Silice Para La Borra.docx

OBTENCIÓN DE CRUDO A PARTIR DE RESIDUOS ACEITOSOS (BORRA) POR MEDIO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE SILICE

GISSEL AMPARO HERNÁNDEZ GARCÍA ANGY YOLIMA SALCEDO AMADO

FUNDACIÓN UNIVERSITARIA INTERNACIONAL DEL TRÓPICO AMERICANO -UNITRÓPICO FACULTAD DE INGENIERÍA PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS YOPAL, CASANARE febrero 2019

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OBTENCIÓN DE CRUDO A PARTIR DE RESIDUOS ACEITOSOS (BORRA) POR MEDIO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE SILICE.

GISSEL AMPARO HERNÁNDEZ GARCÍA ANGY YOLIMA SALCEDO AMADO

Director: NOMBRE DEL DIRECTOR DEL PROYECTO Co Director:

NOMBRE COMPLETO DEL CO-DIRECTOR

FUNDACIÓN UNIVERSITARIA INTERNACIONAL DEL TRÓPICO AMERICANO - UNITRÓPICO FACULTAD DE INGENIERÍA PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS YOPAL, CASANARE, febrero de 2019 2

Capítulo 1 1.1 Introducción

En la industria del petróleo, se denominan borras a todos aquellos residuos altamente viscosos conformados por agua, sólidos inorgánicos (arena, rocas, lodos de perforación), materia orgánica e hidrocarburos, especialmente de cadenas largas, que se sedimentan y aglomeran después de largos periodos de tiempo en zonas de proceso, extracción y transporte con velocidades reducidas. La acumulación de borras causa una reducción de la capacidad instalada de almacenamiento, así como un aumento de las pérdidas por fricción en tuberías, lo que ocasiona un gasto energético de bombeo y una reducción del caudal operativo del mismo (Carrasco & Ore, 2000). Para evitar estos problemas, el mantenimiento regular de tanques usados en almacenamiento y bombeo de crudo requiere de la extracción y posterior procesamiento de cantidades importantes de borras; en el mantenimiento de un solo tanque grande en Colombia, se generan entre 450 mil barriles y 600 mil barriles de borras, según información, empresas como Petrobras cuentan con alrededor de 300 mil toneladas de borras almacenadas según información publicada por esta empresa en sus magazines (Petrobras, 2007). Aparte de que dicho almacenamiento genera problemas operativos y financieros importantes debido a la característica de peligrosidad de estos residuos (toxicidad e inflamabilidad), en Colombia el decreto 4741 del 2005 del Ministerio de Ambiente, Vivienda, y desarrollo territorial, establece tiempos máximos de almacenamiento de

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residuos peligrosos de un año, lo cual eventualmente obliga a las compañías a realizar una importante inversión para el transporte y disposición final de estos residuos.

Los principales métodos tradicionales de disposición de borras incluyen biorremediación, incineración y tratamientos térmicos, entre otros. El uso de estos métodos involucra un costo extra importante para las empresas y adicionalmente genera cargas ambientales por contaminación del suelo y del agua (biorremediación) o del aire (incineración y tratamientos térmicos). Por tal motivo, se realiza está investigación a fin de disponer de estas borras de manera adecuada mediante la implementación de la Sílice, disminuyendo costos y mitigando impactos ambientales.

1.2 Justificación Como alternativa a la disposición final de las borras se ha sugerido el uso de metodologías tales como la biorremediación, incineración y tratamientos térmicos, entre otras, (Herrera, 2014) para recuperar el crudo que las conforma; estas metodologías tienen la ventaja de que simultáneamente reducen el volumen de borras y aumentan la producción de hidrocarburo, lo cual resulta en beneficios económicos para el productor y una reducción de la carga que debe soportar el medio ambiente. Según información obtenida en los últimos años, en Colombia se ha empezado a implementar el uso de diluyentes, los cuales reducen la viscosidad de la borra y permiten su reinyección en las líneas de transporte; dado que la viscosidad es uno de los problemas más graves de las borras, una reducción permanente en su viscosidad, contribuiría significativamente a aliviar el problema de 4

manejo de estos residuos (Suárez, 2011). Desafortunadamente, tales diluyentes se aplican sin contar, en la mayoría de los casos, con evaluación del comportamiento químico que permita garantizar la eficacia en la reducción de viscosidad, la estabilidad en el rompimiento de las aglomeraciones y la remoción de contaminantes y sólidos. Como resultado, este tipo de procedimientos de dilución no solo puede resultar en un incremento en la sedimentación y aglomeración de impurezas en la tubería y en tanques intermedios de almacenamiento aguas abajo del punto de inyección, generando nuevamente los mismos problemas de taponamiento y reducción de capacidad, sino que además de no resolver el problema generan una incremento en el tiempo de mantenimiento de los equipos mientras se comprueba su falta de efectividad comparada con el uso de alternativas tradicionales de disposición. Por lo cual, se dispone de un tratamiento a base de sílice, la cual cambia la viscosidad de algunos fluidos como los empleados en los lodos de perforación o lechada, y los lodos diseñados para la cementación (Suárez, 2011), pero que aún no ha sido probado en borras a fin de verificar su comportamiento final.

1.3 Descripción del problema En el transcurso de los años, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en su congreso realizado en Estados Unidos, comunicó que la industria petrolera en el mundo ha presentado problemas en las plantas de producción y en las tuberías por la presencia de borra, la cual se genera por sedimentación y aglomeración de crudo, solidos, sedimentos (tales como arena, rocas, lodo de perforación) y agua. Con el tiempo estas borras ocasionan obstrucción y daños en los equipos, los cuales no permiten llevar a cabo las operaciones con una mayor eficiencia lo que ocasionará que se presente una reducción 5

en la producción de hidrocarburos; es por tal razón que es necesario retirar dicho compuesto (Herrera, 2014). Dado que las borras ahora son un residuo inorgánico para la industria petrolera, es decir, es un material o compuesto que no se descomponen fácilmente, que sufre ciclos de degradación muy largos y que generan problemas a la hora de su disposición por no realizar un tratamiento adecuado, lo que da paso al deterioro del medio ambiente ya que es el mayor generador de impacto ambiental por su difícil descomposición. Por ello, se han buscado métodos físico, químicos, térmicos y de biorremediación que permitan su tratamiento con el fin de degradarlo hasta eliminarlo y así mitigar su impacto ambiental (Perdomo, 2013).

Por tal motivo, esta investigación se realizará especialmente en el Departamento de Casanare, con la colaboración de la Compañía operadora PERENCO, específicamente en el Municipio de Yopal, ya que extrae un hidrocarburo de 22 °API clasificado cómo liviano con un contenido de 0,001% ppm de sólidos, los cuales formaran la borra al terminar el proceso de separación, tratamiento, calidad y venta del crudo.

Teniendo en cuenta que en la composición de las borras una gran parte son compuestos 80% hidrocarbonados. Dicho compuesto podría ser tratado a partir de Sílice, ya que, como se mencionó anteriormente, tiene la capacidad de cambiar la viscosidad de algunos fluidos pero no se ha probado con la borra, con el objetivo de separar el residuo de los otros contaminantes y llevarlo a un tratamiento de tal forma que se pueda obtener el crudo, a fin de disponerlo hacia su facilidad, donde se aumentaría la producción del 6

petróleo y se reduciría la generación del residuo aceitoso que es la borra, mitigando impactos ambientales, reduciendo costos de operaciones en cuanto a otras metodologías y aumentando ingresos a la compañía operadora (Suárez, 2011).

1.4 Pregunta de investigación Teniendo los problemas operacionales, ambientales y económicos que resultan a partir de la generación de la borra, se dispone a realizarle un tratamiento posterior con un elemento no estudiado como lo es la Sílice, para determinar el fluido obtenido. Por consiguiente, surge la siguiente pregunta de investigación. ¿Se logrará obtener crudo a partir de los residuos aceitosos (borras) por medio de la implementación de sílice?

1.5 Objetivos

1.5.1

Objetivo General: Demostrar la eficacia de la sílice obtenida de la cascarilla del arroz, para el tratamiento de residuos aceitosos (borras) en la obtención de crudo.

1.5.2

Objetivos específicos



Identificar las propiedades físicas y químicas de la borra.



Determinar las condiciones óptimas para la implementación de la sílice.



Analizar las características físico-químicas del crudo luego de aplicar la sílice.

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1.6 Alcance de la investigación Durante el desarrollo de la investigación, se observará el alcance investigativo en el cual se enfocará, por ello, es necesario indagar un poco acerca de los tipos de alcances existentes a fin de tener una idea más clara de lo que se obtendrá a partir de ella y condicionar el método que se seguirá para obtener dichos resultados. Para Hernández, Fernández, & Baptista, (2014) existen 4 alcances en la investigación cuantitativa, los cuales son: el exploratorio que examina un tema o problema de investigación poco estudiado, del cual se tienen muchas dudas o no se ha abordado antes ; el descriptivo que describe un fenómeno especificando sus propiedades, características y rasgos importantes ; el correlacional expone la información respecto a la relación actual entre dos o más variables, que permite predecir su comportamiento futuro y, el explicativo el cual explica las casusas de relación entre variables (eventos, sucesos o fenómenos) . Dicho lo anterior, para ésta investigación se tendrá un alcance correlacional dado que éste tipo de estudio tiene como objetivo determinar la relación que tienen 2 o más variables sobre una muestra o población, cómo lo son las características del Hidrocarburo y de la sílice con respecto a la borra. Capítulo 2 2.1 Revisión de la literatura 2.1.1 Antecedente investigativos. El presente aparte pretende dar a conocer diferentes investigaciones que se han realizado durante los últimos 10 años, y que serán un referente importante en este estudio.

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2.1.1.1 Nacionales. El primer referente nacional se encuentra en el artículo presentado por Perdomo (2018) titulado (Evaluación del efecto de la bioaumentación con hongos durante la degradación de borras aceitosas de la industria petrolera), en donde se evaluó los efecto de la bioaumentación empleando hongos durante la degradación de borras aceitosas provenientes de la industria petrolera, se seleccionaron los hongos dado que toleran condiciones extremas y poseen mecanismos de crecimiento fúngico. El tratamiento fue llevado a cabo durante 1 mes y se tomaron muestras a los 0, 15 y 30 días, se implementaron 18 hongos y como resultado se obtuvo que el hongo que presentó mayor degradación de HCs presentes en las borras fue ATPH 36 con un porcentaje de degradación de ±10,52%, seguido de Ganoderma sp., y ATPH 54 con un porcentaje de degradación de 13.54% y 18,6%, respectivamente, debido a éstos resultados, se indica que la bioaumentación fue efectiva para dicho tratamiento.

El segundo referente nacional se titula (Desarrollo de un método químico para recuperación de crudo a partir de las borras generadas en los procesos de mantenimiento de tanques y tuberías en distritos de producción petroleros de Colombia) y fue realizado por Suárez (2011), el cual realiza un método químico que permite recuperar el crudo de las borras generadas en los procesos de mantenimiento de tanques y tuberías, de tal forma que pueda ser inyectado nuevamente a las líneas de bombeo, el tratamiento fue desarrollado con muestras provenientes de crudos parafínicos, nafténicos y con alto contenido de sedimentos. Se llevan a cabo dos procedimientos para el tratamiento de la borra, el primer procedimiento consiste en obtener un procedimiento químico que permite el rompimiento 9

de la emulsión con una eficiencia mayor a 95% tanto de remoción de agua como de sedimentos; el segundo procedimiento se basa en que para el caso de la formación de borras generadas por aglomeraciones de hidrocarburos, se logra hacer rompimiento de aglomeraciones, tanto en borras provenientes de crudos parafínicos, como provenientes de crudos nafténicos, hasta alcanzar a incrementar los °API de la borra hasta 11°API, con bajas concentraciones de rompedor.

El tercer referente nacional fue desarrollado por Avella & Niño (2012) en el artículo titulado (Tratamiento y recuperación de borras provenientes de actividades por explotación petrolera), los cuales presentan una alternativa para recuperar las borras, para lograr dicho objetivo, en primer lugar realizaron un análisis fisicoquímico de la borra y un análisis microbiológico de un suelo orgánico, en segundo lugar contaminaron el suelo orgánico con borra, posteriormente construyeron dos pilas de bioremediación, la pila Nº1 que se degrada naturalmente y la pila Nº 2 utiliza macronutrientes y aireación para aumentar la degradación del suelo contaminado y finalmente por medio de análisis físico-químicos, se llegó a la conclusión de que la borra se degrada más rápido con macronutrientes. Como resultados de éste tratamiento se esperaba determinar la alternativa más eficiente la borra, disminuir impactos ambientales y la inversión en costos por disposición final.

2.1.1.2 Internacionales. El primer antecedente internacional lo encontramos en el artículo llamado (Influencia de la aireación en el tratamiento biológico de borras de hidrocarburos) escrito

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por Herrera (2014) en donde se obtuvieron borras de hidrocarburos de la Refinería de Talara de PETROPERU S.A, éstas poseían una concentración de Hidrocarburos Totales de Petróleo (TPH) de 23.933 mg.Kg-1, valor que excede los 5.000 mg.Kg-1 los cuales son el Límite Máximo Permisible (LMP) de TPH en suelos (0-0.30 m) contaminado por hidrocarburos estipulado por la Dirección General de Asuntos Ambientales Mineros (DGAAM) de Ministerio de Energía y Minas (MEM). El tratamiento consistió en mezclar las borras con tierra agrícola y arena de playa no salinizada en una proporción de 1:5:1.25 (el TPH fue de 13.765 mg.Kg-1), posteriormente se le aplico un sistema de aireación de 30 y 60 rmp, durante 30 min/dia por 75 días, éste procedimiento fue llevado bajo el rango de temperatura (17-27,0 ºC), de humedad (20-30%) y pH(7,1-7,3). A los 75 días se evidenció que la mezcla poseía 628,7 mg.Kg-1 y 884,8 mg.Kg-1 en los sistemas de aireación de 60 y 30 rmp respectivamente, es decir, el tratamiento cumplía con el LMP de TPH y presentaba una degradación de TPH superior al 90%.

El segundo antecedente se encuentra en el artículo elaborado por Carrasco & Ore (2014) que se llama (Tratamiento de las borras acidas producidas en la manufactura de las bases lubricantes del tipo L.C.T. en la refinería talara, Perú) que consiste en remover el ácido sulfúrico presente en la Borra Ácida aplicando principios de transferencia de masa y de extracción. Se determinó que el ácido sulfúrico presentaba mayor solubilidad en el agua y en soluciones cáusticas. Un determinado peso de borra Ácida fue secado, molido y tamizado para obtener un tamaño de partícula uniforme de 1mm, posteriormente se somete a extracción con un volumen conocido de solvente. Para efectuar la extracción las dos fases se agitan con condiciones de 25.9 ºC de temperatura y un tiempo de contacto de la Borra 11

Ácida-solvente de 20 minutos. Luego de la extracción, se separan las fases y se determina la cantidad de ácido extraído mediante el aumento de la acidez en el solvente. El procedimiento puede repetirse, en cuyo caso se calcula la cantidad de ácido extraído total sumando las cantidades extraídas en cada etapa. El valor óptimo de operación utilizando agua dulce como solvente de extracción para una remoción del 98% se obtuvo en 6 etapas de extracción.

El tercer referente internacional se titula (Métodos utilizados para el tratamiento de las borras de tanques de almacenamiento en la industria del petróleo) y fue elaborado por Gómez & Dominguez (2016) el cual habla sobre los diferentes métodos utilizados para el tratamiento de borras, como por ejemplo técnicas físicas, químicas, térmicas y algunas combinaciones de las mismas, con el fin de determinar cuál de todas es la más económica y eficiente. En éste artículo se presenta las características, capacidad de remoción, la complejidad así también como el costo de cada técnica, posteriormente se logró llegar a la conclusión de que las técnicas más utilizadas son aquellas que corresponden a combinaciones de los métodos existentes, dado que las borras están conformadas por 3 elementos (lodo, agua e hidrocarburo), se debe implementar las técnicas particulares de cada elemento. Las técnicas tienen una capacidad de recuperación del hidrocarburo del 5090% lo que permite una reducción del residuo sólido industrial, un aumento económico para la empresa y la mitigación del impacto ambiental.

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2.1.2 Marco Legal. De manera nacional, existe una serie de artículos o decretos que se encargan de regular el manejo de residuos sólidos peligrosos en la industria petrolera, dentro de los que encontramos los siguientes: 

Artículos 267 y 268 de la Constitución Política Colombiana alusivos al medio ambiente.



Ley 99 de 1993.



Decreto 2811 de 1974: Por el cual se dicta el Código Nacional de Recursos Naturales Renovables y de Protección al Medio Ambiente.



Resolución 541 de 1994 del Ministerio del Medio Ambiente: por medio del cual se regula el cargue, descargue, transporte, almacenamiento y disposición final de Escombros, Materiales, Elementos, Concretos y Agregados Sueltos de Construcción, de Demolición, de Capa orgánica, Suelo y Subsuelo de Excavación.



Ley 253 de 1996: Por medio de la cual se aprueba el Convenio de Basilea sobre el control de los movimientos transfronterizos de los desechos peligrosos y su eliminación, hecho en Basilea el 22 de marzo de 1989.



Decreto 321 de 1999: Por el cual se adopta el Plan Nacional de Contingencia contra Derrames de Hidrocarburos, Derivados y Sustancias Nocivas.



Decreto 2309 de 1986. Min Salud: Para manejo de residuos especiales.



Decreto 1609 de 2002: Reglamenta el manejo y transporte terrestre automotor de mercancías peligrosas por carretera. 13



Resolución 1045 de 2003: Se adopta la metodología para la elaboración de los planes de gestión integral de residuos sólidos.



Decreto 1713 de 2002: Deroga parcialmente el Decreto 605/96. Gestión integral de residuos sólidos, recolección de basuras y disposición de residuos. Vigente régimen sancionatorio.



Decreto 838 de 2005. Por el cual se modifica el Decreto 1713 de 2002 sobre disposición final de residuos sólidos y se dictan otras disposiciones



Decreto 4741 de 2005: Que reglamenta parcialmente la prevención y manejo de los residuos o desechos peligrosos generados en el marco de la gestión integral.



Resolución 1362 de 2007: Por la cual se establecen los requisitos y el procedimiento para el Registro de Generadores de Residuos o Desechos Peligrosos, a que hacen referencia los artículos 27 y 28 del Decreto 4741 de 2005.



Ley 1252 de 2008: Por la cual se dictan normas prohibitivas en materia Ambiental, referentes a los residuos y desechos peligrosos y se dictan otras disposiciones.

Por otra parte, la industria petrolera también se rige por una serie de normatividad internacional que regula el manejo de residuos sólidos peligrosos en Colombia, y también busca optimizar sus procesos y mitigar los impactos ambientales.  Norma Louisiana 29B. Esta norma estadounidense es la pionera de los de las reglamentaciones dadas a todas las actividades industriales que afectan el medio

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ambiente. Específicamente en el reglamento de Louisiana en su título 43, parte XIX, orden estatal 29B.  Identificación y listado de residuos peligrosos: USEPA 40 CFR 261: Identification and listing of hazardous waste.  Normas para generadores de residuos: USEPA 40 CFR 262: Standards applicable to waste generators.  Normas para el manejo, almacenamiento, tratamiento y disposición de residuos: USEPA 40 CFR 264: Standards applicable toowners and operators of hazardous waste storage, treatment and disposal facilities.  Convenio de Basilea. Secretariat of the Basel Convention, International Environment House, Switzerland.1989 y ajustaso y enmendado en 1992.  Protocolo de Montreal para las sustancias que agotan la capa de ozono. Ozone Secretariat, United Nations Environment Programme. 1987, ajustado y enmendado en 1990, 1992,1995 y 1997 (Torres, 2014).

2.3 Referentes Conceptuales. El presente aparte pretende dar a conocer una serie de referentes fundamentales que le permitirán al lector entender con claridad los conceptos básicos necesarios para el buen entendimiento del estudio. 2.2.1 Borras: Las borras generadas en los tanques y tuberías de la industria del petróleo son residuos que se forman después de largos periodos de tiempo, por sedimentación y aglomeración de:

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

Compuestos hidrocarbonados, especialmente de cadenas más largas, presentes

en el crudo. 

Sólidos, sedimentos (rocas, arena, lodos de perforación, entre otros) y materia

orgánica, 

Agua

Como consecuencia de las aglomeraciones de los hidrocarburos, la emulsión del agua en el crudo y la retención de sedimentos en aquella; los grados API disminuyen, alcanzando valores incluso inferiores a 10 ºAPI, formándose masas densas y viscosas, difíciles de bombear, que se depositan en el fondo de los tanques, reduciendo su capacidad, o generan taponamientos en las tuberías (Carrasco M. &., 2000)

2.2.1.1 Composición de las Borras: La borra está compuesta en general por hidrocarburos parafínicos, asfaltenos, agua, compuestos de azufre, óxidos metálicos, gases disueltos y sólidos como arena y sedimentos. Como la proporción de estos componentes en las borras depende de las características del crudo de cada lugar donde ha sido extraído, las cuales a su vez dependen de los compuestos con que ha sido formado (Carrasco M. &., 2000), es importante señalar algunas generalidades respecto a los crudos (Aguirre, 2014). De acuerdo con la literatura la composición aproximada del crudo es presentada en la Tabla 1. Tabla 1.

Elemento

Porcentaje %

C

83 a 87 % 16

Composición aproximada

H

11 a 14 %

O

0a5%

S

0a6%

N

0 a 0,5 %

C. Inorgánicos

0 a 0,1 %

del crudo

Fuente: Recuperado el 15 de Marzo de 2019 de http://www.bdigital.unal.edu.co/5245/1/linamariasuarezhernandez.2011.pdf 2.2.2 Clasificación del crudo según su composición: 

Parafínicos: sus compuestos principales son hidrocarburos saturados de bajo peso

molecular, lo que permite que sean crudos muy fluidos. Tienen una densidad alrededor de 0,85 kg/L y están por encima de los 31º API. Son los crudos más apetecidos comercialmente y de mayor precio, por su facilidad de ser procesados y por la calidad de los productos obtenidos. Estos crudos producen mayores porcentajes de parafinas, naftas (solventes y gasolinas) y bases de aceites lubricantes que otros crudos. (Herrera, 2014) 

Nafténicos: sus compuestos principales son naftenos e hidrocarburos aromáticos;

tienen un mayor peso molecular que los compuestos parafínicos y una densidad 17

alrededor de 0,95 kg/L. Están entre los 10 y los 22º API, siendo muy viscosos y de coloración oscura. Generan gran cantidad de residuos en los procesos de destilación, principalmente asfalto. 

Mixtos: están formados por toda clase de hidrocarburos: parafinas, naftenos,

hidrocarburos saturados, insaturados y aromáticos, entre otros, encontrándose densidades alrededor de 0,9 kg/L y gravedades API entre los 22° y los 31º. 

Dulce: su contenido de azufre es menor de 0,5%, por lo cual requiere menor costo en su proceso de refinación para producir gasolina.



Agrio: su contenido de azufre es mayor que 1%, necesitando mayor inversión en su procesamiento para retirar este contaminante. (Carrasco & Ore, 2000)

Otra clasificación de los crudos se basa en la densidad API, la cual es una medición de densidad relativa desarrollada por error en la industria del petróleo con base en la densidad Baumé, y cuya definición (ENERGÍA, 2007) corresponde a la ecuación (1). °𝐴𝑃𝐼 =

141,5 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑅𝑒𝑙𝑎𝑡𝑖𝑣𝑎 𝐸𝑠𝑡á𝑛𝑑𝑎𝑟 (60°𝐹)

− 131,5

ecuación 1.

Donde la Densidad Relativa Estándar es el cociente entre la densidad del hidrocarburo y la del agua, ambas medidas a 60°F (15°C) La gravedad API compara la densidad del petróleo con la densidad del agua, determinando si el petróleo es más pesado (< 10° API) o más liviano (> 10° API) que aquella. A mayores valores de grados API, un crudo es más liviano 18

y por tanto se deduce que está compuesto de sustancias de baja densidad, similares a las parafinas, por lo que resulta ser de buena calidad; por el contrario, a menores valores, como el caso de las borras, el crudo resulta ser más pesado y denso (De Livianas, Plaza, & Ruggieri, 2004) . De acuerdo a los grados API el crudo se puede clasificar como se muestra en la siguiente tabla. Tabla 2. Clasificación de crudos de acuerdo a la Gravedad API.

Fuente: Recuperado el 15 de Marzo de 2019 de http://www.bdigital.unal.edu.co/5245/1/linamariasuarezhernandez.2011.pdf 2.2.3 Métodos de recuperación de crudo de las Borras. 2.2.3.1 Método de rompimiento de cadenas a través de tratamientos térmicos: Un método reconocido para recuperación de crudo de las borras corresponde al uso de tratamientos térmicos para romper las cadenas hidrocarbonadas más largas, de manera que se obtenga un crudo con mejores características en términos de ºAPI y menor viscosidad, lo que permite la separación de contaminantes, como es el caso del tratamiento térmico desarrollado por Petrobras (Petrobras, 2007). El sistema de Petrobras consiste en una serie de procesos en que los residuos son sometidos a temperaturas hasta de 700°C. Se consigue recuperar hasta el 99% del petróleo existente, en un proceso de ciclo cerrado; las altas 19

temperaturas aseguran además del rompimiento de cadenas, que la fracción sólida restante quede exenta en un 100% de hidrocarburos, siendo transformada en un elemento inerte que puede ser descartado sin perjuicios para el ambiente. Este tratamiento piloto, tiene en este momento una capacidad para procesar 500 kilos de borra de petróleo por hora y está montado dentro de un gran cilindro y sobre un camión para ser transportado hasta los diferentes pozos (Petrobras, 2007). 2.2.3.2 Otros Métodos. En algunos casos se hace uso de disolventes de baja densidad que simplemente diluyen la borra, aumentando los grados API hasta llegar a cumplir con las especificaciones necesarias para reinyectar en tubería; en otros casos se usan rompedores de aglomeraciones que reducen la viscosidad de la borra. En ninguno de los dos casos los tratamientos hacen remoción de contaminantes como arena, arcilla, sedimentos ó agua, por lo que al inyectar nuevamente las borras tratadas en las líneas de producción, pueden generar taponamientos en las tuberías. Para resolver este cuestionamiento, una de las empresas que suministran este tipo de procedimientos argumenta que, dado que el volumen de borra es muy pequeño comparado con el de crudo del campo, al inyectar la borra tratada con el disolvente junto con el crudo, los sólidos se ―diluyen‖ con el crudo, de manera el valor de BSW está dentro de las especificaciones requeridas. Este argumento no es válido porque, eventualmente, el crudo/borra llega nuevamente a otros tanques intermedios en donde los sólidos eventualmente volverán a precipitarse, por lo que lo que se hizo fue realmente desplazar el problema hacia otro lugar. En el caso de la adición de rompedores de aglomeración, puede suceder que dicha ruptura no sea estable, permitiendo que las borras nuevamente vuelvan a

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sus condiciones iniciales de viscosidad y densidad, formando nuevamente la aglomeración que se precipitará en las tuberías o en tanques de almacenamiento previos a su refinación. 2.2.4 Métodos de disposición final de Las Borras. Dentro de los métodos de disposición final más utilizados por las empresas a nivel de los distritos petroleros que participaron suministrando muestras, se encuentra el método de biorremediación. Otro método de disposición final muy común que es ofrecido a las empresas es la incineración. A continuación, se hace una breve descripción de ambos métodos de disposición final. 

Biorremediación: La biorremediación consiste en la eliminación de contaminantes usando microorganismos. Es un proceso complejo que debe tener en cuenta aspectos de la naturaleza y cantidad de contaminantes, las condiciones locales y la composición de la comunidad microbiana autóctona. El material contaminado se trata in situ (en el sitio) ó en biorreactores (Herrera, 2014).

Para el caso de los hidrocarburos, la biorremediación del suelo o ―tratamiento de tierras‖ (landtreatment ó landfarming), es el más económico. En el tratamiento de tierras se puede controlar el lugar y, hasta cierto punto, la tasa de degradación, pero necesita cierta preparación para asegurar que la escorrentía y la lixiviación no extiendan los contaminantes. Los hidrocarburos se aplican al suelo de tal forma que se consiga una concentración del 5% en los 15-20 cm superiores del suelo; por encima del 10% se inhiben los procesos de biodegradación. Estos límites de concentración se traducen en que por cada 100 mil litros de hidrocarburos se necesita una hectárea de tierra. El pH se ajusta mediante caliza entre 7 y 8. Se 21

aplican abonos que aporten Nitrógeno y Fósforo en una relación de N=200:1, P=800:1. Durante este tipo de tratamientos, hay emisión de compuestos volátiles a la atmósfera (Suárez, 2011). Sin embargo, no todos los hidrocarburos son degradados con la misma velocidad o con la misma eficiencia; los hidrocarburos aromáticos policíclicos (o PHA‘s por sus siglas en inglés), comúnmente presentes en crudos extrapesados, muy similares a las borras, usualmente son recalcitrantes, potencialmente bioacumulables y altamente carcinogénicos, lo que implica que su degradación por biorremediación no es fácil y debe hacerse con cuidado (Perdomo, 2013).



Incineración: La incineración es el método de tratamiento de los residuos más antiguo; tiene como principio la combustión controlada de los residuos, transformándolos en materiales no combustibles, inodoros, homogéneos e inertes. La incineración consiste en la oxidación exotérmica rápida de los compuestos combustibles. A través de este método se reduce el volumen de los residuos, pero se generan emisiones; los costos de capital, operación y mantenimiento son altos; requiere personal de operación calificado y requiere control de emisiones gaseosas. Las temperaturas que se manejan en los incineradores pueden estar cercanas a los 800°C. Es necesaria la inyección de oxígeno para combustión completa, para lo cual es necesario realizar análisis elementales de la composición, para estimar los requerimientos teóricos del aire y oxígeno. Dentro de los incineradores, el más usado, es el incinerador de pisos múltiple, por ser durable, de operación simple, y puede manejar cargas de cantidad y calidad variables. Otro tipo de incinerador común, es el de lecho fluidizado que es un depósito vertical cilíndrico de acero 22

revestido con material refrectario, que contiene un lecho de arena y orificios para alimentar aire para la producción y mantenimiento de combustión continua (Aguirre, 2014). 2.2.5 Sílice extraída del arroz: Según expertos del Centro Nacional de Energías Renovables, de la quema de la cáscara de arroz se obtiene un 18% de ceniza, que contiene un 92% de silicio. Quien anuncia tener a punto la tecnología para el proceso es Vallombrosa, una poco conocida empresa de Barcelona, que va a construir un complejo de energías renovables fotovoltaicas en Flix, localidad tarraconense en la ribera del Ebro, es decir, a un paso de los productores de arroz del delta del río, para quienes la cáscara es un problemático desecho. Vallombrosa anuncia que no quemará la cáscara, sino que la fundirá. Parte de la expectación por este proyecto se debe a que el nuevo proceso tecnológico resulta desconocido para otros científicos del sector de la energía solar consultados por EL PAÍS, y Vallombrosa es reticente a aportar datos concretos sobre cómo y quién ha conseguido este potencial avance tecnológico. (Perdomo, 2013)

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