Por: Luis E. Giusti L.

Crudos pesados en Colombia

La industria debe hacer inversión en instalaciones que aseguren su procesamiento en refinerías vinculadas a importantes mercados de productos en otros países.

Desde hace varios años Colombia ha venido penetrando en el mundo de los crudos pesados y la importante magnitud de las reservas en campos como Rubiales, Castilla, Apiay y Ombú, además de los posibles recursos aun no cuantificados, obligan a prestar especial atención a las características de esos crudos, sus limitaciones, sus costos comparativos y sus mercados. Como punto de partida, conviene señalar la clasificación de los hidrocarburos pesados conocidos en el mundo, la cual fue oficializada por Unitar (el Instituto de Investigación y Adiestramiento de las Naciones Unidas) en 1982 , en su capítulo de petróleo. Se considera crudo pesado todo aquel que tiene una gravedad entre 20 y 10 grados API (típicamente asociado a una viscosidad en el yacimiento en el rango de 100 a 10.000 centipoises). Se considera bitumen todo crudo con una gravedad API de 10 grados o menos (típicamente asociado a una viscosidad en el yacimiento de más de 10.000 centipoises). Para entender el entorno de esos crudos es importante hacer una breve retrospectiva.

Durante mucho tiempo los crudos pesados se mantuvieron relegados. En Venezuela, Canadá y China se sabía de la existencia de inmensas acumulaciones de esos crudos, pero permanecían durmiendo en sus yacimientos naturales, debido a economías marginales derivadas de altos costos a lo largo de toda la cadena de su desarrollo, transporte, y procesamiento.

La siguiente explicación ilustra el problema principal que durante años mantuvo relegados a los crudos pesados. En una refinería convencional que procese una carga de crudo convencional (digamos 35 grados API), la unidad de destilación primaria puede dar alrededor de un 70% de productos hasta el corte de keroseno (sumando la destilación al vacío puede llegar a 80%), lo cual deja un 30% de residuo. Un crudo pesado convencional (17-18 grados API) puede dar un 40% de productos hasta el corte de keroseno, dejando 60% de residuo, pero un crudo extrapesado (10 a 13 grados API) puede dejar hasta 80% de residuo al ser sometido a destilación atmosférica (hasta 70% después de la unidad de vacío). El mercado de residuos pesados se ha venido contrayendo durante varias décadas, principalmente por problemas ambientales, y actualmente es un mercado limitado.

 Echemos una breve mirada al pasado. A principios del siglo XX, la gasolina iniciaba su espectacular penetración en el mercado de transporte. Los refinadores de aquel entonces solamente disponían de unidades de destilación atmosférica, y en la medida en que maximizaban sus corridas, se iban “ahogando” en el combustible residual generado como efecto secundario. El problema comenzó a incentivar el desarrollo de tecnologías para lidiar con el residual. Aparecieron las unidades de craqueo térmico o “termal crackers”, las cuales permitieron duplicar la producción de gasolina de 12 a 24%, reduciendo el volumen de residual, aunque tropezaban con el problema de deposición de coque en las unidades, que requerían paradas para limpieza cada 48 horas, lo cual quebrantaba las economías del proceso. Esta situación se pudo mejorar posteriormente mediante adición de vapor. También apareció el “visbreaking”, un proceso más suave y más económico que el craqueo térmico para mejorar la calidad del residual. La aparición hace casi medio de siglo de unidades de craqueo catalítico e hidrocraqueo permitió utilizar el gasóleo resultante de la destilación al vacío para manufacturar gasolina y gasóleo liviano utilizado para diésel y jet fuel. En décadas recientes se han desarrollado nuevas tecnologías que son derivaciones del craqueo catalítico y el hidrocraqueo. Esas tecnologías se denominan Residue Fluid Cat Cracking (RFCC) y Residue Hydrocracking (RHCU), que pueden manejar cargas más pesadas con mayores rendimientos. Sin embargo, sigue presente el problema de disponer de los fondos del barril y hasta ahora la única respuesta efectiva es la coquización.

En cuanto a las tecnologías de operación de campos, ha habido inmenso progreso durante 50 años, principalmente resultante de esfuerzos en Venezuela en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo y en la Faja del Orinoco. Los métodos térmicos de inyección de vapor al yacimiento y combustión in-situ, los pozos horizontales, las bombas electrosumergibles, el uso de “clusters” de pozos en la superficie y muchas otras tecnologías, les han dado competitividad a los crudos pesados en el segmento de producción y Colombia en eso está muy bien posicionada. Los retos principales siguen siendo el transporte y el procesamiento. El transporte requiere calentamiento o uso de diluentes o emulsiones, todos ellos procesos costosos, mientras que el procesamiento requiere unidades especiales de muy alto costo.

En la medida en que aumenten las reservas y la producción de crudos pesados en Colombia, las autoridades y la industria petrolera en general tendrán que tomar importantes decisiones de inversión relativas a grandes instalaciones de procesamiento en el país, o asociaciones internacionales que aseguren su procesamiento en refinerías vinculadas a importantes mercados de productos en otros países.

 lgiusti@csis.org

 

 

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