Documento de tesis Modelación bidimensional de derrames de…

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



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



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.



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.



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



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



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



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



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



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



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.



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>



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)



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



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



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.



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.



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.



- 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.



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 >



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



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.



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.



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.



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



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.



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>



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.



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)



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>



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



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.



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



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



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



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.



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,



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.



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.



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 >



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>



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.



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



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.



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)



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.



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



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.



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



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.



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.




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.



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




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



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:



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.



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.



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>



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.



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.



Ilustración 8. Fuerzas que actúan sobre la mancha de petróleo


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:



Tabla 7. Coeficiente de escurrimiento Régimen Unidimensional Bidimensional

Inercial 1.5 1.14

Viscoso 1.5 1.45

Tensión Superficial 1.3 2.30


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.



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.



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.



.... 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.



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.



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.



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



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.



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



... 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



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).



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.



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



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.



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



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.



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



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>



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.



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.



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.



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.



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



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



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.



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]



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.



... 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.



... 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.



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



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.



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



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:



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,



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



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.



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.



Ilustración 16. Parámetros para el control de simulación

Ilustración 17. Parámetros de convergencia para el flujo



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



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.



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>



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



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:



Ilustración 21. Velocidad y dirección del viento constante

Ilustración 22. Velocidad y dirección del viento variable



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



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



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



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.



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



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.



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.



Ilustración 29. Velocidad en X (m/s). Tramo principal

Ilustración 30. Velocidad en Y (m/s). Tramo principal



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.



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



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.



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.



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



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



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



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:



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>



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.



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,



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.



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.



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.



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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