Especialización en Gerencia de Hidrocarburos · 2025
Evaluación técnico financiera de rompedores de emulsión para reducir el costo del tratamiento químico del crudo extrapesado
La monografía titulada "Evaluación técnico-financiera de rompedores de emulsión para reducir el costo del tratamiento químico del crudo extrapesado" analiza la optimización del proceso de deshidratación en la industria petrolera colombiana, enfocándose en reducir costos y mejorar la sostenibilidad. Los crudos pesados y extrapesados presentan propiedades físico-químicas complejas, como alta viscosidad y contenido elevado de azufre, que complican su tratamiento y elevan los costos operativos y ambientales. La dependencia de rompedores de emulsión costosos y procesos térmicos intensivos genera altos gastos energéticos y emisiones de gases de efecto invernadero. Ante esto, el estudio busca evaluar y comparar diferentes rompedores de emulsión, especialmente aquellos que puedan funcionar eficientemente a temperaturas más bajas, disminuyendo así el uso de calderas y energía. El alcance incluye pruebas de laboratorio, diseño y ejecución de pilotos en campo, y análisis técnico-financiero para identificar formulaciones químicas viables y rentables. La metodología combina caracterización de emulsiones, experimentos controlados y evaluación económica, con énfasis en la reducción de costos y emisiones. Se destaca la importancia de disminuir la dependencia de procesos térmicos, logrando una operación más ecológica y competitiva. Los resultados muestran que un rompedor alternativo, aplicado en condiciones de menor temperatura, mantiene la eficiencia en la separación de agua y sólidos, y reduce significativamente el consumo energético y los costos asociados. La implementación de estos rompedores contribuye a disminuir en más de 600 millones de pesos anuales los gastos en tratamiento y energía, además de reducir emisiones de CO₂. La investigación promueve prácticas más sostenibles, alineadas con la normativa colombiana de transición energética y estándares internacionales, fortaleciendo la innovación tecnológica en el sector petrolero y su competitividad en un contexto de mercado global cambiante.
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Contenido
- 1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMAp. 15
- 2. ALCANCEp. 16
- JUSTIFICACIÓNp. 17
- 4. OBJETIVOSp. 18
- 4.1 OBJETIVO GENERALp. 18
- OBJETIVOS ESPECÍFICOSp. 18
- 5. MARCO DE REFERENCIAp. 19
- ANTECEDENTES INVESTIGATIVOSp. 19
- PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN COLOMBIAp. 20
- CRUDOS PESADOSp. 22
- PROPIEDADES FISICOQUÍMICAS DE UN CRUDO PESADOp. 23
- MÉTODOS DE TRATAMIENTO PARA LA DESHIDRATACIÓNp. 24
- ENERGÉTICOp. 27
- QUÍMICOSp. 30
- NORMATIVA COLOMBIANA SOBRE TRANSICIÓN ENERGÉTICAp. 28
- REFLEXIÓN TEÓRICA FINALp. 28
- 6. METODOLOGÍAp. 30
- ROMPEDORES DIRECTOS A BAJA TEMPERATURAp. 31
- Metodologíap. 30
- Resultados Técnicosp. 33
- Análisis gráfico comparativop. 34
- ANÁLISIS COMPARATIVO POR TEMPERATURAp. 34
- Impacto de la Temperatura del Procesop. 38
- Análisis Técnicop. 38
- Descripción del Campo Petrolerop. 39
- CAPITULO 2 DISEÑO PRUEBA DE CAMPOp. 40
- La prueba está sujeta a las siguientes premisas de operación:p. 40
- Variables críticas monitoreadasp. 42
- Cronograma Tentativo (Documentación retrospectiva)p. 43
- Resultados de la prueba de campop. 43
- % BSW EN FISCALIZACIÓN (KARL FISCHER)p. 44
- TEMPERATURA DEL SISTEMAp. 44
- CONSUMO DIARIO DEL ROMPEDORp. 45
- ANÁLISIS TÉCNICO-FINANCIERO DE LA PRUEBA DE CAMPOp. 46
- Comparación de costos de rompedorp. 46
- Ahorro energético por salida de operación de la calderap. 47
- Costo por barril tratadop. 47
- Conclusión del análisisp. 48
- Proyección de costos y ahorro a un añop. 48
- Costo beneficiop. 49
- Discusión estratégica del valor agregado del proyectop. 50
- Proyección con un rompedor 10% más económicop. 50
- Lo que busca el cliente hoyp. 50
- Conclusión estratégicap. 51
- Sostenibilidad y reducción de huella de carbonop. 51
- 6. CONCLUSIONESp. 53
- 7. RECOMENDACIONESp. 54
- 8. BIBLIOGRAFÍAp. 55
- ANEXOSp. 59
- Tabla 1. Comparativo entre crudos pesados y livianosp. 23
- Tabla 2. Análisis de Elementos del Crudo Pesadop. 24
- Tabla 3. Metodología acorde a cada Objetivo específico / Tarea concretap. 30
- Tabla 4. Variables críticas monitoreadasp. 42
- Tabla 5. Cronograma real de ejecuciónp. 43
- Tabla 6. Comparación de costos de rompedorp. 46
- Tabla 7. Proyección de costos y ahorro a un añop. 48
- Tabla 8. Costo-Beneficio año 1p. 49
- Tabla 9. Cronogramap. 62
- Tabla 10. Presupuestop. 64
- Figura 1. Histórico reservas de gasp. 21
- Figura 2. Reposición de reservas de gasp. 21
- Figura 3. Principales países con reservas de petróleop. 22
- Figura 4. Método Tief – prueba de botellap. 33
- Figura 5. Porcentaje de agua separada a 145°Fp. 35
- Figura 6: 145°F % BSW Thiefp. 35
- Figura 7. 135°F % de agua separadap. 35
- Figura 8. 135°F % BSW Thiefp. 36
- Figura 9. 125°F % de agua separadap. 36
- Figura 10. 125 °F % Thiefp. 37
- Figura 11. 115°F % BSW Agua Separadap. 38
- Figura 12. Distribución Pozos Campop. 39
- Figura 13. Puntos de aplicación del rompedor directop. 41
- Figura 14. % BSW en fiscalización (Karl Fischer)p. 44
- Figura 15. Temperatura del sistema-p. 44
- Figura 16. Consumo diario de rompedor directop. 45
- Figura 17. Dosis de rompedor directo aplicada (ppm)p. 45
- Figura 18. Diferencia en porcentaje costo total del productop. 46
- Figura 19. Costos y ahorros anuales estimadosp. 48
- Figura 20. Costo-Beneficio año 1p. 49
- Figura 21. Reducción de emisiones de Co2e al eliminar la calderap. 51
- Figura 22. Distribución porcentual del ahorro anual (consumo real)p. 59
- Anexo A. Distribución porcentual del ahorro totalp. 59
- Anexo B. Parámetros de las pruebas de laboratoriop. 60
- Anexo C. Diseño experimental de la prueba de campop. 61
- Anexo D. Cronogramap. 62
- Anexo E. Presupuestop. 64