CONTAMINACIONES EN UN OLEODUCTO: INTERFASES.
Dr. D. Carlos Cubillo Losada.
Oilgas, ,1990
Un poliducto consiste básicamente en un sistema de tuberías colocadas a lo largo del
terreno y cuyo fin es el transporte de más de un producto petrolífero, crudo y/o sus derivados del
mismo, los cuales son impulsados por bombas situadas en una o varias instalaciones.
El transporte por este medio se realiza introduciendo sucesivamente los cargamentos de
productos en tandas o paquetes, unos a continuación de otros sin ninguna separación física
efectiva. Los productos van generalmente desde los depósitos de almacenamiento a la estación de
entrada a oleoducto por colectores individuales. Los paquetes se van introduciendo en línea uno
detrás de otro. De esta manera el último paquete que entra empuja a los que ya están en línea
delante de él haciéndolos salir por alguno de los terminales del oleoducto en servicio, en donde se
separan mediante colectores independientes reciñéndose productos puros en los correspondientes
depósitos receptores de las instalaciones de almacenamiento conectadas a los terminales del
oleoducto.
De las tres ideas que prácticamente rigen la explotación de un oleoducto: la calidad, la
cantidad y el coste del transporte, probablemente la calidad es la más importante de ellas. Es
evidente que de nada serviría sacrificar esta en aras de cualquiera de las otras dos o de ambas.
Sin embargo el sentido de calidad que se tiene en un oleoducto es bastante diferente que
el entendido por otras reas que producen, transportan, almacenan o comercializan derivados del
petróleo. Un oleoducto suele considerar que un producto petrolífero es puro a aquella mezcla de
productos procedentes del petróleo que presenta unas características dentro de unas
especificaciones pactadas para antes y después de su transporte. Esto es debido sin duda, a que
esta actividad a diferencia de las demás es, en un sentido interno, contaminante. Es decir, que
produce inevitablemente unas mezclas que generalmente presentan unas características fuera de
las especificaciones fijadas para los productos después de su transporte como consecuencia de su
forma de transportar secuencialmente productos totalmente miscibles entre sí.
Por lo general, un oleoducto acostumbra expedir a las instalaciones conectadas a sus
terminales productos dentro de las especificaciones de salida acordadas con los clientes por lo que
es corriente separar estas contaminaciones en depósitos destinados a contener estos productos
para su posterior tratamiento y recuperación, eliminación o reenvío a una refinería.
Sin intención alguna de magnificar este hecho, la acumulación de estas contaminaciones
en estos depósitos podría dar lugar en un caso límite a un bloqueo de la operatividad del oleoducto
o a perjudicar gravemente la calidad de los productos transportados.
Por otra parte, aunque el grado de contaminación no es considerable, ya que representa
un bajo porcentaje con respecto a las cantidades bombeadas, este tema tiene una gran
significación económica ya que existe una transformación de productos clasificados como puros en
contaminados, y estos, dependiendo del destino que se les dé, en otros puros produciéndose una
ganancia o pérdida en los valores de los productos. El balance económico final puede alcanzar en
uno o otro sentido magnitudes superiores que las gastadas en energía destinada al bombeo.
Estas contaminaciones proceden en su mayoría de las interfases formadas en la línea, y
en una menor proporción de purgas, derrames, vaciados de líneas, recuperación de "pigs",
rascadores, esferas, etc. . En la figura 1 se representa esquemáticamente un oleoducto, en el cual
se indica las fuentes de contaminados más corrientes.
INTERFASES.
Como hemos indicado anteriormente, los productos se introducen unos a continuación de
los otros sin que medie separación física efectiva. Este hecho da a lugar lo que se conoce en el
lenguaje de oleoducto como interfases, las cuales consisten en mezclas que se producen entre los
extremos de los distintos paquetes que se bombean y en consecuencia, se tratan generalmente de
productos que presentan unas características diferentes a las que poseían sus progenitores.
Estas interfases líquido-líquido comienzan a crearse desde el momento en que se ponen
en contacto en cabecera del oleoducto, continuando la difusión molecular y turbulenta a lo largo del
mismo hasta la recepción de la mezcla en un terminal. Estas interfases siempre están formadas
por la cola de un producto y la cabeza del producto que les sigue.
TAMAÑO DE LAS INTERFASES.
El tamaño de una interfase parece depender principalmente de la velocidad de difusión
molecular entre los productos puestos en contacto por lo que, de acuerdo con la Ley de Fick, su
crecimiento está básicamente relacionado con:
- El tiempo durante el cual los productos están en contacto,
- La superficie de contacto (sección de la tubería),
- La diferente naturaleza de los productos en contacto (densidad y
viscosidad) y,
- La distancia de separación entre los productos.
El resultado es que cuanto mayor es el tiempo en que los productos están en contacto,
mayor sea la superficie de contacto y mayor sea la diferencia entre las características de los
productos mayor ser el tamaño de una interfase. Sin embargo, según el tiempo transcurre la
velocidad de difusión disminuye como consecuencia de que aumenta la distancia de separación
entre los productos por lo que, a pesar de que el crecimiento de la interfase continúa, este ya no es
tan rápido como en su inicio.
Todo esto está bastante de acuerdo con la realidad como puede observarse en las figuras
2 y 3 en las que hemos representado el tamaño de diferentes interfases frente el tiempo
transcurrido desde su formación:
Si elegimos cualquiera de las curvas se observa que el tamaño de la interfase crece con el
tiempo, si bien la velocidad de crecimiento disminuye con el tiempo. En los primeros momentos las
interfases evolucionan muy deprisa hasta que, más tarde su crecimiento se hace más lento.
Ahora bien, si comparamos el crecimiento entre dos interfases que se han desarrollado en
tuberías de diferente diámetro, resulta, como ya se ha indicado, que la de mayor tamaño es la que
ha evolucionado en la línea de mayor diámetro (figura 2).
Por último, si relacionamos los tamaños de dos interfases producidas en una tubería de
igual sección en las que se diferencian únicamente en los productos que la forman se ve que la
que muestran una mayor diferencia entre las densidades su tamaño es mayor (figura 3).
Tradicionalmente se viene considerando que algunas condiciones operacionales
intervienen en el desarrollo de las interfases, aunque en nuestro criterio, algunas de ellas no dejan
de ser expresiones distintas de los factores anteriormente enunciados. Así, como la disminución de
la presión del sistema de bombeo hasta el punto de que la piezométrica corte en algún lugar el
perfil del terreno o la ampliación del número de paradas los cuales pueden considerarse como un
aumento anormal de la superficie o del tiempo de contacto entre los productos, respectivamente.
Cuantitativamente, existen fórmulas relativamente complejas, como las de
Taylor, Spenister, Paul Lefévre, que permiten el cálculo teórico de la longitud de una interfase. Sin
embargo en la explotación normal de un oleoducto, las condiciones de funcionamiento se alejan
bastante de la idealidad requerida de los modelos matemáticos mencionados y en consecuencia,
las desviaciones entre los resultados obtenidos por cálculo y la realidad son significativas. Por ello,
se suelen emplear fórmulas empíricas simplificadas que permiten predecir con aproximación
aceptable el volumen de la mezcla o longitud de la interfase en un terminal. Las fórmulas (I) y (II)
más utilizadas presentan las estructuras siguientes:
x = a tb (I)
x = a ebt (II)
en donde:
x es la longitud de la interfase, en metros
t, el tiempo transcurrido en horas desde la formación de la interfase hasta su medición y,
a y b, constantes que dependen de la naturaleza de los productos que forman la interfase,
de las características del sistema de bombeo y del tamaño inicial de la interfase.
Partiendo de estas fórmulas se han establecido otras más o menos prácticas adaptadas a
la forma usual de funcionamiento de los sistemas que las han adoptado, como las empleadas en
sus oleoductos por la PLANTATION PIPELINE Co. para interfases formadas entre gasolinas-
gasolinas de diferente octanaje o composición (III) y para otras mezclas (IV) y por TRAPIL (V).
x = 0,99 L0,482 (III)
x = 1,10 L0,592 (IV)
V = c D2L0,5 (V)
siendo x es la longitud de la interfase, en metros V, el volumen de la interfase, en m3, L, la
longitud de la conducción, en metros, D, el diámetro de la tubería, y c, una constante.
CONTROL DE LAS INTERFASES.
En base a todo esto y con el fin de controlar el tamaño de las interfases que se desarrollan
en un oleoducto así como, el volumen total de las contaminaciones segregadas se han extraído las
siguientes consideraciones en la explotación de un oleoducto:
1) Basadas en el tiempo de contacto entre los productos:
- Tener el menor tiempo posible en línea más de un producto. Esto sugeriría
efectuar el bombeo al máximo caudal posible sin embargo, este modo de operar
compite con los costes de energía y con la capacidad de recepción o de
almacenamiento de las instalaciones conectadas al oleoducto, las cuales no
están proyectadas para recibir grandes volúmenes en un espacio de tiempo
pequeño sino que por el contrario, por razones financieras desearían aún que
las entregas fueran pequeñas y continuas lo que les permitiría una disminución
de capacidades y sobretodo, de stocks.
- Intentar que exista un único producto en línea cuando se realicen paradas
prolongadas del bombeo.
2) Relacionadas con la formación de la interfase:
- Generar la mínima interfase inicial. Esto se puede conseguir reduciendo al
mínimo posible el caudal de bombeo a la hora de efectuar el cambio de
producto en la instalación cabecera. Se conoce normalmente como cambio de
producto a una operación del oleoducto por la cual, sin parar el bombeo, se
introduce un nuevo producto dejando de bombear el que estaba en curso. Esta
operación corrientemente se realiza abriendo la válvula del colector del
producto al que se cambia cerrándose a continuación la del producto que se
estaba bombeando. El tamaño inicial de la interfase depende pues, del caudal
al que se bombea en ese momento, tiempo de apertura y cierre de válvulas
implicadas en el cambio de productos y del tiempo de desfase entre la apertura
y el cierre de válvulas. Normalmente, estos tiempos están determinados por los
tipos de actuadores de válvula que se tienen instalados por lo que el único
medio de reducir el tamaño inicial de la interfase es operar sobre el caudal de
bombeo.
3) En función de las características de los productos que generan la interfase:
- Programar los batchings de bombeo de forma que las especificaciones entre
los dos paquetes que prevé que se pondrán en contacto sean las menores
posibles.
- Seleccionar antes de efectuar un cambio de producto los depósitos de
almacenamiento a la cabecera del oleoducto de los que se van a continuar el
bombeo de manera que la diferencia entre las características de los productos
contenidos y las del que se esta bombeando sean lo más próxima del rango
mínimo de detección de la característica que se utiliza para determinar la
interfase.
- Disminuir la sección del colector de entrada. Esta modificación en el diseño del
colector de entrada, además de reducir adicionalmente el tamaño inicial de la
interfase, produce una mayor homogeneización de la misma por lo cual, se
podría decir que genera un buffer (pequeño paquete) de un producto de
características intermedias entre los paquetes que van en cabeza y cola por lo
que se reduce la velocidad de difusión en la primera etapa de la creación de la
interfase como consecuencia de la menor diferencia entre la naturaleza de los
productos puros introducidos en línea con la interfase.
4) Basadas en la superficie de contacto entre los productos:
- Disminuir la superficie de contacto entre los paquetes mediante la utilización
de esferas de separación. Sin embargo, el coste de esta técnica, que se
compone de un conjunto de operaciones como introducción, lanzamiento,
seguimiento, recepción, extracción de esferas, reposición al lugar de
lanzamiento y renovación de las deterioradas, suele ser bastante costoso por
lo que generalmente no suele compensar salvo en oleoductos de gran
diámetro y sin instalaciones intermedias de bombeo.
- Mantener las contrapresiones suficientemente para que no existan ruptura de
la vena de fluido.
5) En cuanto al volumen total de las contaminaciones por interfase:
- Generar el menor número de interfases en línea desarrollando una política de
aprovisionamientos eficaz y una planificación efectiva del transporte por
oleoducto.
- En lo posible cortar las interfases en el terminal más lejano, ya que la
extracción de una interfase de la línea genera consecuentemente otra y, en
suma el volumen total de la contaminación sería mayor que el se habría
obtenido si se hubiese recibido una sola interfase dada la r pida evolución que
presentan estas en su primera etapa de desarrollo.
Se conoce con el nombre de corte de una interfase limpia a una operación del oleoducto
por la cual se separa los productos puros, situados en cabeza y cola de una interfase sin parar el
bombeo. Para ello, cuando las características del producto puro que precede a la interfase
empiezan a modificarse (primera indicación del comienzo de la interfase) se abre la válvula del
colector que va a un depósito de contaminados cerrándose a continuación la válvula del producto
puro que se estaba expidiendo a la instalación conectada al terminal. La separación del producto
que situado a la cola de la interfase se comienza cuando las características del producto puro que
se analizan presentan estabilidad, entonces se apertura la válvula del colector de este producto
cerrándose a continuación la del colector del contaminado. Existen otros cortes de interfase algo
más complejos en los cuales la interfase puede enviarse a más un tanque de contaminados
segmentándose así la contaminación en calidades diferentes y más selectivas. También se
realizan cortes de interfase en las que no se segrega la contaminación de la línea sino que se
absorbe en uno de los productos puros o entre ambos. En la figura 4 se indican los diferentes
cortes señalados.
Es fácil de comprender que para que este tipo de operación se haga de forma precisa es
necesario aminorar la velocidad con que se recibe para ello, se suele disminuir el caudal de
bombeo antes de alcanzar la interfase el terminal aumentando la contrapresión en el mismo o
reduciendo el número de grupos de bombeo en utilización.
El corte de una interfase en un terminal trae además consigo un cambio de productos y por
tanto, obliga a preparar circuitos y depósitos receptores, etc. con antelación suficiente. Por ello, se
determina previamente cuando se va a recibir una interfase en un terminal por lo que se suele
tener localizados todos los frentes de las interfases que existen en la línea. El posicionamiento de
cada una de ellas se realiza conociendo los volúmenes introducidos y extraídos del sistema desde
su formación. La previsión de la llegada de una de estas interfases a una instalación se determina
calculando el tiempo tardar en alcanzar esta posición el frente, el cual se obtiene dividiendo el
volumen que falta por desplazarse en la línea hasta ese punto por caudal medio previsto de
bombeo. En la figura 5 se incluye un gráfico de seguimiento de interfases.
Otro aspecto importante de conocer de las interfases es su evolución en línea, ya que
puede producirse sobre alargamientos inesperados lo que podría llevar a desbordamientos en los
depósitos de contamina dos o causar graves contaminaciones en los productos expedidos a las
instalaciones receptoras en el caso de que una fracción de la interfase fuera absorbida en un
producto puro por falta de capacidad en tanques de contaminados. Esta evolución se controla
haciendo un seguimiento de la misma al paso de las interfases por instalaciones intermedias en
donde se las detecta y se determina su tamaño y desarrollo.
La detección y valoración se efectúa determinándose de forma continúa si es posible, una
o varias características del producto que circula por la línea. Lacaracterística más tradicional y útil
que se suele medir es la densidad, aunque también se ha usado el color, la viscosidad e incluso, el
punto de inflamación. En la figura 6 se presenta en desarrollo de la densidad de una interfase.
Por último, indicaremos en esta parte, es interesante conocer la composición de las
mezclas segregadas en los depósitos de contamina dos, especialmente a efectos de contabilidad.
La fracción fB de un producto B de densidad δB en una disolución de densidad δ en un producto de
densidad δA viene dada por la relación VI:
(VI)
El volumen del producto B (VB) contenido en unA porción de interfase entre dos puntos
determinada por los tiempos t1 y tn, viene dado por la expresión siguiente VII:
(VII)
en donde δ(t) es la densidad de la interfase en función del tiempo, Q(t), el caudal al cual se
detecta la interfase en el momento t y t el diferencial de tiempo en el cual se mantiene ese caudal.
Sin embargo, en la práctica la densidad se suele tomar a cada cierto de tiempo por lo que el
volumen de uno de los productos que constituye la interfase se puede calcular mediante la
expresión VIII:
(VIII)
Cuando la toma de densidades se realiza a intervalos de tiempo iguales manteniendo un
caudal constante durante el paso de la interfase por un punto la expresión
VIII puede simplicarse como IX, la cual es una aplicación del método de integración numérica
conocido por el de la fórmula de los trapecios:
(IX)
Obviamente, el contenido del producto A en la fracción de interfase medida es la diferencia
entre el volumen de esta y el calculado para el producto B.
RECUPERACION CONTAMINACIONES EN UN OLEODUCTO.
Dr. D. Carlos Cubillo Losada.
Oilgas, Noviembre (1990)
La creación de contaminados en poliducto es consustancial con este medio de transporte
de múltiples productos petrolíferos. Estas contaminaciones proceden en su mayoría de las
interfases, mezclas que se generan en la línea como consecuencia del contacto entre el producto
que se bombea delante y el que a continuación le empuja (véase OILGAS número 263 págs. 49-
56). También, aunque en bastante menor proporción, otras contaminaciones se originan de purgas,
derrames, vaciados de líneas, recuperación de "pigs" (rascadores, esferas), etc. En la figura 1 se
representa esquemáticamente un oleoducto, en la cual se indica las fuentes de contaminados más
corrientes.
De las tres ideas fundamentales que prácticamente rigen la explotación de un poliducto: la
calidad, la cantidad y el coste del transporte, incuestionablemente la calidad es la más importante
de ellas, puesto que de nada serviría evidentemente sacrificar esta en aras de cualquiera de las
otras dos o de ambas. Por ello, durante la explotación normal de estos se acostumbra entregar a
los depósitos de almacenamiento conectados a sus terminales productos que cumplen las
especificaciones acordadas con los clientes por lo que, es corriente cortar las interfases
enviándolas a tanques destinados a almacenar transitoriamente estas mezclas para su
subsiguiente tratamiento y recuperación, eliminación o reenvío a una refinería aunque, lo más
habitual es que los mismos explotadores de los oleoductos las restablezcan como productos puros
con el propósito de garantizar la cantidad global entregada para su transporte y así, además,
ahorrar los extracostes en los que se incurrirían si se eliminaran o se devolvieran a una refinería
para su readaptación.
La recuperación de los contaminados generados a productos dentro de especificaciones es
por tanto, uno de los objetivos primordiales de la gestión de un oleoducto tanto por su incidencia
económica como operativa. El hecho es que, desde el punto de vista operacional, la acumulación
de estas mezclas podría ocasionar, en un caso extremo, un bloqueo de la operatividad del
oleoducto o a perjudicar gravemente la calidad de los productos transportados y que,
económicamente, dependiendo del destino que se las dé como productos puros se producir una
ganancia o pérdida en los valores de los productos que las componen, cuyo balance final puede
alcanzar, en uno u otro sentido, magnitudes superiores que las gastadas en energía destinada al
bombeo. En este sentido, indicaremos que los actuales márgenes entre los precios de venta y
compra de los productos bombeados son suficientemente amplios como para que unos pocos litros
transformados compensen el coste del transporte de unaTm.
CALIDAD DE LOS PRODUCTOS.
Independientemente del procedimiento de mezcla de los contaminados con los productos
puros, el principal problema de la recuperación de los contaminados, como el de cualquier blending
de productos, reside en determinar de una forma r pida, fácil, fiable y económica las cantidades
que hay que reinyectar en cada producto. Estas cantidades dependen básicamente de las
características y especificaciones de los productos que se expidan por los terminales del oleoducto.
Para evaluarlas hay que tener en cuenta los requisitos exigidos a estos productos y las
leyes de aditividad de las características principales puestas en juego. Por lo que describiremos
brevemente las especificaciones más importantes de los productos petrolíferos claros que se
bombean por poliductos. Esencialmente transportan gasolinas de diferente denominación
comercial, gasóleos de automoción y combustibles de aviación y de uso doméstico. Las
especificaciones de estos productos suelen fijarse en función de los requerimientos exigidos para
el destino al que se van aplicar, de la facilidad de manipulación, de la seguridad de transporte,
manipulación y almacenamiento, de la protección de los materiales con los que están en contacto,
de aspectos ecológicos y sindicales, etc. Sin embargo, solo referiremos los requisitos más
fundamentales.
Gasolinas de automoción.
Las exigencias principales de las gasolinas de automoción se pueden resumir en:
Que su combustión sea homogénea dentro de la cámara de explosión al ocurrir su ignición
mediante la chispa de la bujía por lo que, su composición en hidrocarburos debe ser de tal forma
que, con arreglo a la relación de compresión del motor donde va a ser utilizada, no se produzca el
llamado fenómeno de detonación y por otro lugar, no dé lugar a la dilución del aceite del cárter.
Que su volatilidad sea suficiente para que en el sistema de carburación se formen
fácilmente mezclas con el aire, aunque por otro lado esta volatilidad no sea excesiva, ya que habría
una considerable pérdida de producto en el almacenamiento y además, se podría producir
fácilmente el fenómeno del vapor lock, es decir, burbujas en el circuito de alimentación de los
motores con la consiguientes interrupciones en la marcha de los mismos.
Estos requisitos esenciales de las gasolinas se controlan, para el primero, determinando
las características antidetonantes expresadas por el número de octanos y, para el segundo, su
volatilidad, estudiando su curva de destilación y la presión de vapor Reid, aunque esta última, no
se suele considerar como crítica por los oleoductos en la recuperación de contaminados.
Combustibles de Aviación.
Los requerimientos de los combustibles de aviación son, como consecuencia de la
seguridad exigidas en los vuelos aéreos, numerosos y estrictos. Las especificaciones para estos
productos consideran principalmente el contenido total de energía con respecto al peso (densidad y
poder calórico), volatilidad (curva de destilación y punto de inflamación), su calidad de combustión
(punto de humo), propiedades a bajas temperaturas (punto de cristalización y viscosidad) y a altas
temperaturas (estabilidad térmica), composición química, tolerancia al agua, etc. Por esto, los
oleoductos no se suelen arriesgar en ningún momento a contaminar estos productos por lo suelen
preservarlos de cualquier tipo de contaminación mediante cortes limpios de interfase a producto
puro. Sin embargo, mientras que el keroseno de aviación clasificado como JETB (JP-4) puede
admitir en cierto grado la mezcla con el JET-A1 (RD-2494) y pequeñas proporciones de gasolinas y
de gasóleos sin que sus características se vean gravemente deterioradas, el JET-A1 solo admite
pequeñas cantidades de JET-B, puesto que su presencia hace descender su punto de inflamación.
En cualquier caso, este tema siempre ha levantado numerosas controversias a la hora de fijar los
criterios de actuación sobre estos productos.
Gasóleos de Automoción.
Los gasóleos de automoción, combustibles de motores diesel o de combustión interna,
debe entrar fácilmente en ignición espontánea, arder satisfactoriamente en las condiciones
existentes en la cámara de combustión. También debe ser de fácil manejo, fluido, estable, no
corrosivo y seguro en manipulación y almacenamiento. Para asegurar estas propiedades se
determinan numerosas características tales como, la calidad de ignición, volatilidad, viscosidad,
densidad y otros como, el punto de nube y congelación, filtrabilidad, contenido de azufre, etc. El
riesgo de que se produzca un incendio durante el transporte, manipulación y almacenamiento se
limita prescribiendo un punto de inflamación para estos combustibles relativamente elevado.
Combustible para calefacción
Los actuales gasóleos de calefacción se diferencian esencialmente de los de automoción
en la composición, vienen a parecerse a fueloleos ligeros. Frecuentan tener una mayor proporción
de gasoil pesado, lo cual lo valoriza económicamente y modifica algunas de las características en
relación a los de automación, como la densidad, viscosidad, curva de destilación, etc.
Análogamente a los gasóleos de automoción, el riesgo de un incendio en el almacenamiento,
manipulación y transporte de los gasóleos de calefacción se limita mediante el punto de
inflamación.
CALIDAD DE LAS MEZCLAS.
En general, salvo en el caso de algunos fuelóleos, los productos petrolíferos acostumbran
a ser totalmente miscibles entre sí. Dependiendo de los productos que se mezclan, la presencia de
uno en el otro puede dentro de unos límites, pasar de ser beneficiosa a ser gravemente perjudicial
para el uso al que se destina el producto petrolífero. Así, mientras que la presencia de petróleo
corriente o de JET-A1 en los gasóleos mejoran la bondad de estos combustibles, basta una
pequeña cantidad de gasolina ploma da en las naftas para que estas no puedan ser usadas en la
petrolquímica. Por ello, se intenta que los productos que se van a bombear presenten unas
características tales que puedan admitir pequeñas cantidades de otros de tal manera estos cuando
salgan por un terminal del oleoducto tengan estas dentro de las especificaciones fijadas. Esto
podría sugerirnos que estos productos deberían poseer inicialmente unas características
especiales pero, en la práctica solo es necesario que unas pocas muestren alguna holgura con
respecto al límite marcado por la especificación de entrega a la instalación conectada al terminal de
oleoducto. En la tabla 1 se indican las características de los principales productos petrolíferos
claros que se bombean en los poliductos españoles que son sensibles por la presencia de otro.
Como se observa no se ha incluido en la relación de productos el JET-A1 por los motivos de
calidad indicados anteriormente.
PORCENTAJE DE ADMISION.
La capacidad de recuperar los contaminados en productos puros se determina por la
cantidad de producto que puede admitir sin que las características de aquellos se salgan fuera de
las especificaciones fijadas. Se denomina porcentaje de admisión de un producto en otro a
cantidad máxima de producto que puede absorber otro sin que este se salga fuera de
especificaciones. Este porcentaje depende de las características de los productos y de la
especificación final del producto resultante.
Los porcentajes de admisión se establecen mediante estudios de mezclas entre productos
refinados que se transportan por oleoducto. En general, los porcentajes de admisión de otros
productos petrolíferos o de los contaminados en gasolinas se pueden determinar en función de sus
curvas de destilación e índices de octano mientras que en los gasóleos en base a sus puntos de
inflamación y curvas de destilación.
Curva de destilación.
En relación a la volatilidad de los productos, la determinación de los porcentajes de
admisión se basa en análisis de las curvas de destilación TBP (True BoilingPoint) pues, parece ser
que, cuando se trabaja con mezclas, son las únicas curvas de destilación que presentan la
propiedad aditiva cuyo principio puede enunciarse como:
"A una temperatura dada t, la cantidad de hidrocarburos destilados de una mezcla
(VM, t) es igual a la suma de las cantidades (Vi, t) de cada una de las fracciones con
temperatura de ebullición inferior a t"
Este atributo de las curvas de destilación TBP puede representarse matemáticamente para
una mezcla de dos productos petrolíferos A y B, de fracciones volumétricas fA y 1-fA,
respectivamente, según la expresión I:
VM, t = VB, t + fA (VA, t -VB, t) (I)
Por lo que el porcentaje de admisión de un producto A en otro B puede obtenerse
multiplicando por 100 la mayor fracción volumétrica del producto A (fA) que consiga que, para toda
la destilación, la curva de la mezcla resultante este dentro de los límites de la especificación
requerida (VE, t) para el producto B, es decir, que VM, t ≤ VE, t.
En general, la curva de destilación TBP es poco operativa para delimitar la composición de
un combustible por lo que se establecido emplear otros métodos de destilación para fijar sus
especificaciones como los descritos en las normas ASTM D-86, IP 136, INTA 15.02.27E, UNE
51011, etc. Afortunadamente para el estudio de mezclas de fracciones petrolíferas, las curvas
obtenidas siguiendo estos procedimientos no son del todo independientes y existen correlaciones
que permiten estimar con una buena precisión las de TBP a partir de las ASTM, etc. como la
descrita por W. E. Edmister, y viceversa.
En base a todo esto, a partir de las curvas de destilación de un contaminado y una gasolina
puede hallar el porcentaje de admisión sin recurrir a procedimientos de laboratorio. Para ello, es de
gran utilidad el empleo de ordenadores.
Esta propiedad de las curvas de destilación TBP permite así mismo determinar, a partir de
las curvas de destilación modales de los productos petrolíferos que se bombean por un oleoducto,
el máximo contenido de uno en otro sin que la especificación de destilación este fuera de norma.
Así, por ejemplo, los máximos porcentajes de admisión de un JET A1 en gasolinas y de gasóleo C
en el A en función a sus curvas de destilación es de un 3%.
Índice de Octano.
El valor del porcentaje de admisión en función del índice de octano se fundamenta en que
índice resultante de una mezcla es ligeramente inferior al obtenido de la ponderación volumétricas
de los índices de octano de los productos que la constituyen, por lo que se suele utilizar esta ley de
aditividad en función de los porcentajes volumétricos puesto que al subestimar el valor real da un
margen de seguridad a la operación.
Para un oleoducto, generalmente, el problema radica en conocer con prontitud y
económicamente el índice de octano de los contaminados segregados. Obviamente, esta cuestión
se resolvería mediante la determinación directa de los índices de octano de los contaminados en
motores CFR. Sin embargo, económicamente, tener un motor de ensayo en cada uno de los
terminales en donde se reinyecta contaminados a las gasolinas no sería rentable. Por ello, algunos
oleoductos suelen recurrir a clasificar los contaminados de tal forma que estén constituidos por
mezclas binarias entre productos de distinta familia; v. g.: GNA 97/ JET-A1, GNA 92/JET-A1, etc.
De esta manera, y considerando que, en general, las características de los productos que se
bombean desde un origen no varían sustancialmente en el tiempo, establecen correlaciones entre
los índices de octano y curvas de destilación de los contaminados binarios.
Punto de inflamación.
En cuanto a la determinación de los porcentajes de admisión del punto de inflamación de
los productos resulta ser algo más complicado que los dos casos anteriores puesto que la
aditividad del punto de inflamación de las mezclas muestra desviación sobre la linealidad.
Esta desviación parece depender de la diferencia entre los puntos de inflamación de los
componentes petrolíferos.
Aunque estas desviaciones han sido ampliamente estudiadas (véase Nelson; Oil and Gas
J., 14 de junio de 1951, p. 108), el problema de mezclas entre productos se resuelve en el ámbito
particular de cada oleoducto implantando sus propias leyes empíricas de aditividad mediante
fórmulas empíricas o índices de mezcla.
Un aspecto particular de este tema es la clasificación de aquellos productos y
contaminados con puntos de inflamación inferiores a la temperatura ambiente. Obviamente, se
puede determinar por procedimientos de laboratorio pero son algo engorrosos y lentos, téngase en
cuenta que el punto de inflamación de una gasolina es inferior de los 30 ºC bajo cero. Esto se
elude utilizando otros métodos que aunque menos exactos presentan una buena precisión.
Un procedimiento sería el calcularlo mediante la fórmula II:
t = 0,64 T-62 (II)
en donde t es el punto de inflamamibilidad en ºC y T, la temperatura media del intervalo de
destilación entre los puntos 0 y 10% ASTM. El valor obtenido por este camino suele ser algo
inferior al real ya que para un mismo punto inicial, el intervalo de ebullición del corte e incluso el
punto final de la destilación tiene una ligera influencia sobre este punto, el cual se incrementa al
aumentar el rendimiento en el corte considerado.
Por ello y puesto que una gran proporción de los contaminados producidos en un oleoducto
se recuperan en gasóleos, los oleoductos intentan mejorar su capacidad de recuperación utilizando
otros métodos más precisos. Uno de los procedimientos empleados para clasificar contaminados
consiste en determinar los puntos de inflamación de mezclas al 1% y 2,5% de contaminado en un
gasóleo base de punto conocido. En función de estos tres puntos se difiere el valor del
contaminado.
A título informativo, indicaremos que los actuales gasóleos pueden admitir del orden del
30% de JET A1 sin que su punto de inflamación se salga fuera de especificaciones lo que
contrasta con los bajos porcentajes de admisión de las gasolinas en los gasóleos, el cual es de un
0,25%, aproximadamente.
CLASIFICACION DE LOS CONTAMINADOS.
Por todo lo anterior, los contaminados suelen dividirse en función del destino que se les da
más corrientemente en:
Contaminados Ligeros:
Se incluyen como tales, a mezclas binarias de gasolinas y kerosenos provenientes de las
interfases formadas por los paquetes de estos productos, caracterizándose por tener un punto de
inflamación muy bajo y un relativo índice de octano por lo que su recuperación suele llevarse a
cabo principalmente en gasolinas (menos densos), aunque también puede hacerse en gasóleos y,
Contaminados Pesados:
Se entienden como tales a todas aquellas mezclas de formadas por cualquier tipo de
producto, gasolinas, kerosenos y gasóleos que provengan tanto de la línea (interfases) o de
cualquier otro origen, red de purgas, derrames, etc. por lo que, debida a su variada composición,
su recuperación se recomienda que solo se realice en gasóleos (más densos).
READAPTACION DE LOS CONTAMINADOS.
Los contaminados normalmente se readaptan mezclándolos en productos puros en
proporciones iguales o inferiores al porcentaje de admisión correspondiente al contaminado y
producto puro al que se le va adicionar. La mezcla se suele realizar generalmente introduciendo el
contaminado mediante una bomba dosificadora en el paquete que circula por línea aunque también
puede hacerse en el tanque receptor del paquete. La primera operación se conoce como
reinyección de contaminado se efectúa con aquellos contenidos en los tanques de purga o de
contaminado y se requiere una buena homogeinación del producto final. La segunda se produce
cuando la interfase se corta de forma que sea absorbida en uno o en ambos paquetes que la
generaron. Este último método se suele utilizar en aquellos casos en que el porcentaje de admisión
es relativamente alto y el volumen de producto que se recibe en un tanque es grande.
La reinyección de contaminados normalmente se realiza a través de la bomba dispuesta
para ello, consiguiendo una presión de salida superior a la que tenga la línea principal regulándose
el caudal de reinyección de forma que la cantidad de contaminado a mezclar con el producto puro
se distribuya por igual a lo largo del todo paquete lográndose así, de una manera continua, una
buena homogenización del contaminado en el producto resultante. Sin embargo, a veces esta
operación se tiene que realizar de forma discontinua e intermitente, especialmente cuando la
bomba dosificadora actúa por debajo del caudal mínimo de trabajo. Esto ocurre cuando la cantidad
de contaminado a inyectar es muy pequeña en relación al volumen del paquete o cuando el caudal
de la línea es relativamente bajo. Este procedimiento se suele realizar reinyectando a cada hora la
parte correspondiente de contaminado al producto bombeado al caudal mínimo operativo de la
bomba de reinyección.
Aunque, como se ha indicado anteriormente, la readaptación de los contaminados depende
básicamente de las características y especificaciones de los productos bombeados, también influye
los recursos empleados, en especial el número depósitos, ya que cuanto más tanques se dispone
para recibir los contaminados más se puede segmentarlos en diferentes calidades, lo que permite,
además de facilitar la operativa, una mejor aplicación de estos a productos puros. En general, se
admite que el número mínimo de tanques a utilizar en un terminal para recibir y almacenar
transitoriamente los contaminados producidos en línea y de la red de purgas es de dos. En la figura
2 se representa un circuito de reinyección de un terminal con dos tanques de recepción de
contaminados y dos de servicio.
De todo lo anteriormente expuesto podemos resaltar que los poliductos, a diferencia de
otros medios de transporte, generan habitualmente contaminaciones entre los productos
bombeados, las cuales se suelen segregar de los productos puros; y que, al objeto de garantizar la
calidad y cantidad de los productos bombeados y al mismo tiempo reducir los posibles extracostes
que pudieran incurrirse en su devolución a una refinería o su eliminación, los explotadores de estos
las recuperan mezclándolas con productos puros que circulan por la línea. Esta recuperación se
realiza reinyectándolas en proporciones tales que el producto resultante se encuentra dentro de las
especificaciones exigidas para su entrega. Dichas proporciones depende básicamente de los
productos bombeados, de sus bondades y de sus especificaciones. Los procedimientos
normalmente empleados por los oleoductos en la recuperación de los contaminados no varían
sustancialmente con los descritos si bien, cambian los tipos y naturaleza de los contaminados así
como, los métodos de clasificación y de determinación de los porcentajes de admisión, los que se
fundamentan en las propiedades aditivas de unas pocas características de los productos
bombeados.
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