidimensional y para condiciones de cuencas
colombianas.
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Determinar ventajas, desventajas, aplicaciones y modo de uso de las
herramientas computacionales seleccionadas.
Aplicar dichas herramientas a un caso de estudio donde se identifique el
campo de flujo y las propiedades físicas con las que cambia el crudo en contacto
con el agua.
Demostrar la eficiencia, fiabilidad y rapidez que proporciona el uso de estas
herramientas, por medio de los resultados obtenidos en la simulación del modelo
en el tramo de estudio del Rio Magdalena.
Determinar que expresiones matemáticas podrían explicar los procesos de
transporte.
2.3 Alcances Por medio de herramientas computacionales existentes (software) se modelará de
manera bidimensional un tramo del Rio Magdalena escogido para determinar allí
el campo de flujo de velocidad y algunos procesos físicos que ocurren en el crudo
derramado que dependen de las condiciones de clima, la duración del derrame y
propiedades de éste; además determinar cuáles expresiones matemáticas
encontradas en la literatura podrían explicar los procesos de transporte que
ocurren en los derrames de crudo. Es así como este proyecto pretende ser una
base para modelaciones futuras que pretendan predecir el movimiento y
comportamiento integrado del crudo en cauces colombianos. Adicionalmente los
resultados se presentarán en forma texto y gráfica.
2.4 Metodología
Para la realización del proyecto de tesis MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE
DERRAMES DE CRUDO EN CAUCES COLOMBIANOS –Aplicación Rio
Magdalena- se usó la siguiente metodología en general, dividida en 7 etapas:
ETAPA 1: REVISIÓN DE LITERATURA E INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA DE
LAS PROPIEDADES FÍSICO QUÍMICAS DEL CRUDO,
CARACTERÍSTICAS DE LOS DERRAMES DE CRUDO Y EL
CONTROL DE ESTOS EN EL ESTADO COLOMBIANO.
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO 20072010 EN CAUCES COLOMBIANOS - Aplicación Río Magdalena -
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ETAPA 2: DESCRIPCIÓN DEL ESTADO DEL ARTE PARA MODELOS QUE
PERMITAN SIMULAR DERRAMES EN CAUCES COLOMBIANOS.
ETAPA 3: SELECCIÓN DE MODELOS. (Aplicaciones y Restricciones)
ETAPA 4: DETERMINACIÓN DE CAMPO DE FLUJO, PROPIEDADES FÍSICAS
DEL CRUDO DERRAMADO Y EXPRESIONES MATEMÁTICAS QUE
DESCRIBAN PROCESOS DE TRANSPORTE.
ETAPA 5: USO Y CALIBRACIÓN DEL PROGRAMA SELECCIONADO.
ETAPA 6: REVISIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA MODELACIÓN.
ETAPA 7: DOCUMENTACIÓN FINAL
Cada una de las etapas requiere de diversas actividades y diferentes
metodologías, explicadas a continuación:
ETAPA 1: REVISIÓN DE LITERATURA E INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA DE
LAS PROPIEDADES FÍSICO QUÍMICAS DEL CRUDO,
CARACTERÍSTICAS DE LOS DERRAMES DE CRUDO Y EL
CONTROL DE ESTOS EN EL ESTADO COLOMBIANO.
- Revisión de literatura especializada.
- Procesamiento de bibliografía relevante para el proyecto.
- Investigación de propiedades del crudo que es transportado por los
oleoductos colombianos.
ETAPA 2: DESCRIPCIÓN DEL ESTADO DEL ARTE PARA MODELOS QUE
PERMITAN SIMULAR DERRAMES EN CAUCES COLOMBIANOS.
- Revisión de literatura para modelos bidimensionales.
- Determinación de las capacidades y alcances de los modelos.
- Búsqueda de modelos matemáticos que intervendrán en el modelo.
- Recopilación de información para cambios y propiedades del crudo
derramado en agua.
ETAPA 3: SELECCIÓN DE MODELOS. (Aplicaciones y Restricciones)
- Selección de la cuenca Colombiana y tramo a estudiar. (Caso de estudio)
- Recopilación y revisión de la información existente para el caso de estudio.
- Selección de los modelos.
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- Adquisición del software para la modelación. ETAPA 4: DETERMINACIÓN DE CAMPO DE FLUJO, PROPIEDADES FÍSICAS
DEL CRUDO DERRAMADO Y EXPRESIONES MATEMÁTICAS QUE
DESCRIBAN PROCESOS DE TRANSPORTE.
- Comprender el funcionamiento de los modelos seleccionados para
determinar el campo de flujo y las propiedades físicas.
- Determinar ecuaciones de modelos matemáticos que expliquen procesos de
transporte.
ETAPA 5: USO Y CALIBRACIÓN DEL PROGRAMA SELECCIONADO. - Ingresar datos de entrada.
- Suponer posibles variaciones en las condiciones de entrada para el tramo
de estudio.
- Corregir posibles errores en la corrida del modelo.
ETAPA 6: REVISIÓN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LA MODELACIÓN.
- Constatar la información suministrada a los modelos.
- Analizar los resultados obtenidos en la simulación.
- Concluir y hacer recomendaciones acerca de la simulación realizada y la
información recolectada acerca de los modelos bidimensionales.
ETAPA 7: DOCUMENTACIÓN FINAL
- Escribir documento final.
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3. ASPECTOS GENERALES La presente investigación recopila herramientas computacionales que de manera
bidimensional permiten determinar el campo de flujo y las propiedades físicas del
crudo derramado y modelos matemáticos que explican los procesos de transporte.
Para ello se tomó una zona que presenta alta probabilidad de ocurrencia de
derrames de crudo ya analizada en un trabajo previo por Rojas (2005) cuyos
datos recopilados allí sirvieron para el desarrollo del presente proyecto.
3.1 Caso de estudio El caso de estudio corresponde a un tramo del Río Magdalena (Ilustración 1), el
cual se ubica entre las cordilleras oriental y occidental, tiene una longitud total
de 1540 km. Nace en la laguna de la Magdalena a 3327 msnm y desemboca por
Barranquilla en Bocas de Ceniza y en Cartagena por el Canal del Dique. El caudal
de agua que este arroja al mar es aproximadamente 7000 m3/s y en general es
considerado poco profundo a lo largo de todo el tramo.14
14 Río Magdalena: El Río de la Patria. En: Magangue conectado al mundo. [en línea]. [Consultado 16 de Diciembre de 2007]. Disponible en < http://espanol.geocities.com/magangue2001/riomagdalena.htm >
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Ilustración 1. Mapa de la cuenca del Río Magdalena.
Fuente: Río Magdalena[Consultado 16 de Diciembre de 2007]. Disponible en: < http://www.carrosyclasicos.com/nuke/contenido.php?sid=277>
La cuenca se divide en tres zonas, alta, media y baja las cuales se caracterizan
por presentar niveles estables, moderados y fuertes de fluctuaciones,
respectivamente. La zona alta corresponde a las áreas de La Magdalena, Pitalito
(Rio Guarapas), Salado Blanco, Paicol (Rio Páez), Puente Balseadero, Puente
Santander, San Pablo (Rio Cionde), La Mora (Rio Negro), Purificación, Piedras de
Cobre (Rio Saldaña), El Profundo (Rio Sumapaz), Santa Rosita, Nariño y
Arrancaplumas. La zona media a Puerto Salgar, Puerto Berrío, El Tagual, Puerto
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 22
Araujo (Rio Carare), Barrancabermeja y Puente la Paz ( Rio Sogamoso). Y la zona
baja a las áreas de El Banco, Las Aguadas, Hatillo de Loba, Barranco, San Roque,
Guamal, Tamalameque, Belén (Cienaga de Zapatosa), Pinto y el Peñón zona
caracterizada por inundaciones.
El tramo seleccionado para este proyecto corresponde a la zona media de la
cuenca del Rio Magdalena aguas abajo de Puerto Berrío luego de Bocatoma y
aguas arriba de Puente Ferrocarril frente a la población de Vasconia (Ilustración
2). Esta zona se caracteriza por ser de selva tropical, con temperatura promedio
de 24°C y precipitación media anual entre 1500 y 2500 mm.
Ilustración 2. Mapa zona de estudio
Fuente: Google Earth. [Programa de computador]:Edición 2007.
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO 20072010 EN CAUCES COLOMBIANOS - Aplicación Río Magdalena -
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La importancia de esta zona se debe a que presenta significativa vulnerabilidad a
derrames de crudo, debido a su cercanía con el Oleoducto Central S.A (OCENSA)
que transporta el crudo desde el piedemonte Llanero (Cusiana y Cupiagua) hasta
Coveñas15. Por ejemplo, el derrame ocurrido en Machuca en cercanías al Río
Pocuné (Antioquia)16 en octubre de 1998 debido a la acción del Ejército de
Liberación Nacional, ELN y el de Guaimalito (Norte de Santander) 17 en mayo de
2002 por las Fuerzas Armadas Revolucionarias, FARC ocasionaron que más de
5000 barriles se derramaran sobre dichas zonas afectando así la comunidad, la
vegetación y el subsuelo.
3.2 Información existente La información existente fue tomada en su mayoría de Rojas (2005), la cual
corresponde principalmente a información batimétrica, hidrológica y de
características del crudo derramado en la zona de estudio. (Anexo 1)
La información de batimetría referente a coordenadas geográficas con más de
60 secciones transversales fue tomada a su vez de estudios anteriores
desarrollados por la Universidad Nacional de Colombia, sede Bogotá.
La información hidroclimatológica correspondiente al régimen de caudales,
niveles y vientos se tomó de 9 estaciones: Nariño, Corralitos, Piedras,
Arrancaplumas, Puerto Salgar, Puerto Libre, San Miguel, Canteras y Puerto
Berrío.
Las características del crudo derramado como API, viscosidad, volatilidad de
compuestos orgánicos y tensión superficial se tomó de información suministrada
por el Oleoducto Central S.A (OCENSA) que es el que transporta el petróleo en
esta zona del país. Además para otros análisis en la modelación se utilizó
información de diferentes tipos de crudo tomada de fichas técnicas
documentadas en la Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL.
15 GONZÁLEZ LAXE ,Fernando. Conclusiones sobre el desastre de Prestige. Este documento resume su intervención en la Comisión Temporal del Parlamento Europeo sobre el Prestige. Cortesía de Xornal. 16 ROJAS GARCÍA, Sergio. Modelación de derrames de crudo en cauces, Aplicación Río Magdalena. Bogotá, 2005, 132 p. Tesis (Pregrado en Ingeniería Civil). Universidad de los Andes. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería Civil y Ambiental. 17 Ibid., p 22.
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4. MARCO TEÓRICO
4.1 El petróleo
El petróleo, definido como “aceite de piedra”18, se encuentra en fallas geológicas,
se compone de mezclas predominantemente de hidrocarburos y se obtiene
industrialmente por medio de perforaciones.
4.1.1 Distribución geológica19
El petróleo se ha formado en todas las formaciones marinas antiguas. Siendo
líquido, puede moverse o emigrar con el gas que lo acompaña hasta que es
atrapado en alguna estructura geológica. Cuando sube por fallas ó grietas los
aceites volátiles y gases que están con éste escapan, dejando por lo general una
masa asfáltica y dando como resultado los llamados yacimientos petrolíferos que
se encuentran en estudios geológicos20. Generalmente el petróleo se encuentra en
areniscas (arenas) ó calizas porosas. La identidad de las capas de origen no es
muy clara, pero se cree que han sido esquistos (roca metamórfica de color negro
azulado que se divide con facilidad en hojas o láminas)21 donde se depositó
materia orgánica que luego dio origen al petróleo.
4.1.2 Composición22
Los componentes del petróleo se pueden clasificar en: hidrocarburos, compuestos
oxigenados, compuestos nitrogenados y compuestos de azufre, componentes
resinosos y asfálticos y componentes metálicos. Como los hidrocarburos, todos
los compuestos del petróleo son sustancias orgánicas que contienen carbono. Por
su parte, los compuestos resinosos y asfálticos además contienen oxígeno, azufre
y nitrógeno y se tratan como clase especial por sus propiedades físicas peculiares.
18 Petróleo. En: Wikipedia. [en línea]. (2007). [Consultado 22 Agosto de 2007]. Disponible en: <http://es.wikipedia.org/wiki/Petr%C3%B3leo> 19 VAN DER GRACHT, W.A.J.M., “ The Stratigraphical Distribution of Petrolum”.,Dunstan y Col, Science of Petroleum, Oxford Univ. Press 1938, Vol. I Pág 58. 20 BARTON, D.C.,J. Petroleum Geophysics”. En Dustan y col., Science of Petroleum Oxford Univ. Press 1938, Vol I, pág. 319. 21 El mundo.es. Diccionario de la lengua española. En: Proexport [en línea]. (2007). [Consultado 2 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://diccionarios.elmundo.es/diccionarios/cgi/lee_diccionario.html?busca=esquisto> 22 SACHANEN, A.N., The Chemical constitutes of petroleum, Reinhold, N.Y., 1945.
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A continuación se explican cada uno de los componentes del petróleo de manera
muy general.
Hidrocarburos: Son los componentes más importantes del petróleo. Se
componen de parafinas (alcanos), ciclo parafinas (ciclo alcanos ó naftenos) y
aromáticos. Éstos se resumen en la Tabla 1, donde se mencionan algunas de sus
propiedades más relevantes.
Tabla 1. Compuestos de los hidrocarburos del petróleo
Hidrocarburos Característica principal Puntos de ebullición
Fórmula general
Parafínicos Saturados. Homólogos del metano.
Hasta 250° C CnH2n+2
Ciclo parafinas Naftenos
Cíclicos saturados. Derivados del ciclo pentano y de ciclohexano. Muchos contienen grupos metilo en contacto con cadenas parafinicas.
Menos 175° C
CnH2n
Aromáticos Cíclicos insaturados. Constituidos por el benceno y sus homólogos.
Menos 80’° C
CnHn
Fuente: SACHANEN, A.N “The chemical constituents of Petroleum”, Reinhold, Technological chemical., XII-3. N.Y., 1945. Compuestos oxigenados: Son del tipo ácido. En algunos petróleos crudos se
han encontrado excepciones en menores proporciones de ácidos grasos y en
mayores de ácidos nafténicos; en Colombia se han encontrado contenidos hasta
de un 2 %23.
Compuestos de Azufre: Son componentes indeseables en los productos
derivados ya que presentan un olor desagradable y provocan corrosión. Por otra
parte, estos compuestos la mayoría de veces están combinados con componentes
resinosos y asfálticos. Presentan puntos de ebullición bajos.
Componentes resinosos y asfálticos: Éstos contienen además de oxígeno y
azufre, a veces nitrógeno el cual le da un carácter plástico lo que hace muy difícil
su identificación. Los asfáltenos sólidos son insolubles en hidrocarburos
alcánicos ligeros, y se encuentran en forma de soluciones coloidales peptizadas
23 SACHANEN, A.N., Op. Cit.,p 5
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por hidrocarburos aromáticos y otros compuestos. Mientras, las resinas son
semisólidas y miscibles con todas las fracciones del petróleo. Ambos componentes
presentan solubilidad en cadena.
Componentes metálicos orgánicos: El contenido de estos componentes en
general es muy pequeño, se expresa en partes por millón de metales por partes de
petróleo crudo. Son cantidades variables de sales metálicas en el crudo, en su
mayoría sodio y calcio, disueltas en agua emulsificada. Pero otros metales
presentes son vanadio, hierro y níquel; la presencia de hierro se debe a tubos y
piezas que arrastran el petróleo desde los yacimientos y refinerías, pero la
presencia de vanadio y níquel es por la naturaleza misma del crudo.
Compuestos Nitrogenados: Se encuentran en el petróleo en cantidades
insignificantes.
La Tabla 2 y 3 presenta algunos de los rangos de la composición del petróleo
encontrado en pozos petroleros de los Estados Unidos y Colombia,
respectivamente.
Tabla 2. Pozos estadounidenses
Compuestos Unidad (%) Lugares de investigación Alcalinos Ciclo alcanos Aromáticos
35-75 18-54 7-11
Pensilvania-California
Oxigenados 0,25 – 3 Pensilvania-Rumania Azufrados 0,1 – 5 Pensilvania-California Nitrogenados 0,05 - 0,5 California Resinosos y Asfálticos 1,5 – 40 Pensilvania-California Metálicos Orgánicos 40 – 200 ppm California-Santa María
Fuente: ROSSINI, F.D “Symposium on the composition of petroleum. 119th Meeting” Am. Chem. Soc. Technological chemical., XII-3. Boston and Cleveland, Abril 1951, Págs. 31-42. Nota: El rango menor hace referencia al primer lugar de investigación señalado y de igual forma con el segundo rango.
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Tabla 3. Pozos colombianos
Compuestos Unidad (%) Lugares de investigación Alcalinos Ciclo alcanos Aromáticos
43-86 32-40 24-28
Caño Limón-Coveñas
Oxigenados 2-3,2 Puerto Tumaco Azufrados 0,47 - 0,51 Caño Limón-Coveñas Nitrogenados 0,3 –0,8 Puerto Tumaco Resinosos y Asfálticos 8 – 11 Caño Limón-Coveñas
Fuente: Guide to export crudes for the 80´s. ID Origin Colombia. Caño Limón y South Blend. Emergencies science and technology division, Canadá.
En cuanto calidad, una primera clasificación de hace según parámetros
internacionales como los del Instituto Americano del Petróleo, API. Esto es lo que
determina su valor adquisitivo, pues entre más grados API tenga su calidad es
mejor. Esta clasificación es la siguiente24:
Petróleos Livianos: tienen más de 26 grados API. Petróleos Intermedios: tienen entre 20° y 26° API.
Petróleos pesados: Tienen menos de 20° API
Una segunda, se hace según el contenido de azufre25:
Dulces: Contienen menos de 0,5 %. Agrios: Contienen más del 1 %.
Según la anterior clasificación, entonces se dice que los petróleos de mejor
calidad son los clasificados como livianos y dulces.
Y una tercera clasificación se hace considerando atributos específicos y los
subproductos que suministran26. Éstos son:
24 Monografías Petróleo. En: Monografías. [en línea]. (2007). [Consultado 28 Agosto de 2007]. Disponible en: <http://www.monografias.com/trabajos14/petrol/petrol.shtml > 25 Monografías Petróleo. Opcit., p 34 26 Composición química y propiedades del petróleo. En: Wikilearnong.[en línea].(2007). [Consultado 29 Agosto de 2007]. Disponible en: <http://www.wikilearning.com/composicion_quimica_y_propiedades_del_petroleo-wkccp-13404-1.htm>
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Petróleos asfálticos: Son negros y muy viscosos además presentan
densidad de 0,95 g/ml. En la destilación primaria producen nafta27, fuel
oil28 y queda asfalto como residuo.
Petróleos parafínicos: Son de color claro y fluidos, presentan densidad
entre 0,75-0,85 g/ml. Cuando se refinan sus aceites lubricantes se separa
en parafina.
Petróleos mixtos: Son de base mixta a los dos anteriores; aunque sin ser
iguales entre sí.
4.1.3 Origen del petróleo
Conviene observar que, como ha dicho Thompson29 “al buscar el origen del
petróleo no se debe inducir teorías extraordinarias que expliquen su presencia en
algunos casos en medios poco corrientes, sino examinar solamente teorías que
expliquen su producción y su amplia distribución por los procesos comunes de la
naturaleza”. Es de esta forma como se ha compilado información sobre este
hecho, donde condiciones físicas y químicas describen la evidencia de su
existencia.
Condiciones físicas30: Durante la era terciaria se acumularon compuestos
orgánicos se acumularon en sedimentos marinos (restos de peces,
invertebrados y probablemente algas) cerca de la orilla en un medio
deficiente de oxígeno31 además de diferentes tipos de materia orgánica
fósil. Luego, durante la era cuaternaria, movimientos orogénicos
convulsionaron la corteza terrestre y generaron nuevas montañas. Los
estratos sedimentarios se plegaron y el petróleo migró a través de las rocas
27 Materia prima para productos químicos y solventes. 28 Existe ligero ó pesado. El primero sirve para combustibles de buques y el segundo, es materia prima de aceites lubricantes y ceras. 29 COXMB.B.,Bull. Am. Association of petroleum Geological.,30,5645 (1946) 30 Ibid.,p 7. 31 TRASH, P .D., “Petroleum source Beds” en Dunsan y col. Science of petroleum, Oxford University. Press Londres, 1938,Vol I, pág 42.
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 29
porosas, como las areniscas, hasta ser detenido por anticlinales32 (pliegues
con forma de A).
Estos planteamientos se sustentan en que una rápida sedimentación en zonas
próximas a la orilla ó en aguas profundas no perturbadas dio como resultado
estratos gruesos, lo que permitió los grandes yacimientos de petróleo que se
conocen hoy. Claro que estos planteamientos presentan algunas limitaciones
pues se cree que la formación de petróleo requiere de altas temperaturas y otros
materiales diferentes a materia orgánica.
Condiciones químicas33: Algunas teorías que contrarrestan lo anterior se
sustentan a partir de condiciones químicas como la descomposición
térmica de aceites grasos bajo presión, la acción de radiaciones alfa
procedentes de minerales radioactivos sobre el metano u otras materias
orgánicas, la descomposición bacteriana de materiales orgánicos
depositados en sedimentos marinos, la acción catalítica de minerales de
los estratos sedimentarios sobre betunes densos que provoca reacciones en
las que intervienen iones de carbono, las cuales sólo se presentan altas
temperaturas y por la acción de procesos bioquímicos.
4.2 Procedimiento de extracción del petróleo
Exploración: Consiste en buscar yacimientos petroleros, tarea que debe ser
muy organizada por los altos costos que involucra. Los estudios que se
desarrollan son levantamientos geográfico ó topográfico y geológico. Este último
que se puede apoyar en información satelital donde se identifican zonas de rocas
sedimentarias. Además en la exploración se hace aplicación de métodos geofísicos
y perforaciones de prueba.
32 Orígen geológico. En: Wikilearning. [en línea]. (2007). [Consultado 2 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://www.wikilearning.com/origen_geologico_del_petroleo-wkccp-13404-2.htm> 33 BROOKS, B.T., Institute Petroleum Technology. pág 20.(1948)
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 30
Explotación y perforación de cuencas34: Ubicado el yacimiento se procede a
su perforación. Por medio de tubos de diámetro menor (conocidos como “tubing”)
que el de los pozos se extrae el petróleo pero se le adosa cemento para impedir el
rompimiento del suelo y la infiltración del agua. Es de esta forma como el petróleo
sale y es conducido a depósitos por medio de bombas donde de manera
espontánea y descontrolada también salen algunos gases.
Tratamiento: Después de que el crudo es extraído del pozo se le debe separar
los gases que se encuentran disueltos a presión, los cuales se separan con
facilidad. Éstos son metano (CH4), etano (C2H6), gas seco, propano (C3H8) y
butano (C4H10). En este momento el petróleo se denomina crudo, pues ya ha sido
extraído del pozo.
Refinación35: Proceso por el que se somete el crudo para que se convierta en
producto de diferentes usos. Este proceso se divide en dos: El primero, destilación
primaria ó “topping” donde se intenta obtener fracciones de composición y
propiedades aproximadamente constantes elevando la temperatura del crudo a
350° C. De este proceso las tres fracciones líquidas más importantes que salen
son naftas, kerosenes y gas oil. El segundo proceso llamado destilación
secundaria ó “craking” eleva la temperatura hasta 500°C las anteriores fracciones
y se forman hidrocarburos más livianos. Finalmente se obtiene gasolina de motor
corriente, extra ó de avión, queroseno, gas propano, lubricantes, polietileno,
tolueno, entre otros.
Transporte36: Puede ser por vía marítima ó terrestre. Por vía marítima se hace
por medio de buques y por vía terrestre mediante oleoductos. Los buques son
tanques ó barcos dotados de compartimentos y sistemas especiales para el
transporte del crudo y sus derivados; en el comercio internacional es el medio de
transporte más usado. Los oleoductos se construyen uniendo varios tubos de
34 Exploración del petróleo. Opcit ., 10 35 Exploración del petróleo. Opcit ., 10 36 El petróleo en Colombia. En: Wikipedia. [en línea]. (2007). [Consultado 4 Septiembre de 2007]. Disponible en: < http://www.monografias.com/trabajos14/petrol/petrol.shtml>
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO 20072010 EN CAUCES COLOMBIANOS - Aplicación Río Magdalena -
UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 31
acero a lo largo de un trayecto determinado que pueden ir sobre la superficie ó
bajo tierra; éstos tienen en sitios específicos válvulas que controlan el paso del
crudo, permitiendo atender situaciones de emergencia.
Distribución37: Para que éste sea entregado al distribuidor final las industrias petroleras clasifican el petróleo según su gravedad API (American Petroleum
Institute) como liviano, mediano, pesado y extrapesado.
4.3 Petróleo en Colombia Según la Organización de Países Productores de Petróleo OPEP, la participación
en reservas, producción y volúmenes de exportación hacen que Colombia sea
considerado un país no petrolero38, pues estas cifras son relativamente bajas
comparadas con las de otros países de Latinoamérica como Venezuela, Brasil y
Argentina. Sin embargo, este sector es para la economía Colombiana un
importante contribuidor al Producto Interno Bruto, PIB del país y a cierre del
2006 éste registró una participación del 1,8%39.
En la actualidad, Colombia cuenta con 18 cuencas sedimentarias, de las cuales
siete están activas en producción40. Estas son: Valle Magdalena Superior, del
Medio e inferior, Llanos, Putumayo, Catatumbo, y Guajira. Dentro de cada
cuenca hay sitios específicos llamados campos que son lugares donde el petróleo
ya existe; en Colombia existen sólo 2 campos que generan más de 1000 millones
de barriles de petróleo, éstos son Cusiana y Caño Limón y en menor cantidad
Cira-Infantas con 750 millones de barriles y Cupiagua con 500 millones.
En cuanto infraestructura, Colombia tiene 5 oleoductos principales41; de los
cuales 4 transportan el petróleo por el oleoducto Caño Limón-Coveñas al puerto 37 Refinería . En: Wikipedia. [en línea]. (2007). [Consultado 1 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://es.wikipedia.org/wiki/Refino> 38 El petróleo. En: Monografías.[en línea]. (2007). [Consultado 4 Septiembre de 2007]. Disponible en: < http://www.monografias.com/trabajos14/petrol/petrol.shtml> 39 ECOPETROL-Cálculos a partir de las cuencas nacionales publicadas por el DANE. 40 TAFFET, Aarón., Un informe del sector: Colombia su industria petrolera (24 Marzo 2006). En: OWL. [en línea]. (2007). [Consultado 4 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://www.owlnet.rice.edu/~aaront/Informe%20del%20Sector%20Final.htm> 41 Ibid., p 15
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 32
de Coveñas en la costa del Caribe. Estos cuatro son el Oleoducto Ocensa-Central
de los campos Cusiana-Cupiagua, el oleoducto Caño-Limón, el Alto Magdalena, y
el oleoducto Petrolero Colombiano. El otro, el Trans-andino, transporta el petróleo
del campo Orito en la cuenca Putumayo al puerto de Tumaco en la costa del
Pacífico. La siguiente ilustración muestra la ubicación de cada uno de ellos.
Ilustración 3. Ubicación de los principales oleoductos colombianos
Fuente: Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL.
La empresa encargada de la exploración, la extracción, la producción, el
transporte y el marketing del petróleo del país es la Empresa de Petróleo de
Colombia, ECOPETROL, que es una sociedad pública de acciones ranqueada en
el puesto 35 entre las 100 principales petroleras del mundo y la cuarta de
América Latina según la Petroleum Intelligence Weekly (PIW), en 2006. Esto se
debió a que para ese año, Ecopetrol presentó las más altas exportaciones de la
historia, evaluada en US$ 3.312 millones42, consecuencia de un mayor volumen
exportado y de los altos precios internacionales del crudo y sus productos
derivados.
42 Informe Anual 2006. Ecopetrol.
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO 20072010 EN CAUCES COLOMBIANOS - Aplicación Río Magdalena -
UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 33
En la actualidad, Ecopetrol opera directamente 104 campos de petróleo y gas y
tiene participación en otros 163 campos en Colombia con terceros, mediante la
figura de contratos de asociación; además mantiene actividades de exploración en
21 bloques del territorio colombiano de manera directa. En cuanto a refinación,
tiene una capacidad instalada de más de 330 mil barriles de carga de crudo
diarios, en las refinerías de Barrancabermeja (250 kbpd43) y Cartagena (80 kbpd),
éstas dos (2) suplen la producción nacional que atiende la demanda del país y
las exportaciones; refinerías más pequeñas son Apiay y Orito en el centro y sur
del país.
Por otro lado, cada día más compañías extranjeras invierten en el sector
petrolero. Las más destacadas son Occidental, Chevron, BP, Total, Petrobrás,
Repsol YPF, Hocol, Perenco y recientemente BHP Biliton, Burlington, Lukoil,
ONGC, Sinopec, Petrolatina, Pacific Stratus, Talismán, Reliance y Gran Tierra. La
Inversión Extrajera Directa (IED) ha aumentado, pues durante el periodo 2002 a
2005 dicha participación fue en promedio de 21%, y en el año 2006 llegó a
representar el 28 % con un valor que ascendió a USD 1.770 millones.44
4.4 Transporte de petróleo en Colombia
La red de oleoductos colombiana está compuesta por 41 conductos que
distribuyen el crudo entre las fuentes de producción, los centros de refinación y
exportación. Los principales oleoductos del país por su longitud son oleoducto
Central (790 km.), Caño Limón-Coveñas (774 Km.), Vasconia-Coveñas (481 km.),
Yenay-Vasconia (398 km.) y Orito-Tumaco (305,4 km.)45. En la actualidad, estas
redes trabajan con una capacidad del 60 % con dimensiones de diámetro desde 6
hasta 36 pulgadas y enterrados generalmente entre 1,5 y 2 metros de
profundidad46.
43 Kbpd: Miles de barriles por día. 44 Prospecto de Información constitutivo del programa de emisión y colocación de acciones de Ecopetrol. Primera Ronda. Op cit., 21 45 Prospecto de Información constitutivo del programa de emisión y colocación de acciones de Ecopetrol. Primera Ronda. Op cit., 21 46 El petróleo en Colombia. Op cit., 14
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Por su parte, Ecopetrol cuenta con una red total de 8500 km aprox. de oleoductos
y poliductos que converge en Coveñas y Santa Marta, en el Atlántico y
Buenaventura y Tumaco, en el Pacífico47 Además, cuenta con 3127 km de
poliductos para transporte de combustibles, 1951 km de oleoductos para el
transporte de crudo, 378 km de propanoductos para el transporte de GLP, 663
km de oleoductos para el transporte de combustible, 1.001 km. de gasoductos
para el transporte de gas natural y 561 km de líneas en proceso de reconversión
para el servicio de gas natural.48
Ilustración 4. Infraestructura petrolera Colombiana, ECOPETROL
47 Prospecto de Información constitutivo del programa de emisión y colocación de acciones de Ecopetrol. Primera Ronda. Op cit., 21 48 El petróleo en Colombia. Op cit., 14
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Fuente: Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL.
La operación de la red se encuentra organizada en cinco (5) Gerencias Regionales,
las cuales se distribuyen de la siguiente manera:
Tabla 4. Gerencias regionales
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Región Sede Transporte Área CAÑO LIMÓN- COVEÑAS Cúcuta Crudo Arauca
Norte Coveñas
ANDINA
Bogotá Combustibles Llanos Sabana
CARIBE
Santa Marta
Combustibles Pozos Colorados Sucre
MAGDALENA
Barrancabermeja Crudo Combustibles
Galán Vasconia
OCCIDENTE
Yumbo, Cali (Valle) Combustibles Antioquia Valle Caldas
Fuente: Prospecto de Información constitutivo del programa de emisión y colocación de acciones de Ecopetrol.
4.4.1 Construcción de un Oleoducto49
Antes de la construcción de un oleoducto se deben hacer algunos estudios
preliminares como:
Alternativas de Ruta: El cual determina los posibles caminos por donde
podría pasar el oleoducto, para fines de conveniencia del proyecto. Estudio de Impacto Ambiental: Realiza una evaluación de la influencia
del proyecto sobre el entorno. Se incluye inventarios de los recursos
naturales como flora y fauna e incluso estudios geotécnicos. También, se
hace un análisis de la situación social y económica de los habitantes
cercanos a la zona de influencia.
El anterior estudio se presenta al Ministerio del Medio Ambiente con el fin de
solicitar la licencia ambiental, necesaria para la construcción del oleoducto, que
consta de las siguientes fases50:
1. Negociación de tierras: Se hace el trazado de la ruta acordando con los
dueños de los terrenos el predio ó el derecho de servidumbre.
2. Topografía: Se realiza una medición de 25 metros de servidumbre, se
determinan estacas y banderolas de demarcación; también, se hacen
49 ¿Cómo se construye un oleoducto? . OCENSA (Oleoducto Central). Grupo de Información: Ecopetrol Bogotá . 50 ¿Cómo se construye un oleoducto? .,Op cit 49.
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excavaciones exploratorias para ubicar el antiguo oleoducto, en caso de
que exista.
3. Geotecnia preventiva: Para lugares que lo requieran es necesario realizar
obras de carácter preventivo como trinchos, gaviones, alcantarillas,
barreras y demás, para evitar contaminación de cuerpos de agua. 4. Desbosque y descapote: Consiste en cortar y retirar parte del bosque
ubicado a lo largo del trazado.
5. Apertura del derecho de vía: Se despeja la zona de 25 metros para que se
puedan colocar equipos, hacer el montaje y la instalación del oleoducto. 6. Nivelado: Nivelación del terreno para facilitar tránsito de maquinaria y
vehículos. 7. Tendido de tubería: Se disponen los tubos a lo largo del derecho de la vía,
ésta ha sido tratada anteriormente para evitar la corrosión. 8. Doblado: Dependiendo de la topografía del terreno se realiza operación de
curvatura ó doblado de los tubos para que ajusten en el terreno.
9. Zanjado: La apertura del zanjado para colocar la tubería se hace con 2,5
metros de profundidad por 1 metro de ancho. En cruces especiales como
ríos ó intersección con otros oleoductos estas dimensiones varía según
exigencias. 10. Soldadura: Consiste en soldar los tubos y aplicarles un revestimiento en
cada uno de los empates. Éste se hace de forma automática mediante el
equipo PIPE WELDER. 11. Revestimiento: Mediante procesos de calor se reviste la tubería para
proteger uniones hechas en la soldadura. 12. Bajado y tapado de tubería: Por medio de maquinaria especializada se baja
la tubería a la zanja y luego se le practican pruebas radiográficas para
determinar la calidad de los empates y pruebas hidrostáticas para
determinar que no hay fugas. Luego, se colocan barreras de cemento que
permiten que la tubería se fije al suelo, y se procede a cubrir con la capa
vegetal anteriormente extraída. 13. Recomposición del derecho de vía: Consiste en recuperar el área
intervenida, mediante la construcción de contracorrientes, trinchos,
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gaviones y filtros entre otros para impedir la erosión y dar estabilidad al
terreno.
14. Colocación de postes: Esto permite una correcta demarcación. Se usan dos
principalmente; los postes de kilómetros los cuales señalizan la
demarcación de kilómetros y los postes de protección catódica empleados
para la medición de la corrosión del tubo.
4.4.2 Construcción de Oleoducto en ríos
El transporte de hidrocarburos atravesando ríos no es tarea fácil pero algunos
métodos que se utilizan son mediante zanjas, puentes y agujeros. La
infraestructura de estos dos últimos es muy costosa, y el método de agujeros se
usa para el caso de oleoductos especiales51.
Los problemas asociados con la presencia de agua no son los principales, pues
otros como material rocoso en el lecho, flujos rápidos y presencia de lodos hace
que el método utilizado no tenga una especificación en general, sino que se
acomoda a las necesidades del proyecto.
4.5 Características de un derrame de crudo Los sitios más vulnerables a derrames de crudo en Colombia debido a atentados
terroristas son el Oleoducto Caño Limón- Coveñas, la cuenca del Magdalena
medio, del Catatumbo y de Arauca.
4.5.1 Evaluación del derrame de crudo
Según la experiencia, se ha demostrado que las primeras etapas de los derrames
de crudo son las más críticas para los ecosistemas; por lo tanto la respuesta
operativa debe ser lo más pronta posible y organizada bajo un plan de
contingencia que debe estar orientado hacia el control del avance del petróleo
para evitar su acción destructiva. Es entonces como la planeación de
contingencias, además de proveer respuestas al control de emergencias, debe
identificar las condiciones de los ambientes del área influenciada, ya que con
51 SCHURR,Brain. Manual of Practical P ipeline Constrution.Chapter 13: River Crossings. Gulf Publishing. Houston, Texas:1982. p 60.
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esta información es posible plantear alternativas que verdaderamente reduzcan
los riesgos de contaminación causados por el derrame52. Así, como los Planes de
Contingencia en general deben contar con los siguientes aspectos, para realizar la
evaluación del derrame:53
1. Origen del derrame: Se determina la fuente
2. Características del hidrocarburo ó derivado: Tipo de sustancia y sus
principales características físico-químicas. 3. Riesgo para la seguridad de la vida humana e instalaciones: Determinación
de posibles riesgos del personal y de la comunidad involucrados en el
derrame. 4. Estimación aproximada del volumen máximo potencial del derrame:
Evaluación detallada de la afectación e inventarios de infraestructura que
pueda generar derrames adicionales. 5. Evaluación de las condiciones ambientales y climatológicas predominantes:
Determinación de niveles pluviométricos, dirección y velocidad de los
vientos, aspectos geomorfológicos, condiciones de oleaje, temperatura del
mar y morfología costera, en caso de derrames en aguas marinas.
6. Trayectoria esperada del derrame: A partir de la información ambiental y
climatológica, realizar predicciones sobre los movimientos del derrame y
verificar dichos comportamientos con sobre vuelos aéreos.
7. Identificación de los recursos amenazados: Identificar recursos amenazados
tanto en instalaciones como en zonas cercanas al sitio del derrame. 8. Equipos disponibles: Evaluar la disponibilidad de los recursos de equipos
para el control del derrame. Identificar equipos adicionales que sean
requeridos para la atención de derrame. 9. Personal disponible: Evaluar la disponibilidad del personal, asesores
expertos, para el derrame en el área de ocurrencia.
52 MIRANDA D, RESTREPO R., Op cit 28. 53 P lan de Contingencia contra derrames de hidrocarburos de Ecopetrol. Capítulo 3: Organización. Documento EME-02-002. 97/03/05 Pág 20.
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10. Tiempos máximo de desplazamiento al sitio de ocurrencias: Establecer y
evaluar los tiempos máximos de respuesta del equipo del equipo de
respuesta del Plan de Contingencia Local. 11. Entidades de ayuda mutua en el área de influencia: Identificar las
entidades que pueden brindar colaboración y apoyo logístico para el
control del derrame. 12. Establecimiento de las prioridades de protección y formulación de la
estrategia de respuesta: Definir las acciones a realizarse por parte del
equipo de respuesta del Plan de Contingencia Local, en cuanto a las
prioridades de acción y recursos a proteger con el fin de minimizar la
potencia área a verse afectada.
4.5.2 Clasificación de los derrames petróleo54
En cuerpos de agua salada la clasificación de derrames de petróleo se hace según
el volumen inicial derramado, basado en el modelo propuesto por Fay (1971), el
cual considera que existen tres fases sucesivas de dispersión mecánica horizontal
reguladas por las fuerzas de gravedad, viscosidad y tensión superficial, las cuales
se explican a continuación:
Derrames menores: Cuando el volumen derramado es menor a 30m3.
Configuración variable, casi impredecible, con grosores entre 1,76 mm en la
primera fase y 0,023 mm en la tercera y última fase. El color cambia de oscuro a
brillo plateado. La primera fase tiene duración de 12 minutos aproximadamente,
la segunda de 3 horas y la tercera de 20 horas.
Derrames medianos: Cuando el volumen derramado está ente 30m3 y 800 m3.
Se observan varias manchas compactadas en un área de 0,26 km2 los primeros
36 minutos, 1,26 km2 el primer día y 15 km2 a los 4 días. Los espesores varían
entre 2,95 y 0,0529 mm. Dependiendo del viento, la corriente, la temperatura y 54 BETANCOURT QUIROGA, Fabian. Modelado Numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. México D.F, 2001, 132p. Tesis (Maestría en Ingeniería Área Ambiental). Universidad Nacional Autónoma de México. Facultad de Ingeniería. División de estudios de posgrado. [en línea]. (2007). [Consultado 4 Septiembre de 2007]. Disponible en: < http://www.docentes.unal.edu.cofbetancourtqdocsTesisMaestria.pdf >
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el tipo de crudo la mancha puede tomar varias formas como lunares, listones ó
telarañas y en la periferia de la mancha se presentan iridiscencias.
Derrames mayores: Cuando el volumen derramado es mayor de 800m3. Los
derrames de hasta 1600 km3 permanecen compactos durante dos días y los de
mayor volumen hasta 8 días. Pueden formar manchas hasta de 25 km2 y 1414
km2, entre los 6 y 19 días. Cuando el volumen derramado está entre 1600 y
16000 m3 la coloración de la manca es oscura y alcanza un espesor de 0,45 mm.
4.6 Procesos químicos, físicos y biológicos
Debido a las condiciones cambiantes de los derrames de crudos en ríos obtener
información confiable de las diferentes condiciones no es tarea fácil. Es por esta
razón que dependiendo del derrame, su ubicación, las condiciones climatológicas
y topográficas que presentan se evalúan los procesos físicos, químicos y
biológicos que allí ocurren.
4.6.1 Procesos Químicos
Cuando el petróleo es derramado éste sufre cierto tipo de alteraciones, las cuales
son:
Dispersión55: Es el primer proceso en producirse, y lo que ocurre es una
atenuación de la película aceitosa a unos pequeños milímetros. Depende de la
viscosidad, tensión superficial del petróleo y del agua.
Evaporación56: Este proceso aumenta a medida que incrementa el área del
vertido, pero la velocidad y la extensión varían dependiendo de la composición del
hidrocarburo. Sí es de baja densidad (gasolina ó fuel-oil) se evapora fácilmente,
aproximadamente dos terceras partes en pocas horas pero sí es denso se disipa
lentamente. El viento y la temperatura también afectan la tasa de evaporación de
forma proporcional.
55 Ambiente ecológico. Modificaciones del ambiente por contaminación petrolera. [en línea] [Consultado 25 Septiembre de 2007]. Disponible en: http://www.ambiente-ecologico.com/revist30/contpe30.htm 56 Evolución y comportamiento de las manchas de petróleo [en línea] Junio 2007. [Consultado 25 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://www.cetmar.org/documentacion/comportamiento.htm>
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Disolución57: Es el proceso por el cual el crudo es más soluble en agua. Esto
ocurre mientras éste tenga un pequeño peso molecular y mayor su polaridad.
Generalmente este proceso es tardío, pues los procesos de oxidación y
descomposición producen compuestos polares que se disuelven en el agua.
Emulsificación58: Es la incorporación del agua al hidrocarburo vertido. Estas
emulsiones pueden alcanzar entre el 80% y el 90% de contenido de agua y se
convierten en partículas de alquitrán densas, semisólidas con aspecto asfáltico.
El viento y la viscosidad del crudo son factores importantes para la formación de
emulsificaciones.
Oxidación59: Es el proceso por el cual las moléculas de crudo se exponen a
oxígeno del aire y luz. De este proceso de catálisis se forman cetonas, aldehídos
alcoholes y ácidos carboxílicos. La velocidad de oxidación depende de las
sustancias particulares contenidas en el producto; en general las emulsiones están más expuestas a oxidación. Por su parte se le llama foto oxidación, al
proceso de descomposición de crudo en la atmósfera después de la evaporación.
Biodegradación60: Es un proceso que tarda mucho tiempo; sin embargo todo
el hidrocarburo no es biodegradado por los microorganismos. Los organismos que
permiten la degradación dependen de las propiedades del hidrocarburo, y
entonces esta puede ser en medio aeróbico ó anaeróbico. El primer tipo es cuando
los microorganismos oxidan necesitando oxígeno en forma disuelta ó libre, y por
lo tanto esta degradación ocurre en la interfase aire-agua siendo muy limitada. Y
en el segundo tipo de oxidación, la anaeróbica los microorganismos no requieren
de oxígeno sino que a cambio utilizan nitratos ó sulfatos.
57 Hidrocarburos del petróleo. Los océanos. Capitulo 11: Contaminación marina. [en linea] [Consultado 25 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://mardechile.cl/educacion/index.php?option=com_content&task=view&id=370&Itemid=66> 58 Evolución y comportamiento de las manchas de petróleo. Op cit ., 56 59 Hidrocarburos del petróleo. Op cit., 41 60 Ambiente ecológico. Modificaciones del ambiente por contaminación petrolera.Op cit ., 41.
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 43
Sedimentación61: Es un proceso de dispersión vertical donde la evaporación,
disolución y oxidación provocan un aumento en el peso específico de algunas
moléculas de crudo, haciendo que algunas gotas grandes de crudo se adhieran a
otros cuerpos y formen partículas de mayor densidad superiores al agua, y
entonces tienden a hundirse hasta el fondo.
Resurgimiento62: Ocurre cuando después de un prolongado tiempo la
densidad del petróleo hundido se reduce por una prolongada oxidación
anaeróbica, y entonces las moléculas de petróleo vuelven a flotar y se vuelven a
producir de nuevo los anteriores procesos.
La siguiente figura representa algunos de los procesos en los derrames de crudo
en función del tiempo.
Ilustración 5. Distribución temporal de los procesos químicos en un derrame de crudo
Fuente: Evolución y comportamiento de las manchas de petróleo [en línea] Junio 2007.Consultado 25 Septiembre de 2007]. Disponible en: <http://www.cetmar.org/documentacion/comportamiento.htm>
4.6.2 Procesos Físicos
En un medio acuático el comportamiento del petróleo se extiende formando una
película delgada superficial que cubre considerables áreas. Efectos como
velocidad, rumbo de la corriente, velocidad y dirección del viento hacen que la 61 Evolución y comportamiento de las manchas de petróleo. Op cit ., 56 62 Evolución y comportamiento de las manchas de petróleo. Op cit ., 56
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mancha se desplace y alcance zonas críticas63. Se ha comprobado que 1 a 3 m3
de petróleo pueden llegar a formar en media hora una mancha de 100 m de
diámetro y 0,1 mm de espesor64.
El siguiente esquema resume las transformaciones del crudo debido al contacto
con el agua en los derrames:
Ilustración 6. Esquema de las transformaciones del crudo en el agua
Fuente: Oil Slick Transport in Rivers. Shen & Yapa. Modificado por: Carolina Guerrero, 2007.
63 P lan Nacional de Contingencia. Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo. Tomo I: Descripciones básicas. Ecopetrol. 1996 64 ¿Evolución y comportamiento de las manchas de petróleo? Op cit., 41.
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 45
4.6.3 Procesos Biológicos
Los derrames de crudo en cuerpos de agua dulce ocasionan efectos en cascada ya
que afecta ecosistemas naturales tanto es su aspecto físico como biológico. Al
flotar la mancha de crudo en agua debido a diferencia de densidades y aunque no
hay intercambio gaseoso entre la atmósfera y el agua65, la película de crudo evita
la entrada de los rayos solares restringiendo el proceso de fotosíntesis del
fitoplancton lo que inhibe la producción natural de oxígeno en la columna de
agua y atentando con el primer eslabón de la cadena trófica pues se cambia el
medio a un estado anóxico donde muy pocas especies pueden sobrevivir66. El
proceso de respiración no solo se dificulta en plantas, también peces se ven
gravemente perturbados. Por ejemplo, los hidrocarburos ocasionan taponamiento
en las agallas lo que impide el intercambio gaseoso y luego muerte por asfixia en
peces, y cuando su sistema alcanza a asimilar pequeñas cantidades de petróleo
igualmente ocurren alteraciones fisiológicas, de comportamiento ó metabolismo, e
inclusive cambios morfológicos en huevos y larvas.
En cuanto a fauna terrestre, el derrame ocasiona que las plumas de las aves se
impregnen de crudo, destruyendo la capacidad de flotación y el control térmico
corporal67, en anfibios y reptiles debido a que su piel es permeable ó
semipermeable hace que el hidrocarburo penetre fácilmente y les produzca la
muerte en corto plazo. Otro efecto de los derrames sobre las especies es el efecto
narcotizante de los hidrocarburos volatilizables en los primeros momentos del
derrame, pues éstos adormecen el animal haciendo que sus reflejos se tornen
tardíos y que sean alcanzados por la mancha68.
En general, más del 60% de los derrames de hidrocarburos en Colombia afectan
ríos y caños, y cerca del 30% están asociados a sistemas de ciénagas. Algunas
afectaciones a los organismos es muerte por asfixia y envenenamiento, 65 WARDEY Smith.The Control of Oil pollution. Graham and Trotman Publishers. London. 66 MIRANDA, Darío y RESTREPO Ricardo. Los derrames de petróleo en ecosistemas tropicales. Un atentado contra el futuro. MEDIO AMBIENTE. Instituto Colombiano de Ecopetrol ICP.Volumen X N° 1 (2002) 67 HARTUNG, R. Energy Metabolism in oil covered ducks. J. Wild. Manage 31:798-804 (1967) 68 HARTUNG, R., Assement of the potencial for long term toxicological effects of the EXXON Valdes oil spill on birds and mammals. ASTM STP 1219, 693-725 (1995)
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 46
interrupción de fuentes alimenticias de las especies superiores, disminución de
la resistencia a infecciones, incorporación de carcinógenos en la cadena
alimenticia.
4.7 Control de derrames y escapes de hidrocarburos en
Colombia El mayor ente regulador del sector petrolero en Colombia es el Ministerio de
Minas y Energía y de este depende la Comisión de Regulación de Energía y Gas,
CREG. El ministerio es una entidad pública de carácter nacional encargada de
administrar los recursos naturales no renovables del país asegurando su mayor y
mejor utilización, la principal función en el tema de hidrocarburos es adoptar
políticas nacionales en materia de exploración, explotación, transporte,
refinación, procesamiento, beneficio, transformación y distribución de minerales e
hidrocarburos. Por su parte, la CREG es una entidad administrativa que tiene
como misión principal regular los servicios públicos domiciliarios de energía y gas
combustible de manera técnica, independiente y transparente, promoviendo el
desarrollo sostenido del sector, regulando monopolios, incentivando la
competencia y atendiendo las necesidades de los usuarios y las empresas de
acuerdo con los criterios establecidos por la ley69. Sin embargo, cada entidad
petrolera tiene la responsabilidad de elaborar un Plan de Contingencia contra
derrames de hidrocarburos, Derivadas de sustancia nocivas en Aguas marinas,
Fluviales y Lacustres70.
Un plan de contingencia para derrames de crudo debe identificar zonas
vulnerables, además de planes de limpieza y de protección. Estos diseños se
hacen con ánimo de minimizar los efectos negativos sobre la comunidad aledaña
y el medio ambiente. Los denominados planes de emergencia se desarrollan
cuando no ha sido posible diseñar planes de contingencia con anterioridad, y se
obliga a tomar eficientes decisiones en el menor tiempo posible debido a que el
69 Prospecto de Información constitutivo del programa de emisión y colocación de acciones de Ecopetrol. Primera Ronda. Op cit., 28 70 P lan Nacional de Contingencia. Op cit., 39.
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 47
crudo ya se encuentra presente en el río. Estos planes de emergencia no son
recomendables. Los planes de Contingencia en general contienen guía de equipos,
expertos en control de emergencias, fichas técnicas y adaptaciones específicas
para condiciones de operación.
4.7.1 Equipos de contención de derrames71
Se utilizan para mantener el petróleo en un lugar determinado, para proteger un
área ó para dirigir el petróleo hacía un punto específico. La eficiencia de dichos
equipos depende del tipo de derrame, la ubicación y las condiciones ambientales
en el lugar que se presenta éste. El tipo de derrame se refiere a la naturaleza de la
descarga del petróleo, que puede ser única, múltiple ó continua, las condiciones
meteorológicas cubren aspectos tales como viento, oleaje, velocidades de
corriente, temperatura y nubosidad.
Los métodos para contención de petróleo generalmente empleados son de acción
mecánica, neumática y química. El más utilizado es el de acción mecánica
realizado por medio de barreras mecánicas, las cuales pueden ser utilizadas con
otros quipos para el control y limpieza máxima del petróleo.
BARRERAS MECÁNICAS
Es el equipo que se extiende sobre y por debajo de la superficie de agua, con el fin
de contener, confinar y concentrar el petróleo derramado para su recolección.
Estas barreras constan de los siguientes elementos:
Medio de flotación: Tiene un francobordo (vela), para contener el petróleo y
evitar (en lo posible) que el agua pase por encima.
Falda ó faldón: Previene que el petróleo pase por debajo de la línea de
flotación.
Elemento tensor longitudinal: Va de la resistencia estructural a la barrera y
permite fijar sus anclajes; puede estar conformado por cables ó todo el conjunto
por barreras.
71 Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.Opcit., p 63
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Lastre ó pesos: Permite la verticalidad de la barrera y actúa como un refuerzo
longitudinal. Es usado para protección de costas.
Conectores: Permite la unión de varios tramos ó secciones de barreras para
alcanzar la longitud deseada y cubrir el área afectada.
Las barreras mecánicas se pueden clasificar en dos grandes grupos:
Barreras tipo Valla: Construidas de material semi-rígido ó rígido. Tienen una
pantalla vertical donde están acoplados los flotadores.
Barreras tipo Cortina: Construidas de material más flexible. Tienen un
elemento flotante, y algunas de estas barreras son infladas con aire antes de su
despliegue y vaciadas cuando son recogidas. A diferencia de las de tipo valla,
éstas pueden almacenar mayor longitud y en condiciones ambientales adversas
se introduce más aire y se mejora su flotabilidad.
En general, las barreras mecánicas se fabrican usando combinaciones de
plásticos, goma, fibras gruesas, metales resistentes al agua de mar y madera.
Además dependiendo de su uso, éstas se clasifican en varios tipos: barreras para
aguas tranquilas, para ríos correntosos, de bahía y de alta mar. (El esquema de
las barreras mecánicas se puede observar en el ANEXO 2)
BARRERAS NEUMÁTICAS Ó DE AIRE Son efectivas para aguas tranquilas. Cuando se dejan escapar burbujas de aire
bajo el agua, éstas suben hasta la superficie y se expanden; durante este
desplazamiento generan una corriente ascendente de agua la cual al llegar a la
superficie se transforma en corrientes superficiales que se alejan del punto de
afloramiento y pueden servir para contener la mancha del petróleo.
La superficie de esta barrera es directamente proporcional a la profundidad del
agua. En algunos casos, puede ser una alternativa de contención y confinamiento
del petróleo derramado en áreas de pequeñas bahías, alrededor de pequeños
muelles siempre y cuando la capa de derramamiento sea muy delgada. Debido a
su estructura, este sistema no interfiere con el paso de embarcaciones.
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 49
BARRERAS QUÍMICAS
A veces el petróleo puede ser contenido con productos químicos. Estos son
líquidos, orgánicos con alto peso molecular, poseen una tendencia a extenderse
más rápido que el petróleo en el agua, para evitar la extensión de éste.
Para mover el petróleo en la dirección deseada ó contenerlo y retardar su
extensión ó movimiento, se aplican los productos químicos en la superficie del
derrame, cuya aplicación varía dependiendo de la ubicación y extensión de la
mancha. El método de aplicación se hace desde botes ó helicópteros.
BARRERAS ABSORBENTES Son barreras flotantes confeccionadas con materiales solventes, que pueden ser
utilizadas tanto en el agua como en la playa para proteger las orillas. Este
sistema realiza más un trabajo de limpieza que de contención.
BARRERAS IMPROVISADAS
Se utilizan en ocasiones cuando no se cuentan con barreras comerciales.
Entonces se utilizan elementos de flotación que proporcionen un francobordo y
una parte sumergida. Algunos elementos utilizados son troncos de árboles (balso,
guadua), hojas secas (plátano, platanillo, paja de puya), plantas naturales
(buchón de agua). Estas construcciones son muy útiles para aguas tranquilas.
4.7.2 Comportamiento y limitaciones de equipos para contención de derrames 72
Según el Código Internacional de Letra (A-G), los tipos de barreras comerciales
están clasificados de la siguiente forma según su uso.
72 Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.Opcit., p63
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Tabla 5. Tipo de barrera dependiendo de su uso
Tipo de barreras Uso Unidades de flotación simple Aguas tranquilas Flotadores conectados Aguas tranquilas.
Ríos con corrientes fuertes y bahías Sección con tensor externo Bahías y aguas tranquilas Tipo valla, poca flotabilidad Aguas tranquilas Auto inflable Bahías y alta mar Instalaciones permanentes Alta mar
Fuente: Plan Nacional de Contingencia. Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.
Algunas limitaciones de las barreras son:
Barreras mecánicas. Debido a que éstas dependen totalmente de las
condiciones hidráulicas, entonces si la velocidad de la corriente es muy fuerte, la
falda tenderá a deflectarse y el petróleo pasará sin ningún control. Esto ocurre a
velocidades iguales ó mayores que 1,30 m/s. Debe tenerse en cuenta que cuando
se coloca una barrera en un cauce la corriente se incrementará, en proporción a
la relación entre la profundidad normal del cauce y la parte sumergida de la
barrera. Lo ideal es que el incremento de la velocidad sea despreciable cuando la
profundidad es por lo menos cinco veces la parte sumergida de la barrera. El
tamaño de las barreras generalmente para aguas tranquilas y ríos son de 45 cm
de altura (desde el extremo superior al extremo inferior sumergido), las de bahía
tienen 90 cm aprox. los de alta mar 1,50 y 2 m.
Barreras neumáticas ó de aire. Sólo resulta efectiva en condiciones
ambientales estables y en aguas tranquilas, siendo ésta una limitación para
condiciones ambientales extremas. En caso que la corriente natural genere
efectos de desplazamiento de las burbujas hacía la superficie mayores que 30°
entonces el efecto de la cortina se rompe permitiendo el paso de gotas de petróleo.
Barreras químicas. El manejo de productos químico es restringido y
complicado, además que algunos de estos químicos no son fácilmente solubles en
agua, y por lo tanto si no se manejan de la forma más adecuada pueden generar
un problema ambiental mayor que el ocasionado por el petróleo.
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Barreras absorbentes. No actúa del todo como una barrera de contención,
opera más para un trabajo de limpieza.
Barreras improvisadas. Se deben utilizar para condiciones de emergencia, ya
que éstas no son tan duraderas como las comerciales.
4.7.3 Equipos de recolección73
Un recolector es un equipo mecánico diseñado para remover petróleo desde la
superficie del agua sin causar mayores alteraciones a sus propiedades físicas ó
químicas. Estos equipos son utilizados generalmente cuando el petróleo ha sido
confinado ó contenido en barreras flotantes, y por lo tanto se deben considerar
las condiciones climatológicas y la oportunidad del agua para obtener una mayor
eficiencia en la recolección. Los recolectores también pueden disminuir su
eficiencia si se encuentran materiales flotantes en el petróleo derramado. Estos
equipos de clasifican de acuerdo con los principios básicos de operación. El
esquema de los recolectores se puede observar en el ANEXO 2.
RECOLECTORES TIPO A, B Y C Vertederos estáticos. Se usan para aguas muy tranquilas y en petróleos que
tengan poco ó ningún sólido. Como principio de recolección usan el efecto
cascada ya que están diseñadas para que el petróleo fluya sobre el borde del
equipo el cual está en la interfase agua-petróleo. El petróleo es sacado mediante
una línea de succión y dirigido hacía los tanques de almacenamiento para su
posterior tratamiento y disposición.
RECOLECTORES TIPO D Vertedero dinámico. Tiene dos secciones de barreras del agua y el petróleo. El
agua es descargada por una compuerta ubicada detrás del vertedero y el petróleo
es bombeado para ser almacenado temporalmente en un tanque flotante, ubicado
en la parte de atrás del recolector.
73 Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.Opcit., p39
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RECOLECTORES TIPO E Y F
Autopropulsado. Una correa empuja el petróleo por debajo de la superficie y es
bombeado al tanque de almacenamiento. Además cuenta con una reja de
recolección que evita el paso de sólidos flotantes a ésta.
RECOLECTORES TIPO G Estacionario. Una cuerda-mopa es halada a través del agua, y luego se exprime la
mopa de petróleo mediante rodillos. La cuerda mopa se controla en el agua
mediante una ó más poleas flotantes, y ya exprimida represa el agua y pasa por
la mancha de petróleo en un nuevo ciclo continuo. El petróleo recolectado se
almacena en un esprimidor.
RECOLECTORES TIPO H
Discos Oleofílicos. El petróleo se adhiere a los discos plásticos a medida que éstos
rotan dentro de la mancha, y luego los limpiadores ó raspadores lo guían hacía
un depósito.
RECOLECTORES TIPO J
Cabezal de recolección estacionario. Es un cabezal de succión flotante que aspira
la capa superficial del hidrocarburo; éste se fija a una línea de succión que lleva
el petróleo hacía un tanque ó camión de almacenamiento.
RECOLECTORES TIPO L Barra dinámica de plano inclinado. La correa se lleva consigo el petróleo el cual
se acumula en un depósito al ser exprimida. Cuando el depósito se llena de
petróleo se quita la bomba y éste se envía para su almacenamiento. Además una
reja evita que los sólidos flotantes hagan contacto.
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4.7.4 Comportamiento y limitaciones de equipos de recolección74
Recolectores tipo A, B y C. Tiene un máximo de eficiencia para petróleos de
viscosidad baja ó media y cuando el grosor de la capa es mayor de 0,5 cm.
Recolectores tipo D. Para bajas velocidades de ríos bajos ó condiciones del
mar tranquilas, además cuando no hay presencia de sólidos flotantes.
Recolectores Tipos E y F. Son eficientes para ríos pequeños, pero sirven
para derrames entre medianos y grandes en condiciones de ríos medianamente
correntosos ó mar moderado. No opera en aguas con menos de 2,4 m, no tiene
depósito para sólidos y requiere ser operado por expertos.
Recolectores Tipos G: Sirve para corrientes muy pequeñas, debe ser
instalado sobre una base sólida pero funciona bien cuando hay sólidos, por lo
que es recomendable usarlo en ríos ó ciénagas de difícil acceso.
Recolectores Tipos H: Sirve para corrientes muy pequeñas y es aconsejable
recoger el crudo almacenado en las orillas cuando su espesor es menor de 0,5
cm. Las velocidades de bombeo oscilan entre 5 y 30 m3/h.
Recolectores Tipos J: Sirve para corrientes muy pequeñas ó cuando el mar
está tranquilo y no hay ningún sólido flotante. Se utiliza cuando el derrame es
mediano y se despliega desde las orillas, desde un muelle ó cuando el crudo es
almacenado en las playas de los ríos, se recomienda cuando la capa de crudo en
mayor de 0.5 cm.
Recolectores Tipos L: Se utiliza para derrames entre medianos y grandes, en
condiciones de mar moderado, no se puede operar en aguas menores de 1,8m de
74 Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.Opcit., p39
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profundidad y tiene una velocidad máxima de avance de dos nudos. No se
aconseja para ríos, se debe evitar que sea utilizada en derrames con cantidades
de sólidos flotantes y la reja debe limpiarse con seguridad.
4.7.5 Bombas75
Permiten que de una forma más sencilla el fluido (derrame de crudo) sea
desplazado. Las más comunes son:
FUERZA CENTRÍFUGA
Por diferencia de presiones se genera el movimiento. Puede ser utilizada en
pequeñas ó grandes cantidades de crudo, requieren de poca energía y admite
pequeños sedimentos en suspensión. Para reparaciones en campo ocasionan
cierta dificultad.
DESPLAZAMIENTO POSITIVO
Requieren de una cabeza positiva que les permita estar llenando la cámara del
producto bombeado. Se utiliza para mover pequeñas ó grandes cantidades de
crudo pero requieren de buena energía para su funcionamiento. Debido a que su
mantenimiento es complicado no se recomiendan para la recolección del crudo.
EYECTOR
Para su uso se requiere de una infraestructura adicional que genere las
diferencias de presiones, y además la sustancia bombeada debe ser homogénea y
no tener sólidos gruesos. La capacidad de la bomba es en general baja y requiere
de alta energía. En general, no se recomienda por su compleja instalación.
4.8 Tratamiento químico de limpieza76
El tratamiento químico se usa en métodos convencionales de contención y
recolección, aunque depende de la zona donde ocurra en derrames de crudo. Son
75 Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.Opcit., p39 76 Sistema Nacional de Equipos y expertos en control de derrames y escapes de hidrocarburo.Opcit., p39
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tres productos los más frecuentemente usados, los cuales sirven tanto para zonas
marinas como continentales. Éstos pueden ser dispersantes, aglutinantes y
solventes.
4.8.1 Dispersantes
Cuando ocurre el derrame la mancha de crudo tiende a expandirse naturalmente
por acción del viento y dispersantes naturales. La acción del dispersante consiste
en romper la mancha de petróleo derramado de manera natural, reduciendo la
tensión interfase petróleo-agua, promoviendo así la formación de gotas muy
pequeñas que se difunden en la columna de agua ayudando a aumentar la tasa
de disolución, fotoxidación, evaporación y biodegradación que son los procesos
que ocurren naturalmente para ayudar a desaparecer los derrames de crudo en
cuerpos de agua. Es importante aclarar que estos dispersantes no desaparecen la
mancha, lo que hacen es que la degradación natural sea más rápida. La
experiencia ha demostrado que en la efectividad de los dispersantes interviene la
viscosidad del crudo, representada en la siguiente ilustración:
Ilustración 7. Dispersión Vs. Viscosidad
Fuente: DELVIGNE, G. and J. STEL. 1987. Measurement of Vert ical Turbulent Dispersion and
Diffusion of Oil Droplets and Oiled Part icles. NTIS Report Anchorage: Minerals Management Service.
Los factores que determinan la efectividad del dispersante son las características
del crudo como viscosidad, gravedad específica y contenido de compuestos
cerosos y asfalténicos, condiciones ambientales como salinidad del agua,
temperatura del agua y estado del mar y dispersante como tipo de formulación,
método de aplicación y dosificación. Existen 3 tipos de dispersantes con base de
petróleo, agua y concentrados de auto mezclado, explicados a continuación:
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Dispersantes con base de petróleo. Se pueden usar puros ó diluidos. Se
usan para manchas de crudos pesados, viscosos, cerosos ó curtidos. Éstos
poseen una mayor toxicidad debido al solvente utilizado. Las dosis típicas son 1:1
y 1:3 (dispersante/ petróleo), y para su aplicación se pueden utilizar rociadores y
mangueras conectadas a bombas entre otros.
Dispersantes con base de agua. Se pueden usar puros ó diluidos. Presentan
baja toxicidad para organismos vivos. Se aplica en concentraciones de 1 al 3 %.
Para su aplicación requieren de una fuente de agitación mecánica.
Dispersantes concentrados de auto mezclado. Se pueden usar puros ó
diluidos. Dosis típicas de relación dispersante / petróleo son 1:5 y 1:30. Debido a
su propiedad de auto-mezclado permiten una mayor versatilidad, produciendo
una rápida y completa dispersión del petróleo derramado. Son efectivos para una
amplia variedad de derivados del petróleo desde los viscosos hasta los aceites
combustibles.
4.8.2 Aglutinante
Este químico se esparce más rápido que el derrame concentrando y confinándolo
en áreas más pequeñas, actuando como una “barrera química”. El efecto del
químico se limita con el tiempo ya que su acción es efectiva hasta un máximo de
24 horas en condiciones de aguas tranquilas; para condiciones de viento y
corriente adversos estos químicos no son eficientes, pues este se mueven junto
con la mancha y el agua.
4.8.3 Solventes
Tienen la propiedad de adsorción77 y absorción78. No se debe olvidar que el uso
inadecuado de estos químicos puede causar más daño al medio ambiente que el
dejar de tomar acciones sobre el derrame de crudo. Es por esta razón que se debe
77 Adsorción: Fenómeno físico de recubrimiento ó adhesión por un fluido en la superficie del material utilizado como aditivo sin que exista ninguna relación química. 78 Absorción: Fenómeno físico de capturar cierto volumen de fluido dentro de los espacios porosos del material, por medio de acción capilar, osmótica ó química.
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conocer antes del derrame su efectividad, concentración, dosificación y efectos
nocivos del químico a utilizar. Se clasifican en 4 grupos dependiendo de su origen
y propiedades:
Materiales inorgánicos adsorbentes. Como el talco que recubre todo el
petróleo pero su recolección es difícil, y además puede presentar problemas de
respiración para el personal que realiza la aplicación ya que contiene esterato de
cinc.
Materiales inorgánicos porosos livianos adsorbentes. Como perlita,
vermiculita, lana mineral ó de vidrio. Es complicado de recolectar y su efectividad
es menor en petróleos muy viscosos y expuestos a la evaporación que sobre
petróleos livianos y frescos.
Materiales orgánicos naturales absorbentes: Turba, aserrín, desechos de
algodón, papel, heno entre otros. Éstos se usan picados en trozos pequeños ó en
pequeñas fibras.
Materiales poliméricos absorbentes: Espumas de poliuretano y polietileno.
Son espumas de difícil aplicación por su baja densidad.
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5. MODELOS MATEMÁTICOS Los modelos matemáticos permiten hacer formulaciones idealizadas para
representar sistemas físicos que se ven influenciados por estímulos externos.
Pueden ser de dos tipos: deductivos ó mecanísticos. Los deductivos son
aproximaciones inductivas de lo observado y están basados en mediciones,
mientras que los mecanísticos son aproximaciones deductivas basados
meramente en teorías que hacen referencia principalmente a leyes de
conservación que logran determinar modelos hidrológicos, hidráulicos e
hidrodinámicos, entre otros79. Así, utilizar modelos matemáticos para representar
el comportamiento de derrames de crudo es muy conveniente, pues éstos “son el
puente entre la naturaleza del fenómeno que se quiere representar y el algoritmo
que lo describe”80.
Es entonces como el empleo de modelos permite estimar por ejemplo la velocidad
de desplazamiento según las condiciones del clima, el tiempo que se tiene
disponible antes de que la mancha afecte la población, el tamaño de la mancha y
la cercanía de ésta en áreas de importancia social ó económica. A continuación se
describen algunos modelos encontrados en la literatura que describen la
transferencia de masa, los mecanismos de movimiento y el cambio de
propiedades que presenta el crudo cuando llega a cuerpos de agua.
5.1 Modelos hidrodinámicos
5.1.1 Transferencia de masa81 La modelación de la transferencia de masa en los procesos que ocurren en los
derrames de crudo permiten determinar el cambio en la composición tanto del
agua como del crudo, sin implicar necesariamente las reacciones químicas que se
presenten allí. El mecanismo que utiliza esta modelación depende de la dinámica
79 CHAPRA, S.C. Surface Water Quality Modelling. Ed Mc Graw Hill, 1 ra edición, Nueva York. 1997. 80 Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. Op cit., 54. 81 Seminario: Transferencia de masa. En: Monografías. [en línea]. (2007). [Consultado 30 de Octubre de 2007]. Disponible en: <http://www.monografias.com/trabajos10/semi/semi.shtml#fun>
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del derrame, la cual puede ocurrir de dos formas: molecular ó convectiva. La
primera ocurre por un movimiento individual de las moléculas de crudo debido a
diferencias en las concentraciones, y puede presentarse en sistemas estancados ó
en movimiento. La segunda ocurre debido al movimiento laminar ó turbulento del
crudo. Como el flujo turbulento indica grandes grupos de moléculas en
movimiento entonces es mayormente influenciado que el movimiento laminar por
las características dinámicas del flujo, como densidad y viscosidad entre otros.
Sin embargo, generalmente ambos mecanismos ocurren simultáneamente.
PROCESO DE ESCURRIMIENTO82
Permite determinar el espesor y el área del derrame para facilitar la simulación de
los procesos físicos, químicos y biológicos que ocurren por acción del crudo en el
agua. Algunas observaciones que se deben tener en cuenta para su modelación es
el alargamiento y un espesor no homogéneo de la mancha, la reducción de la tasa
de escurrimiento por el cambio de la viscosidad, el rompimiento de la mancha en
pequeños parches, la dependencia del escurrimiento, las condiciones de
descarga, y los efectos de la hidrodinámica en el tamaño final de la mancha (Reed
et al 1999). Varios trabajos han intentado explicar el escurrimiento de la mancha
de petróleo pero el modelo realizado por Fay entre 1969 y 1971, aún se mantiene
vigente, pues es el que mejor describe este comportamiento debido al soporte
teórico y experimental que presenta.
Modelo de Fay (1971)83
Considera que la fuerza de gravedad regula el deslizamiento de la mancha hasta
que encuentra un balance de fuerzas con la viscosidad. En esta fase, la fuerza
que actúa sobre la película es proporcional al espesor, al gradiente de presión y a
la diferencia de densidades entre los fluidos, mientras que en los bordes de la
película hay un balance de fuerzas entre la tensión superficial de las interfases
82 REED, M., JOHANSEN O., BRANDVIK P., DALING P., LEWIS A., FIOCCO R., MACKAY D. y PRENTKY R. (1999). “Oil Spill Modelling towards the Close of 20th Century: Overview of the State of the Art”. Spill Science and Technology. 5-1:3–16. 83FAY J. (1971). “Physical Processes in the Spread of Oil on the Water Surface”.American Petroleum Institute. proc. joint conf. on Preventing and Control of Oil Spills. 463-467.
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agua-aire, petróleo-agua y petróleo-aire. Se debe tener en cuenta que el modelo
no considera el crecimiento de la mancha asociado al viento, las corrientes y el
oleaje. Es así como las leyes del escurrimiento para casos unidimensionales y
bidimensionales, planteadas por Fay se resumen en la siguiente tabla:
Tabla 6. Leyes de escurrimiento para los derrames de crudo
Régimen Unidimensional Bidimensional Inercial ( ) 3
12gAtKL i ∆= ( ) 412
2 gVtKR i ∆= Viscoso
41
21
232 ⎟
⎠⎞⎜
⎝⎛∆=
−νtgAKL V
61
21
232
2 ⎟⎠⎞⎜
⎝⎛∆=
−νtgVKR V
Tensión Superficial ( ) 4
11232 −−= νρσ wt tKL ( ) 411232
2−−= νρσ wt tKR
Fuente: Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. p167.
... donde g es la aceleración de la gravedad, (m/s2); A es el volumen de petróleo,
(m3); σ es el coeficiente de escurrimiento o tensión superficial, (dyn/cm); wρ es
la densidad del agua, (kg/m3) y V es el volumen inicial del petróleo, (m3). Las
constantes iK y VK tiene un valor de 1.39, mientras que tK de 1.43; además, las
constantes de iV2 VV2 y tV2 tienen valores de 1.14, 0.98 y 1.60 respectivamente
(constantes fueron determinadas empíricamente)
Generalmente el proceso de escurrimiento de una mancha de petróleo ocurre en
tres etapas ó regímenes determinadas como régimen de gravedad-inercia, régimen
de gravedad-viscosidad, régimen de tensión superficial-viscocidad. La siguiente
ilustración describe las fuerzas que actúan sobre la mancha de petróleo.
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Ilustración 8. Fuerzas que actúan sobre la mancha de petróleo
Fuente: Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. p167.
A partir de observaciones experimentales se elaboraron correlaciones empíricas y
se calcularon coeficientes de correlación. La más relevante para el modelo se denomina Coeficiente de escurrimiento la cual es usada para determinar el
crecimiento de la mancha en cada una de las etapas y no cambia con el espesor
de la película, pues ésta depende únicamente de las características físico
químicas del petróleo remanente. El coeficiente de escurrimiento para los
regímenes unidimensional y bidimensional se determina de la siguiente forma:
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Tabla 7. Coeficiente de escurrimiento Régimen Unidimensional Bidimensional
Inercial 1.5 1.14
Viscoso 1.5 1.45
Tensión Superficial 1.3 2.30
Fuente: Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. p167.
Finalmente, Fay propone la longitud del espesor y el área final de un derrame de
crudo. El espesor final de la película no supera entre los 10-2 y 10-3 cm. Esto se
debe a que las últimas fracciones de la mancha se evaporan y los coeficientes de
escurrimiento se hacen cero debido a que la tensión superficial entre el petróleo y
el agua aumenta. El área final puede estimarse por medio de la siguiente
ecuación: 75,0510 VA −=
Ecuación 1 ... donde V es el volumen inicial del derrame, (m3).
Un año más tarde, Hoult84 (1972) determinó que los límites para los regímenes de
flujo propuestos por Fay cumplen las siguientes condiciones:
1. En el régimen gravitatorio h debe cumplir:
21
1 ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛=≥
ghcmh
ρσ
Ecuación 2 2. En el régimen viscoso h debe cumplir:
21
)(vth ≥ Ecuación 3
Modelo de Mackay (1980)85
Establece que el escurrimiento está gobernado por el balance de las fuerzas
gravitatorias y de viscosidad. Además considera un solo régimen de flujo,
comportamiento descrito por la siguiente ecuación: 84 HOULT D. (1972). “Oil Spreading on the Sea”. Annual Review Fluid Mechanics. 4:341–367. 85 MACKAY, D., BUIST I., MASCARENHAS, y PATERSONS. (1980). Oil Spill Processes and Models. Environment Canada Report EE–8.
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34
31
⎟⎠⎞
⎜⎝⎛=
AVAK
dtdA
A
Ecuación 4 ... donde A es el área cubierta por la mancha de petróleo, (m2); t es el tiempo, (s);
V es el volumen inicial del derrame, (m3) y AK es una constante considerada por
Mackay et al. (1980) como 150 en s-1.
Algunas limitaciones que presenta el modelo es no considerar los procesos de
pérdida de masa como evaporación, disolución y dispersión entre otros. Además,
sí se considera el volumen constante en la Ecuación 4 el área presenta dos órdenes
de magnitud mayores por encima de las observaciones de campo, para lo cual
Reed et. al (1988) propone que allí el volumen se mantenga constante sólo
durante los primeros días de simulación y para la estimación del área final se
debe usar el 50% del volumen inicial.
PROCESO DE EVAPORACIÓN
Durante la ocurrencia de este proceso es donde se pierde la mayor cantidad de
masa del derrame de crudo debido a las propiedades químicas de los
hidrocarburos. Según la ASCE86 (1996), en general los modelos existentes para
medir la evaporación están basados en los modelos de Mackay & Matsugu (1973)
y Stiver & Mackay (1984), donde se considera que la evaporación es una función
del área del derrame, la velocidad del viento, la presión de vapor, el espesor de la
mancha y la temperatura.87
Modelo de Stiver & Mackay (1984)88
Este modelo es la modificación del trabajo de Mackay & Matsugu (1973). En éste,
a partir de constantes experimentales se determina la fracción de hidrocarburo
evaporado, mientras que el modelo de Mackay & Matsugu (1973) plantea una
86 ASCE: American Society of Civil Engineers. 87 Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. , Op cit 54 88 STIVER, W. & MACKAY, D. (1984). “Evaporation Rate of Spills of Hydrocarbons and Petroleum Mixtures”, Environmental Science Technology, 18:834–840.
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expresión de transferencia de masa a partir de datos experimentales. Es entonces
como la ecuación planteada por Stiver & Mackay (1984) es:
)]([ 2121 FCCKKe eh
Kdtdf ++=
Ecuación 5 ...donde K1= 48.5 - 0.1147T o; K2= 4.5*10-4 T o K- 0.1921; Ke= 2.5*10-3 Uo 0.78; T o es
la temperatura ambiente, (°K); h el espesor, (m); 1C y 2C son valores
experimentales obtenidos mediante la destilación de la muestra de hidrocarburo y
f es la fracción evaporada.
Modelo de Yapa et al (1988)89
Es la versión mejorada de Mackay et al. (1980), donde expresa la evaporación
mediante la siguiente expresión:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛++⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛=
00
1lnln
1P
tCKPC
F E
Ecuación 6
...donde t es el tiempo transcurrido, (s) y C es una constante de evaporación,
definida por la siguiente ecuación: 1435.19.1158 −= APIC
Ecuación 7
... donde API es la gravedad específica del crudo y tiene la siguiente relación:
5.1315.141−=
SGAPI
Ecuación 8
.... donde SG es el valor del volumen molar típico para combustibles pétreos que
es molm3
610*200 −
Además KE es el exponente de evaporación, definido por:
0
7.00025.0RTV
AvUK E =
Ecuación 9 89 YAPA P. y Shen H. (1994). “Modeling River Oil Spills: a Review, Journal of Hydraulic Research. 32-5:765–782.
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.... donde U es la velocidad del viento, (m/s) medida a 10 metros sobre el nivel del
mar; A es el área del derrame de petróleo (m2); R la constante de los gases
ideales, T es la temperatura del crudo, (ºK) y υ es el volumen molar, (m3/mol)
definida esta última como:
610−×=ρ
PMv
Ecuación 10
... siendo PM el peso molecular del petróleo, (gr/mol) y ρ la densidad del
petróleo, (gr/cm3)
Además, 0P es la presión de vapor inicial en atmósferas a ET . ET es la
temperatura de la superficie, (°K) que se define como:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
E
oo T
TP 16.10ln
Ecuación 11
... donde 0T es la temperatura de referencia ó de ebullición del crudo en ºK
definida por: 432 0002604.003439.0565.1275.306.542 APIAPIAPIAPITo +−+−= Ecuación 12
Modelo de Fingas (1996)90 Es el modelo de evaporación más recientemente desarrollado, el cual tiene en
cuenta la caracterización de cada crudo y propone este proceso en función del
tiempo, la temperatura y el porcentaje de masa evaporada a 180°C. Fingas
(1996) encontró que algunos crudos tienen un comportamiento logarítmico
mientras que otros cuadrático, según observaciones experimentales. Por esto,
planteó las siguientes relaciones para determinar el porcentaje de masa
evaporada:
Forma logarítmica: tTDE ln)]15(045.0%154.0[% −+×=
Ecuación 13
Forma cuadrática: tTDE )]15(01.0%0254.0[% −+×=
90 FINGAS M. (1996). “ The Evaporation of Oil Spills: Prediction of Equations Using Distillation Data”. Spill Science and Technology Bulletin. 3-4:191–192.
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Ecuación 14
Donde %E es el porcentaje de masa evaporada; %D es el porcentaje de masa
evaporada a 180 °C; T es la temperatura, (°C) y t es el tiempo, (min).
PROCESO DE EMULSIFICACIÓN91 El modelo más usado para determinar la emulsificación es el usado por Mackay
et. al (1980) debido a que este presenta una correlación con la viscosidad y la
densidad, lo cual permite la modelación eficiente del fenómeno. Es entonces como
la cantidad de agua incorporada a la mancha se define como:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −+=
1
210
1)1(
OCFUK
dtdF wc
wcwc
Ecuación 15 ... donde: Fwc es la fracción de agua en aceite; Kwc es el coeficiente de
emulsificación, 2x10-6 para petróleo liviano (Mackay et al 1982, citado por Reed et
al, 1988) o 4.5 x10-6 para petróleos pesados (Cormack, 1985, citado por
Rasmussen, 1985), U10 es la velocidad del viento, (m/s); OC1 es 0.7 para petróleo
crudo liviano y combustibles pesados (Mackay et al 1982, citado por Reed et al,
1988) y 1.15 para crudos pesados (Cormack, 1985, citado por Rasmussen, 1985).
La gasolina, el queroseno y otros combustibles, como diesel livianos, no
presentan emulsificación (Reed et al 1988)
5.2 Modelos de transporte Estos modelos presentan el movimiento del crudo en el cuerpo de agua, donde el
interés principal está en determinar el flujo de masa que es transportado en el
sistema.(Wu, 1980; Yapa 1994; Findikakis, 1998)
5.2.1 Proceso de advección92 Este es el movimiento de una posición a otra asociada al flujo donde no hay
cambio en la identidad del petróleo, siendo éste el resultado de la acción del
viento y de la corriente del río. Por lo tanto la velocidad del flujo se considera
91 MACKAY, D., Buist I., Oil Spill Processes and Models. Environment. 92 ROJAS GARCÍA, Sergio. Modelación de derrames de crudo en cauces -Aplicación Río Magdalena- Bogotá, 2005.
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como la suma vectorial de éstos, consideración hecha por Stolzenbach et al.
(1977)93
ccww VVVrrr
αα += Ecuación 16
... donde wVr
es la velocidad del viento, a 10 metros de la superficie del agua; cVr
es
la velocidad media de la corriente respecto a su profundidad; wα es un factor de
empuje del viento sobre la capa de crudo derramada; cα es el factor de empuje
que mueve la capa de crudo debido a la velocidad media de la corriente del río.
Los valores promedios de las constantes wα y cα se determinaron según los
modelos de trayectoria de derrames de crudo planteados por Stolzenbach et al.
(1977) y modelos matemáticos que plantean la velocidad respecto a la
profundidad por von karman, siendo éstos 0.03 y 1.1, respectivamente.
5.2.2 Modelos de disolución y dispersión Estos dos procesos indican también transferencia de masa, pero predomina la
caracterización del derrame con el movimiento del flujo, aunque los dos modelos
son complementarios difieren entre sí. Por su parte, la disolución indica qué
cantidad del hidrocarburo se disuelve en el volumen de la columna de agua y en
los alrededores del derrame. Éste ocurre inmediatamente y tiende a perdurar
hasta que finalice el proceso de descomposición. El proceso de dispersión se debe
a la presencia de difusión turbulenta y advección por grandes velocidades. A
continuación se explican algunos modelos que describen estos procesos, y su uso
depende de los datos con los cuales se cuenten.
93 STOLZENBACH, K.D., et al (1977). A review and evaluation of Basic techniques for predicting the behaviour of surface oil slicks. Mássachusetts Institute of Technology, Cambridge, Mássachusetts.
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Modelo de disolución de Cohen et al. (1980)94
Este modelo es el que teóricamente ha sido el mejor sustentado ya que propone
el proceso de disolución en función del área superficial de la mancha, de la
siguiente manera:
∞−= eCKAdtdm
s 0 Ecuación 17
... donde K es el coeficiente de transferencia de masa, (m/hr); As el área
superficial de la mancha, (m2); 0C es la solubilidad del petróleo en agua fresca,
(gr/m3), ∝ es el exponente de decaimiento en 1/día y t el tiempo, (h).
Los valores de K, 0C y ∝fueron determinados por Yapa (1994) para los crudos
tipo ligero y pesado, los cuales se consignan en la siguiente tabla:
Tabla 8. Constantes de disolución
Tipo de Crudo Co K KCo ∞
Pesado 7.88 0.002335 0.0184 0.423
Ligero 21.3 0.041502 0.884 2.380
Fuente: Yapa P. y Shen H. (1994). “Modeling River Oil Spills: a Review, Journal of Hydraulic Research. 32-5:765–782.
Modelo de Huang (1984)95
El modelo de dispersión es propuesto de acuerdo a una constante de dispersión,
y su expresión es la siguiente:
tUNVdtdV
o2−=
Ecuación 18 ... donde N es la constante de dispersión igual a 2x10-8, V0 es el volumen inicial,
(m3); U es la velocidad del viento, (m/s) y t es el tiempo, (s)
94 COHEN Y., MACKAY D. y SHIU W. (1980). “ Mass Transfer Rates between Oil Slicks and Water”. The Canadian Journal of Chemical Engineering. 58:569–575. 95 Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua.,Op Cit 54
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Modelo de Audunson (1979) 96
Considera que la disolución y la dispersión pueden analizarse en la misma
expresión, ya que presentan pérdidas de masa diferentes a la evaporación. Esta
propuesta es citada por Reet et al (1988)
20
25.02 exp4.0U
mUdtdm t−
=
Ecuación 19
... donde m es la masa de la mancha, (ton. métricas); U es la velocidad del viento
medida a 10 m sobre el nivel del mar (m/s); t es el tiempo, (d) y 0U es una
velocidad de referencia que equivale a 8.5 m/s.
Modelos de zona muerta agregada, ADZ97
Este modelo integrado acopla una relación paramétrica en las velocidades de flujo
(velocidad media del agua) con la velocidad efectiva del transporte de soluto. Las
ventajas del modelo son tener en cuenta la presencia de zonas muertas
consideradas agregadas, pues muchas zonas de éstas tienen un solo volumen
definido y un tiempo de residencia agregado; además que con solo dos
parámetros que tiene logra ser eficiente en los resultados que presenta, por lo que
es llamado parsimonioso y estos parámetros se determinan por variables datos
hidro-geométricos, hidrológicos y datos de experimentos con trazadores.
La modelación se hace considerando98 un sistema incompletamente mezclado
donde el soluto ó contaminante sufre procesos de advección pura y dispersión
longitudinal, donde el tiempo total de viaje del soluto en el tramo está definido
por el tiempo de retraso en la llegada del soluto (proceso de advección) y un
tiempo de residencia agregado la zona de mezcla activa (proceso de dispersión),
representados en la siguiente ilustración:
96 Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua.,Op Cit 54 97 CAMACHO, Luis.A, LESS, Matthew. Modelación del transporte de solutos en ríos bajo condiciones de flujo no permanente: Un modelo conceptual integrado. Bogotá, Colombia. En: Universidad Nacional de Colombia [en línea]. (2007). [Consultado 18 de Diciembre de 2007]. Disponible en: <http://www.docentes.unal.edu.co/lacamachob/docs/MDLC_ADZ.pdf> 98 Modelación Ambiental. Isabel Raciny. Universidad de los Andes. Departamento de Ingeniería Civil y Amiental. 2007-I. Bogotá, Colombia.
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Ilustración 9. Representación del tiempo de viaje y el retraso advectivo del soluto. Modelo ADZ (Zona muerta agregada)
Fuente: Modelación del transporte de solutos en ríos bajo condiciones de flujo no permanente: Un modelo conceptual integrado.
Las expresiones matemáticas que describen dicho modelo se describen a
continuación:
srs Tt τ+=
Ecuación 20
... donde st es el tiempo medio de viaje total del soluto, rT tiempo de residencia y
sτ tiempo de retraso advectivo, los cuales además se pueden transformar en
velocidades, siendo L la longitud del tramo, sU velocidad media de flujo y
máxsU velocidad máxima de flujo.
ss t
LU =
Ecuación 21
ssmáx
LUτ
=
Ecuación 22 Entonces para condiciones de flujo permanente y sistema no completamente
mezclado para un solo tramo se define:
( )( ))(1)( TstS
tdttdS
suss
−−−
= ττ
Ecuación 23
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... donde )(tS es la concentración del soluto aguas abajo, uS concentración del
soluto aguas arriba.
Para condiciones de tiempo discreto y sistema no completamente mezclado para
un solo tramo se define como,
( ) ( )δ−+−= − kSbSakS uk 011)(
Ecuación 24
... donde )(tS es la concentración del soluto aguas abajo, )1( −kS concentración del
soluto tiempo anterior de aguas abajo, uS concentración del soluto aguas arriba,
k instante de tiempo, las variables δ retraso advectivo, 1a y 0b se definen como
sigue:
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛ ∆−
−= rtt
ea1
Ecuación 25
110 += ab
Ecuación 26
ts
∆=τδ
Ecuación 27
5.3 Modelos de cambio de propiedades del crudo99 Modelar los procesos que involucran transferencia de masa cuando el petróleo
entra en contacto con agua no es lo único que se debe evaluar, también es
importante determinar el cambio de las transformaciones de las propiedades del
crudo cuando entran en contacto con el agua. Según la literatura, tanto la
viscosidad como la densidad cambian drásticamente a medida que el petróleo
entra en contacto con el agua y modelar este cambio permite tener más
herramientas para simular procesos como de escurrimiento y dispersión.
99 Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua.,Op Cit 54
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5.3.1 Correcciones de la viscosidad La modelación de la viscosidad se puede hacer por dos métodos según el cambio
más representativo que presente la muestra de agua:
Por contenido de agua Se utiliza la ecuación propuesta por Mooney (1951) y citada por Reed et al
(1988):
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−
=wc
wco F
F65.01
5.2expµµ
Ecuación 28
... donde μo es la viscosidad inicial del petróleo y FWC es el contenido de agua.
Por evaporación Se utiliza la ecuación propuesta por Mackay et al (1980):
[ ]evapo FC *exp 2µµ =
Ecuación 29 ... donde Fevap es la fracción evaporada de la mancha, C2 varia entre 1 y 10,
según
Reed et al (1988), siendo 1 para combustibles más livianos.
Por temperatura
Se utiliza la ecuación propuesta por Guzman-Andrade (Perry y Chilton, 1973):
[ ]4.298770exp 1 −= −Ko Tµµ
Ecuación 30
... donde TK es la temperatura ambiental el °K
5.3.2 Correcciones de la densidad Éstas pueden ser estimadas a partir del proceso de emulsificación. La ecuación
propuesta por Mackay (1980) es:
( ) oevapW FF ρρρ −+= 1 Ecuación 31
... donde Fw es el contenido de agua, Fevap es la fracción de masa evaporada, ρo y
ρson las densidades del petróleo y el agua, respectivamente, (kg/m3).
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6. MODELOS BIDIMENSIONALES
La mejor ayuda para determinar el comportamiento de los derrames de crudo es
el uso de herramientas computacionales, pues éstas facilitan la solución de
sistemas complejos de ecuaciones que intentan describir dicho comportamiento.
Es por esta razón que la presente investigación compila exclusivamente modelos
bidimensionales que simulan derrames de crudo sin importar el cuerpo de agua
que modelan y la accesibilidad que presentan.
El comportamiento del petróleo en los cuerpos de agua está gobernado por varios
aspectos a resaltar. El primero, por difusión causada por las corrientes y el
viento; el segundo por el escurrimiento horizontal, las fuerzas de gravedad, la
viscosidad y la tensión superficial, y el tercero, la transferencia de masa y el
cambio de propiedades físico químicas debidas a los proceso de evaporación,
dispersión y disolución (ASCE100, 1997). El análisis de cada proceso determinará
las condiciones del derrame de crudo, por ejemplo la hidrodinámica del cuerpo de
agua, el escurrimiento, la interacción con zonas muertas logran determinar la
localización y la geometría de la mancha, mientras que la evaporación, la
disolución, la dispersión y la emulsificación logran determinar la composición y
las propiedades finales del petróleo derramado.
6.1 Modelos de simulación bidimensional Generalmente los modelos de derrames de crudos simulan los principales
procesos como evaporación, dispersión, disolución, emulsificación, evaporación y
sedimentación; otros por su parte, describen las propiedades físicas del
hidrocarburo, como densidad ó viscosidad; mientras que los más sofisticados
incluyen balances de masa basados en curvas de destilación y puntos de
ebullición (Spaulding, 1988) y para modelaciones en tiempos largos se considera
además oxidación-reducción y biodegradación.
100 ASCE: American Society of Civil Engineers.
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Los modelos que se elaboran con mayor frecuencia son los bidimensionales, pues
éstos permiten determinar de forma simple el movimiento del centroide de la
mancha sin tener en cuenta cambios hidrodinámicos. La siguiente tabla resume
modelos bidimensionales que simulan derrames de crudo para diferentes cuerpos
de agua, según dos áreas de enfoque.
Tabla 9. Modelos bidimensionales que simulan derrames de crudo Aplicación Nombre del modelo
Trayectoria de derrames - AquaDyn: Hydrodynamic simulation model for open channels
- CATS: Current analysis for Trajectory Simulations - CCHE2D: National Center of Hydro science and Engineering - GNOME - OIL MAP: Oil Spill Prediction Modelling System - OSSM: General Oil Modelling Environment - REMM: River Emergency Management Model - ROSA: River Oil Spill Analyser - R-TOT 6: Time of travel Model - TAP: Trajectory Analysis Planner - WinOil y WOSM
Procesos de Limpieza - ADIOS 2: Automated Data Inquiry for Oil Spills - IN SITU BURN CALCULADOR - SOCRÁTES: Shoreline Oil Cleanup Recovery and Treatment
Evaluation System
La mayoría de estos modelos fueron compilados en la investigación realizada por
Rojas (2005); sin embargo este proyecto los explica con información actualizada
de acceso y nuevas herramientas y además otros nuevos modelos actualmente
disponibles.
6.1.1 Modelos que describen la trayectoria de derrames
AquaDyn. Hydrodynamic Simulation Model for Open
Channels101
Desarrollado por HSE102. Este modelo permite la modelación hidrodinámica de
canales abiertos como ríos, estuarios y lagos, donde se pueden predecir los
impactos causados en el flujo de agua para diferentes condiciones (subcrítico ó
101Software: Acuadyn. En: The Scientific software group [en línea]. (2007). [Consultado 18 Octubre de 2007]. Disponible en: < http://www.ground-water-models.com/products/aquadyn_overview/aquadyn_overview.html> 102 HSE: HydroSoft Energie Inc
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supercrítico). Para la modelación el programa requiere el nivel de agua inicial, la
elevación del lecho y la velocidad y dirección del viento, además el modelo permite
ingresar datos de cualquier tipo de contaminante para que sea modelado en el
tramo de análisis, y para ello requiere la concentración de éste y la dispersión
tanto longitudinal como transversal. Con los datos digitados por el usuario el
programa genera el nivel del agua y el campo de velocidad en cada nodo para la
malla generada, además de los coeficientes de Froude y Strickler entre otros. Esto
lo hace por medio del método elementos finitos, solucionando las ecuaciones de
Sant Venant. El modelo además tiene en cuenta zonas muertas y los resultados
se presentan en formato de texto ó gráficamente. Acceso gratuito.
CATS (Current Analysis for Trajectory Simulations)103
Desarrollado por la NOOA104 y HAZMAT105, Washington. Permite generar patrones
de corrientes en océanos con complicadas topografías. Este software usa además
otros modelos como106 SAC107, DAC108, WAC109 y TAC110. SAC realiza un análi si s
aerodinámico ó patrones de las corrientes en canales ó bahías; DAC desarrolla un
diagnóstico de acuerdo a las dinámicas geotrópficas de Elkman para regiones
irregulares en la plataforma continental; WAC genera la dinámica de los vientos
que se encuentran en la superficie baja del litoral. Éste modelo además puede ser
utilizado para simular flujos de ríos conectados. TAC, el cual está aún en
desarrollo, calcula la fase y la amplitud de las mareas progresivas de las ondas,
otra herramienta que sirve para determinar la trayectoria.
CATS utiliza para la modelación elementos finitos y requiere como datos de
entrada posiciones y profundidades del derrame, coeficientes de fricción,
103 Modelación de derrames de crudo en cauces -Aplicación Río Magdalena- ., Op cit 54. 104 NOAA: National Oceanic & Atmospheric Administration. 105 HAZMAT: Hazardous Materials Response & Assessment Division. 106 Catalogue of computer programs and internet information related to responding to oil spills: En: International Maritime Organization, IMO. [en línea]. (2007). [Consultado 21 de Octubre de 2007]. Disponible en: <http://www.imo.org/includes/blastDataOnly.asp/data_id%3D2207/367.pdf> 107 SAC: Streamline Analysis of currents. 108 DAC: Diagnostic Analysis of Currents. 109 WAC: Wind Driven Analysis of Currents. 110 TAC: Tidal Analysis of currents.
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parámetros de Coriolis, corrientes y velocidades del viento. Con lo anterior, el
software genera patrones de velocidades en la corriente en forma de triángulos sí
está escalada ó interpoladas sí no lo está111. Los resultados se presentan
gráficamente ó en formato de texto. Acceso gratuito.
CCHE2D (National Center of Hydro Science and Engineering)112
Desarrollado por NCCHE113, Missisippi University. Es un modelo integrado para
ríos que determina las condiciones hidrodinámicas y el transporte de sedimentos.
Esto lo puede hacer para flujo permanente y no permanente. Por su parte, los
cambios morfológicos son calculados considerando los efectos de la pendiente del
lecho y la influencia de las corrientes secundarias en la curva del canal, mientras
que el transporte de sedimentos lo calcula teniendo en cuenta condiciones de no-
equilibrio como erosión y/ó depositación, para lo cual el modelo presenta
resultados satisfactorios. El método matemático utilizado es elementos finitos
(Wang and Hu, 1992) con las suposiciones de Boussinesq. Además, emplea tres
tipos de viscosidad: la turbulenta, la turbulenta de Hedí y la de longitud de
mezcla integrada. Los resultados se presentan gráficamente ó en formato de
texto. Acceso restringido.
GNOME (General NOAA Oil Modelling Environment)114
Desarrollado por la NOOA y HAZMAT, Washington. Estima la trayectoria del
derrame y predice cambios físicos y químicos en el tiempo con la información
proporcionada, como condiciones del viento y clima, corriente del río, patrones de
circulación y tipo de crudo. Algunas ventajas que presenta este software frente a
otros son simular cualquier escenario de manera sencilla y poder adicionar
información que no está en la base de datos. Algunas desventajas son que no
tiene en cuenta zonas muertas, trayectorias de flujo y que solo ha sido probado
111 Catalogue of computer programs and Internet information related to responding to oil spills. Op cit., 5. 112 ESCOBAR ZAPATA, Juan Carlos. Modelación hidráulica-morfológica de cauces aluviales -Aplicación al meandro del puerto del Río San José del Guaviare- Bogotá, 2004, p 304. Tesis (Magíster Ingeniería Civil). Universidad de los Andes. Facultad de Ingeniería. Departamento de Ingeniería Civil y Ambiental. 113 NCCHE: National Center for Computational Hydro science and Engineering. 114 GENOME- General NOAA Oil Modeling Environment. User s Manual.. NOAA, National Oceanic and Atmospheric Administration. January 2002
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para zonas estadounidenses. Los resultados se presentan gráficamente ó en
formato de texto. Acceso gratuito.
OIL MAP (Oil Spill Prediction Modelling System)115
Desarrollado por ASA116, USA y un consorcio de compañías extranjeras petroleras
como Exxon, Chevron y Movil Oil. Predice la trayectoria del derrame de crudo en
cuerpos de agua marinos y costeros, además permite responder a planes de
contingencia diseñados por las industrias antes mencionadas y genera también
resultados en 3D. Los datos requeridos por el software en general son de tipo
hidrodinámico y meteorológico; proporcionada esta información el software
muestra gráficamente la forma en que se acumula el crudo en las fronteras (nivel
superficial y subsuperficial), la vulnerabilidad de sitios específicos, la trayectoria
del derrame (nivel, dispersión y advección), los procesos de evaporación,
separación, emulsificación, arrastre e interacción del litoral con el petróleo
derramado, a diferencia de otros éste tiene en cuenta zonas muertas.
Para realizar la simulación utiliza el método matemático estocástico, la
probabilidad de las áreas impactadas, GIS, MapInfo y ARCVIEW sirven como
ayuda para el procesamiento de datos. Este modelo presenta de manera muy
sencilla y rápida los resultados de manera gráfica con la hidrodinámica del
derrame. Acceso gratuito.
OSSM (General Oil Modelling Environment) 117
Desarrollado por la NOOA y HAZMAT, Washington. Permite determinar el
movimiento del derrame de crudo en el agua. Esto lo hace por medio de modelos
interconectados que calculan el movimiento del petróleo y los parámetros
hidrográficos. Estos modelos generan la batimetría, las corrientes de regímenes
oceanográficos, los procesos de evaporación, emulsificación y dispersión,
advección y difusión en corrientes turbulentas, límites de error en el movimiento
115 Software: Oil Map. En: AIMS Oil Map. [en línea]. (1998). [Consultado 27 de Septiembre de 2007]. Disponible en: < http://www.aims.gov.aupagesresearchoil-mapoil-map01.html> 116 ASA: Applied Science Associated Limited. 117 Catalogue of computer programs and internet information related to responding to oil spills, 2007.
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del petróleo y la probabilidad del movimiento del petróleo. Para el cálculo de ello
el software requiere de datos del viento, corrientes, tipo de petróleo y mapa del
área. Los resultados se presentan diferenciando por colores las diferentes
concentraciones a la que se encuentra el crudo en el área de estudio. Además con
las tablas y gráficas suministradas se pueden generar balances de masa. Acceso
restringido.
REMM (Riverine Emergency Management Model)118
Elaborado por Army Corps of Engineers, USA. Diseña planes de emergencia y
contingencia del Río Misissippi, USA. Se requieren como datos de entrada
pparámetros hidráulicos como corriente, distribución de velocidades y dirección
del viento y agua, secciones transversales del río y condiciones climatológicas,
todo ello con el fin de determinar la trayectoria del derrame. Acceso restringido.
ROSA (River Oill Spill Analyzer)119
Elaborado por Zhubrin (1997). El modelo simula el proceso de transporte y de
mezcla de contaminantes en ríos de grandes longitudes. Las ecuaciones utilizadas
para la simulación son las de Saint Venant y Fay para el cálculo del área,
posición y forma de la mancha que se forma, también emplea los vectores de
velocidad generados (Yapa et al 1991). Por otra parte resuelve las ecuaciones de
transporte, donde considera los efectos de fricción relacionados con la geometría
del río, coeficientes de difusión diferenciales (en la dirección X y Y), las ecuaciones
de continuidad para el hidrocarburo superficial y el suspendido. Otros modelos
matemáticos que usa ROSA son el de Mackay (1980), Cohen (1980), Yapa (1991)
y Gundlach (1987) para la determinación de procesos de evaporación, disolución,
emulsificación, sedimentación y depositación El programa no considera
correcciones para las propiedades del petróleo. Acceso restringido bajo licencia.
118Modelación de derrames de crudo en cauces -Aplicación Río Magdalena-., Op cit 16 119 Modelado numérico de derrames de hidrocarburos en cuerpos de agua. Op cit 54
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R-TOT 6 (Time of travel of Model)120
Desarrollado por OSRADP 121 y años más tarde con algunas modificaciones por
LDEQ122. El modelo usa como datos de entrada los recolectados por el personal
de la oficina de Recursos de Agua de LDEQ, los de Geological Survey y el
departamento de transporte de Lousiana, Army Corps of Engineers de US y datos
de USL-CLIWS123. Éstos son longitud del río, concentración de la descarga, punto
de la descarga. R-TOT es un modelo que sirve para predecir el tiempo de viaje de
la sustancia que viaja en un trayecto y el tiempo en el que ésta alcanza la máxima
concentración. Su uso permite simular el derrame de crudo, predecir la duración
del derrame, diseñar planes de contingencia e investigar orígenes del derrame
desconocidos. Hasta el momento, el modelo solo ha sido aplicado para las
condiciones del Río Missisippi (zona alta), presentando resultados satisfactorios
pero cualquier modificación del programa para otros casos de aplicación es
compleja. Los resultados son entregados de manera gráfica y texto en Excel.
Acceso gratuito.
TAP (Trajectory Analysis Planner)124
Elaborado por la NOOA y HAZMAT, Washington. Este modelo está diseñado para
investigar las probabilidades de que un derrame de crudo se mueve en un área en
particular. Adicionalmente, con el uso de esta herramienta se puede anticipar el
diseño de planes de contingencia y responder a planes de emergencia. Como
datos de entrada el software requiere de un mapa que localice el área específica
de análisis, patrones históricos de corrientes y de vientos, el tipo y cantidad de
petróleo derramado, la configuración del cuerpo de agua (canales, bahías y ríos),
la batimetría y las características del litoral las cuales determina la evaporación y
120 River Time of Travel Model. En: Download R-TOT Version 6. [en línea]. [Consultado 21 de Octubre de 2007]. Disponible en: < http://www.ucs.lousiana.edu/~mgw0237/downloa.html> 121 OSRADP: The Louisiana Applied And Educational Oil Spill Research And Development Program. 122 LDEQ: State of Louisiana Department of Environmental Quality 123 USL-CLIWS: University of South western Louisiana Center for Louisiana Inland Water Studies 124 Responding to oil spills. Trajectory Analysis Planner (TAP). En: NOAA National Ocean Service. [en línea]. (1998). [Consultado 21 de Octubre de 2007]. Disponible en: <http://response.restoration.noaa.gov/topic_subtopic_entry.php?RECORD_KEY%28entry_subtopic_topic%29=entry_id,subtopic_id,topic_id&entry_id(entry_subtopic_topic)=330&subtopic_id(entry_subtopic_topic)=8&topic_id(entry_subtopic_topic)=1>
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la suspensión del petróleo derramado. Realizada la simulación, el programa
determina la localización de zonas potenciales de que ocurra el derrame, la
probabilidad de que cierta cantidad de crudo llegue a un punto determinado, el
porcentaje de petróleo que llega a zonas de interés hasta después de 3 días y los
niveles de impacto de los recursos de la zona causados por el derrame. Por otro
lado, se generan dos tipos de tablas: la primera que determina la concentración
del derrame inicial y la segunda generada luego de la simulación como la
cantidad máxima de petróleo derramado y la localización en que ésta ocurre en 6
tipos de petróleo y en 6 intervalos de tiempo. Cada zona específica tiene un TAP
determinado y este modelo ha sido desarrollado específicamente para la Bahía de
San Francisco y de San Diego, Lago de Calcasieu y Sabine en Lousiana y Texas
respectivamente, en USA y Bahía de Kaneohe en Hawai. Los resultados son
entregados de manera gráfica. Acceso Restringido.
WIN OIL y WOSM125
Desarrollado por ASA, Escocia. Este modelo predice el movimiento del petróleo en
el agua a nivel superficial y subterráneo en cuerpos de agua oceánicos. Requiere
de bases de datos ya desarrollados por Canadá, USA, Inglaterra y Australia entre
otros126, velocidad y dirección del viento, velocidad y dirección de la corriente,
propiedades del crudo derramado, mapa del área de estudio y mapa con GIS. Con
lo anterior, el software calcula la trayectoria del derrame que incluye advección,
velocidad de vientos y corrientes, la trayectoria del derrame causada por la acción
atmosférica, procesos de evaporación, dispersión, disolución, emulsificación y
sedimentación. Para determinar la probabilidad de que el petróleo golpee el área
de estudio y calcule los procesos hidrodinámicos que ocurren WIN OIL y WOSM
utiliza modelos estocásticos. Los resultados son presentados por medio de
gráficos que determinan la probabilidad en que el derrame afecta ciertas zonas de
estudio. El uso es restringido para empresas que desarrollan el programa.
125 Modelación de derrames de crudo en cauces -Aplicación Río Magdalena- ., Op cit 16 126 Catalogue of computer programs and internet information related to responding to oil spills, 2007.
MODELACIÓN BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO 20072010 EN CAUCES COLOMBIANOS - Aplicación Río Magdalena -
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6.1.2 Modelos que realizan procesos de limpieza
ÁDIOS (Automated Data Inquiry for Oil Spills)127
Elaborado por la NOAA y HAZMAT. Su objetivo es tener una base de datos
robusta para productos pétreos, lo que hace que los datos de entrada sean
mínimos. Proporcionada la información anterior, el programa genera datos como
la densidad, viscosidad, contenido de agua en el petróleo, concentración de
benceno, galones de crudo evaporados, dispersados y suspendidos.
Años más tarde, CONCAWE128 rediseñó este modelo y lo denominó ADIOS 2, el
cual en general cumple el mismo objetivo que ADIOS, pero la base de datos es
más robusta, aproximadamente 1 millón de diferentes tipos de petróleo; además,
determina cuantitativamente los cambios de propiedades físicas y químicas que
sufre el crudo en función del tiempo, incluyendo la localización, densidad,
viscosidad, punto del derrame, análisis del hidrocarburo y velocidad de escape del
petróleo. En general, ambos modelos permiten predecir el derrame hasta
después de 5 días, es aplicable en océanos y los resultados se presentan
gráficamente ó en formato de texto. Acceso gratuito.
IN SITU BURN CALCULADOR129
Desarrollado por la NOOA y HAZMAT, Washington. Este software fue creado para
proveer tiempos y longitudes estimados para derrames puntuales ó continuos.
Los datos requeridos por el programa son la aproximación de barriles
derramados, el área de estudio y la extensión que el derrame alcanza en un
tiempo determinado. Con ello el programa estima el tiempo y la longitud de la
pluma del humo causada por la quema del derrame. El uso de este software
permite seleccionar los equipos necesarios para realizar la limpieza, además de
optimizar las operaciones asignadas. Acceso restringido.
127 Modelación de derrames de crudo en cauces -Aplicación Río Magdalena- Op cit., 16 128 CONCAWE: Oil Companies European organization for environmental and health protections 129 Catalogue of computer programs and internet information related to responding to oil spills, 2007.
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SOCRATES (Shoreline Oil Cleanup Recovery and Treatment
Evaluation System)130
Elaborado por BMT131 y AEA. SOCRATES ha sido diseñado para regular a nivel
local y nacional procesos de limpieza en zonas costeras causadas por derrames
de crudo y del mismo modo para soportar planes y métodos de contingencia,
responder a operaciones de emergencia. Este software requiere de bases de datos
con derrames anteriores presentados en las zonas costeras, zonas de sensibilidad
ambiental y equipos especializados para diferentes técnicas de limpieza. El
programa permite determinar los lugares donde se deben usar las técnicas de
limpieza, metodologías que se pueden aplicar, equipos que se pueden utilizar y
costos del método. Acceso Restringido.
130 Catalogue of computer programs and internet information related to responding to oil spills, 2007. 131 BMT: Marine Information System Limited.
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7. SELECCIÓN DEL MODELO Según la información recopilada sobre modelos matemáticos y software
bidimensionales los seleccionados para trabajar en el tramo de la cuenca media
del Río Magdalena fueron: Modelo zona muerta agregada, ADZ y los software
AcuaDyn y ADIOS2. Estos permitirán determinar la velocidad de flujo, el cambio
de propiedades del crudo debido al contacto con el agua y el transporte de soluto
en el tramo de estudio. La selección del software se hizo principalmente debido a
su accesibilidad y a los resultados que estos generan ya que cumplen con los
objetivos de la presente investigación; por su parte, el modelo matemático se
utilizará con ánimo de tener un acercamiento de modelación integrada en dicho
tramo. Los tres modelos seleccionados serán explicados a continuación
detalladamente según requerimientos, ecuaciones utilizadas y condiciones
iniciales solicitadas para su modelación.
7.1 AquaDyn V. 3.1 Permite la modelación de condiciones hidrodinámicas para cuerpos de agua de
canales abiertos como ríos, lagos y estuarios. El interés principal en la utilización
de este software es debido a que su uso permite conocer la velocidad del campo
de flujo en el tiempo real del sistema ya que si se introducen las condiciones
meteorológicas e hidrodinámicas directamente, el comportamiento del petróleo
podría desaparecer en un tiempo menor al real132, generando valores erróneos sí
se pretendiera realizar la modelación integrada de derrames de crudo en cuerpos
de agua dulce.
7.1.1 Variables de flujo La solución hidrodinámica consiste en la evaluación de la variación espacio
temporal de las velocidades U , V y el nivel h del agua, específicamente: U (x, y, t) y V (x, y, t) = Componentes de velocidad (profundidad promedio)
h (x, y, t) = Profundidad instantánea
... donde x, y, t son coordenadas de espacio y tiempo.
132 Leer 1984. Tesis mexicana maestría.
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Para determinar la influencia en el flujo de las fuerzas gravitacionales, inerciales,
de fricción y de viscosidad se definen números adimensionales. Los más
comúnmente usados son Reynolds (Ecuación 24) y Froude (Ecuación 25) los cuales se
expresan de la siguiente forma:
22Re VUh += Ecuación 32
ghVUFr
22 +=
Ecuación 33 ... donde h, U y V son variables hidrodinámicas definidas, g es la fuerza de
aceleración, y gh representa la celeridad de la onda en el agua. Un incremento
en el número de Reynolds implica un decremento en las fuerzas viscosas del
flujo.
Otros parámetros que afectan el flujo y que son determinados por medio de
mediciones empíricas son el coeficiente de Manning n , de viscosidad v y de
turbulencia γ ; el primero se determina de forma empírica según el efecto de
rugosidad en función de la superficie ó el fondo del canal, la cual es la
responsable de darle resistencia al flujo natural del fluido y los otros dos son
dependientes de la energía de disipación.
7.1.2 Ecuaciones básicas Las ecuaciones que gobiernan el flujo en la modelación de AcuaDyn son las de
Saint. Venant. Éstas se obtienen a partir de las ecuaciones de Navier-Stockes, las
cuales promedian las velocidades horizontales a lo largo de la profundidad del
cuerpo de agua, y además la variable de presión es remplazada por el peso del
agua asumiendo allí la presencia de la presión hidrostática.
Las ecuaciones que gobiernan la simulación hidrodinámica de AquaDyn son:
xtt FyUv
yxUv
xhCVUgU
xHgfV
yUV
xUU
tU
=⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ −−
+++−++
112
22
Ecuación 34
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ytt FyVv
yxVv
xhCVUgV
yHgfU
yVV
xVU
tV
=⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−−⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛ −−
+++−++
112
22
Ecuación 35
0=++y
hVx
hUth
Ecuación 36
... donde H es el nivel del agua, (m); h es la profundidad de agua, (m); Z es la
elevación de fondo ó batimetría, (m); VU , son los componentes horizontales de
velocidad, (m/s); C es el coeficiente de Chézy; f es el coeficiente de Coriolis y
t es la viscosidad cinemática total.
h está dada por la siguiente relación:
ZHh −= Ecuación 37
Ilustración 10. Esquema general del flujo de agua
Fuente: AcuaDyn. Scientific Reference. http://www.scisoftware.com/environmental_software/detailed_description/aquadyn_1.pdf
El coeficiente de Coriolisis es:
)sin(2 θΩ=f
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Ecuación 38
... donde Ωes la velocidad de la rotación de la tierra, (rad/s) y θ es el ángulo de
latitud, (grados)
Del mismo modo, el coeficiente de Chézy se deriva de la ecuación de la ecuación
de Manning:
6/11 hn
C =
Ecuación 39
... donde n es el coeficiente de Manning m(1/3)s. Este coeficiente es dependiente de
las características del fondo de lecho.
La viscosidad cinemática total está definida por la suma de la viscosidad del
fluido y por la viscosidad turbulenta, la cual está controlada por el coeficiente de
turbulencia, expresado como sigue:
222
22 ⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛++⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛+⎟
⎠⎞
⎜⎝⎛+=
xV
yU
yV
xUAt
Ecuación 40
... donde Ω es la viscosidad del fluido, Ael área triangula del elemento, Ω es el
coeficiente de turbulencia. Este coeficiente le permite al modelo ser calibrado en
términos de la energía perdida observada por la contracción ó expansión del
canal y la variación del fondo de lecho.
Por otro lado, las fuerzas externas ( yx FF , ) representan la corriente del viento
sobre la superficie, expresada como:
hvuDuFx
22 +=
Ecuación 41
hvuDvFy
22 +=
Ecuación 42
... donde u y v representa la velocidad horizontal del viento, (m/s) y h la
profundidad del agua. El coeficiente de fricción es un coeficiente empírico que
depende del peso generado por sobre la superficie del agua en el cual la velocidad
del viento es medido.
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7.1.3 Condiciones Frontera AcuaDyn permite plantear diferentes tipos de condiciones en las fronteras del
caso de estudio, siendo obligatorias las siguientes condiciones para cada nodo ó
segmento:
1. Con no condiciones de “slip”: 0==VU
2. Con libres condiciones de “slip”: 0=nU . Donde nU es la componente de
velocidad normal.
3. La velocidad de descarga, el nivel de agua y la velocidad normal son
variables evaluadas en cada nodo ó a lo largo de cada sección.
4. La tercera condición de frontera toma prioridad sobre las otras tres.
5. Para reducir el tiempo en la simulación numérica se debe se hace definir
los valores de velocidad inicial y nivel de agua de todos los nodos. Sí el
flujo es constante, el estado inicial es usado como la solución de la primera
iteración, mientras que en el flujo variable la condición inicial es impuesta
pero el cálculo numérico ocurre en función del tiempo.
7.2 ADIOS2 V. 2.0 ADIOS es una herramienta de fácil acceso que permite consultar las propiedades
del petróleo crudo ó el refinado debido a la amplia biblioteca de datos que
maneja. Además es un modelo de limpieza pues determina el cambio de algunas
propiedades del crudo cuando éste entra en contacto con el agua y logra estimar
la cantidad de petróleo derramado en un periodo de tiempo, lo que finalmente
permite responder a planes de contingencia y emergencia133. Aunque este modelo
está diseñado para cuerpos de aguas marinos, puede ser modificado en los datos
de entrada para que sirva en la modelación de cuerpos de agua dulce,
presentando resultados representativos de la modelación.
7.2.1 Ecuaciones básicas
Los algoritmos matemáticos que son utilizados por ADIOS2 se pueden dividir en
tres partes; el primero relacionado con los datos del entrada que el usuario
133 Información sobre ayudas de manejo puede ser consultada en Web site: http://response.restoratio.noaa.gov ó en E-mail: [email protected]
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UNIVESIDAD DE LOS ANDES Guerrero Calderón, Yenny Carolina. 2007 88
registra como la velocidad y dirección del viento, el segundo relacionado con los
escenarios particulares que se escogen y el tercero el generado por la simulación
del software como viscosidad, densidad, dispersión, emulsificación,
sedimentación y evaporación entre otros.
Densidad: Depende de la temperatura del agua, el grado de emulsificación y
la fracción que se evapora; la expresión matemática que utiliza el programa es:
[ ])1)((11( 21 evapVWrefw fCTTCYY +−−−+= ρρρ
Ecuación 43
... donde ρ es la densidad del crudo, wρ la densidad del agua, refρ la densidad de
referencia del crudo, Y la fracción de agua emulisificada, T la temperatura del
agua, refT la temperatura de referencia, evapf la fracción de crudo evaporado, 21 ,CC
constantes empíricas dependientes del crudo.
Viscosidad: Dependiente de la temperatura del agua y se define generalmente
por la correlación de Andrade134 descrita a continuación:
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡−=⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛
122
1 11ln
TTCTη
η
Ecuación 44
... donde TC es una constante de proporcionalidad usada por ADIOS2 como
5.000°K, T es la temperatura medida en K y η la viscosidad dinámica.
Evaporación: Tiene en cuenta la tasa de evaporación y la expresión que la
describe es dependiente del volumen de crudo derramado, la fracción molar y el
volumen molar.
( ) ( )( )( )∫ ⎥
⎦
⎤⎢⎣
⎡ −=Φ 10
1001
Id
Id
XthUKtYdtt
Ecuación 45
134 Perry, R.H., D.W. Green and J. Maloney. Perry's Chemical Engineers' Handbook Sixth Edition, McGraw-Hill Inc.
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... donde ( )tΦ es la tasa de exposición a evaporación, ( )tY es la fracción de agua
que se emulsifica en función del tiempo, 0K coeficiente de transporte de masa
definido como 1 m/s, ( )th espesor de la lámina de agua en función de tiempo,
10IdX distancia del viento, 10
IdU velocidad del viento.
Dispersión: Es estimada a partir del modelo hidráulico desarrollado por
Delvigne y Sweeney135 (1988), quienes intentan explicar el número y la
distribución de las burbujas de crudo que se distribuyen en la columna de agua
debido al rompimiento de las corrientes mediante la siguiente expresión:
dispbvedisp VfDCQ =
Ecuación 46
... donde dispC es un parámetro que se determina experimentalmente, vbf es la
fracción de rompimiento de la corriente por un periodo de tiempo, dispV es el
volumen que se va moviendo por unidad de volumen del agua y eD es la
disipación de energía de la corriente por unidad de área superficial, dada por la
siguiente expresión: 2034,0rms
gHD we ρ=
Ecuación 47
... donde g es la gravedad, wρ es la densidad de agua, rswH es la altura de la base
de onda, que se define como:
0707,0 HH RSW =
Ecuación 48
... donde 0H es la altura de la onda.
Y finalmente, dispV que se define como:
∫=fin
indisp dNV δδδα 3)(
Ecuación 49
135 Delvigne, G.A. and C.E. Sweeney. 1988. Natural Dispersion of Oil. Oil & ChemicalPollution, 4:281-310.
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... donde α la frecuencia de distribución de las gotas de petróleo sobre el
volumen del crudo derramado, 3δ el volumen de las gotas y ( )δN es el número de
gotas de crudo por unidad de volumen de agua.
Emulsificación: Definida por la siguiente ecuación de Eley136 (1988):
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
máxs S
SkdtdS
1
Ecuación 50
... donde sK es la energía de la onda, S y máxS es el área entre las fases del agua y
del crudo y el área máxima entre las fases del agua y del crudo, respectivamente.
Sedimentación: El programa utiliza la fórmula propuesta por Science
Applications International (Payne et al. 1987)137:
sedoilased CCKVw
m ε3.1=
Ecuación 51
... donde sedm es la masa de crudo perdida por unidad de volumen y por unidad de
tiempo, ε es la energía de disipación en la superficie del agua, con valores típicos
observados de 0,1 erg/cm3s, wV es la viscosidad del agua, aK parámetro de
adición d partículas que depende del tipo y tamaño delas partículas. ADIOS2
utiliza 10-7m3/mg, oilC concentración de las partículas de crudo en el agua, sedC
concentración de las partículas de sedimento en el agua.
7.3.2 Condiciones de las propiedades
El programa define algunas condiciones para que éste no tenga problemas en la
simulación. Éstas son:
1. API debe estar entre 0.6≤ y 100≤ 136 Eley, D. D., M. J. Hey, and J. D. Symonds, "Emulsions of Water in Asphaltene-Containing Oils 1. Droplet Size Distribution and Emulsification Rates", Colloids and Surfaces. Vol. 32, pp. 87-101, 1988. 137 Payne,J.R., B.E. Kirstein, J.R. Clayton, C. Clary. R. Redding, D. McNabb, & G. Farmer. 1987. Integration of Suspended Particulate Matter and Oil Transportation Study. Final Report, Report to Minerals Management Service, MMS 87-0083.
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2. Densidad entre 61.0≤ y 03.1≤
3. Viscosidad entre 0< y 000.000.1≤ cSt ó Cp
4. Temperatura entre 0.2− y 50≤ °C
5. Salinidad entre 0 y 42 g/Kg
6. Sedimentación aunque se basa más en la literatura dependiendo del lugar
de estudio, con limites máximos entre 0 y 000.1 g/m3.
7. La corriente aunque no es significativa para cuerpos de agua dulce, el
modelo la considera constante en toda la simulación e indica que debe estar
entre 0 y 3 m/s.
Si en el caso que se quiere modelar presenta una velocidad mayor a 3 m/s se
debe usar la ecuación de advección de Stolzenbach et al:
ccww VVVrrr
αα +=
Ecuación 52
... donde, wVr
es la velocidad del viento (m/s) a 10 metros de la superficie del agua,
cVr
es la velocidad media de la corriente respecto a su profundidad, wα =0.03 y
cα =1.1.
La velocidad de los vientos esta entre 1≥ m/s y 35 m/s. En caso de que se quiera
especificar intervalos de incertidumbre está entre 1≥ m/s y 17 m/s.
7.3 Modelo zona muerta agregada, ADZ Los requerimientos, condiciones iniciales y ecuaciones del modelo fueron
explicadas en el capitulo 5.2.2. Sin embargo, vale la pena resaltar que el uso de
este modelo permite determinar la concentración de contaminante aguas abajo y
con ello facilitar los planes de contingencia que mejoren la calidad de los cuerpos
de agua afectados por derramamiento de crudo.
Sin embargo, el modelo asume que el contaminante afecta el cuerpo de agua en
sentido longitudinal y transversal lo que podría afectar la modelación para
derrames de crudo, pues debido a las propiedades físicas que éste tiene, forma
una lámina sobre la superficie de agua que perdura por algunos días y meses
sino es removido (procesos anteriormente descritos). Se aconseja que en el uso de
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este modelo se tome como volumen de control la lámina de agua-crudo y se
modele para unos pocos días (primeros procesos físicos) para que el transporte de
soluto a lo largo del tramo pueda ser modelado.
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8. CASO DE ESTUDIO
Con los modelos seleccionados y descritas las características del tramo de
estudio, a continuación se expondrán los procedimientos realizados y los
resultados obtenidos para determinar la velocidad de flujo, las características del
crudo derramado y la dispersión del crudo en el tramo.
La siguiente ilustración presenta la ubicación geográfica del tramo de estudio,
recopilada y organizada por Rojas (2005), donde se puede observar el tramo de
estudio del Río Magdalena para el presente proyecto.
Ilustración 11. Topografía Cuenca media del Río magdalena.
950000
952000
954000
956000
958000
960000
962000
964000
966000
968000
908000 910000 912000 914000 916000 918000 920000 922000 924000
X
Y
Tramo com pleto Variante Pte Ferrocarril Bocatoma Pte Amari llo
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8.1 Modelación en AquaDyn V 3.1 Para empezar la modelación se requiere definir los límites de la zona de estudio,
el nivel de agua inicial, la velocidad inicial en X y Y, la batimetría y el coeficiente
de Manning como obligatorios; aunque el programa también permite determinar
la velocidad de los vientos en X y Y, el coeficiente de fricción y la concentración
inicial del contaminante los cuales no serán tenido en cuenta en la presente
simulación.
8.1.1 Limites zona de estudio_(Triangular Finite Elements Mesh) El primer paso es definir los límites externos. El programa permite definir los
límites internos en caso que existan islas ó zonas muertas. Lo anterior se puede
hacer de forma manual ó importada. Para el caso de estudio se utilizó AutoCAD
el cual es una base de datos con entidades geométricas del cual se obtiene una
plantilla gráfica del tramo a ser importados a AcuaDyn, la que luego puede ser
dibujada de forma manual generando el dominio del caso de estudio. La
extensión del archivo AutoCAD que permite ser importado es .dxf Dibujados los
limites sobre esta plantilla el programa genera un archivo con extensión.msh que
es el que podrá ser trabajado y donde se encuentran definidas las coordenadas X
y Y de cada nodo para la malla generada por el programa.
El siguiente paso consiste en determinar la longitud de los elementos finitos
triangulares que el programa simulará, aunque este dato automáticamente esta
definido como 30 puede ser modificado de acuerdo con la densidad de elementos
que se quieran simular y la especificidad que se requiera. Una ayuda para esto
puede ser las pruebas de ensayo y error que se hicieron para determinar la
cantidad de nodos generados por el programa. Tomando como base una longitud
de tramo de 3600m, los resultados se presentan a continuación:
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Tabla 10. Prueba densidad elementos finitos triangulares Densidad de elementos
finitos triangulares
Cantidad de nodos
generados
30 762
60 238
100 125
1000 49
Debido a que el software utilizado en el presente proyecto es un DEMO de
AquaDyn se debió restringir la cantidad de nodos trabajados, debido a que este
genera problemas de convergencia sí se trabaja con más de 100. Además los
resultados no podrán ser manipulados lo que evita que éstos sean utilizados en
otros programas. Para el tramo de estudio que tiene una longitud de 3623,1 m se
especificó una densidad de longitud de elementos finitos triangulares de 200 lo
cual resulta en una malla de 82 nodos. La interfaz gráfica generada por el
programa es la siguiente:
Ilustración 12. Malla de elementos finitos triangulares para el tramo principal
Para los nodos de los límites se deben definir algunas condiciones físicas que
permitirán determinar el flujo deseado. Para ello se asignan valores base, los
cuales pueden ser nivel de agua, velocidad normal y tangencial, velocidad en X y
en Y iniciales, velocidad del agua cero, caudal total de descarga, concentración ó
temperatura, fuente de descarga ó fuente de concentración y flujo másico total,
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los cuales pueden ser dados con variabilidad en el tiempo. Para el caso de estudio
se definió nivel del agua en los nodos de inicio y fin, velocidad normal en todo del
tramo y concentración ó temperatura. Aunque no es obligatorio definir todas las
condiciones, por efectos de convergencia es recomendable proporcionarle al
programa la mayor información posible para que éste diseñe de la manera más
cercana a la realidad el tramo a analizar. La siguiente ilustración presenta la
interfaz gráfica generada por el software si se define la velocidad normal en el
tramo.
Ilustración 13. Condiciones físicas iniciales de la malla
Para determinar qué tanto afecta en la modelación la densidad de los elementos
triangulares, se tomó una parte del tramo principal aguas abajo, denominado tramoA y densidad de 200 la cual generó 99 nodos. De igual forma que en el
tramo principal, se determinaron las condiciones iniciales, y éstas de acuerdo a
con los valores del determinados anteriormente para esta parte del tramo.
Ilustración 14. Malla de elementos finitos triangulares para el TramoA
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8.1.2 Flujo
Definida la malla, el programa genera la coordenada X y Y para cada nodo donde
en cada uno se debe especificar el nivel inicial del agua y la velocidad inicial tanto
en X como en Y. Estos datos pueden ser ingresados manual ó copiados desde una hoja de cálculo de Excel. Tanto para el tramo principal como para el tramoA se
definieron un valor de velocidad de 0,1806 m/s y el nivel del agua según la
información compilada por Rojas (2005). La siguiente ilustración permite
observar cómo el programa genera una matriz con la coordenada del nodo y el
dato suministrado por el usuario, en este caso nivel inicial de agua, pero la matriz
se genera para todos los datos de entrada. Esta matriz es denominada Matriz
Topo que es el medio por el cual el software recibe y genera los datos asociados a
la malla definida para cada nodo. (Ilustración 15)
Además, para evitar problemas de convergencia es necesario no dejar ningún
valor de entrada como cero, pues el programa iterará n veces generando
resultados erróneos.
Ilustración 15. Ejemplo Matriz Topo. Nivel inicial de agua.
8.1.3 Fluido
El siguiente paso es definir la batimetría, el coeficiente de Manning, la velocidad y
la fricción del viento en X y Y. Para el caso de estudio se definieron solo los dos
primeros parámetros pues el viento es un parámetro casi despreciable en
corrientes. Además éste no afectará de manera relevante la modelación del patrón
que se pretende analizar en este proyecto.
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Por su parte, la batimetría que es la elevación del lecho (Ilustración 8. Esquema
general de flujo de agua) se tomó de la información compilada por Rojas (2005)
como base, pero se aproximaron algunos valores debido a que AquaDyn genera
coordenadas topográficas para cada nodo de la malla. Además, el coeficiente de
Manning se tomó como 0,032 para todos los tramos analizados. Al igual que las
condiciones iniciales, el programa genera una matriz Topo para estos valores
dados.
8.1.4 Transporte
Se pueden ingresar datos de disipación de energía y concentración inicial del
contaminante. Para el caso de estudio estos datos no se tuvieron en cuenta.
8.1.5 Calibración de simulación
Finalmente, se deben ingresar algunos datos para que el proceso iterativo genere
los valores deseados. Éstos son los de control de simulación y parámetros del
flujo. Para el primero se define la convergencia de modelación, el parámetro de
relajación, donde el óptimo es 1, la tolerancia y constantes sí el flujo es variable
(Ilustración 16 y para el segundo la gravedad, aceleración de Coriolis, viscosidad
y turbulencia entre otros (Ilustración 17)
Buenas prácticas de simulación para obtener la convergencia deseada son definir
las condiciones iniciales de la malla, no dejar datos iniciales de velocidad en cero,
la viscosidad debe estar entre 1 y 10. Es entonces de esta forma como se generan
buenos resultados de convergencia.
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Ilustración 16. Parámetros para el control de simulación
Ilustración 17. Parámetros de convergencia para el flujo
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8.2 Modelación en ADIOS2 V. 2.0 Para realizar la simulación en ADIOS2 es necesario conocer el tipo de petróleo,
las condiciones del clima, las propiedades del agua y condiciones en que el
petróleo se derramó en el tramo de estudio.
8.2.1 Tipo de petróleo Según información recolectada, en el tramo de estudio se encuentra el Oleoducto Central OCENSA el cual transporta crudo tipo Vasconia. Este tipo de crudo se
encuentra en la base del programa el cual tiene información de API, pour point138
densidad y viscosidad, la interfaz gráfica generada por el software se presenta en
la ilustración 18 y 19.
Ilustración 18. Propiedades Crudo tipo Vasconia
138 Pour Point: Temperatura más baja a la cual el crudo puede evaporarse
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Ilustración 19. Más propiedades Crudo tipo Vasconia
La base de datos de ADIOS2 sólo reporta un tipo de crudo para Colombia pero
éste permite adicionar otros tipos mediante la herramienta Oil/Product Properties_Custom oil library donde se define la información general del petróleo
como el tipo de producto, la clase, el lugar donde se encuentra, API, densidad,
viscosidad, porcentaje de destilación, adhesión, constante de emulsificación,
tensión superficial, contenido de metales y análisis porcentual de elementos que
lo constituyen (benceno, resinas, asfaltos, aromáticos entre otros). Debido a que
en Colombia éste no es el único tipo de crudo que es transportado, entonces con
información recopilada se crearon dos tipos más, es decir Cusiana y Caño Limón,
lo cual permitirá determinar qué tan importantes son las diferencias de
propiedades del crudo, especialmente API para la modelación de este cuando
entra en contacto con el agua.
Las siguientes tablas compilan las propiedades de Cusiana y Caño Limón
encontradas en la literatura.
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Tabla 11. Información general de los crudos Cusiana y Caño Limón
Información Cusiana Caño Limón Tipo de Producto Crudo CrudoClase de crudo 2 2
Nombre del campo Piedemonte
LlaneroPlanicieoriental
Localización Colombia ColombiaAPI 42,2 29,2Pour Pint (°C) 6 3Flash Point (°C)* -28 7Adhesión (g/m2) 11 34Tensión interfase agua-crudo (Dyn/cm)* 22,5 28,7Tensión interfase agua mar-crudo (Dyn/cm)* 21,2 28,9níquel (ppm) <2 3,30Vanadio (ppm) <2 12,70
Fuente: Empresa Colombiana de petróleo, ECOPETROL. Disponible en:<http://portal.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=36446&pag>
Tabla 12. Propiedades de los crudos Cusiana y Caño Limón
TEMPERAURA: 0-50°C Cusiana Caño Limón
Temp. (°C)
Densidad (g/cc)
Vis. Cin. (cSt)
Temp. (°C)
Densidad (g/cc)
Vis. Cin. (cSt)
0 0,8468 0 0,8945 15 0,8328 15 0,8817 25 0,8252 25 0,8738 30 0,68 5,00 30 40 0,77 3,00 38 1350 0,72 1,70 40 15,84
TEMPERAURA: 95-550°C Cusiana
Temp. (°C)
Destilación (% Vol)
Destilación(% Peso)
95 14,20 11,70 175 20,75 19,75 149 29,05 25,70 232 17,15 17,05 342 22,80 24,20 369 4,75 5,15 509 15,95 17,65 550 1,95 2,25
Fuente: Empresa Colombiana de petróleo, ECOPETROL. Disponible en: <http://portal.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=36446&pagID=127940>
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Tabla 13. Contenido por peso de Cusiana y Caño limón
Cusiana Caño limón Aromáticos 4,2 Polares Aromáticos Polares Asfálticos 0,35 Resinas 3Asfálticos Resinas Bencénicos Saturados Benzénicos Saturados Naftaneos_(95°C) 21,4 Sulfuro Naftaneos Sulfuro Parafinas_(95°C) 29,6 Cera Parafinas Cera 7,85
Fuente: Empresa Colombiana de petróleo, ECOPETROL. Disponible en: <http://portal.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=210&conID=36446&pagID=127940>
Al ingresar los datos anteriores en la librería de ADIOS2 éste genera la siguiente
interfaz indicando que los datos fueron aceptados.
Ilustración 20. Tipos de crudo creados en la base de datos de ADIOS2
8.2.2 Condiciones de clima
El segundo paso es determinar las corrientes, velocidad y dirección del viento en
la zona de estudio. Las corrientes pueden ser modeladas de tres formas: la
primera es por defecto, donde ADIOS2 automáticamente calcula la velocidad y la
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dirección con la información que tiene de vientos; la segunda, indicando la
distancia del viento y la tercera, conociendo la altura de la onda. Por su parte,
los vientos se pueden modelar a partir de condiciones constantes ó variables, en
este último indicando fecha (día y hora), velocidad y dirección para cada uno. La
importancia de estas dos condiciones de entrada se debe a que de ello depende la
modelación de procesos como dispersión, evaporación y emulsificación.
Auque estas condiciones de entrada exigidas por el modelo no son tan influyentes
en la modelación del comportamiento de crudo para ríos, no se descartó la
posibilidad de modelar el tramo con velocidad y dirección del viento tanto
constante como variable, para determinar que tan significativa es este efecto
sobre la remoción del crudo en la superficie del río. La información de vientos
variables se tomó de la recopilación hecha por Rojas (2005), quien con la Rosa de
Vientos de la cuenca media del Río Magdalena suministrada por el IDEAM,
específicamente en las estaciones de Río Negro, Medellín y Barrancabermeja,
generó datos del régimen para el caso de estudio. Por su parte, para los vientos
constantes se determinó el valor máximo presentado. La interfaz gráfica
presentada por ADIOS2 se presenta a continuación:
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Ilustración 21. Velocidad y dirección del viento constante
Ilustración 22. Velocidad y dirección del viento variable
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8.2.3 Propiedades del agua El tercer paso consiste en ingresar datos de temperatura, salinidad, carga de
sedimentos y corriente del agua. Las tres primeras condiciones son obligatorias
para la simulación mientras que la corriente del agua no lo es; sin embargo este
valor no debe superar los 3 m/s. Por su parte, la información requerida fue
tomada de la literatura para el caso de estudio. En caso que no se conozcan los
valores exactos del tramo el programa presenta información para diferentes tipos
de cuerpos de agua.
La información suministrada al programa para el tramo de estudio fue,
temperatura del agua 20°C, salinidad 0 g/Kg, carga de sedimentos de 200mg/L y
como se dijo anteriormente el valor de corrientes aunque es opcional este valor se
tuvo en cuenta. La siguiente ilustración muestra la interfaz gráfica generada por
el programa con estas condiciones de entrada.
Ilustración 23. Propiedades del agua cuenca media Río Magdalena
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8.2.4 Cantidad de crudo derramado Este es el último paso antes de la simulación, y se debe especificar el escenario
en el cual se presenta el derrame. Éstos pueden ser instantáneo, continuo, por
escape de volumen de un tanque y por volumen de petróleo derramado en un
área específica cerrada. Es importante tener en cuenta que el programa puede ser
modelado con integración de estas opciones en caso de que los tipos de descarga
se presenten de manera simultánea. Para la presente simulación se tomó
información de derrames ocurridos en los ríos de Machuca y Guaimalito,
pertenecientes a la cuenca media del Río Magdalena y cercanos al tramo de
estudio, organizada en la siguiente tabla:
Tabla 14. Características del derrame para caso de estudio
Característica Información
Ubicación Norte 9°35.8’
Oeste 72°58.8’
Descarga de crudo derramado 12.5 bbl / min = 0,0331 m3/s
Volumen de crudo derramado Promedio = 750 bbl
Extremo = 7500 bbl
Tiempo del derrame Promedio = 1 hora
Extremo = 10 horas
Profundidad del derrame 3 m
Para determinar la importancia que tiene el tipo de derrame sobre los cambios de
propiedades del crudo derramado en el agua, se realizó la simulación para los
casos de derrame instantáneo y continuo. El primero es usado cuando ocurre
una descarga del crudo en el agua de manera muy rápida. El tiempo aproximado
que utiliza ADIOS2 para la modelación de este escenario es de 1 hora y los
requerimientos de ingreso son la fecha y la cantidad del petróleo derramado
(Ilustración 19). Y el segundo, se usa cuando el derrame dura un tiempo
relativamente significativo y la cantidad de petróleo derramado cambia en el
tiempo, allí se debe ingresar la fecha y la duración del derrame y dependiendo de
la información que se tenga se pueden ingresar datos de la cantidad derramada
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como la velocidad en que ocurre el derrame ó el cambio en la velocidad del
derrame inicial y final (Ilustración 20)
Ilustración 24. Interfaz gráfica. Derrame instantáneo
Ilustración 25. Interfaz gráfica. Derrame continuo
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Aunque los otros dos tipos de escenarios no se usan para la simulación que se
presenta en este proyecto es importante conocer que la herramienta existe en
ADIOS2 en caso que se presente. El primero, denominado escape del volumen en
un tanque, es más complejo de simular ya que requiere de datos como la
velocidad con la cual el petróleo se derrama del tanque, el largo, ancho y alto de
éste, la cantidad del líquido ó porcentaje de volumen que ocupa en el tanque, el
tipo y área de escape (sí es en forma circular ó rectangular), la localización del
derrame ó el porcentaje de petróleo que llegó a un sitio determinado en relación al
tanque y el nivel del agua. En caso que se quisiera modelar con este escenario los
límites que tiene el modelo para hacerlo son un largo mayor a 20 X 20 x 20
metros, el porcentaje de área del agujero por donde sale el petróleo no debe
superar el 10% del área del tanque y el área del tanque mínima debe ser de 3.14
cm2. Si esto no se cumple el modelo matemático diseñado no es compatible con
la simulación. (Simecek-Beatty et.al, 1997).
El segundo, denominado volumen de petróleo derramado en área específica
cerrada, es usado para derrames que se presentan en áreas confinadas, por
ejemplo un puerto pequeño ó un derrame que se dispersa rápidamente. Los
requerimientos para su modelación son el nivel que alcanza el tanque, la
cantidad de petróleo derramado a medida que transcurre el tiempo, el área
afectada por el crudo donde los límites de la capa están entre 0,1 mm y 20 cm.
Finalmente, luego de ingresados los datos anteriormente mencionados y antes de
empezar la simulación ADIOS2 genera un resumen de datos, la siguiente
ilustración es un ejemplo para el caso de derrame instantáneo.
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Ilustración 26. Resumen datos de entrada ADIOS2
8.2.5 Procesos de limpieza
El programa ADIOS2 simula cuatro alternativas de procesos de limpieza del
crudo con significativos resultados. Éstos son rociar con dispersores químicos,
retener el petróleo derramado en la ribera del río, quemar el crudo derramado “in
situ” y recuperar de manera mecánica el crudo por medio de desnatadoras.
Aunque en el presente proyecto no se realizará esta simulación a continuación se
expondrán los requerimientos del software para que la modelación pueda hacerse
en caso que la herramienta requiera ser utilizada.
1. Dispersores químicos: Se pueden usar hasta 5 tipos diferentes, pero la
duración de operación del dispersante no debe superar las 120 horas y la lámina
de crudo sobre la superficie de agua no debe ser mayor a 1 cm para el caso de
simulación en cuencas marinas139.
139 Clayton, J., J. Payne, and J. Farlow.1993. Oil Spill Dispersants, Mechanisms of Action and Laboratory Tests . Boca Raton, Florida: CRC Press
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2. Retención del crudo en la rivera del río ó “beaching”: Debido a que ADIOS2 no
estima la trayectoria ó la cantidad de crudo retenido entonces estos valores deben
ser ingresados para determinar la coordenada en que el crudo debe ser retenido.
3. Quema del crudo derramado ó “in situ burning”: Se le debe suministrar al
programa el área en el que se desarrolla el mecanismo de quema, el espesor del
derrame y parámetros que afectan la pluma de humo como tipo de crudo,
concentración de las partículas de hollín, velocidad del viento y temperatura del
aire. Por otro lado, cuando más del 25% del crudo emulsionado esta constituido
por agua, la corriente es menor a 1,8 Km/h, las ondas del viento son mayores a
72 Km/h y el área a ser quemada es mayor que 10.000 metros, el uso de este
método es impráctico.
4. Remoción mecánica del crudo: Este mecanismo permite trabajar con cinco
operaciones de limpieza asumiendo que la remoción ocurre igual en todas las
partes del derrame.
8.3 Resultados de simulación Ingresando las condiciones anteriormente mencionadas en cada modelo y
simulando para dichos valores se obtuvieron los siguientes resultados:
8.3.1 AquaDyn
Antes de que el software presente los resultados éste genera una grafica dinámica
que determina si la simulación presenta convergencia en la iteración. La siguiente
ilustración presenta la del tramo principal.
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Ilustración 27. Resultados de convergencia. Tramo principal
El software organiza los resultados en forma de texto y grafica para cada nodo de
la malla. A continuación, se presentan los resultados obtenidos de la simulación
para el tramo principal:
Ilustración 28. Campo de flujo de velocidad en el tramo principal
La ilustración 28 representa el campo de velocidad en la cual se pude observar la
dinámica del movimiento que tiene el agua a lo largo del tramo con la trayectoria
de las líneas de corriente generadas por el modelo en cada nodo de la malla.
Las siguientes dos ilustraciones presentan el rango de velocidad de flujo que se
presenta en el tramo de estudio tanto en X como en Y.
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Ilustración 29. Velocidad en X (m/s). Tramo principal
Ilustración 30. Velocidad en Y (m/s). Tramo principal
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Se puede observar en la Ilustración 29 que el tramo de estudio presenta rangos
de velocidad de flujo entre 0,25 y 3 m/s donde se mantiene un promedio de
velocidad de 1,22 m/s a lo largo de este. Aguas arriba (Bocatoma) predominan
velocidades de 1,5 m/s y aguas abajo (Puente Ferrocarril) mayores que 2 m/s,
mientras que en el centro del tramo la velocidad de flujo disminuye notoriamente
llegando a velocidades de 0,2 m/s esto debido a la topografía del tramo.
La ilustración 30 representa la velocidad de flujo del tramo en Y los valores
máximos se encuentran en el centro del tramo con 1,86 m/s mientras que, aguas
arriba (Bocatoma) los valores son mucho menores, de 0,2 m/s. Por otro lado, los
resultados para aguas abajo (Puente Ferrocarril) del tramo se presentan con
valores negativos, lo que indicaría que el movimiento del agua en esta parte del
tramo ocurre en dirección opuesta, de arriba a abajo; la explicación de ello puede
ser debida a la significativa diferencia topográfica que ocurre en esa parte del
tramo, pero en realidad estos resultados quedan en duda, pues aunque
presentaran dirección contraria la magnitud de estos es incluso mayor a la
velocidad del campo de flujo generado para X lo cual haría considerar problemas
de convergencia ó datos erróneos de entrada.
La siguiente ilustración presenta el nivel de agua en el tramo de estudio, la cual
corrobora la dirección del campo de flujo de velocidad generado por el modelo
(Ilustración 28) además de las velocidades en X (Ilustración 29) pues al final del
tramo, el flujo adquiere mayor velocidad cuando la altura es menor en el tramo de
estudio. En general, se puede observar que la profundidad de la cuenca del río
Magdalena en esta zona de estudio varía aproximadamente de 5 a 3 metros.
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Ilustración 31. Nivel de Agua (m). Tramo principal
Los resultados obtenidos de campo de flujo y la velocidad en X para el tramoA se
presentan a continuación:
Ilustración 32. Campo de flujo de velocidad. TramoA
La ilustración 32 presenta solo una parte del tramo principal, donde se puede
observar que a mayor densidad de longitud del elemento triangular el programa
general más nodos y por lo tanto, una mejor robustez en información acerca de la
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dinámica del tramo, pues se presentan más líneas de trayectoria que describen el
flujo de la corriente.
Ilustración 33. Velocidad en X (m/s). TramoA
La Ilustración 33 presenta la velocidad de flujo en X para el tramoA que
corresponde a aguas debajo de Puente Ferrocarril, el promedio de velocidad que
se presenta en este tramo es de 1,194 m/s; aunque en comparación con los
resultados presentados del tramo completo (Ilustración24) esta zona presenta
velocidades hasta de 2 m/s la lo que indica que hay un desfase significativo en
cuanto los resultados presentados por el programa. Sin embargo, el promedio de velocidad del tramoA no es tan lejano al valor promedio de velocidad del todo el
tramo de estudio que corresponde a 1,22 m/s, lo que indica que la velocidad de
flujo para esta zona es aproximadamente de 1,2 m/s, Lo anterior, se puede sustentar en que en la simulación hecha para el tramo más pequeño (t ramoA)
hace la aproximación de elementos finitos más precisa, por lo tanto llega a ser
más exacta en sus resultados. Por lo tanto, es recomendable usar densidades
para los elementos triangulares más pequeños para obtener mayor precisión en
los resultados presentados.
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8.3.2 ADIOS2
Tomando como evidencia los resultados encontrados y las recomendaciones
realizadas en el proyecto de modelación realizado por Rojas (2005) para un tramo
del Río Magdalena, con este software se simularán solamente los cambios
internos del crudo cuando entra en contacto con el agua. Éstos son,
concentración de benceno, densidad, viscosidad y contenido de agua.
Para entender el efecto que tienen factores como las condiciones del clima, la
duración del derrame y las características físicas del crudo sobre el cambio de
propiedades de éste cuando entra en contacto con el agua, la simulación en
ADIOS2 se hizo en tres escenarios. El primero, modelando con crudo tipo
Vasconia para corrientes de vientos constantes y variables en un derrame tipo
instantáneo. El segundo, con crudo tipo Caño Limón con condiciones de vientos
constantes y derrame tipo continuo e instantáneo. El tercero, con crudo tipo
Cusiana con condiciones de vientos constantes y derrame instantáneo. Los
resultados gráficos generados por ADIOS2 para los tres escenarios de simulación
se describen a continuación.
ESCENARIO 1: Simulación con crudo tipo Vasconia
Ilustración 34. Corriente de vientos constante.
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Ilustración 35. Corriente de vientos variable.
El derrame para los dos escenarios fue simulado de tipo instantáneo, con
variabilidad en el tipo de corriente de vientos. En la ilustración 34 se puede
observar que el cambio de propiedades del crudo cuando los vientos son
constantes es permanente a diferencia del cambio que sufre el crudo cuando se
presentan vientos variables, ver ilustración 35, ya que cada día las propiedades
de éste varían dependiendo del régimen de vientos y al factor de dispersión que
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éstos generan. Es entonces como en este escenario se puede observar que en 3
días el crudo derramado es afectado por las condiciones climatológicas,
específicamente para las propiedades de viscosidad, contenido de agua y
densidad.
ESCENARO 2: Simulación con crudo tipo Caño Limón
Ilustración 36. Derrame instantáneo
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Ilustración 37. Derrame continuo
Sí se modelara un derrame continuo para una hora los resultados serían iguales
a los generados en un derrame instantáneo ya que el programa por defecto
considera la duración de este como una hora. Para la simulación de este
escenario se consideraron corrientes de vientos constantes en los dos casos y
duración del derrame continuo de 4 horas. Comparando los resultados obtenidos
que se presentan en la ilustración 36 y 37 se puede observar que cuando el
derrame se presenta por más tiempo los cambios que sufre el crudo en cuanto a
concentración de benceno y viscosidad varían notoriamente; la concentración de
benceno es casi 9 veces menor el primer día simulado para el derrame continuo
que para el derrame instantáneo y por su parte la viscosidad permanece mayor a
1000000 cSt después del primer día de modelación para el derrame instantáneo,
mientras que para el continuo permanece menor este mismo día; entre tanto las
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propiedades de contenido de agua en el crudo y densidad permanecen constantes
para los dos tipos de derrame.
ESCENARIO 3: Simulación con crudo tipo Cusiana
Ilustración 38. Corriente de vientos constante y derrame instantáneo
Este escenario permitirá compilar los resultados de los escenarios 1 y 2 debido a
que cada uno fue simulado con un tipo de crudo diferente. Estas diferentes
características del crudo permitirán determinar cómo se afectan sus propiedades
cuando entra en contacto con el agua. La de tipo de crudo se hace para corriente
de vientos constantes y tipo de derrame instantáneo porque como se mencionó
anteriormente para un cuerpo de agua dulce las corrientes de vientos no son
significativas y los derrames en general, no duran más de dos horas debido a los
planes de contingencia diseñados. Los resultados obtenidos en el escenario 1, 2 y
3 se compilan en la siguiente tabla:
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Tabla 15. Cambio de propiedades del crudo derramado de acuerdo al tipo Tipo de crudo Cusiana Caño Limón Vasconia
API 42,2 29,2 26,3
Concentración de Benceno (ppm) <9 <9 <9
Viscosidad (cSt) 100 - 5000 1x105 ~1x106 1000 -1x106
Contenido de agua (%) 50-90 90 50-90
Densidad (Kg/cu m) 810-980 990 979-990
En la Tabla 15 se puede observar que tanto la concentración del benceno como el
porcentaje de contenido en el agua del crudo derramado no es dependiente del
API del crudo. Por su parte, la densidad del crudo derramado se hace mayor
cuando el API del crudo es menor. Esto se debe a la potencia ganancia de masa
que presentan las moléculas de crudo cuando entran en contacto con el agua.
Según la simulación realizada para estos tres tipos de crudo colombianos se
puede determinar que la propiedad del crudo derramado que más se ve afectada
por el contacto con el agua es la viscosidad, la cual se hace menor para crudos
con API altos, lo que indica que el tiempo en que Éstos forman flocs140 en el agua
es menor al generado por los que tienen un mayor API, los cuales permite
mantener gotas grandes de crudo-agua en suspensión que hacen que la
resistencia al asentamiento sea mayor.
8.3.3 Modelo de zona muerta agregada, ADZ
Este modelo no se utilizó debido a que variables como velocidad de flujo media y
velocidad de flujo máxima requeridas por el modelo ADZ y generadas por el
software AcuaDyn no son representativas del caso que se quiere analizar, pues
esta velocidad no involucra el crudo, lo cual afecta notoriamente la velocidad de
flujo debido las propiedades físicas de éste; por lo tanto, sí se quisiera utilizar
este modelo matemático la velocidad de flujo debe ser recalculada involucrando el
crudo derramado sobre la superficie.
140Formación de emulsiones. En:Fundamentos de la separación aceite-agua. [en linea]. Consultado 18 de Diciembre de 2007. Disponible en : <http://catarina.pue.udlap.mx/u_dl_a/tales/documentos/leip/clemente_c_ma/capitulo5.pdf>
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Por otro lado, los parámetros de los modelos de transporte de contaminantes
deben estimarse para cada río en particular y ello se hace a partir de
experimentos con trazadores realizados bajo condiciones de flujo permanente.
Para el caso de contaminación por derrames de crudo estos experimentos se
realizan con isótopos radioactivos los cuales son de restringido manejo y
presentan altos costos para su uso.
Cabe anotar, que este modelo es significativo y preciso para determinar la
distribución y el transporte de contaminantes en ríos, pero debido a las
propiedades físicas del crudo la modelación de este se hace más compleja, por lo
tanto para modelar procesos de transporte se debe recurrir a herramientas
computacionales.
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9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Generales y particulares
En el presente proyecto se investigaron las propiedades físico-químicas del crudo,
el sistema de transporte y los tipos de crudo que son transportados en el
territorio colombiano, y además las características físicas, químicas y biológicas
que caracterizan los derrames de crudo y los controles que se tienen cuando
estos ocurren. Por otra parte, se investigaron modelos bidimensionales y
matemáticos que permitieran simular derrames de crudo en ríos, para cada uno
de ellos se establecieron ventajas, desventajas, usos, fórmulas empíricas y
teóricas. Con la anterior información se seleccionaron los modelos que debido a
su accesibilidad permitieran modelar la velocidad de flujo y las propiedades del
crudo derramado en el tramo seleccionado de la cuenca media del Río Magdalena
entre Bocatoma y Puente Ferrocarril.
Algunos factores que limitan el uso de las herramientas computacionales para
modelar derrames de crudo es que son pocos los modelos existentes. Los
existentes presentan poca accesibilidad, algunos están diseñados para lugares
específicos que no permiten ser simulados en otros tramos de estudio sin contar
que la mayoría de éstos son diseñados para cuencas marinas, por lo que su uso
en ríos puede perturbar los resultados.
Los modelos seleccionados para este proyecto fueron AquaDyn V3.1 y ADIOS2,
los cuales son comerciales y en el caso de ADIOS2 es específico para mares y
océanos, pero este logró ser utilizado en el Río Magdalena debido a que se
cambiaron algunas condiciones de entrada. Con el primero se estimó la velocidad
de flujo y con el segundo los cambios de propiedades del crudo cuando entra en
contacto con el agua; aunque la velocidad de flujo resultante no involucra el
crudo, estos dos modelos sirven como base a futuras investigaciones interesadas
en realizar una modelación integrada del comportamiento del crudo derramado
en ríos, lo que en últimas permitirá que los mecanismos de control (barreras,
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recolectores ó químicos) sean eficientes y disminuyan su afectación a
comunidades y al medio ambiente.
En su mayoría los datos utilizados en el tramo de estudio para las simulaciones
fueron tomados de Rojas (2005) quien compiló y organizó dicha información
proporcionada por el IDEAM. Sin embargo, durante la implementación de los
modelos se hicieron algunas suposiciones y simplificaciones debido a la carencia
de información, razón por la cual existe cierto grado de incertidumbre en los
resultados generados.
Al explorar los modelos seleccionados se puedo observar que AquaDyn presenta
mejor convergencia de resultados cuando la simulación se hace con la menor
densidad de los elementos finitos triangulares. Además, en mallas generadas no
tan finas la batimetría es hecha en el limite del tramo, lo cual interviene con los
resultados generados. Por otra parte, el programa no cuenta con una herramienta
que permita definir regímenes hidrológicos lo cual es importante de concebir, ya
que si se presentan cambios significativos de caudal éstos permitirán que los
procesos de transporte en ríos contaminados con crudo ú otro soluto se
comporten de manera diferente, dirigidos a facilitar procesos de limpieza natural.
Por su parte, el modelo ADIOS2 aunque genera buenos resultados para
determinar el cambio de propiedades del crudo alternando las condiciones
ambientales, el tipo y duración del derrame y tipos de crudo derramado,
presenta limitaciones al no mostrar la ubicación del tramo de estudio en que esto
ocurre. Otro factor limitante del modelo es que éste solo permite modelar hasta 5
días, entonces procesos que requieren más tiempo como biodegradación y foto-
oxidación no pueden ser simulados allí; además, para simulaciones en cuerpos
de agua dulce deben ser cuidadosamente ingresados las condiciones iniciales
pues el modelo está diseñado para zonas marinas donde factores como corrientes
y vientos son indispensables.
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Por otra parte, los resultados generados por AquaDyn y ADIOS2 no pudieron ser
calibrados, debido a que la información de campo de la zona no se encuentra
disponible.
Para evitar la dependencia de accesibilidad en modelos de software se investigó
acerca de modelos matemáticos que describieran el transporte de solutos en ríos,
el escogido fue el de Zona muerta agregada, ADZ debido a que éste presenta
eficiencia y fiabilidad en la presentación de sus resultados con los pocos
parámetros que maneja, pero éste no es eficiente para modelación de derrames de
crudo debido a que no considera sus características, factor fundamental para la
modelación de derrames.
Debido a las significativas amenazas que tienen los oleoductos del territorio
nacional queda en evidencia la necesidad de desarrollar ó usar herramientas
computacionales que simulen derrames de crudo en ríos colombianos, para que
los planes de contingencia y emergencia diseñados sean más eficientes. Las
herramientas computacionales estudiadas en el presente proyecto y los
resultados obtenidos, son un primer paso que permitirá hacer una modelación
completa y eficiente para los derrames de crudo en ríos; debido a que la
estructura del modelo consiste primero, en determinar los datos del derrame
como características del hidrocarburo, ésta generada por ADIOS2, segundo,
establecer las condiciones hidráulicas como condiciones de flujo y de velocidad,
los cuales permiten ser conocidas por AquaDyn y el último paso que consiste en
determinar los proceso que regulan el derrame como advección difusión,
disolución, evaporación, deposición en las orillas, mezcla vertical, emulsificación
y efectos biológicos queda en evidencia para futuras investigaciones.
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Recomendaciones Las condiciones de entrada son fundamentales para la modelación de derrames
de crudo, por lo tanto se recomienda documentarse bien al respecto para que los
resultados presenten fiabilidad y eficiencia.
Por otra parte, para que los modelos seleccionados logren buenos resultados de
convergencia se recomienda que el DEMO de AquaDyn no se utilice, pues éste
solo permite trabajar hasta 100 nodos lo cual es una densidad de elementos
finitos muy amplia que no promedia de manera fiable los resultados; por otro
lado, la herramienta de zonas muertas y la presencia de contaminante en el
tramo debería ser explorado para determinar la convergencia de resultados. Y que
en ADIOS2 se simulen los procesos de limpieza.
No solo los modelos seleccionados fueron explorados. El software ROSA fue
revisado ya que éste es recomendado en la literatura para realizar la modelación
integrada de derrames de crudo. Este es un modelo bidimensional para cuerpos
de agua dulce que usa ecuaciones de la aerodinámica del flujo como continuidad,
movimiento y turbulencia, además logra definir la geometría del derrame, genera
la malla para el volumen de control y simula condiciones de flujo tanto advectivo
como difusivo, determina la pérdida ó ganancia de masa y el cambio de
propiedades del crudo. Aunque un gran limitante de trabajar con este es que no
es de fácil acceso.
Sin embargo, debido a las cualidades que éste posee se estableció contacto con el Sr. Jalil Ouazzani quien es asesor técnico de ArcoFluid (Solutions eficaces en
mécanique des fluides numérique) empresa administradores del programa, quien
indicó que para acceder a este software primero se debe adicionar Phoenix
algoritmo que tiene la herramienta para que ROSA pueda ser utilizado. El costo
por acceder a este es de 1000 euros para PhD. con 3 años de licencia y 1500
euros para académico con 1 año de licencia.
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ANEXOS
Anexo 1: Información
Batimetría
Régimen de vientos
Propiedades según tipo de crudo
Anexo 2: Equipos utilizados en derrames
De contención. Barreras mecánicas
De recolección
ANEXO SIMULACIONES
Archivo AquaDyn tramo principal
Archivo AquaDyn TramoA
Archivo ADIOS2 derrame continuo
Archivo ADIOS2 derrame instantáneo
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