ECOPETROL &NNOVA

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ISSN 2027-1719

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Transformamos la energía con innovación

I+D+i 540 millones de años de respuestas

entrevista

junio 2O11

El petróleo en el rompecabezas del planeta

nuevas tecnologías Rocas que hablan

ECOPETROL &nnova / Junio 2011

en esta

edición 03 editorial

Pequeños pasos, grandes metas

04 I+D+i

540 millones de años de respuestas

08 I+D+i

Viaje al fondo de las ondas

11 I+D+i

Cazadores de acidez

EDICIÓN 06 Junio 2011 Presidente

Javier Gutiérrez Pemberthy Comité Editorial

Oscar Alfredo Villadiego Medina Néstor Fernando Saavedra Trujillo Édgar Nicolás Ramírez Cruz Dirección y edición

Leyla Tovar Aguirre Investigación y redacción

Jaime Amílcar Monroy Rendón Fotografía

Clemencia Báez Mario Hernández Dídimo Carvajal Archivos Ecopetrol Corrección de estilo

14 I+D+i

Indicadores con patas

18 innovaciones exitosas

Infiernos a la medida

23 innovaciones exitosas

Un “gurú” virtual para el recobro mejorado

Orlando Plata González Diseño

Machado y Molina Asociados Ximena Vargas Rusce Asesor gráfico

José Fernando Machado Impresión

OP Gráficas

25 innovaciones exitosas

650 grados dentro de un computador

27 nuevas tecnologías

Rocas que hablan • El tamaño sí importa • Ver a través del sonido • Las grietas son predecibles • Para moldear rocas inestables • Pequeños pero reveladores

32 nuevas tecnologías

Ese coque ya no es un duro

36 clientes

Al rescate de los pozos

40 entrevista

Así encaja el petróleo en el rompecabezas del planeta

45 cápsulas

El poder del hidrógeno virtual Un dúo dinámico que descontamina Cuentas verdes Ecodewax: aditivo que abre caminos rentables.

Hidrocarburos del siglo XXI

50 cosecha de premios

Premio en Congreso de Geoquímica Orgánica La fuerza del conocimiento

Los artículos, opiniones y declaraciones de esta revista son responsabilidad de los autores. No representan necesariamente la posición oficial de Ecopetrol S.A. o de sus directivos. Para cualquier reproducción total o parcial de los artículos deben dar crédito a la revista Ecopetrol &NNOVA. ISSN: 2027-1719 Ecopetrol &NNOVA es una publicación del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol S.A. Distribución gratuita.

Kilómetro 7 Autopista a Piedecuesta, Santander.

Teléfono (09-7) 684-7420 / Fax (09-7) 684-7444 / Piedecuesta, Santander.

Leyla.tovar@ecopetrol.com.co www.ecopetrol.com.co

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pequeños pasos, grandes metas Cuando el 20 de julio de 1969 el comandante Neil Amstrong pronunció su célebre frase: “Es un pequeño paso para el hombre y un gran paso para la humanidad”, segundos después de poner un pie en la Luna, la ciencia y la tecnología se alinearon en la fila de los ganadores.

Sin lugar a dudas ese era el momento cumbre de una epopeya del conocimiento. Como recordaba una publicación del diario El Tiempo, que circuló con motivo de los 25 años del primer alunizaje con humanos incluidos, poner un hombre en la Luna y traerlo de vuelta demandó “inventarlo todo”.

Le cedemos la palabra de momento al autor del texto, Armando Caicedo: “Desarrollar nuevos materiales y encontrar aleaciones de metales resistentes y livianos. Concebir y fabricar los cohetes, que superaran la atracción de la Tierra. Probar nuevos sistemas de propulsión y combustibles. (…) Entrenar pilotos para trabajar en las desconocidas situaciones de ingravidez. (…) En fin, desarrollar un equipo tan creativo, que encontrara sobre la marcha respuestas a problemas que ni siquiera existían en la imaginación”.

El reto de esos hombres era el reto de una Nación por llegar a la Luna. El reto de quienes trabajamos en investigación, desarrollo e innovación es generarle valor a lo que hacemos. Para cada una de las facetas del negocio petrolero (exploración, producción, refinación, transporte, suministros y mercadeo) existen líneas donde el talento humano y la infraestructura disponibles trabajan en busca de respuestas, ventajas y beneficios.

Esta edición de Ecopetrol &nnova muestra los resultados de algunas de esas líneas. Los productos no siempre están al final del proceso, sino que pueden estar en medio o incluso antes de que comience. Nos referimos a simuladores que, —combinando conocimientos especializados, proyecciones matemáticas, experiencias previas y la creciente capacidad de procesamiento de información de los computadores—, permiten anticipar procesos de hidrotratamiento, refinación y recuperación secundaria de hidrocarburos.

Las actividades industriales no siempre pueden replicarse en ambientes virtuales; a veces es necesario reproducirlas tal cual, pero a pequeña escala. Aquí le contamos lo que hacemos en laboratorios que cuentan con equipos especializados para probar, por ejemplo, lo que le pasa a una malla de protección que debe soportar temperaturas cercanas a los mil grados centígrados.

Y cuando arranca el proceso industrial aparecen los eslabones de la cadena con potencial para mejorar. En Ecopetrol agregamos valor mediante acciones y productos específicos: una herramienta informática para trabajar con 540 millones de años en datos, la combinación de bacterias con especies vegetales para descontaminar a bajo costo y un aditivo hecho en Colombia que facilita la producción de materias primas para cosméticos.

También van surgiendo los problemas. Rocas demasiado grandes, demasiado blandas, demasiado profundas, con agrietamientos caprichosos en una actividad donde entenderlas, analizarlas y conservarlas es fundamental. Aquí se trabaja diseñando dispositivos que permitan manipular esos minerales y extraerles información clave, sin la cual sería mucho más difícil llegar al producto final.

Y no importa si la forma de hacerlo hasta la fecha está bien, siempre se puede mejorar. Se diseña y ensaya una metodología para ganar tiempo y seguridad en las actividades de mantenimiento de instalaciones de refinación con el mismo ácido de los limones, se acude a los seres vivos para medir los índices de contaminación a los que ya se accede por otras fuentes; se establece un nuevo proceso para identificar, priorizar y recuperar pozos viejos y abandonados.

Eso es lo que hacemos hoy, pero también miramos más allá en el tiempo. Hacia las fuentes de energía llamadas a reemplazar o, por lo menos complementar el petróleo y el gas natural; hacia nuevas formas de interpretar la información sísmica o de conocer características químicas como la acidez, que influyen en la calidad de los crudos.

Aquí tal vez no vayamos a la Luna, pero estamos listos para inventarnos lo que sea necesario dentro de los desafíos que implican lograr nuestro objetivo. Darle valor a nuestros procesos, a nuestros productos, a nuestra empresa y a nuestro país.

Son esos pequeños pasos los que llevan a metas grandes.

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I+D+i

54O millones de años de respuestas

Las huellas dejadas en la superficie terrestre por los seres vivos, el clima y los cambios narran historias pasadas a quien sepa escucharlas. Ecopetrol y el Instituto Smithsonian desarrollaron una aplicación informática que permite no solo almacenar, sino exprimir al máximo esta información. Es una fuente interminable de respuestas.

Los equipos de exploración petrolera siempre encuentran algo.

Algunos yacimientos contienen hidrocarburos, pero todos, sin excepción, están llenos de información. Cada búsqueda, en cualquiera de las 23 cuencas sedimentarias en las que se divide Colombia, genera nuevos datos. Se trata de pistas acumuladas en un periodo de tiempo que comenzó hace aproximadamente 540 millones de años y termina en el presente.

Ahí están las respuestas... y no solo a las preguntas relacionadas con prospección de hidrocarburos líquidos o gaseosos, sino también a múltiples inquietudes relativas al pasado, el presente y el futuro del planeta. Pero no siempre es fácil acceder a ellas; la mayoría de las veces, la clave está en armar un rompecabezas conformado por diferentes piezas geológicas y paleontológicas.

Un trabajo agotador y dispendioso para el hombre. Aunque no para el hombre del siglo de la informática.

La solución se llama GeoPanTro (Geología Paleontología Tropical). Es una herramienta, una aplicación, un software, un sistema interactivo, un instrumento, un programa, una interfaz. Encaja en muchas descripciones técnicas, aunque lo importante es que permite el milagro. Desarrollado conjuntamente por el Instituto Colombiano del Petróleo y el Instituto Smithsonian de Investigaciones Tropicales, guarda de manera geo-referenciada toda esa información geológica, taxonómica, litoestratigráfica, bioestratigráfica y cronoestratigráfica que deja cada esfuerzo exploratorio y permite utilizarla para generar modelos, probar hipótesis y contestar preguntas referentes a la exploración de hidrocarburos y muchas ramas de la paleobiología.

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Ecopetrol ha construido una base de datos donde se relacionan las características morfológicas de aproximadamente 2.000 microfósiles, de los cuales unos 1.300 han sido encontrados únicamente en Colombia.

“Sirve para hacer lo que a uno se le ocurra”, dice el geólogo Felipe de la Parra, del área de Bioestratigrafía del Instituto Colombiano del Petróleo. Resuelve problemas, soluciona necesidades informativas, muestra panoramas globales desde contextos individuales, traza mapas de un sinnúmero de variables en tiempos pasados, compara en tiempo real un pozo exploratorio con otros ubicados en la misma zona, y permite relacionar diferentes datos geológicos y paleontológicos.

Hasta el momento se han desarrollado unas 20 aplicaciones y eso es apenas el comienzo. Las características técnicas hacen que se ajuste a cualquier necesidad del negocio o inquietud científica. Dicho de otra forma, es la puerta de entrada a las respuestas. El reto ahora es generar las preguntas correctas.

Sobredosis de información La creación del grupo de Bioestratigrafía en el Instituto Colombiano del Petróleo implicó un proceso constante de investigación, recopilación y generación de información en esta área de la geología. Cada apoyo en las zonas donde la empresa lo requería dejaba nuevos saberes representados en presencia y abundancia de microfósiles (polen, esporas, dinoflagelados, nanofósiles, foraminíferos), caracterización geológica de las rocas de donde provenían y otra serie de variables.

Aunque se podría pensar que no guardaban relación entre sí, su integración permitió y permite generar modelos más robustos, así como un conocimiento geológico y paleobiológico profundo de lo ocurrido en un pasado remoto de nuestro país.

Como la bioestratigrafía trabaja con especies en miniatura, fue necesario una base de datos online donde se relacionan las características morfológicas de aproximadamente 2.000 microfósiles (de los cuales unos 1.300 han sido únicamente encontrados en Colombia). A su vez, se hizo necesario organizar y crear las primeras colecciones de microfósiles del país y muy posiblemente las más completas del trópico. Estas colecciones son preservadas por los especialistas del ICP. El volumen de nombres, cifras, imágenes e información, en lugar de generar soluciones, causó problemas, según narra Felipe de la Parra. La razón era que estaba en diferentes sistemas de almacenamiento, principalmente hojas de Excel, y para consultar algo era necesario un proceso de búsqueda, muchas veces largo y engorroso. Cualquier trabajo que requiriera cruzar y comparar variables demoraba días, semanas y hasta meses. Adicionalmente muchos datos se perdían.

Se trataba de sumergirse y aprovechar al máximo los conocimientos relativos a más de 250 sitios exploratorios, entre aflo-

ramientos y pozos del norte de Suramérica, miles de especies y muestras, y 540 millones de años de historia geológica.

Ecopetrol tiene un convenio con el Instituto Smithsonian, centro de investigación de los Estados Unidos que dispone de una seccional que trabaja temas relacionados con el trópico, el STRI (Smithsonian Tropical Research Institute), con sede en Panamá.

Mediante este sistema de cooperación internacional se desarrolló una base de datos encaminada a organizar el material disponible. Sin embargo, ese apenas fue el primer paso. Se trataba de ir más allá del mecanismo de consulta. Además, porque llegó un momento en que las necesidades de las dos instituciones se bifurcaron. Algunos desarrollos útiles para el STRI no correspondían a las expectativas de Ecopetrol. Y aunque parte de lo que necesitaba la petrolera ya estaba en el mercado, otra parte había que inventársela.

“No es simplemente almacenar; es sacarle el mayor provecho a lo que se tiene. El objetivo es que con toda la información incorporada, no solo del área de bioestratigrafía sino geológica, se puedan resolver problemas y probar hipótesis geológicas y paleobiológicas. La idea era crear un sistema interactivo que facilitara hacer ese tipo de consultas, con aplicaciones que nos ayuden a resolver problemas”, enfatiza Felipe de la Parra.

Los restos fosilizados de polen o esporas son la materia prima para múltiples aplicaciones del GeoPantro, que permiten inferir cómo se ha ido formando la geografía y la geología de Colombia.

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I+D+i

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La solución era disponer de un instrumento flexible al que se le pudieran hacer ajustes, cambios y adaptaciones. Aunque algunos programas preexistentes servían para solucionar problemas, todos tenían un componente de rigidez. Por eso se acudió a un lenguaje de programación conocido como R (The R Project for Statistical Computing). “Con esta herramienta ha sido posible darle rienda suelta a la imaginación y desarrollar las aplicaciones y herramientas que se nos ocurran”.

La utilización de ese lenguaje se ha concretado en unas 20 aplicaciones a partir del proyecto original desarrollado con el STRI, que puede asimilarse a un armazón sobre el cual se construyen estructuras novedosas. Los resultados han sido tanto para uso interno del grupo de bioestratigrafía como para responder a diferentes necesidades del negocio.

Uno de los objetivos de crear las aplicaciones en R es permitir que los usuarios modifiquen y ajusten los códigos a sus necesidades. Por otro lado, la mayoría de las aplicaciones son posteriormente adaptadas a JavaScript, con el objetivo de facilitar su uso a personas que no tienen la capacitación o el tiempo para programar. En Java Script con un simple clic se obtienen los resultados deseados.

Ese es el futuro: información procesada que permite lograr objetivos empresariales o académicos. Objetivos que podrán ser cada vez más ambiciosos, porque las posibilidades están limitadas por la imaginación.

Y pensar que todo comenzó hace 540 millones de años.

La clave que permite el uso de los microfósiles como fuente de información es la cronoestratigrafía, ciencia que ayuda a conocer la edad de una muestra específica en cualquiera de los sitios analizados.

A partir de GeoPanTro se han desarrollado unas 20 aplicaciones tanto para uso interno del grupo de bioestratigrafía como para responder a diferentes necesidades del negocio. Se trata de un instrumento flexible que admite ajustes, cambios y adaptaciones.

la materia prima El equipo interdisciplinario que conforma el grupo de Bioestratigrafía del Instituto Colombiano del Petróleo es el encargado de alimentar la aplicación, en un proceso que incluye tanto los nuevos resultados, como aquellos que se han recopilado desde el 2000.

Actualmente se han almacenado datos terrestres y del lecho marino de Colombia, Venezuela y Perú.

1. Bioestratigrafía: acceso a una base de datos donde se relaciona la información taxonómica y morfológica de más de 3.000 especies de microfósiles con fotografías e información detallada sobre las mismas. Ejemplares de estas especies reposan en las colecciones del ICP, donde son estudiadas por los bioestratígrafos.

2. Sitios: información geo-referenciada de cada uno de los sitios donde se han hecho perforaciones o se han levantado columnas estratigráficas. Se incluye información litoestratigráfica, bioestratigráfica, cronoestratigráfica y geológica de las muestras y secciones estudiadas. Toda esta información es numérica, con el objetivo de poder relacionarla y utilizar métodos cuantitativos para probar hipótesis.

3. Registros eléctricos: la información obtenida de la toma de registros durante la perforación de pozos es almacenada en formato numérico, con el objetivo de relacionarla con otro tipo de información (fósiles, litología, geoquímica) y hacer inferencias paleoambientales. Combinada con la bioestratigrafía, es también utilizada como herramienta de correlación.

4. Cronoestratigrafía: permite conocer la edad de una muestra específica en cualquiera de los sitios analizados. Los modelos de edad para cada sección se construyen a partir de métodos de bioestratigrafía cuantitativa y se calibran con el tiempo geológico mediante diferentes proxies: isotopía estable, magnetoestratigrafía, macrofósiles y dataciones absolutas. Esta es la información más importante, ya que permite establecer un marco temporal confiable para los modelos.

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sacándole el jugo “La información micropaleontológica que hemos acumulado y producido durante años de investigación en el ICP es única en el mundo. La idea es sacarle el mayor provecho, unirla con otro tipo de conocimiento y resolver problemas geológicos y paleobiológicos”, señala el geólogo Felipe de la Parra. Estas son algunas de las aplicaciones.

Tiempo y espacio: el GeoPanTro se fundamenta en dos componentes esenciales: la geo-referenciación y la cronoestratigrafía: espacio y tiempo. Esta combinación permite conocer la distribución espacial y temporal de variables geológicas y paleontológicas, y combinaciones entre ellas.

Un ejemplo de las aplicaciones que involucran tiempo y espacio es la visualización en mapas del grado de “retrabajamiento” de palinomorfos (por ejemplo polen o esporas) en cualquier intervalo de tiempo geológico. Este retrabajamiento se refiere a la presencia de palinomorfos en sedimentos que no corresponden a los que registran su extinción, sino que son más recientes. El grupo de Cuencas Subandinas de Ecopetrol ha empezado a trabajar con esta condición. Identificar retrabajamiento de ciertos palinomorfos permite inferir cómo se ha ido formando la geografía y la geología de Colombia.

Estos mapas han permitido comprobar hipótesis y contestar preguntas acerca del levantamiento de la Cordillera Oriental.

Toda la información usada para generarlos es extraída directamente de la base de datos. El usuario solamente necesita escribir el intervalo en millones de años del cual quiere hacer la reconstrucción y el rango de edad de los palinomorfos “retrabajados” que está interesado en analizar. El resto lo hacen los códigos de programación.

Exploración: es otra de las aplicaciones que ha sido exitosamente probada en el control bioestratigráfico durante la perforación de pozos exploratorios. Permite comparar en cuestión de minutos el contenido micropaleontológico de los ripios que se obtienen, a medida que avanza la perforación, con la misma característica de todos y cada uno de los pozos ubicados en cercanías al nuevo prospecto, o con los pozos que el analista considere necesarios.

El resultado es un gráfico de densidad de probabilidades que muestra la posición estratigráfica más factible de la muestra que se analiza, en comparación con los demás pozos. En un escenario donde el tiempo es lo más valioso, hacer este tipo de comparaciones de una manera ágil y cuantitativa permite tomar decisiones rápidas y confiables.

Adicionalmente toda la información taxonómica, morfológica, bioestratigráfica y paleoecológica de las especies que se van encontrando durante la perforación, es accesible desde la base de datos con solo hacer un clic. También se pueden generar visualizaciones mediante mapas y gráficos estadísticos.

Paelobiología: el contenido de GeoPanTro no solamente ha sido usado en aplicaciones industriales. “También lo hemos utilizado para contestar preguntas paleobiológicas. Hemos generado curvas de diversidad, estimado tasas de extinción y origen, producido mapas de inundaciones marinas y lacustres que cubrieron el norte de Suramérica en tiempos pasados, y otra serie de resultados que nos han permitido entender cómo ha cambiado y evolucionado la vida en los trópicos a través del tiempo geológico. Con este tipo de investigación esperamos aportar conocimiento valioso para entender la manera como la biota (conjunto de la fauna y flora de una zona) responderá a los cambios ambientales por los que actualmente atraviesa nuestro planeta”, concluye Felipe de la Parra.

La información georeferenciada de cada uno de los sitios donde se han hecho perforaciones o se han levantado columnas estratigráficas es un componente fundamental de GeoPanTro, que permite consultar datos litoestratigráficos, bioestratigráficos, cronoestratigráfico y geológicos con solo escoger el punto geográfico.

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I+D+i

viaje al fondo de las ondas Para ver lo que nadie ha visto, la clave está en saber mirar. El trabajo conjunto de tres instituciones: EAFIT, la Universidad de Pamplona y el Instituto Colombiano del Petróleo ha permitido desarrollar una herramienta y método para lograr información novedosa con los mismos datos que tradicionalmente se han recopilado en la exploración sísmica. No solo es una mirada diferente; también es rentable.

Con la herramienta tecnológica las ondas que llevan casi un siglo revelando la información estructural del subsuelo, mostrarán más propiedades importantes para la caracterización de yacimientos de hidrocarburos: la litología —propiedades físicas y químicas de las rocas— y la saturación de fluidos —presencia de petróleo, gas y agua.

Corre el año de 1912. Un témpano de hielo causa el desastre marino más famoso de la historia. El Titanic, gigantesco buque con 3.500 personas a bordo, se hunde tras estrellarse contra una enorme masa de hielo. Cuando la tripulación avista el problema ya es demasiado tarde. Son más de 1.500 muertos. Dos años más tarde, estalla la Primera Guerra Mundial. Un enemigo invisible ataca desde el fondo del océano: el submarino.

Estos hechos estimulan la investigación. Los científicos del mundo buscan métodos para “ver” lo que no captan los ojos; por ejemplo, por medio de las ondas sonoras. Así surge el sistema de detección submarina: el sonar.

Pero las sonoras no son las únicas ondas que se propagan por el mundo; hay otras derivadas de movimientos de la tierra: las sísmicas. Y no es necesario esperar un terremoto para que se presenten; pueden crearse artificialmente, en un principio con dinamita.

Tiempo después, además de explosivos controlados, se utilizarán otros métodos como camiones adaptados para actuar a manera de gigantescos martillos que golpean la superficie terrestre.

Lo importante es que con la debida interpretación de la forma en que esas ondas se reflejan contra las diferentes capas que encuentran en su propagación, es posible conocer la estructura del mundo subterráneo. El mismo hombre que desarrolló el sonar, el canadiense Reginald A. Fessenden, patenta un método para utilizar la sísmica en la búsqueda de yacimientos minerales.

No es el único que trabaja el tema. Tampoco el primero. Desde el siglo XVI se viene teorizando. Una idea aquí, un invento allá.

La aplicación práctica trasciende las necesidades bélicas y aterriza en la minería. Primero permitió encontrar minas de sal. Y en el siglo XX, a mediados de los años 20, facilitó el descubrimiento de un pozo petrolero. Fue el nacimiento oficial de la sísmica como herramienta de la exploración de hidrocarburos.

Cada nuevo invento la fue haciendo más eficaz y eficiente. De un proceso lento y manual se pasó a uno tecnificado. De imágenes planas a imágenes tridimensionales; de cálculos basados en la agilidad de la mente humana a la pasmosa velocidad del computador. De largas hojas de papeles extendidas en el piso a monitores de 22 pulgadas conectados con doble tarjeta de video.

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La tecnología necesaria para procesos de sísmica requiere toda una instalación en campo para recopilar información de las características del subsuelo.

Con esos datos se alimenta un procesador que al final crea una sección sísmica (2D) o un volumen de datos (3D) para que el especialista analice los resultados.

Ahora, la universidad y la industria colombiana se unen para mostrar una nueva evolución. Se trata de extraer información diferente a partir de los mismos datos. El producto lleva el nombre de “Herramienta y método para compensación de las amplitudes en las imágenes migradas por extrapolación del campo de onda”.

Es el resultado de un trabajo realizado en el marco del convenio entre el Instituto Colombiano del Petróleo y la universidad EAFIT, con el respaldo de la Universidad de Pamplona. Demostró que es posible, con esas mismas ondas que llevan casi un siglo revelando la información estructural del subsuelo, conocer otras propiedades importantes para la caracterización de yacimientos de hidrocarburos: la litología —propiedades físicas y químicas de las rocas— y la saturación de fluidos —presencia de petróleo, gas y agua.

La universidad y la industria colombiana se unen en una nueva evolución. La “Herramienta y método para compensación de las amplitudes en las imágenes migradas por extrapolación del campo de onda” es el resultado de un trabajo realizado entre el Instituto Colombiano del Petróleo y la universidad EAFIT, con el respaldo de la Universidad de Pamplona.

Una perspectiva diferente El nombre del producto se relaciona con la técnica gracias a la cual se obtienen las imágenes sísmicas de las zonas geológicas en exploración. Lo que se desarrolló en el ICP fue una herramienta tecnológica que, utilizando esa misma técnica, permite mantener ciertas propiedades de la información, lo cual a su vez lleva a obtener datos adicionales.

Su uso está concebido para exploración en el mar (offshore).

Las pruebas iniciales se realizaron con información recopilada en el golfo de Morrosquillo, frente al departamento de Sucre, en el Caribe colombiano.

La búsqueda de hidrocarburos es un negocio repleto de incertidumbre. De cada 100 pozos perforados en el mundo, apenas 30 reportan resultados exitosos. Cualquier desarrollo que reduzca esos niveles de incertidumbre es un impacto positivo para el negocio. Más si se aplica a la sísmica, el método de exploración más utilizado en el mundo.

Pero los avances trascienden la prospección de hidrocarburos.

“La otra ventaja es que Ecopetrol debe tener elementos diferenciadores de sus socios desde el punto de vista tecnológico”, señala el físico Herling González Álvarez, del Grupo de Geofísica del ICP. ECOPETROL &nnova / Junio 2011

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Nuevas técnicas frente a la sísmica convencional, mayor información de los yacimientos, una intervención menos invasiva en el medio ambiente y diferenciación frente a la competencia, son algunas de las ventajas del nuevo desarrollo, que de momento no cuenta con una herramienta equivalente en el mundo.

Herling fue la persona que promovió la idea. El mecanismo escogido para pasar de la iniciativa a los hechos fue un convenio con la Universidad EAFIT, gracias al cual la también física Ligia Jaimes Osorio trabajó en el proyecto como tesis de grado para obtener su maestría en Ciencias de la Tierra.

El equipo contó con la participación de la persona que en Colombia, actualmente, cuenta con más formación académica en el tema: Flor Alba Vivas, doctora en Geofísica y Exploración de la Universidad de Bahia (Brasil) y catedrática de Geología Física de la Universidad de Pamplona. Ella venía trabajando de tiempo atrás en la teoría que sirvió de sustento al desarrollo.

Cómo se hizo Herling González compara los resultados del trabajo con el manejo de las imágenes presentes en una fotografía. Con las metodologías convencionales se extrae una foto. Esa foto ha ido mejorando en calidad a lo largo de los años, pero en esencia muestra lo mismo.

Ahora no es solo una foto. Al preservar una cualidad de la señal llamada la amplitud, que tiende a perderse, es como si se tomaran varias fotos desde diferentes ángulos o como si fuera un video: la misma imagen, más información.

Al igual que cualquier proceso investigativo, el punto de partida fue una revisión encaminada a establecer lo que ya había alrededor del tema. Aparecieron desarrollos teóricos desde 1993. Luego vino la codificación de información; crear, adaptar o retomar cálculos; definir variables y fórmulas hasta tener listo el procedimiento.

Lo siguiente era verificar si lo que señalaba la teoría funcionaba en la práctica. Para realizar las pruebas se utilizaron datos previamente recogidos en el Golfo de Morrosquillo. Además de todo el fundamento teórico, este tipo de trabajo necesitó el desarrollo de códigos de programación nuevos y una muy robusta red de computadores.

La prueba demandó que el Clúster ICP de 40 nodos trabajara tres semanas continuas, pero finalmente produjo resultados que para el ojo conocedor significan más información. Incluso, quienes no dominan el tema visualizan mayor nivel de detalle en las imágenes que resultan tras aplicar la técnica.

Esta fase inicial —desarrollada entre febrero y octubre del 2010— pone a Ecopetrol un paso adelante, pues no existe una herramienta que haga lo mismo en el mercado mundial. Pero el trabajo continúa.

De momento solo se ha aplicado a la sísmica en dos dimensiones, y se tiene previsto trabajar para poder utilizarla en 3D. Otros procesos complementarios tienen que ver con desarrollar una interfaz que les facilite el trabajo a los usuarios —ya que actualmente funciona con base en códigos de programación—; disminuir el tiempo de procesamiento de datos y buscar más estabilidad en las condiciones de imagen para zonas de mayor complejidad geológica.

Sin embargo, lo hecho hasta el momento consolida a Ecopetrol como la única organización que ofrece en el mercado un servicio de preservación de la amplitud sísmica. ¡Qué buena onda!

utilidad

La búsqueda de hidrocarburos es un negocio repleto de incertidumbres.

Cualquier desarrollo que reduzca este factor es un impacto positivo para el negocio. Más si se aplica a la sísmica, el método de exploración más utilizado en el mundo.

Herling González Álvarez destacó cinco puntos clave que justifican la inversión en la “Herramienta y método para compensación de las amplitudes en las imágenes migradas por extrapolación del campo de onda”.

1. Desde el punto de vista de la sísmica convencional debe haber nuevas técnicas.

2. Desde el punto de vista de la caracterización sísmica de yacimientos se debe extraer la mayor información posible.

3. Siempre hay actividades que se pueden realizar mejor.

4. La clave es extraer la mayor información posible sin contaminar.

5. Redunda en una menor incertidumbre en la caracterización de los yacimientos basada en sísmica.

Disponer de información para establecer el potencial corrosivo de un crudo a través de su grado de acidez le permite a las empresas tomar mejores decisiones para trabajar con todas las variables que interactúan durante el proceso de refinación y así asegurar la integridad de sus instalaciones y definir alternativas de comercialización.

Problemas viejos, soluciones novedosas

cazadores de acidez Cuando el contenido de ácidos en un barril de petróleo sobrepasa los niveles aceptables, significa corrosión, suciedad, precios “castigados”, baja rentabilidad y peligro para la infraestructura. Ecopetrol busca alternativas para medir la magnitud de ese problema.

El petróleo no viene solo. Puede traer, por ejemplo, hasta tres mil clases diferentes de ácidos. Los ácidos son sustancias corrosivas. Afectan las estructuras que los contienen, procesan o transportan. Su capacidad destructiva va desde un pequeño desgaste hasta pérdida total por ruptura.

Ese problema es un viejo conocido de la industria. Existe una metodología para medirlo, el TAN (Total Acid Number). Si la cifra supera el 0,5% es hora de preocuparse. El afectado debe cuidar sus instalaciones, pues la corrosión por ácido impacta directamente la integridad de la infraestructura de refinación. Ricardo González, experto de la ESSO, señaló en un artículo que la acidez generalmente se registra en equipos que manejan temperaturas entre 230°C y 400°C y están sujetos a altas velocidades o turbulencias como bombas centrífugas y líneas de transferencia de hornos.

Los daños pueden manifestarse en forma de extremos finos, ranuras o incluso agujeros tipo cráter, y requieren tratamientos y cuidados adicionales. Las refinerías que en el mundo pueden manejar esos crudos son pocas. Las opciones incluyen mezclarlos con otros no tan ácidos (blending), construir estructuras en metales resistentes al fenómeno, o utilizar aditivos que inhiban su acción.

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El TAN (Total Acid Number) equivale al peso en miligramos del hidróxido de potasio necesario para neutralizar el contenido de ácido de un gramo de aceite. Es el sistema actual para medir la acidez de un crudo y calcular su potencial corrosivo.

Y si lo que busca es vender el hidrocarburo, la comercialización se complica. Pasa a ser lo que se denomina opportunity crudes (crudos de oportunidad), aquellos crudos pesados que en el mercado se cotizan más barato debido a su alto contenido de azufre, metales o, en este caso, ácidos.

A la hora de negociar el precio del producto o de sus derivados —cuando estos tienen un TAN superior a 1,5— habrá lo que se llama un castigo (rebaja). El TAN es uno de los tres principales determinantes de diferenciales de valor del hidrocarburo después de los grados API y la presencia de azufre.

Colombia ya tiene experiencia en el tema. Mediante el blending se han podido llevar a niveles aceptables e incluso han sido comercializados a buen precio. Pero hacia el futuro se prevé un incremento en insumos de estas características, lo que justifica las alternativas tecnológicas.

El TAN agrupa en un solo cálculo todos los ácidos que se detectan en cada muestra; sin embargo, se ha observado que ciertos crudos con alto TAN no presentan un nivel de corrosividad tan severo, lo cual ha llevado a pensar que no todos los ácidos de un crudo son corrosivos. Por tal motivo, es necesario establecer metodologías que permitan caracterizar los ácidos, teniendo en cuenta que la concentración y el tipo de ácido varían de un crudo a otro, incluso cuando el TAN es el mismo.

Un equipo de Ecopetrol, en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), viene trabajando una alternativa basada en diferenciar los ácidos; lo que abrirá paso a opciones diferentes para establecer el potencial corrosivo de un crudo.

Disponer de esa información de manera precisa y oportuna les permitirá a las empresas tomar mejores decisiones. Ajustar los materiales, regular el flujo, trabajar con todas las variables que interactúan durante el proceso de refinación para asegurar la integridad de las instalaciones y definir alternativas de comercialización.

Un equipo de Ecopetrol, en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), trabaja en una alternativa basada en diferenciar los ácidos; lo que abrirá paso a distintas opciones para establecer el potencial corrosivo de un crudo.

Bajo el título de “Knowing the acid crude nature” (Conociendo la naturaleza del crudo ácido) el tema tuvo una primera divulgación en la “Opportunity crudes conference”, realizada en Houston, Estados Unidos, a finales del 2010. Las preguntas y reacciones de los asistentes evidenciaron el interés internacional en el tema.

El ácido malo Los ácidos nafténicos son orgánicos (contienen carbono).

Vienen del proceso de biodegradación del crudo. A medida que pasa el tiempo, su presencia en los hidrocarburos se reduce debido a los procesos de evolución natural.

Se trata de sustancias que no son solubles en agua, no son fáciles de lavar con los sistemas tradicionales como el desalador u otros procesos purificadores. Aunque representan concentraciones pequeñas con relación al volumen total del crudo, actúan como uno de los factores generadores de corrosión, incluso sin la presencia de agua. Los otros factores que inciden en el fenómeno son la velocidad y turbulencia del flujo, la temperatura, la presión, los materiales y los componentes de azufre.

llegan los ácidos El interés mundial por la acidez de los crudos tiene directa relación con el incremento de este tipo de hidrocarburos. Colombia no es ajena al fenómeno. En el país se han procesado, implementando una estrategia de blending, hidrocarburos hasta con 7 de TAN para obtener una dieta con TAN inferior a 2 (recordemos que el límite aceptado internacionalmente es de 0,5).

Se calcula que entre un 9% y 11% de la oferta total de crudo en el mundo maneja números TAN superiores al 0,5. Esta información, recopilada en diversas fuentes para una presentación del ICP, detectó crudo de alta acidez en todo el mundo, mientras que en Colombia se evidencia en por lo menos 11 campos.

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En el marco de los proyectos de nuevos esquemas de refinación y aseguramiento de la integridad técnica de la infraestructura, las áreas encargadas de la investigación aplicada al procesamiento de crudos pesados en Ecopetrol identificaron la necesidad de incrementar los conocimientos en materia de ácidos.

El análisis de factores como aromaticidad —una condición química de los ácidos nafténicos que incide directamente en su potencial de corrosión— y el peso molecular de los ácidos orgánicos, ha permitido conocer más y sentar las bases para buscar alternativas al TAN al calcular el potencial de corrosión.

Las necesidades organizacionales y el contexto internacional motivaron a los equipos de trabajo de los proyectos de Nuevos Esquemas de Refinación y de Integridad Técnica del ICP a incrementar los conocimientos acerca de los ácidos nafténicos.

Estas características, más las necesidades específicas identificadas por la Gerencia de Refinación de Ecopetrol, conjuntamente con la Refinería de Barrancabermeja en los procesos industriales del complejo, indujeron a los equipos de trabajo de los proyectos de Nuevos Esquemas de Refinación y de Integridad Técnica del ICP a incrementar los conocimientos acerca de la sustancia.

“Conocer en detalle qué tipos de ácido son los que van, basados más en la investigación básica, puede ayudarnos a tomar mejores decisiones. Hacer un esfuerzo que aún no se ha hecho para que tengamos variables que representen el mecanismo por el cual se corroe el material”, explica Haydée Quiroga, Ph.D en Ingeniería Química e investigadora del Instituto Colombiano del Petróleo.

El trabajo se hizo a partir de seis muestras de crudos colombianos. De estas se extrajeron los ácidos nafténicos, los cuales se disolvieron en aceite mineral. “Nos distanciamos un poco de la realidad, porque de momento queríamos alejarnos de las otras variables. En las etapas posteriores de la investigación comenzaremos a involucrar variables como el régimen de flujo y el tipo y concentración de compuestos de azufre”, explica la experta.

Primeros pasos La investigación inicial ha mostrado algunos principios básicos, que deben evolucionar hacia aplicaciones prácticas. La fase siguiente consistirá en hacer las pruebas de corrosión directamente en el crudo como tal para dimensionar el efecto de los demás contaminantes, ya que en esta primera etapa lo que se hizo fue extraer los ácidos y disolverlos en aceite mineral.

Además, se debe aplicar la metodología en condiciones dinámicas similares a las condiciones operacionales reales, de tal forma que se reproduzcan en laboratorio los flujos, temperaturas, presiones y materiales existentes en las unidades de refinación de Ecopetrol.

Los resultados permitirán crear una herramienta para predecir “en caliente” lo que viene en materia de acidez de los crudos y poder definir estrategias de blending, tomar decisiones en torno a materiales y estimar precios para el crudo de oportunidad.

A más largo plazo se piensa en la posibilidad de una tecnología que permita reducir el potencial corrosivo de los crudos mediante la desactivación de estos compuestos.

Las aplicaciones de la herramienta predictiva tienen que ver con la selección de los materiales más adecuados para las unidades, aquellos que tengan mayor resistencia a la influencia de la acidez de los crudos. También servirá para ajustar las condiciones de flujo.

Desde el punto de vista comercial, saber la verdadera tendencia corrosiva de un crudo da margen de maniobrabilidad para negociar su precio en el mercado. Ecopetrol ha iniciado así un proceso en el cual conocimientos básicos de química, corrosión y materiales se traducirán en resultados empresariales.

Conocer es buen negocio.

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I+D+i

indicadores con patas Ecopetrol dispone de una información que nadie más posee: cinco años de seguimiento a datos físicos, químicos y biológicos de los cuerpos de agua en sus zonas de influencia.

Con ellos elabora un sistema de bioindicadores, gracias al cual las comunidades de algas e insectos mostrarán el grado de contaminación en ríos, riachuelos, caños y quebradas de Colombia. Acciones correctivas y preventivas se podrán tomar a partir de los resultados.

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A partir del 2011 un equipo de cinco biólogos visitará 75 puntos de diferentes zonas de Colombia, tanto en temporada seca como lluviosa, en un proceso de recolección de muestras para consolidar los bioindicadores.

Equilibrio ambiental. Dos sencillas palabras que involucran todo.

Naturaleza, seres humanos, empresas, Estado, país, mundo… son los protagonistas. Sus acciones u omisiones determinan el presente y, sobre todo, el futuro de la red que sustenta la vida.

Es algo de conciencia personal y de responsabilidad social, pero también de un marco legal con normas y requisitos; y de protocolos y convenios internacionales. Cuidar el planeta es una de las miles de frases utilizadas para vender el concepto. Otras van más allá: salvar el planeta.

Perlidae (moscas de rocas), Gomphidae (libélulas) y Gyrinidae (cucarrones) forman parte de ese planeta; de nuestro planeta.

Aunque apenas se ven, abundan, sobre todo en las zonas donde hay agua. Y por el simple hecho de existir, cada día se ganan un puesto de avanzada en esa batalla que libra el hombre contra su propia capacidad depredadora.

Lo mismo ocurre con Chironomidae (mosquitos), Oligochaeta (gusanos) y Culicidae (zancudos). Al igual que los anteriormente mencionados, pasan su vida en los ríos, riachuelos, caños y quebradas de Colombia. Pero no son iguales; algunos la pasan mejor cuando, curiosamente, esas aguas han perdido su equilibrio ambiental. Cuando sus características físico-químicas atentan contra otras formas de vida, ellos proliferan.

Porque ellos no son uno, sino miles. Son grupos de insectos.

Pertenecen a lo que los científicos denominan comunidad biológica de macroinvertebrados, criaturas de escaso tamaño, pero

visibles, categoría que también incluye pequeños moluscos y camarones. Años de estudio y observación en diferentes latitudes han permitido establecer una correlación entre la contaminación de las aguas y la diversidad y abundancia de sus macroinvertebrados.

Estas criaturas llevan miles de años viviendo adheridos a rocas y plantas acuáticas, en el fondo, nadando o flotando sobre la superficie. Durante ese tiempo la humanidad ha cambiado, abriendo vía a fenómenos relativamente recientes. La preocupación mundial por la cuestión ecológica. Las normas y regulaciones que, en países como Colombia, generan obligaciones ambientales a las empresas como Ecopetrol. Las actividades realizadas por la petrolera para responder ante esas exigencias. Los análisis fisicoquímicos e inventarios hidrobiológicos de más de 100 lugares en todo el territorio nacional que almacenan el seguimiento constante del 2005 hasta la fecha. El aporte a los procesos hecho por el centro de investigación de Ecopetrol: el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP).

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I+D+i

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Un bioindicador es cualquier organismo vivo que indica el estado ecológico o “salud” de un ecosistema a lo largo del tiempo.

Lo que las autoridades ambientales piden es mantener la calidad de las aguas —en este caso corrientes, como ríos, quebradas, arroyos y caños— en unos niveles mínimos que se miden mediante indicadores físico-químicos. Ahora el ICP ha iniciado el proceso para utilizar esas comunidades de macroinvertebrados con el mismo objetivo. Que insectos y otros bichos —y más adelante unas algas microscópicas que se llaman diatomeas— sean los bioindicadores de la influencia del hombre sobre las arterias por donde circula el líquido vital. Un organismo bioindicador es cualquier organismo vivo que indica el estado ecológico o “salud” de un ecosistema a lo largo del tiempo.

Las familias Baetidae, Tipulidae, Chironomidae, Libellulidae, Culicidae, Leptoceridae y 80 más están destinadas a cambiar de estatus, pues pasarán de ser vecinos de Ecopetrol en sus zonas de influencia a bioindicadores; es decir que actuarán como reporteros de la contaminación. Señales vivientes de la situación ambiental de un entorno. Guías para mostrar una condición y ubicarla dentro de una escala, que en este caso irá de 0 a 10. Así como la inflación muestra el costo de vida, la tensión arterial el comportamiento del corazón y el PIB la economía de una nación, ellos serán indicadores de contaminación. Indicadores con patas.

Insumos valiosos Cada informe que ha realizado Ecopetrol para cumplir con sus obligaciones ambientales desde el 2005 se encuentra archivado. Se trata de más de 3.000 documentos con un seguimiento ambiental y biológico sin par en Colombia, que abarca zonas de influencia de yacimientos y refinerías en Bolívar, santanderes, Putumayo, Huila, Tolima y Llanos orientales.

A partir del 2008 el ICP comenzó a utilizar esos reportes para construir un sistema de bioindicación adecuado a las características de Colombia. Estos sistemas no son algo nuevo en el mundo o en el país, pero la fortaleza del proyecto que adelanta la empresa está en la gran cantidad de datos disponibles, lo que garantiza cobertura y precisión.

El resultado final reflejará el impacto de las actividades sobre los cuerpos de agua, situación que trasciende la industria petrolera. “Nosotros —los humanos— consumimos de una manera bastante acelerada cualquier tipo de recursos y generamos cualquier tipo de contaminación, desde residuos orgánicos domésticos normales hasta residuos industriales. En el caso nuestro (Ecopetrol) vertimientos o residuos sólidos de diferente naturaleza. Cada una de esas condiciones causa una perturbación en el medio ambiente y se puede medir con indicadores específicos más o menos para cada tipo de actividad”, explica la líder del Laboratorio de Biotecnología del ICP, Astrid Lorely Pimienta.

lo que se mide En el mundo de los ecosistemas de aguas dulces, existen dos escenarios: los lénticos o de aguas tranquilas y los lóticos o de aguas rápidas. En estos últimos, Ecopetrol hace el seguimiento de cuatro comunidades biológicas. Los peces, las macrófitas (especies vegetales acuáticas), los macroinvertebrados y organismos del bentos, y las algas (perifiton y fitoplancton), que incluyen a las diatomeas.

Como bioindicadores, los más efectivos son los macroinvertebrados, con los cuales se ha trabajado desde el 2008, y las diatomeas, en las cuales la empresa empezó a profundizar en el 2011.

La bióloga Yasmín Plata explicó que la información recogida “no solo es el tipo de organismo, sino sus relaciones, su abundancia y su diversidad”.

Por eso en las muestras se verifican las siguientes condiciones, todas ellas relacionadas entre sí.

1. Riqueza: cantidad de especies que existen en un lugar determinado.

2. Diversidad: relación entre el número de especies y su densidad. Se habla de diversidades altas cuando el número de individuos está distribuido equitativamente en el número de especies que se encuentran. Las variaciones en las condiciones ambientales generan cambios en la diversidad. Por ejemplo, un evento catastrófico puede implicar un aumento muy grande de caudal.

Existen pocos individuos con la habilidad de agarrarse con esos cambios en la hidráulica de un río. Entonces van a dominar únicamente aquellos con la capacidad de poderse adherir, porque serán los sobrevivientes.

3. Dominancia: es cuando se da una comunidad pobremente distribuida, donde una especie domina sobre las demás. Eso quiere decir que si bien las circunstancias son favorables a esa especie, le son desfavorables a las demás.

4. Equidad: es el inverso de la dominancia, cuando la comunidad está equitativamente distribuida, con una diversidad muy alta.

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calidad del hábitat

El sistema de bioindicación generará una herramienta para establecer categorías que incluirán desde los cuerpos de agua de muy buena calidad hasta los de muy mala calidad. Con su aplicación, las poblaciones podrán disponer de un nuevo método para saber el estado de los cuerpos de agua que satisfacen sus necesidades básicas. Adicionalmente otorgará instrumentos destinados a monitorear aquellas corrientes afectadas por vertimientos derivados de actividades industriales u otras, lo que permitirá realizar acciones correctivas a tiempo.

Se trata de conocimientos que servirán de base para establecer un mapa de los niveles de impacto que haya en los ecosistemas acuáticos donde opera Ecopetrol. Así se podrán priorizar dónde o cómo hacer planes de mitigación o de reducción de impacto; cómo mejorar en los sistemas de tratamiento y en general cómo influir lo menos posible en el medio ambiente.

Los bioindicadores tienen ventajas frente a los indicadores físico-químicos, según explica Yasmín Plata Díaz, bióloga especialista en ecología de ríos: “La caracterización físico-química da las condiciones del momento, pero los organismos vivos son una recopilación histórica de lo sucedido en un momento dado. Ellos responden a una secuencia de eventos de semanas o días antes al momento en que tomamos la muestra. Cuando incluimos la parte biológica en un sistema de indicación como éste, nos permite establecer realmente lo que ha estado sucediendo en un ecosistema más allá de lo que dicen los datos fisicoquímicos in situ”.

Hechos y pendientes En el trabajo han participado la microbióloga Astrid Lorely Pimienta Rueda, la bacterióloga Luddy Patricia Nieto Estévez y los biólogos Fahiesa Ivonne Reyes Barajas, Yasmín Plata Díaz, Hernando Ovalle y Juan David Gutiérrez, con el respaldo internacional de expertos desde Alemania y Argentina.

La construcción de los bioindicadores comenzó con la recopilación de toda la información disponible desde el 2005, la cual fue sometida a una depuración que llevó la base de datos de 3.000 resultados a 373 registros integrados. Posteriormente se analizaron los elementos que definen la caracterización físico-química del agua, con el fin de establecer su índice de calidad. Después de eso, se cruzaron los datos con la presencia de macroinvertebrados, lo que permitió establecer los organismos más tolerantes, los menos tolerantes y cuáles podrían utilizarse como bioindicadores.

La aplicación del formato de calidad del agua en las zonas de influencia de Ecopetrol mostró prevalencia de calidades de agua en los rangos intermedios, más o menos entre los niveles 4 a 8 de una escala de 0 a 10, donde 0 es el peor y 10 lo mejor.

Este tipo de escalas requiere una referencia, datos correspondientes a lugares con poca o ninguna influencia donde las condiciones del ambiente se mantienen en el mejor estado posible. Como los reportes de Ecopetrol no permiten establecer el comportamiento de los bioindicadores en los sitios ubicados en los topes superior e inferior de la escala, a partir de este año se comenzó un proceso de recolección de muestras en lugares que cumplen con esas características “extremas”.

Un equipo de cinco biólogos visitará 75 puntos de diferentes zonas de Colombia, tanto en temporada seca como lluviosa, con el fin de obtener los materiales para las pruebas. Estas serán la materia prima para el análisis en el laboratorio que permite co-

Para establecer los indicadores de calidad del agua, el ICP abordó un tema complementario que se convirtió en un valor agregado para la investigación: el hábitat, es decir los paisajes ubicados alrededor de los cuerpos de agua. La razón, explicó el biólogo Hernando Ovalle, es que las modificaciones de esta variable también influyen en la comunidad de organismos que viven ahí. Por ejemplo, si hay tala de árboles, pueden verse afectadas las especies que se alimentan de las hojas de esos árboles cuando caen al río.

Existe un índice de calidad de hábitat que se aplica en España, para la zona del Mediterráneo. Actualmente se trabaja en su adaptación para Colombia. Se construye con variables hidrogeomorfológicas que consultan datos como tipo de sustrato o suelo, si hay canalizaciones, vivienda, industria, vertimientos, vegetación, cobertura vegetal y vegetación introducida.

En el 2010 se hicieron ajustes y durante el 2011 prosigue el proceso de elaboración, para finalmente caracterizar las fuentes hídricas colombianas en cuanto a su calidad en términos biológicos.

nocer lo que pasa con cada una de las especies, y así poder consolidar el bioindicador.

El resultado final de todo el proyecto será una herramienta, posiblemente sistematizada. Un medio de consulta de los resultados que permita a las personas involucradas entender los niveles de contaminación sin necesidad de ser especialistas y actuar en consecuencia.

La política integral de Ecopetrol incluye entre sus principios el desarrollo sostenible. Asegurar sus objetivos empresariales, sí, pero basados en el equilibrio económico, social y ambiental. No es solo cumplir con las obligaciones legales; es lo que se llama ser socialmente responsable.

Todos los recursos que se puedan canalizar para el logro de ese objetivo son bienvenidos.

Eso incluye a las algas y los insectos.

La construcción de los bioindicadores incluyó análisis de laboratorio para establecer la tolerancia de las diferentes especies a la contaminación de los cuerpos de agua.

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innovaciones exitosas

Un laboratorio de condiciones extremas en el ICP

infiernos a la medida Dos hornos, una termobalanza, un evaluador de corrosión a alta temperatura y una caldera, permiten generar hasta 1.500 grados centígrados y atmósferas altamente corrosivas. Se trata de reproducir los ambientes de las plantas de refinación y petroquímica para escoger los mejores materiales, aprender sobre su comportamiento y proponer alternativas en la producción.

Para saber si construir una planta de combustibles sintéticos a partir de crudos pesados era un buen negocio se necesitaron pruebas con temperaturas hasta de 1.000 °C, en un escenario donde la presión era 15 veces superior a la que experimenta un ser humano sobre el nivel del mar en condiciones normales.

Un verdadero infierno. Similar a otro en el cual temperaturas de 950 °C en una atmósfera corrosiva de oxígeno, monóxido y dióxido de carbono, permitieron seleccionar el material que, instalado en la malla de protección de una planta de cracking, garantizará 10 años de vida útil y un ahorro para Ecopetrol de US$3.300.000.

Un tercer ambiente extremo con temperaturas entre 850 °C y 1.050 °C en presencia de atmósferas altamente corrosivas —generadas por la reacción de descomposición de un hidrocarburo liviano como el metano en ausencia de oxígeno— fue simulado en el laboratorio, para evaluar cómo afectaba la dureza, termofluencia, fragilidad y magnetización de materiales de excelente calidad como el acero HP40 utilizado en un horno industrial.

Ambientes como esos y peores son rutina diaria en los procesos de refinación y petroquímica. Van ligados a fenómenos que determinan la vida de los equipos, las reacciones de las materias primas y el comportamiento de los materiales. Conocer esta información es clave para planear, tomar decisiones empresariales, mejorar los márgenes de refinación y petroquímica, proteger la vida de los trabajadores y cuidar tanto los activos de la empresa como el medio ambiente.

Los hornos horizontales Thermolyne 79500 y Thermolyne 54500 son máquinas diseñadas para analizar la influencia de las altas temperaturas en los materiales, junto con la simulación de ambientes corrosivos en medios sólidos y gaseosos. El primero puede generar en su interior 1.200 °C y el segundo hasta 1.500 °C.

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La infraestructura permite seguir los fenómenos de corrosión que ocurren en hornos y calderas, evaluar los combustibles, monitorear la eficiencia de combustión de los equipos y simular procesos de la industria petroquímica a alta temperatura (por encima de 500 °C) a escala de laboratorio.

En este mismo laboratorio un montaje permitió demostrar que era posible, técnica y económicamente, crear una planta de combustibles sintéticos cuya materia prima fueran los residuos de la refinación de crudos pesados del campo San Fernando, en los Llanos Orientales. Con este fin se generaron todas las condiciones destinadas a producir gas con nueve escenarios distintos de temperatura y entorno.

Cuatro equipos —uno de los cuales es un desarrollo propio del ICP: el Coralt— permiten seguir los fenómenos de corrosión que ocurren en hornos y calderas, evaluar los combustibles, monitorear la eficiencia de combustión de los equipos y simular procesos de la industria petroquímica a alta temperatura (por encima de 500 °C) a escala de laboratorio.

Calores corrosivos

La balanza termogravimétrica es un equipo de alta precisión para medir ganancia o pérdida de masa de una muestra en función del tiempo y la temperatura en un ambiente con atmósfera controlada.

Una forma de acceder a los datos es mediante la experiencia.

Pero esta fuente toma tiempo y cuesta dinero. Es mejor anticipar el posible daño antes de que ocurra, conociendo las reacciones de los elementos ante circunstancias extremas en un medio controlado. No hay que ir al infierno para vivir sus condiciones, cuando estas se pueden reproducir.

En el Laboratorio de Corrosión a Alta Temperatura del Instituto Colombiano del Petróleo existen los equipos para crear infiernos a la carta. En los últimos años, mediante tesis de grado realizadas en convenios con la Universidad Industrial de Santander (UIS) se evaluó un acero inoxidable adecuado para la malla metálica de soporte del antierosivo de la planta cracking UOP II de la Refinería de Barrancabermeja.

También se establecieron parámetros destinados a predecir con mayor precisión la vida útil de los materiales que conforman los hornos donde se produce el etileno, además de generar recomendaciones sobre las temperaturas y condiciones críticas que podrían impactar negativamente la vida de los tubos en los que se lleva a cabo el proceso.

Cuando Ecopetrol tomó la decisión de buscar en los crudos pesados la alternativa nacional a la crisis de combustibles que afecta al mundo, se generó una serie de problemas que anteriormente no existían. Por ejemplo, crecieron los contaminantes derivados de procesos de refinación.

En el caso del craqueo catalítico, aumentaron los niveles de corrosión en la infraestructura. En particular un equipo que requiere mallas de acero inoxidable —material que pese a su denominación no es inmune a la corrosión que resulta de la acción del carbono y el oxígeno, sumada a las altas temperaturas— fue uno de los más afectados. Una parada de planta realizada en el 2006 mostró evidente deterioro en la estructura de la UOP II, una de las unidades de craqueo catalítico de la Refinería de Barrancabermeja.

El Instituto Colombiano del Petróleo abordó la búsqueda de una solución al problema basado en una tesis de grado realizada por la ingeniera química Mariam Alejandra Monsalve Ortiz, de la Universidad Industrial de Santander, con la dirección de los ingenieros metalúrgicos Darío Yesid Peña Ballesteros (UIS), José Martín Lizcano (ICP) y Julián Flórez Quiroga (ICP).

Se trataba de generar las mismas condiciones de la cracking UOP II; lo que implica someter el material a temperaturas entre 760 °C y 950 °C durante periodos continuos de 700 a 1.000 horas, en atmósferas con contenidos de dióxido de carbono hasta del 14% (en la atmósfera corriente este gas representa un 0,04%).

Los hornos horizontales Thermolyne 79500 y Thermolyne 54500 son máquinas diseñadas para analizar la influencia de las altas temperaturas en los materiales, junto con la simulación de ambientes corrosivos en medios sólidos y gaseosos. El primero puede generar en su interior 1.200 °C y el segundo hasta 1.500 °C.

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innovaciones exitosas

Las simulaciones de ambientes corrosivos a altas temperaturas ayudan a evaluar, cuantificar, controlar y prevenir riesgos potenciales. La infraestructura tecnológica lleva a datos fundamentales a la hora de buscar soluciones, como nuevos materiales y barreras térmicas contra los efectos de la corrosión sobre los materiales en servicio de los diversos procesos afectados.

El Coralt es un equipo desarrollado por Ecopetrol para simular atmósferas corrosivas y procesos de combustión en hornos y calderas.

El proyecto tuvo un gran impacto en la Refinería de Barrancabermeja, ya que permitirá aumentar el tiempo de vida útil de la malla aproximadamente en 10 años, —tiempo durante el cual se cambiaría la estructura actual cuatro veces—, lo que demandaría una inversión de US$3.300.000, dinero que se ahorra la empresa.

Los hornos fueron igualmente utilizados en otra tesis relacionada con los crudos pesados, realizada por los ingenieros químicos Laura Smith Moreno Arciniegas y Fabio Ernesto Rodríguez Corredor, bajo la dirección de los ingenieros químicos Luz Edelmira Afanador Rey (ICP) y Jorge Luis Grosso (ICP).

Se trataba de buscar una opción para darle una salida rentable a los asfaltenos, un subproducto derivado del desasfaltado con solvente —que separa los segmentos livianos y pesados del crudo­—. Concretamente se trabajó con muestras del crudo de la formación San Fernando, perteneciente al campo Chichimene, del departamento del Meta.

Una alternativa era la gasificación mediante temperaturas hasta de 1.000 °C, presión y un gasificante (vapor de agua, oxígeno, aire o una mezcla de ambos), con el fin de producir syngas, materia prima para combustibles sintéticos.

algunos servicios La evaluación de fenómenos de corrosión en laboratorio con equipos que generan diferentes tipos de atmósfera de combustión a alta temperatura, permite, entre otras opciones, ampliar los criterios de diseño de equipos y mejorar las políticas de operación, mantenimiento o reposición de componentes. Estos son algunos de los servicios que ofrece el Laboratorio de Corrosión a Alta Temperatura del Instituto Colombiano del Petróleo: ゝ Simulación de procesos petroquímicos. ゝ Evaluación de materiales bajo atmósferas corrosivas a alta temperatura. ゝ Evaluación de resistencia de nuevos materiales. ゝ Evaluación de catalizadores. ゝ Evaluaciones de polímeros. ゝ Simulación de procesos de combustión. ゝ Gasificación de asfaltenos. ゝ Determinación de composición por degradación térmica.

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fuegos artificiales

La cámara de combustión es una planta piloto diseñada para evaluar el comportamiento de los combustibles durante el proceso de combustión.

Para conocer el proceso, mediante una prueba piloto, se hizo un montaje en el laboratorio para la gasificación de asfaltenos en el horno Thermolyne 54500 y posterior recolección del syngas.

El resultado fue la materia prima para un análisis económico que avaló la factibilidad comercial de la iniciativa.

Pasos reveladores El etano es un hidrocarburo en forma de gas que al ser sometido a altas temperaturas rompe sus moléculas, generando etileno, compuesto que entre otras cosas sirve para producir polietileno y alcoholes. Este proceso se llama pirólisis térmica, el cual se lleva a cabo en hornos que se ven afectados por el carbono presente en el ambiente, fenómeno conocido como carburización.

La carburización es un mecanismo de daño que altera las propiedades mecánicas y de resistencia a la corrosión de los materiales afectados, reduciendo su tiempo de vida.

Los ingenieros químicos Laura María Díaz Burgos y Juan Carlos Amézquita García abordaron el tema en su tesis de grado, que evaluó las condiciones de una aleación que había sido expuesta al fenómeno de daño de una planta de refinación. Los dirigieron Jaqueline Saavedra Rueda, líder del tema de corrosión a alta temperatura del Instituto Colombiano del Petróleo y los investigadores del grupo especializado en corrosión de la UIS, GIC, liderado por los doctores Dionisio Laverde y Darío Yesid Peña Ballesteros y el magister Custodio Vásquez Quintero.

En el trabajo se utilizó el horno tubular Thermolyne 79500 y la balanza termogravimétrica Thermax 300, un equipo de alta precisión que permite medir ganancia o pérdida de masa de una muestra en función del tiempo y la temperatura en un ambiente con atmósfera controlada. Además entrega datos sobre la velocidad de variación de masa en tiempo real.

Con temperaturas hasta de 1.050 °C y ambientes carburizantes tanto sólidos como gaseosos, la investigación permitió ampliar el conocimiento sobre los cambios estructurales del material y, por ende, obtener una predicción más aproximada de su vida residual, además de lograr relacionar apropiadamente el fenómeno carburización con otra condición perjudicial como la coquización, presente en el proceso.

El Coralt y la cámara de combustión son dos equipos desarrollados por el ICP para simular los procesos de combustión a altas temperaturas.

El primero de ellos fue construido a finales de los años 90, cuando Ecopetrol necesitó un equipo capaz de generar y simular las atmósferas corrosivas presentes a altas temperaturas en la combustión de hidrocarburos.

Un estudio reveló que las ofertas disponibles en el mercado internacional demandaban una inversión de US$480 mil. Esto debido a que existían cuatro fenómenos que debían ser objeto de estudio: oxidación, carburación, sulfidación y hot corrosión (daños en calderas por alta temperatura). Para cada modalidad era necesario adquirir un equipo distinto, cuyos precios unitarios eran de US$120 mil, sin incluir gastos de importación.

Un grupo de investigadores, conformado por José Aníbal Serna, Héctor Danilo Ordóñez, Moisés Alberto Urbina y Edgar Mauricio Vargas, diseñó y construyó el Coralt, a un costo final de US$50 mil, que es un simulador de atmósferas corrosivas y de procesos de combustión en hornos y calderas.

Una ventaja evidente frente a las opciones que había en ese momento es que el Coralt genera los diferentes tipos de atmósfera de combustión a alta temperatura y permite evaluar los cuatro fenómenos corrosivos mencionados, de manera simultánea o combinada, como ocurre en los procesos industriales.

También sirve para realizar análisis en un rango amplio de temperaturas sin modificar la naturaleza de la atmósfera evaluada. Durante la operación del equipo se mantiene un control total de variables en tiempo real y permite la correlación entre los fenómenos de corrosión y las propiedades de los materiales expuestos con el empleo de probetas estandarizadas.

Por su parte, la cámara de combustión es una planta piloto diseñada para evaluar el comportamiento de los combustibles durante el proceso de combustión.

Este equipo puede generar y resistir temperaturas hasta de 1.450 °C. Su diseño, sistema de control y programas de manejo de información permiten adelantar investigación de condiciones operacionales durante los procesos, características de los combustibles y de los productos de la combustión, mecanismo de formación e inhibición de contaminantes, efectos del uso de aditivos, evolución de las especies químicas en la llama y corrosión de alta y baja temperatura en equipos térmicos, entre otros.

La unidad piloto reproduce las condiciones de la industria, permitiendo el desarrollo de técnicas más eficientes y menos contaminantes.

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innovaciones exitosas

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En este laboratorio un montaje permitió demostrar que era posible, técnica y económicamente, crear una planta de combustibles sintéticos cuya materia prima fueran los residuos de la refinación de crudos pesados del campo San Fernando, en los Llanos Orientales.

El infierno tiene un uso Evaluar, cuantificar, controlar y prevenir riesgos potenciales.

Para eso sirven las simulaciones de ambientes corrosivos a altas temperaturas. Son ejemplos de una infraestructura tecnológica cuyo uso lleva a datos fundamentales a la hora de buscar soluciones, como nuevos materiales y barreras térmicas contra los efectos de la corrosión sobre los materiales en servicio de los diversos procesos afectados.

La industria petroquímica requiere aumentar su productividad, lo cual implica un incremento de temperaturas sin aumentar las paradas no programadas de las plantas. Lo anterior justifica la inversión que se haga en la investigación de los mecanismos de daño por corrosión a alta temperatura y en la evaluación en laboratorio de aleaciones resistentes a este tipo de fenómenos, señala Jaqueline Saavedra Rueda, líder del tema en el ICP. Entre el Instituto Colombiano del Petróleo y las refinerías de Ecopetrol se han realizado programas de “Evaluación de integridad y estimación de vida residual de equipos en Ecopetrol” desde 1991. Durante este programa se han encontrado y revisado daños acumulados en los equipos de proceso fabricados con aleaciones de aceros de diferente tipo.

También se desarrollaron aleaciones de hierro modificadas para la industria de generación eléctrica térmica y nuclear, que debido a su buen comportamiento en servicio se adoptaron en la industria del petróleo. En Colombia, a partir de diciembre de 1992, se instalaron tuberías de este tipo en reemplazo de las aleaciones ferríticas convencionales en un horno de viscorreducción.

El grupo de investigaciones en corrosión de la Universidad Industrial de Santander, en asocio con el Instituto Colombiano del Petróleo y con financiación de Colciencias, desarrolló un programa de corrosión a alta temperatura. El objeto principal de estudio fue el comportamiento de estas aleaciones en servicio. Al correlacionar con los datos de laboratorio, se elaboraron modelos teóricos que involucraban simultáneamente fenómenos corrosivos como la oxidación, la carburación y la sulfidación, específicamente para la industria de Refinación y Petroquímica.

Tras una etapa donde la infraestructura se proyectó preferencialmente a las investigaciones enmarcadas en convenios con instituciones de educación superior, el laboratorio ha tomado nuevos aires para ofrecer sus servicios a la industria.

También se formó un equipo interinstitucional, con profesionales del Instituto Colombiano del Petróleo, la Refinería de Barrancabermeja, la Universidad de Antioquia, la Universidad Nacional de Medellín y la Universidad Complutense de Madrid, para realizar estudios de modelamiento y simulación del proceso de pirólisis y de la combustión de los hornos de etileno de la planta petroquímica.

Este trabajo multidisciplinario permitirá generar conocimientos encaminados a tener mayores rendimientos de los hornos, mejor control de las temperaturas y mayor aprovechamiento energético.

Lo que se obtiene con la investigación ayuda a disminuir costos de operación y mantenimiento para aumentar la confiabilidad de los equipos y, por ende, su rentabilidad.

Así que ya no es necesario ir al infierno para vivir sus condiciones. En el Instituto Colombiano del Petróleo le fabricamos uno a la medida de sus necesidades.

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un “gurú” virtual para el recobro mejorado Conoce 18 métodos diferentes. Maneja información de 800 campos, hace predicciones y compara prácticas empresariales. Genera resultados a bajo costo por ser “de la casa”. EcoEOR es el consultor ideal para las decisiones sobre cómo sacar más petróleo de los yacimientos colombianos.

Ecopetrol tiene una meta. Producir en el 2020 un millón trescientos mil barriles diarios de petróleo. Para llegar allá recorre tres caminos de manera simultánea. El de la exploración: buscar nuevos yacimientos. El de la expansión: adquirir campos descubiertos por otros. Y el del incremento: aumentar la producción en cerca de 280 campos que posee actualmente.

Todo camino demanda un guía. Y el del incremento tiene uno muy bien informado. Este personaje permite conocer en detalle 18 métodos de Enhanced Oil Recovery (EOR), que se refieren a todos los procesos utilizados para recuperar hidrocarburos de yacimientos en los que ya se ha extraído todo lo posible con lo que se denominan métodos primarios.

EcoEOR brinda soporte a los ingenieros de yacimientos para evaluar los planes de producción, con el objeto de incrementar el factor de recobro y aumentar la disponibilidad de petróleo en Colombia.

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innovaciones exitosas

El producto se desarrolló mediante un trabajo en dos frentes: la creación de una base de datos analógica con proyectos de recobro mejorado a escala mundial, y la creación, integración y programación de cuatro módulos que permiten escoger el método más adecuado según el campo.

Así trabaja

Desde un ambiente virtual EcoEOR entrega datos reales que resultan de aplicar simultáneamente técnicas como el screening, las analogías, el benchmarking y la predicción analítica.

También está documentado en 800 experiencias reales de todo el mundo que le sirven como criterio de comparación, y entre todas las opciones que resultan de combinar variables es capaz de escoger la más adecuada para un campo específico.

También anticipa los resultados. Y “cobra” barato.

No come, no duerme y no se cansa, porque este “gurú” es un software llamado EcoEOR , desarrollado en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) por un equipo conformado por Martha Trujillo, Gustavo Maya, Rubén Castro, Diana Mercado, Jorge Eduardo Sandoval, Ana María Jiménez, Yorleth Reyes y Andrea Sánchez.

Alineado con las necesidades de Ecopetrol, el ICP tiene un programa de Incremento de Factor de Recobro (IFR). Allí nació la herramienta, destinada a brindar soporte a los ingenieros de yacimientos para evaluar los planes de producción, con el objeto de incrementar el factor de recobro y aumentar la disponibilidad de petróleo en Colombia.

La herramienta permite realizar un análisis completo acerca de la aplicabilidad de procesos EOR en un campo determinado, a bajo costo y de una manera rápida.

Ejecuta criterios de selección (screening) de 18 métodos, basados en la comparación de ciertas propiedades específicas del yacimiento y de los fluidos del campo bajo estudio. Complementa esto con la identificación de estructuras similares a partir de una base de datos que abarca aproximadamente 800 campos de los cinco continentes.

También aplica una metodología de comparación con experiencias exitosas (benchmarking), la cual permite determinar la probabilidad de éxito de aplicación de un método EOR específico, y finalmente maneja modelos de predicción de resultados.

Con esta herramienta, la Superintendencia de Yacimientos de Ecopetrol evalúa desde el 2010 las diferentes alternativas de desarrollo en todos sus activos.

Cabe anotar que en Colombia el factor de recobro —porcentaje de petróleo que se extrae de un yacimiento— oscila entre 19% y 24%. La meta es incrementar esa cifra hasta un 30%. El EcoEOR permite identificar de manera simple, rápida y a bajo costo los métodos de recobro con potencial de aplicación en un campo o yacimiento.

Integración y difusión Al unificar el screening, las analogías, el benchmarking y la predicción analítica, EcoEOR le facilita al ingeniero el método que técnicamente aplica mejor a un campo que busque incrementar el factor de recobro.

El producto se desarrolló mediante un trabajo en dos frentes principales: la creación de una base de datos analógica con aproximadamente 800 proyectos de recobro mejorado a escala mundial, y la creación, integración y programación de los cuatro módulos.

La herramienta se encuentra terminada y fue declarada producto tecnológico en diciembre de 2010.

Ha sido presentada con éxito ante públicos especializados en diversos escenarios, como el foro de entorno tecnológico “Incremento de Factor de Recobro” realizado en Bucaramanga en 2010; el Work Shop EOR “Mario Leschevich”, en Ciudad de Neuquén, Argentina, y la reunión de Ingenieros de Petróleos SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference en Lima, Perú.

innovaciones exitosas

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65O grados dentro de un computador ECOFURSIM es un simulador de hornos de refiner铆a desarrollado en el ICP para anticipar el comportamiento del petr贸leo en estos equipos, con el fin de disponer de informaci贸n que sustente decisiones de inversi贸n.

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ECOFURSIM permitió escoger entre dos propuestas para renovar tuberías de un horno. Antes de hacer la respectiva compra, el simulador anticipó el comportamiento de la infraestructura con cada una de ellas.

Las tuberías del horno alcanzaron una temperatura de 1.200 grados Farenheit (unos 650 grados centígrados) y respondieron exitosamente. No hubo una gota de sudor en el proceso. El operador no tenía elementos de protección personal: ni gafas, ni botas, ni ropa especial. Y pese a la altísima temperatura, combinó su trabajo con una taza de café caliente.

El horno pertenece a la infraestructura de refinación del Complejo Industrial de Barrancabermeja. Recibió la carga de petróleo crudo, la procesó, le aplicó las temperaturas necesarias para ir realizando sus conversiones sucesivas y finalmente generó el nuevo producto. El operador no tuvo que manipular un solo barril, aunque manejó más de siete calidades de petróleo, solo para empezar.

Y cuando todo terminó, ni siquiera había comenzado. Porque se trató de una simulación virtual del comportamiento de la unidad industrial. Se realizó en ECOFURSIM, aplicación desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo, dentro del programa de refinación, por los ingenieros Fabián Andrey Díaz Mateus y Jesús Alberto Castro Gualdrón.

Combinado con otras herramientas, el programa permite conocer, sin necesidad de encenderlos, el comportamiento de hornos de refinería con tres geometrías diferentes, las cuales representan el 80% de las estructuras existentes.

Su aplicación, por ejemplo, permitió escoger entre dos propuestas para la renovación de tuberías de una instalación de este tipo, ya que antes de hacer la respectiva compra, el simulador ECOFURSIM anticipó el comportamiento de la infraestructura con cada una de ellas.

Esa información se tradujo en el ahorro de unos 10 mil pies cúbicos de gas/hora, equivalentes a más de un millón de dólares/año.

Aunque en el mercado se consiguen otros simuladores, ECOFURSIM fue un desarrollo propio que además dispone de una ventaja frente a otros productos: puede simular lo que va a pasar con la carga de entrada, es decir, el petróleo.

cia de calor, el simulador tiene un menú que en la mayoría de los casos ofrece de dos a tres opciones.

En un horno industrial ocurren dos procesos independientes: el “lado proceso”, por donde viaja la carga que se calienta, y el “lado combustión”, en donde se quema el combustible que eleva la temperatura de la carga.

ECOFURSIM calcula todas las propiedades de la carga mediante su propio paquete termodinámico. Además, establece la hidráulica detallada y los patrones de flujo bifásico. Calcula también la transferencia de calor, por radiación y convección, en el lado combustión.

Con toda esta información el simulador genera sus resultados, que, interpretados por los expertos, se convierten en materia prima para decisiones empresariales. Las pruebas realizadas hasta ahora muestran un margen de precisión mínimo del 95% cuando se compara el desempeño con datos reales de corridas en los mismos hornos.

Mediante un trabajo combinado con ECOFURSIM y CFD (Dinámica Computacional de Fluidos, por su sigla en inglés) en el ICP se han simulado y diseñado exitosamente diferentes tipos de hornos industriales, con lo cual el instituto está a la vanguardia en simulación computacional, compitiendo cabeza a cabeza con empresas reconocidas como Petrochem y Hamworthy.

Así sí vale la pena calentarse.

Paseo rápido La versión inicial del programa está en un lenguaje de programación llamado Fortran, pero con el fin de facilitar su manipulación se diseñó una interfaz amigable en Visual Basic.

El usuario inicialmente “construye” el tipo de horno con el que va a trabajar. Puede seleccionar entre tres tipos de cámara (caja, trapecio o cilindro) y diseñar la tubería con características como cantidad, longitud y diámetro.

La carga que se aplicará durante la simulación tiene dos opciones. En la primera existen siete cargas prediseñadas, equivalentes a igual número de crudos colombianos. La segunda posibilidad es configurar una diferente a las anteriores a partir de dos variables: la densidad y lo que se conoce como curva TBP (True Boiling Point), que distingue diferentes tipos de petróleo y define los rendimientos que se pueden obtener de los productos por separación directa.

Factores como temperatura, presión y flujo del petróleo al ingresar al horno, y las características del gas con que funcionará la estructura, forman parte de otras variables que se pueden ajustar en el simulador.

Las reacciones físico-químicas se calculan mediante las ecuaciones más utilizadas internacionalmente. Para condiciones como densidad del vapor y el líquido, viscosidad, presión o transferen-

ECOFURSIM, combinado con otras herramientas, permite conocer el comportamiento de los hornos de refinería con tres geometrías diferentes, sin necesidad de encenderlos. Estos representan el 80 por ciento de las estructuras existentes.

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Creatividad y geomecánica

rocas que hablan Caprichosas, inestables, fracturadas, húmedas, polvorientas, arenosas, sensibles. Así son las rocas que hacen parte de las formaciones geológicas donde están los hidrocarburos. Pruebas basadas en principios físicos permiten conocerlas mejor y tomar decisiones clave para el éxito de la producción petrolera. Pero los métodos tradicionales no siempre funcionan. Los investigadores del Instituto Colombiano del Petróleo no dejan que esta circunstancia les saque la piedra. Buscan alternativas.

El desarrollo de nuevas tecnologías e instrumentos es una de las actividades del Laboratorio de Geomecánica de Rocas del Instituto Colombiano del Petróleo, destinadas a obtener información de las muestras de roca del subsuelo o en superficie (afloramientos), con el fin de reducir el riesgo exploratorio en la búsqueda de hidrocarburos.

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nuevas tecnologías

el tamaño sí importa Grande es la altura para cambiar la bombilla de una farola. Grande es el océano para cruzarlo en solo seis horas. Grandes eran las estructuras de los primeros computadores, que ocupaban pisos completos.

El hombre se inventó la escalera, el avión y el microchip. Estos ejemplos demuestran que para las tres circunstancias se desarrollaron tecnologías que compensaron las diferencias de magnitud.

Desde hace tres años, el Instituto Colombiano del Petróleo viene trabajando en la solución a un problema de esos, de tamaño. Tiene que ver con las muestras para las pruebas de mecánica de rocas.

Con estas pruebas se conocen indicadores clave como la envolvente de falla, que permite saber qué tanto esfuerzo aguanta una roca antes de romperse. Combinado con otros, el dato le facilita a las empresas petroleras evaluar la productividad de los yacimientos, diseñar los mecanismos que garantizan la estabilidad del pozo, definir las condiciones para inyectar agua o para el manejo de los excesos de arena.

Las pruebas se hacen con segmentos que deben cumplir determinadas condiciones de tamaño y forma. Estas son fáciles de obtener cuando se trata de estructuras macizas. Pero no todas son así. Existen muchas que por su consistencia se rompen muy fácilmente y simplemente no dan el tamaño o son muy complicadas de extraer.

El ICP desarrolló un dispositivo y una metodología para hacer las pruebas —garantizando los mismos niveles de precisión en los resultados— con muestras no convencionales, es decir más pequeñas y en las que no se puede obtener la geometría tradicional

Ese es un primer problema. Pero no el único. Ecopetrol se encuentra interesado en la explotación de un tipo particular de yacimiento llamado gas shale. Gas es lo que produce y shale es el tipo de roca donde se produce. Las shale también son lo que técnicamente se describe como “altamente fracturables”.

Y hay más. Los tapones que se utilizan en los estudios de geomecánica se desprenden de los corazones de roca, segmentos extraídos durante las perforaciones, parte de los cuales son propiedad de la Litoteca Nacional, integrada a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Además de la enorme inversión que demanda obtenerlos —unos $1.000 millones por pie; cada pie equivale a unos 33 centímetros — la ANH decidió restringir el tamaño de las muestras, para proteger estos activos de la Nación.

El problema, sencillo de describir, demanda soluciones complejas. Se trataba de desarrollar un dispositivo y una metodología para hacer las pruebas —garantizando los mismos niveles de precisión en los resultados— con muestras más pequeñas y en las que no se puede obtener la geometría tradicional. A eso se le llama muestras no convencionales.

Una vez identificado el desafío, el trabajo comenzó con la búsqueda de opciones. Tras analizar lo que había en el mundo se encontró un sistema desarrollado por la Universidad de Oklahoma, pero creado para medir una característica diferente.

Lo primero era diseñar y construir otro. Lo hicieron, como trabajo de grado, los ingenieros mecánicos Hernán Darío Mantilla Hernández y Javier Enrique Reyes Tarazona, con la dirección de Jenny Mabel Carvajal, líder del laboratorio de Mecánica de Rocas del ICP, y Pedro José Díaz Guerrero, ingeniero mecánico de la Universidad Industrial de Santander.

El trabajo finalmente generó dos prototipos: uno con un diseño similar al de la Universidad de Oklahoma y otro con un diseño diferente, que permite reproducir mejor la influencia de las fuerzas sobre la roca.

Las primeras evaluaciones han mostrado que evidentemente se puede trabajar con menor cantidad de roca, lo que permite acceder a formaciones sensibles y ahorrar recursos. Además, los resultados son más rápidos con relación a los sistemas tradicionales.

Sin embargo, la preparación de la muestra es muy exigente. El escaso tamaño obliga a ser absolutamente precisos en los contornos y la contextura de la superficie.

En 2011 comenzó la fase de evaluación de los prototipos, realizando con ellos pruebas a formaciones ya revisadas con métodos tradicionales. También se cruzarán los resultados con los del equipo de la Universidad de Oklahoma, lo que implica el trabajo adicional de diseñar una metodología para unificar la información.

Pero poco a poco van quedando atrás los tiempos en que la respuesta a una petición que involucrara muestras de shale o areniscas fracturadas era un “no se puede” o un “vamos a tratar” que en el 95% de los casos terminaban en un “no se pudo”.

La tecnología y la creatividad solucionan los problemas de dimensiones. Porque el tamaño sí importa; pero no tanto.

29 Geomecánica: aplicación de principios geológicos y de ingeniería al comportamiento de los suelos, del agua subterránea y al uso de estos principios a la ingeniería civil, ingeniería de minas, ingeniería de costas e ingeniería ambiental en el sentido más amplio.

Definición de la Australian Geomechanics Society.

El sistema de terminales de cristal permite medir las consecuencias de la concentración de esfuerzo, las fuerzas y presiones que vienen del mundo que rodea a las formaciones donde reposan los hidrocarburos.

ver a través del sonido Han pasado millones de años desde el último instante en que algunas vieron la luz del día. Siglos y siglos en los que la Tierra ha ido acumulando su historia sobre ellas. Capas geológicas. Rocas de diferentes características. Y un día, la mano del hombre llegará hasta esos puntos de las profundidades en busca del petróleo.

Parece una operación de burda mecánica, pero requiere la precisión de un cirujano. El conocimiento acumulado a lo largo de años de experimentación e investigación, de aciertos y fallas, les permite a quienes perforan conocer reacciones de las fuerzas que de una u otra manera afectan la estabilidad de la profundidad de la Tierra en la medida en que se perfora, se construye y se explota.

Siempre hay preguntas que se hace todo el mundo. ¿Cómo es la concentración de los esfuerzos? ¿Cómo actúan todas esas fuerzas y presiones que vienen del mundo que rodea a las formaciones donde reposan los hidrocarburos? Este es un concepto que combinado con otros sirve para saber en qué dirección crecen las fracturas, las acciones necesarias para garantizar la estabilidad de un pozo a sus diferentes profundidades, o cómo se presenta el daño en la roca desde el punto de vista geomecánico.

El objetivo está completamente fuera del alcance del ojo humano. Cubierto por toneladas y toneladas de capas geológicas, y sumergido en las entrañas del mundo. Pero la ciencia le ha enseñado al hombre a ver con sonidos. La técnica es la tomografía acústica. La misma técnica que muestra al niño mientras crece en el vientre de su madre, permite acceder a los datos de concentración de esfuerzos.

La aplicación ofrece múltiples opciones tecnológicas disponibles en el mercado. La señal acústica que atraviesa determinada superficie revela datos de la misma. La teoría habla de una relación entre la velocidad de propagación del sonido y la concentración de esfuerzos, condición que aumenta al mismo tiempo con la profundidad.

Sin embargo, y específicamente en el mundo de los hidrocarburos, las rocas no son solo profundidad. Tienen otras características como densidad, porosidad, contenido de fluidos. La existencia de estos factores motivó al Instituto Colombiano del Petróleo

a iniciar una investigación para medir cómo influyen esas fuerzas en los resultados de la tomografía, en busca de una metodología para interpretar las representaciones gráficas de las variaciones en velocidad.

“En un laboratorio usted puede controlar cada uno de los factores separadamente: puede extraer cuáles son las partes que afectan la concentración de esfuerzos y hacer un ensayo muy similar al que hacen en el registro de pozo, pero a condiciones controladas que le permiten establecer esa verdadera ley, la que está dominando la concentración de esfuerzo”, explica la líder del Laboratorio de Mecánica de Rocas del ICP, Jenny Mabel Carvajal.

Ha sido un trabajo complejo que comenzó en el 2005 y ha implicado solucionar, uno a uno, los problemas prácticos derivados del desafío de crear las condiciones que garanticen resultados realistas.

La metodología se montó a escala de laboratorio. Demandó una estructura que incluye módulo de adquisición de datos, osciloscopio, generador de pulsos eléctricos, intercambiador de señales, un sistema de terminales de cristal para instalar hasta 12 en cada muestra y una máquina de compresión triaxial. La combinación de todos los elementos permite simular la concentración de esfuerzo y medir sus consecuencias.

Pero como esta no es la única variable, el paso siguiente consiste en disponer de filtros que aíslen la influencia de otros elementos como la presencia de fluidos. Esos filtros no existen; parte del trabajo consiste en diseñarlos y construirlos. Entretanto, se hizo un modelo físico —especie de maqueta— en el que se pueden hacer algunas pruebas.

Allí, en el laboratorio, el sonido se abre paso como una alternativa para conocer las características del subsuelo.

Esas rocas tienen mucho que decir.

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las grietas son predecibles

Este prototipo sirve para predecir el comportamiento que tendrán las fracturas derivadas de las fuerzas aplicadas durante los procesos de producción de hidrocarburos.

Les pasa a las casas viejas, o a las ubicadas al lado de una construcción. Las fuerzas acumuladas a lo largo de los años, o las nuevas derivadas de la obra vecina generan grietas en las paredes. A veces el problema se soluciona con cemento y pintura, en casos extremos la vivienda puede quedar inhabitable.

A los pozos petroleros también les pasa. Allí las fracturas no están a la vista. En ocasiones ya existen, en otras se derivan de las fuerzas ejercidas durante la perforación. Incluso, en algunos casos se generan intencionalmente para mejorar la producción.

Aunque no se pueden ver, sí es posible predecir su comportamiento. Existen pruebas de laboratorio y equipos destinados a obtener esa información. Qué tanta fuerza se necesita para producir la fractura y el camino que va seguir la grieta.

En el ICP desde el 2009 se trabaja en el desarrollo de un equipo que permita medir el “índice subcrítico de fractura”, un parámetro que ayuda a conocer, antes y durante la perforación, si la formación en la que se está trabajando es susceptible de fracturarse o se encuentra fracturada.

El trabajo arrancó con una tesis de grado de los ingenieros mecánicos Miguel Fernando Palencia Muñoz y Sergio Fernando Celis, dirigida por Pedro José Díaz y Jenny Mabel Carvajal.

A partir de este trabajo se diseñó y construyó el prototipo, que si bien tomó algunos elementos de un modelo desarrollado inicialmente en la Universidad de Texas, introdujo mejoras que lo hacen más amigable como un software para procesar la información, la portabilidad y la opción de utilizarlo para obtener datos adicionales al índice subcrítico.

Durante el 2011 se realizarán todos los ensayos para validar la precisión de la información recogida con el prototipo. De acuerdo con el resultado, se pasaría a utilizar el equipo no solo en el laboratorio sino en los campos.

para moldear rocas inestables El mundo se viene formando desde el principio de los tiempos, pero no todas sus estructuras han llegado a la misma consistencia. Así como existen algunas que son rocas sólidas, en Colombia y en los ambientes marítimos es posible encontrar formaciones que no son compactas; están conformadas por trozos de diferente tamaño que no están unidos entre sí. A cada trozo de estos se le llama grano.

Las pruebas de geomecánica que permiten conocer la forma en que reaccionan las rocas a cambios de esfuerzo, presión y temperatura se hacen con segmentos extraídos mediante un taladro que saca tapones, es decir, cilindros de roca compacta.

Pero cuando se trata de granos sueltos, lo que resulta es una masa endeble que se desmorona o a la cual es imposible darle el molde de cilindro.

Hasta ahora, la solución ha sido congelar las muestras para que mantengan la forma. Eso tiene un problema y es que distorsiona los resultados. En el momento de hacer los ensayos resulta información que no corresponde a la realidad.

En el Instituto Colombiano del Petróleo el Laboratorio de Mecánica de Rocas trabaja en una alternativa basada en el torneado de la arcilla. Como se sabe, este sistema consiste en que la masa amorfa se coloca sobre una base que gira, y con sus manos el artesano le va dando forma.

El principio sería el mismo, pero el mecanismo diferente: un sistema automatizado provisto de lijas con movimiento circular

para producir un cilindro de esas formaciones inestables, pero sin afectar sus propiedades.

El respectivo diseño ya terminó y al cierre de la presente edición se trabajaba en la adquisición o fabricación de las piezas pendientes para proceder al montaje, con el fin de iniciar la fase de experimentación.

Las pruebas de geomecánica que permiten conocer la forma en que reaccionan las rocas a cambios de esfuerzo, presión y temperatura se hacen con segmentos extraídos mediante un taladro que saca tapones, es decir, cilindros de roca compacta.

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“La mecánica de rocas es la ciencia teórica y práctica del comportamiento mecánico de las rocas y de los macizos rocosos; es la rama de la mecánica referente a la respuesta de la roca y del macizo rocoso a los campos de fuerza de su ambiente físico”.

Definición del US National Comite on Rock Mechanics (1974).

Los cavings pueden llegar a ser fuente para conocer características de las rocas que actualmente se establecen mediante pruebas de laboratorios con muestras mucho más grandes, gracias al dispositivo desarrollado por el Instituto Colombiano del Petróleo.

pequeños pero reveladores Cuando se perfora un pozo de petróleo, salen a la superficie pequeños trozos de roca llamados cavings. El Instituto Colombiano del Petróleo diseñó y construyó el prototipo de un dispositivo portátil que permitiría utilizarlos como muestras para realizar directamente en el campo algunas pruebas —acústicas y de resistencia— destinadas a determinar características cuyo conocimiento orienta actividades para garantizar la estabilidad del pozo.

El dispositivo incluye en su estructura dos grupos de piezas que permiten abordar tipos diferentes de ensayos. Tiene unos cristales que pueden vibrar y generar señales acústicas de alta frecuencia, lo que permite medir la velocidad a través de la cual se propagan en segmentos muy pequeños, hasta de cinco milímetros.

Esta velocidad es un indicador de la concentración de esfuerzo. Otra pieza es un tornillo calibrado que permite ir ajustando la muestra y recibiendo información acerca de la fuerza aplicada, hasta que se produzca la ruptura.

Aunque se trata de un proceso incipiente, permitiría ahorrar tiempo y recursos al trasladar directamente al lugar y momento de la perforación actividades que actualmente requieren llevar rocas a los laboratorios, que además deben someterse a complejos procesos de preparación.

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ese coque ya no es un duro Un pariente cercano del limón ayuda a optimizar el mantenimiento periódico de las plantas de refinación. La empresa cuida sus trabajadores, ahorra dinero e incrementa su productividad.

Primero en laboratorio y luego a escala industrial, Ecopetrol demostró que el ácido cítrico hace un trabajo indispensable en menos tiempo, reduciendo el impacto ambiental y sin generar efectos secundarios sobre la infraestructura.

Lo de las dietas pesadas no es solo asunto de seres vivos. En la refinación de hidrocarburos se les llama dietas a las diferentes cargas que llegan a las plantas industriales diseñadas para procesar combustibles. Y algunas son particularmente pesadas. Por ejemplo, las que maneja la viscorreductora II de la Refinería de Barrancabermeja.

El trabajo de los hornos de la viscorreductora II consiste en transformar —con altas temperaturas— la capacidad de los hidrocarburos para fluir a través de los diferentes sistemas de transporte. Lo que les llega son los fondos que quedan después de procesar los crudos pesados: los elementos más viscosos y contaminados de un producto que de por sí es viscoso.

Semejante carga demanda trabajo duro, y va dejando residuos en los equipos y sus tuberías, algo así como el colesterol en las arterias. Semestralmente es imperativo detenerse para hacer mantenimiento. Y cada día que el horno se encuentra fuera de servicio se pierde tiempo y dinero.

Gracias a la aplicación de ácido cítrico durante la parada de la Viscoreductora, la película de coque, dura como roca sólida, se convirtió en una especie de piedra pómez, lo que facilitó su remoción por medios mecánicos.

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Al evaluar opciones, de las cuatro posibles (calor, medios mecánicos, “marranos” y limpieza química) se escogió la química, que ya contaba con dos antecedentes: el ácido clorhídrico y el ácido acético. Entonces surgió la idea de usar ácido cítrico, sustancia presente en casi todos los alimentos e inocua para la salud.

Las mediciones y verificaciones realizadas a estructuras sometidas a diversas condiciones de temperatura y presión mostraron la efectividad del ácido cítrico sobre la dureza del coque.

un ácido multiusos La inocuidad del ácido cítrico queda demostrada con sus múltiples aplicaciones en la industria de los alimentos. Estas son algunas de ellas. ゝゝBebidas: saborizante y regulador del pH; incrementa la efectividad de los conservantes antimicrobianos. ゝゝDulces y conservas: acidulante y regulador del pH para lograr una óptima gelificación. ゝゝCaramelos: acidulante y regulador del pH, con el objetivo de alcanzar la máxima dureza de los geles. ゝゝVerduras procesadas: en combinación con ácido ascórbico, previene la oxidación. ゝゝAlimentos congelados: ayuda a la acción de los antioxidantes, inactiva enzimas previniendo coloraciones indeseables, inhibe el deterioro del sabor y el color. ゝゝFrutas y hortalizas enlatadas: previene la oxidación enzimática y la degradación del color, resalta el sabor. ゝゝAceites y grasas: previene la oxidación. ゝゝConfitería y repostería: se utiliza como acidulante, resaltador de sabores y para optimizar las características de los geles. ゝゝQuesos pasteurizados y procesados: en forma de sal, como emulsificante y texturizante. ゝゝLácteos: estabilizante en cremas batidas. ゝゝProductos de la pesca: para bajar el pH en presencia de otros conservantes o antioxidantes. ゝゝCarnes: se utiliza como auxiliar del procesado y modificador de textura.

Información tomada de http://www.alimentosargentinos.gov.ar/0-3/revistas/r_12/citrico.pdf ECOPETROL &nnova / Junio 2011

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En el momento de la parada se evidencian los remanentes.

Uno de los efectos más evidentes es el coque —combustible sólido derivado del petróleo, parecido al carbón—. Es un material cuya composición química incluye carbono, hidrógeno, oxígeno, calcio, sodio, azufre, níquel y vanadio. Lo anterior, más el efecto de las altas temperaturas, promueve su acumulación dentro de la tubería, taponándola. Parte fundamental de las acciones de mantenimiento es removerlo; no solo porque obstaculiza la circulación de la carga, sino porque afecta la eficiencia térmica del horno y amenaza la integridad de la tubería.

Estas consideraciones llevaron a una propuesta: buscar una forma más eficiente de eliminar el coque, de tal manera que se redujera el tiempo de parada. Entraban en consideración dos elementos adicionales: la gente y el entorno. ¿Cómo reducir el impacto ambiental que genera el proceso de limpieza? Y, ¿cómo proteger al máximo la salud de quienes participan en él?

La solución se orientó por el lado de la familia de los limones: ácido cítrico, el elemento presente en la fruta, la cual, de hecho, pertenece junto a la naranja y la mandarina a los cítricos.

Un cuidadoso proceso de evaluación, análisis, experimentación y verificación permitió establecer que el ácido cítrico era el más adecuado para facilitar el ablandamiento del coque en las condiciones requeridas.

El ácido no hace el decoquizado, sino que fragiliza el coque que luego es extraído por medios mecánicos. Las pruebas realizadas con diferentes concentraciones convirtieron una película dura como roca sólida en una especie de piedra pómez.

los peligros del coque Estos son algunos riesgos de la coquización en los equipos, de acuerdo con lo reseñado por Aníbal Serna y Wilson Afanador en su libro Hornos de viscorreducción H – 2801.

Oxidación externa: ocasionada por la atmósfera del horno a la temperatura de servicio y por un control inadecuado del decoquizado térmico.

Carburación interna: causada por ambientes con alta actividad de carbono y por operaciones de decoquizado térmico.

Arqueado o desviación: originado por desigual temperatura de choque de llama en los tubos coquizados.

Ruptura: producida por diversos factores, como llama directa y deposición de coque.

Temperatura de chimenea: debida a que las capas de coque disminuyen la transferencia de calor del medio hacia la carga, lo cual incide en un aumento de la temperatura de los gases de chimenea.

Daño por limpieza mecánica: se presenta en operaciones de decoquizado mediante métodos mecánicos, produciendo en la superficie interna mayor rugosidad y rayado, afectando la integridad del tubo.

Daño por limpieza química: debido a que la limpieza con sustancias químicas es riesgosa, ya que pueden afectar por corrosión la superficie interna de los tubos, se debe tener especial cuidado en su manipulación por parte de los operarios.

Parte fundamental de las acciones de mantenimiento del horno es remover el coque de la tubería; no solo porque obstaculiza la circulación de la carga, sino porque afecta la eficiencia térmica del horno y amenaza la integridad del equipo.

clientes

En síntesis, el ácido cítrico garantizaba bajo impacto en el medio ambiente, protección de la salud humana, eficacia, efectividad, costos adecuados y leves efectos sobre la tubería del horno.

La metodología, resultado de un trabajo conjunto entre el Instituto Colombiano del Petróleo y la Refinería de Barrancabermeja, significa para Ecopetrol ahorros del orden de los $760 millones durante las dos paradas anuales. Con la aplicación del nuevo producto, el decoquizado de las tuberías se reduce en dos días por parada y más de cuatro días por año. La disminución de costos suma $275 millones y se generan $485 millones adicionales por disponibilidad operacional.

Los resultados quedaron confirmados durante la parada realizada a finales de enero y principios de febrero de 2011. El nuevo producto será aplicado en la parada general de la Unidad de Balance en septiembre del 2011. También puede ser utilizada en los hornos de delayed coking y en la tubería de producción.

Es una opción limpia y eficiente para un problema que nunca va a terminar… aunque ya no va a ser tan duro.

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Lo que se logró fue reducir el tiempo de exposición del personal de mantenimiento a actividades de alto riesgo e incrementar la disponibilidad operacional de la unidad viscorreductora.

los complementos El trabajo que permitió determinar que el lavado químico con ácido cítrico era el método más adecuado para decoquizar la tubería de la planta viscorreductora II de la Refinería de Barrancabermeja demandó crear, sobre la marcha, dispositivos y diseños necesarios para optimizar su aplicación.

La fase inicial nació como parte del semillero de investigación ICP-UIS. Las siguientes etapas de concepción, diseño y pruebas del producto tecnológico fueron un trabajo conjunto del Instituto Colombiano del Petróleo y la Refinería de Barrancabermeja.

De las cuatro opciones posibles (calor, medios mecánicos, “marranos” —especie de taladros impulsados por agua que recorren el tubo limpiándolo— y limpieza química) se escogió la química, que ya contaba con dos antecedentes: el ácido clorhídrico y el ácido acético. Ambos eran buenos limpiadores pero contaminaban, afectaban la salud de los funcionarios y generaban efectos nocivos sobre la tubería.

Entonces surgió la idea de usar el ácido cítrico, sustancia presente en casi todos los alimentos e inocua para la salud. Su validez debió confirmarse con pruebas en los laboratorios y plantas piloto del ICP destinadas a establecer, entre otras variables, la temperatura y la concentración adecuada para lograr el resultado esperado con la aplicación.

El objetivo era que el ácido ablandara el coque adherido a las paredes de los tubos para luego extraerlo por medios mecánicos. Se trataba, entonces, de establecer el efecto del ácido sobre la dureza del coque, para lo cual era necesario hacer mediciones antes y después de su utilización.

Cuando se hicieron las pruebas apareció un problema. Los equipos disponibles en el Instituto Colombiano del Petróleo para medir la dureza del material cumplían con su propósito antes de aplicar la sustancia. Sin embargo, una vez el ácido hacía efecto era necesario un equipo diferente llamado indentador, el cual mide la dureza de los materiales extremadamente delicados sin destruirlos. El dispositivo con las características específicas para este proceso no existía ni en el ICP ni en Santander; así que, a partir de la documentación disponible, el centro de investigación de Ecopetrol diseñó y elaboró el instrumento de medición.

En refinería Finalizado el trabajo en el laboratorio, se realizó la validación del proceso con la Refinería de Barrancabermeja. Al pasar de la fase experimental a las condiciones operacionales fue necesario considerar nuevas variables como la velocidad del flujo, ya que la prevista inicialmente estaba fuera del alcance de los equipos disponibles en este complejo industrial. Otro elemento revisado fue la incidencia del lavado químico sobre las uniones soldadas.

Aplicar el ácido en la viscorreductora generó un desafío adicional: diseñar y construir toda la logística. Este proceso, igualmente importante, va desde la compra del ácido y crear una zona de acopio, hasta diseñar el sistema para conectar la tubería con el vehículo que contenía el químico. Asegurar el ensamble, evitando cualquier tipo de fuga, implicó diseñar y construir otro dispositivo, un mecanismo especial diseñado por la gente del ICP y la refinería.

Desde el punto de vista técnico, lo que se logró fue reducir el tiempo de exposición del personal de mantenimiento a actividades de alto riesgo e incrementar la disponibilidad operacional de la unidad viscorreductora.

Pero más allá de los resultados empresariales, fue un trabajo en equipo que requirió la sinergia y el conocimiento de diferentes dependencias de Ecopetrol, integrando la participación activa, el compromiso y la máxima colaboración de todas las áreas involucradas. Eso es excelencia operacional, compromiso con la vida y protección del medio ambiente.

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clientes

Aseguramiento de la integridad mecánica en pozos

al rescate de los pozos Múltiples factores pueden generar fugas en los pozos. La buena noticia es que existen formas de prevenirlos; la mala es que resulta muy difícil aplicarlas en todos al mismo tiempo.

Ecopetrol desarrolló una metodología para seleccionar aquellos con mayores riesgos, determinar cuáles son sus puntos débiles y solucionar problemas priorizando tanto el punto de extracción, como su entorno.

Es una imagen típica del cine. El chorro de líquido negro brota con fuerza inusitada de la tierra. Bajo la columna de oro negro aparecen hombres sudorosos y sucios. A veces celebran: es el descubrimiento de un nuevo pozo. En otras ocasiones libran épicas batallas para cerrar una válvula o contener de alguna forma el chorro que fuera de parámetros resulta destructor y contaminante. Es una emergencia.

La realidad no suele ser tan espectacular, pero en cambio es mucho más compleja. La extracción de petróleo es tarea de alto riesgo, no solo para el personal encargado de los trabajos desde la superficie, sino para el medio ambiente donde se adelanta la explotación. Existen por lo menos 15 posibles fallas (ver recuadro) que, en un momento dado, pueden terminar generando lo que técnicamente se denomina descargas no controladas de fluidos del yacimiento.

La corrosión, el desgaste derivado de la erosión, las acciones realizadas para estimular el flujo de los hidrocarburos, las fallas cometidas cuando se dejan las instalaciones listas para producir (completamiento), las consecuencias derivadas de intervenciones —como reacondicionamientos, servicios con taladro y mantenimiento—, los fenómenos geológicos, y las pruebas y condiciones de diseño, amenazan una o varias de las ocho barreras con que cuentan los pozos, destinadas a prevenir la presencia de hidrocarburos en el lugar equivocado.

La metodología para el manejo de integridad de pozos se había aplicado –hasta el 2010- con éxito en 83 de cada 100 pozos productores de Ecopetrol en Colombia.

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Cuando esto sucede se refleja sobre la operación, la infraestructura, la confiabilidad, la disponibilidad, el cumplimiento de las regulaciones ambientales, la salud ocupacional, la seguridad industrial y los costos.

Existen soluciones técnicas, operativas y organizacionales para mitigar esos riesgos. Son por lo menos 79 acciones diferentes y complementarias. Algunas son costosas y complejas, otras no tanto. No es rentable, ni siquiera posible, pensar en abarcar de manera simultánea el total de pozos de uno o varios yacimientos.

La clave, entonces, es priorizar para proteger los activos más importantes de Ecopetrol.

Un equipo interdisciplinario de la empresa abordó el problema. Inicialmente se hizo una prueba piloto en los campos de producción Apiay, Suria, Reforma-Libertad, Castilla, Castilla Norte y Chichimene, en el departamento del Meta.

Funcionarios del área de producción y del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) diseñaron y aplicaron exitosamente una estrategia que permitió identificar riesgos y priorizar acciones para mejorar la seguridad de la producción. El resultado final es una metodología para el manejo de integridad de pozos. Hasta el 2010 se había aplicado con éxito en 83 de cada 100 pozos productores de Ecopetrol en Colombia.

Un esquema similar para las unidades inactivas y abandonadas, desarrollado posteriormente, se ha trabajado en una tercera parte de estos activos.

En todos los casos, el esquema se puede comparar con un embudo. El número de trabajos realizados en los Llanos Orientales —la prueba piloto— así lo muestra. El punto de partida eran 217 pozos. De entrada se descartaron 22, debido a que se encontraban abandonados, inactivos, con inyección o en perforación.

Al priorizar los 195 restantes, 38 resultaron en riesgo alto. Para cada uno se estableció la probabilidad de ocurrencia de 15 incidentes diferentes a partir de cinco categorías: no aplica, despreciable, bajo, medio y alto.

Una vez se tomó la decisión de ampliar el programa a todo el país, los resultados han sido los siguientes: sobre un total de 5.685 pozos productores, inactivos y abandonados a noviembre de 2010 se han revisado 3.107, de los cuales 1.167 estaban inactivos o abandonados.

De los 1.940 restantes, 513 resultaron en riesgo alto. A cada uno se le ha ido evaluando la probabilidad de que ocurran incidentes, lo que ha permitido, hasta el momento, un diagnóstico detallado y planes de acción para 351 pozos productores.

Con la radiografía detallada de cada estructura viene el diseño de actividades de mitigación a cuatro o cinco años, para asegurar la integridad de aquellos componentes instalados como barreras de contención. A la vez, el proyecto genera beneficios económicos, al prevenir trabajos de mantenimiento no programado y pérdidas por suspensiones en la producción.

Los resultados del programa piloto fueron recogidos en un artículo que lleva las firmas de José Alexander Estévez Lizarazo, Ricardo Andrés Rojas Moreno, Mauricio Herrera Polanía, Miguel Mateus Barragán, Ludwing Alfonso López Carreño y David Ernesto Castellanos Barajas. El texto recibió difusión en www.oilproduction.net, sitio especializado en información técnica y noticias del Upstream.

El ciclo de vida de un pozo petrolero pasa por cinco etapas: diseño, construcción, operación, mantenimiento, inactividad y abandono.

fallas potenciales en los pozos El ciclo de vida de un pozo petrolero pasa por cinco etapas: diseño, construcción, operación, mantenimiento, inactividad y abandono. Acciones realizadas durante cada una de estas fases pueden generar por lo menos 15 posibles fallas diferentes, cuyo potencial de ocurrencia es evaluado con la metodología de gestión de integridad de pozos productores.

1. Colapso de tubing de producción.

2. Colapso de revestimiento hacia adentro del pozo.

3. Colapso de revestimiento hacia afuera del pozo.

4. Colapso del liner de producción hacia adentro del pozo.

5. Colapso del liner de producción hacia afuera del pozo.

6. Falla en la integridad del cemento.

7. Falla en los empaques de fondo.

8. Ruptura del tubing de producción.

9. Ruptura del revestimiento o liner de producción.

10. Pérdida de integridad de válvula de subsuelo.

11. Falla de tubing hanger (rosca, penetrador; orificio del cable).

12. Falla en el colgador o casing hanger.

13. Falla en válvulas del cabezal del pozo.

14. Mala alineación de las unidades de bombeo mecánico.

15. Fuga en la caja de prensa estopas.

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clientes

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Integridad es la capacidad de operar bajo condiciones controladas sin riesgo de fallas que conlleven a pérdidas de vidas humanas, derrames de hidrocarburo o pérdidas económicas.

El último elemento, la producción diferida, considera el tiempo requerido para reparar una falla y la incidencia de estas acciones en la producción.

Segundo filtro

Posteriormente, la metodología ha sido divulgada en las Jornadas de Mantenimiento ACIEM y en el Congreso Latinoamericano de Corrosión, realizado en Ecuador, donde se destacaron las características innovadoras de la propuesta.

Primer filtro En la industria petrolera, el concepto de integridad se relaciona con el buen estado de la infraestructura. En los pozos, el camino tradicional hacia ese objetivo era detectar el deterioro de los equipos a partir de la aplicación de estándares.

Ese enfoque cambió. Hoy no solo se considera el daño en las máquinas y estructuras, sino las posibles consecuencias para las instalaciones, los procesos y el medio ambiente.

El modelo —a partir del cual se categoriza el riesgo en bajo, medio y alto— tiene en cuenta cinco variables: el tipo de levantamiento, la agresividad del flujo, el número de eventos, la producción diferida y la ubicación en zonas de alta consecuencia.

Para generar o incrementar la presión que permite extraer el petróleo —cuando la de origen natural no es suficiente—, se acude a diversos métodos. Esto se conoce como levantamiento artificial y es el primer criterio de evaluación. Las opciones incluyen bombeo mecánico, bombeo hidráulico, bombeo electrosumergible y Gas Lift. Cada uno tiene su propio nivel de riesgo.

No es solo la forma de sacarlo, sino lo que se saca. La presencia de agua, arena, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y parafinas determinan la denominada agresividad del fluido (segundo criterio); es decir, su capacidad para promover fenómenos de corrosión, los cuales a mediano o largo plazo pueden generar daños a la infraestructura.

El tercer y el cuarto parámetro se relacionan con el número de intervenciones aplicadas al pozo durante su vida en producción y su ubicación física, respectivamente. Para el primer caso se consideran todos los trabajos que hayan generado pérdida de tiempo por parada y suspensiones en la producción. En el segundo, el riesgo se calcula a partir de dos variables: la posibilidad de fuego y la distancia entre las instalaciones y las zonas pobladas.

En la industria petrolera, el concepto de integridad que tradicionalmente se relacionaba con el buen estado de la infraestructura hoy en día también considera las posibles consecuencias para las instalaciones, los procesos y el medio ambiente.

La recopilación de esta información permitió clasificar 513 pozos en el nivel de riesgo alto. Para 351 se ha definido el listado de 15 posibles fallas, las cuales amenazan las barreras de contención; es decir, aquellas piezas o estructuras que impiden fugas del fluido. Incluyen tubería, revestimiento, cemento, cables, unidades de bombeo y válvulas.

Se trató, entonces, de mirar el diseño, la construcción y selección; las pruebas iniciales y de verificación, el medio ambiente, el monitoreo, el mantenimiento y las condiciones de operación de cada uno para establecer dónde y cuándo se podía dañar; así como las potenciales consecuencias ambientales, personales, económicas, de imagen o para los clientes.

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El resultado final son cuadros con el detalle de toda esta información, los cuales permitieron generar un plan a cuatro o cinco años con las 79 acciones que involucran: actividades clave y apropiadas, metas y objetivos, roles y responsabilidades; todo con el respectivo análisis costo/beneficio e integrando y organizando todas las actividades que día a día se ejecutan en el control de producción de cada unos de los campos.

El plan incluye rediseñar algunas secciones, realizar pruebas, generar nuevos procedimientos, ejecutar obras complementarias, implementar programas de tratamiento químico, establecer programas de monitoreo, actualizar los planes de contingencia de pozo y capacitar a los trabajadores en el manejo de procedimientos.

Para inactivos y abandonados Como la metodología demostró su efectividad para los pozos en producción, el equipo de trabajo decidió ajustarla para aplicarla

en aquellos fuera de servicio, pero con posibilidades de reactivación (inactivos) o en los que ya no son explotables (abandonados).

El inventario en todos los campos de Ecopetrol encontró 3.359 pozos en las dos condiciones. Se escogieron las superintendencias de La CiraInfantas y De Mares, en el Magdalena Medio, para las pruebas piloto.

En este caso, los criterios con los cuales se establecieron los niveles de riesgo son las emanaciones, la influencia de trabajos de recobro mejorado en infraestructuras cercanas, la presencia y el estado de válvulas de control, el tiempo de inactividad, el aseguramiento de la locación y la cercanía a zonas pobladas.

La evaluación inicial en la Superintendencia de Mares abarcó 158 pozos abandonados y 248 inactivos. De los primeros, dos fueron calificados en alto riesgo y de los segundos, 25. Al igual que en la metodología inicial, el paso siguiente es definir las acciones —denominadas asegurar el pozo— para solucionar el problema.

Así, tanto en las instalaciones activas como en las inactivas y abandonadas se prioriza la inversión para reducir los niveles de riesgo. El siguiente reto es que la metodología se utilice desde el diseño de los nuevos pozos o cuando haya cambios de condiciones. Esto permitiría mitigar el riesgo en las primeras etapas, cuando están las mayores oportunidades de evitar los problemas posteriores.

Con lo que se ha hecho, y con lo que se prevé hacia el futuro, gana la empresa, gana el entorno y gana la gente que trabaja en los yacimientos.

Ese sí es un final feliz para cualquier película.

el modelo Este es el modelo de gestión de integridad de activos que aplica la Vicepresidencia de Producción de Ecopetrol, a partir del cual se creó la metodología para los pozos.

1. Levantamiento, revisión, integración y cargue de información en bases de datos.

2. Evaluación de la susceptibilidad a amenazas y consecuencias que más afectan la infraestructura.

3. Evaluación inicial del riesgo mediante la aplicación de evaluación de integridad y la matriz de valoración del riesgo de Ecopetrol.

4. Elaboración del plan de acción como producto de la evaluación inicial del riesgo.

5. Ejecución de este plan de acción.

6. Actualización de la información, manejo del cambio y reevaluación del riesgo para establecer nuevamente el plan de acción como parte de la mejora continua del programa y el dinamismo que implican los procesos de producción.

7. Como parte del aseguramiento continuo, se definió la evaluación del programa de integridad que se realiza mediante seguimiento a los indicadores.

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entrevista

Geología estructural, avances y desafíos

así encaja el petróleo en el rompecabezas del planeta Diez millones de años son poco tiempo. Un movimiento exageradamente lento y perpetuo moldea cordilleras y desplaza continentes. Hechos ocurridos antes de la primera señal de vida determinan la existencia del hombre. Montañas que se arrugan lentamente crean condiciones para que se forme el petróleo, dejando huellas que guían al moderno buscador de hidrocarburos. Historias contadas por Peter Robert Cobbold, director de investigación del Centro Nacional de Investigación Científica de Francia (CNRS).

Peter Robert Cobbold es doctor en Geología Estructural y director de investigación del Centre National de la Recherche Scientifique (Centro Nacional de investigación Científica) de Francia.

Al cierre de esta edición de Ecopetrol &nnova resuenan los ecos del terremoto de Japón. El desastre natural puso en la agenda informativa un tema que se ha movido durante los últimos 4.000 millones de años. Las placas tectónicas, planchas gigantescas de roca sólida que flotan sobre un mar de magma. Son las piezas de un gigantesco rompecabezas que, unidas, conforman el planeta que llamamos Tierra. Y aunque se mueven a la misma velocidad con que crecen las uñas de una persona, han sido las encargadas de esculpir el mundo que nos rodea.

Una historia mucho más reciente culmina cuando, por efecto de su propia fuerza o impulsado por uno de los métodos inventados por el hombre, el petróleo brota de las profundidades. Es el fin de una evolución que ha corrido paralela a la del globo terráqueo, nuestro planeta, donde el movimiento de esas placas tectónicas ha jugado un papel fundamental.

Peter Robert Cobbold, doctorado en Geología Estructural y director de investigación del Centre National de la Recherche Scientifique (Centro Nacional de investigación Científica) de Francia, lleva 30 años estudiando y trabajando en este tema, dentro de un campo de desarrollo profesional y académico que incluye tectónica, dinámica de cuencas, presión de fluido, modelamientos físicos y simuladores computacionales.

Consultor internacional, argentino de nacimiento y de nacionalidad británica, vino a Colombia a participar en la reunión de evaluación del proyecto de Cronología de la Deformación en Cuencas Subandinas del Instituto Colombiano del Petróleo, que se realizó en Barichara, Santander.

Formó parte de un grupo de 14 expertos que aprovecharon el encuentro para divulgar investigaciones de cadenas montañosas

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La formación de cadenas montañosas debido a la colisión entre placas tectónicas recibe el nombre de orogénesis.

en África, América, Asia y Europa, enmarcadas en la complejidad geológica que ha generado el levantamiento y la deformación de las capas depositadas a lo largo de millones de años.

Más de 120 publicaciones en medios especializados, sumadas a experiencia de campo en Europa, Asia Central, América y África lo convierten en el guía ideal para un viaje en el tiempo y el espacio por todo lo que implica el movimiento de las placas, la génesis de las montañas y los océanos, su influencia sobre los climas y el desarrollo del ser humano, su influencia en la formación del mundo mineral en general y del mundo de los hidrocarburos en particular y cómo ese conocimiento se ha convertido en una herramienta clave para la exploración petrolera.

“Lo común en la historia evolutiva de la Tierra es el hecho de que se ha ido enfriando desde que se formó, pero afortunada-

mente también hay producción de calor interno, si no estaríamos muy fríos. Ese proceso de enfriamiento causa circulación en la parte profunda, en el manto, y esto tiene muchas consecuencias porque mueve las placas que hay en la superficie de la Tierra”.

Ese movimiento genera choque entre las placas, lo que a su vez hace que sus zonas límite se levanten, en lo que técnicamente se denomina orogénesis. Así nacen las montañas que en círculos especializados se llaman orógenos.

¿Cuáles son los sistemas montañosos más activos en el mundo?

“Probablemente los que están en Asia Central, el Himalaya, porque sucede que la India se está moviendo hacia el norte y choca con Asia. Eso genera mucha deformación y rupturas en el continente. Después de estos, los Andes también son muy activos”.

¿Cuál es el sistema que más se parece a los Andes?

“La placa del Pacífico se está metiendo debajo del continente suramericano y eso es un poco particular. Hay otros sitios en el mundo donde sucede lo mismo, incluso en Europa, pero ninguno de manera tan fuerte como los Andes. Tal vez el más parecido es Indonesia”.

Pese a su belleza natural y a que llama la atención de expertos de todo el mundo, la geología colombiana no es de las más complejas del mundo.

Hay zonas que son mucho más complicadas “y tal vez eso sea una suerte para Colombia”, señala el experto.

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entrevista ¿De todas las herramientas que se han inventado en geociencia cuál es la que ha logrado develar un poco más los secretos de la Tierra?

En el fondo de los océanos se encuentra información que ha confirmado, en los últimos 50 años, muchos de los datos sobre el movimiento de las placas que conforman el planeta Tierra.

“¿De los instrumentos o de las observaciones? Porque si fuera de los instrumentos, sin duda, yo diría que es la geofísica, la sísmica; o sea lo que yo decía, la ‘ecografía’, lo que se usa mucho por ejemplo en Colombia para la exploración petrolera. En todo el mundo se ha usado ese método, que ha permitido muchos avances. Ahora, creo que se ha logrado más avance, curiosamente, con la simple observación de las cosas en la superficie”.

¿De Darwin a nuestro tiempo han variado ostensiblemente los conceptos que se tienen de nuestra Tierra?

“Han variado mucho. Y ha habido una serie de observaciones que han sido muy importantes y contundentes. Lo más importante fue probablemente la que hizo en su tiempo Francis Bacon en 1500 y Alfred Wegener en 1912. Se dio cuenta de que las costas de Suramérica y África se podían juntar. Tenían casi la misma forma y la gente empezó a darse cuenta de que los continentes se habían separado. Y efectivamente es el caso, y esa es probablemente la observación más impactante que se haya hecho. Por simple que parezca”.

¿Cuál de las épocas prehistóricas ha influido más en la configuración de lo que conocemos hoy como la Tierra?

“Yo diría que la época más reciente es la que ha tenido más efectos, el Cenozoico (los últimos 65 millones de años), porque casi todas las montañas que vemos hoy son recientes, y eso controla mucho el clima, la hidrografía, la población, la agricultura. El relieve actual de la Tierra es muy moderno”.

Probablemente la observación más importante en la historia de la geología fue la que hizo en su tiempo Francis Bacon (año 1500) y reiteró Alfred Wegener en 1912. Se dieron cuenta de que las costas de Suramérica y África se podían juntar, lo que demostró que parte de las playas del mundo alguna vez habían estado unidas en un solo continente.

conocimiento para mostrar ¿Cuál es el más complejo de todos los sistemas?

“El Himalaya es más complejo, porque es más local. La India es relativamente pequeña, choca contra Asia en un punto y todo el efecto alrededor es más variable que los Andes. Los Andes son más uniformes, más largos”.

¿Con los avances de la ciencia y la tecnología se han logrado resolver todos los interrogantes en términos de evolución de la Tierra o aún quedan preguntas cuyas respuestas son un misterio?

“Quedan muchos interrogantes. Los humanos estamos en la superficie, entonces hemos recorrido la superficie mirando lo que hay y después, poco a poco, con instrumentos de prospección o haciendo pozos, haciendo lo que llamamos registros geofísicos como ecografías, hemos podido interpretar lo que está pasando hasta una profundidad de cinco o seis kilómetros. Después con otros métodos vamos llegando a profundidades de 30 kilómetros o más, pero a medida que queremos investigar a mayor profundidad es más difícil y los resultados no son tan completos; nos falta mucho por aprender”.

“Durante tres años, cerca de 80 personas de diferentes países, lideradas desde el Instituto Colombiano del Petróleo, han adelantado el proyecto investigativo de Cronología en la Deformación de Cuencas Subandinas, que de cierta manera tuvo un corte de cuentas en el taller de Barichara. El resultado de esta labor es conocimiento nuevo que, adicional a su utilidad en la prospección de hidrocarburos, permite consolidar la presencia de Colombia a través de Ecopetrol en la comunidad científica y empresarial internacional”.

Andrés Roberto Mora Bohórquez, geólogo que lidera la iniciativa en el ICP, explica que el uso de los instrumentos científicos y técnicos más avanzados se ha traducido en conceptos nuevos. Hechos cuya comprensión no era del todo clara ahora han sido investigados y catalogados.

“Más que técnicas, son los conceptos e ideas que permiten entender cómo evoluciona un sistema petrolífero, un orógeno, una cuenca. Ese conocimiento hay que mostrarlo como una fortaleza para atraer a socios, ganar terrenos con competidores”.

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Son todavía muchos los interrogantes sobre la evolución geológica de la Tierra pendientes por resolver, ya que apenas se ha llegado a una profundidad de 30 kilómetros y solo se han logrado hacer interpretaciones detalladas de lo que ocurre a una profundidad de cinco o seis kilómetros.

¿Qué es lo que más asombro le ha causado?

“Tendría que volver a esa observación original de que tenemos placas que se separan, que chocan, y la primera vez que yo entendí eso fue en los años 60 cuando los primeros datos se volvieron muy claros, la gente investigó a fondo los océanos. Había datos magníficos del fondo de los océanos que demostraron contundentemente que ese proceso era una cosa segura, y eso en los años 60 me asombró mucho y me entusiasmó”.

¿Cómo se configurará la Tierra en unos diez millones de años?

“Algunos continentes se separarán un poco más, otros se aproximarán un poco más, habrá algunas cadenas montañosas nuevas que empiezan a formarse. Ahora, diez millones de años no es tanto tiempo. Si me preguntara en 50 millones de años diría que ahí sí veríamos cambios muy importantes, nuevas separaciones de placas, nuevas cordilleras, nuevos choques de placas y una distribución completamente diferente de todo lo que son los terremotos, que son tan importantes”.

Hablando de la configuración de la Tierra, de la forma como esto dio origen a todos estos sistemas orógenos y como influyó en la hidrología, en el clima de los continentes… ¿Esto hizo que la gente fuera distinta de una región a otra?

“Yo diría que sí. Probablemente en parte, aunque las zonas climáticas también son muy importantes. La gente de un clima tropical no puede ser igual a la de clima más frío, porque la gente en clima más frío tiene que pensar de donde va a sacar la comida mañana, mientras que los de zona tropical la tienen todo el tiempo. Pero lo demás también es importante, la gente que vive en zona montañosa necesariamente se comporta de otra manera, tiene que adaptarse”.

Las zonas montañosas se encuentran asociadas al clima, esto ha generado que alrededor de ellas haya una alta vegetación y por tanto una mayor tendencia hacia cultivos…

“Sí es verdad, aun pensando que el clima puede ser bastante uniforme en un país de clima general, si hay mucho relieve las temperaturas varían, la pluviosidad también y entonces hay más variedad de cultivos. Francia es un ejemplo, hay mucha variedad de cultivos que vienen del relieve variado y de la zona climática, que es conveniente.

En cambio, otros países no tienen tanta suerte, tanta variedad”.

Eso en términos de superficie; en términos de subsuelo, ¿estos mismos orógenos han ayudado a los depósitos de recursos naturales?

“Terriblemente porque las zonas orogénicas se van desgastando. A medida que se desgastan las rocas que están en profundidad llegan a la superficie y los recursos que se formaron en profundidad entonces llegan a ser disponibles en la superficie, ahí estoy pensando por ejemplo en el oro, el cobre, el hierro, la mineralización metálica.

En cambio al lado, en las zonas que se deprimen al pie de las cordilleras, como el llano en Colombia, por esos cerramientos y por tener sedimentos de materia orgánica, al calentarse se forma petróleo y eso es de suma importancia”.

¿Todos estos orógenos han contribuido en la formación de los sistemas petrolíferos?

“Muchísimos orógenos han contribuido. No es suficiente porque necesitamos la materia orgánica que genera el petróleo, pero el orógeno justamente contribuye a que al lado haya presión, la materia orgánica baja en profundidad, se calienta y genera petróleo; entonces es muy importante”.

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entrevista

“A mí me parece que Colombia podría tener unas reservas de hidrocarburos importantes, sobre todo en el Caribe, pero también en el Pacífico. Habría que buscar, pero queda mucho trabajo por hacer para ver si se logra algo, pero vale la pena intentar”.

¿Esa es la asociación de lo que es la deformación de la Tierra con lo que es la formación, migración y acumulación de petróleo?

“Sí, esa es una asociación muy importante, además porque la deformación de la Tierra forma a pequeña escala las capas de sedimentos, y así se forma lo que llamamos las trampas donde se va a acumular el petróleo. Podemos alcanzar esas trampas perforándolas; entonces es muy importante”.

¿Cuál de las épocas influyó más en la configuración de esos sistemas petrolíferos?

“Sin duda el Mesozoico (entre 251 y 65 millones de años), la época que llamamos Jurásica-Cretácica es la que ha generado más petróleo en el mundo. En parte porque fue una época de clima propicio para la materia orgánica y luego porque ha habido suficiente tiempo para la subsidencia —hundimiento lento— de esa materia, para que llegue a calentarse en profundidad y genere petróleo. Las dos cosas”.

Hace varios millones de años el mar invadía la tierra. ¿Fue fundamental esa inundación y posterior retiro del mar y la elevación de las montañas para la formación de petróleo?

“Sí fue fundamental, porque el nivel del mar ha variado a través del tiempo. Ha habido momentos de nivel alto y momentos de nivel bajo, y eso a escala mundial. Y hablamos de niveles eustáticos —palabra griega que significa la variación en el nivel del mar—, entonces justamente el Cretácico fue un momento de nivel alto del mar que formó más materia orgánica”.

¿Y el offshore?

“A mí me parece que Colombia podría tener unas reservas importantes, sobre todo en el Caribe, pero también en el Pacífico.

Habría que buscar, pero queda mucho trabajo por hacer para ver si se logra algo, pero vale la pena intentar”.

¿Cuáles son las cuencas más prospectivas del mundo en materia de petróleo y gas?

“Está cambiando, porque a medida que se encuentra y se produce ya no es tan prospectivo, pero citemos como ejemplo muchas cuencas en lo que es hoy Rusia y países aledaños, ex Unión Soviética, donde hay muchas cuencas petrolíferas y se produce más que en ningún otro lado, y luego en el Medio Oriente, muy conocido Arabia Saudita, Irak, Irán, aunque después de eso los márgenes del océano Atlántico, lo que es África, también Brasil aún tiene mucho que encontrar”.

¿Conocemos muy poco el mar en términos de recursos petrolíferos?

“Faltan todavía cosas por encontrar, sobre todo a mayor profundidad, a medida que avanza la técnica de perforación y se alcanzan mayores profundidades. Se están encontrando aún recursos de petróleo y gas que no se conocían antes. Todavía hay perspectivas y no olvidemos que todavía hay países que no han tenido la tecnología suficiente hasta ahora para desarrollar la exploración y ahí creo que vamos a tener muchas sorpresas todavía”.

¿Entonces le debemos el petróleo al Cretácico?

“En muchos sitios de la Tierra. No solamente al Cretácico, pero es probablemente el que más ha servido y seguramente es el caso en Colombia”.

¿Cómo considera la geología colombiana en términos de complejidad y comparada con otros sistemas en el mundo?

“No es de los más complejos, afortunadamente. Hay un sistema simple de una gran cordillera al lado de la gran depresión de los llanos. También las depresiones del Magdalena y del Cauca pero no es muy complicada. Hay zonas del mundo que son mucho más complicadas y tal vez eso sea una suerte para Colombia”.

¿Considera que hay alta prospectividad en el suelo colombiano en materia de petróleo y gas?

“Todavía hay prospectividad, aunque menos de la que había, se ha encontrado y producido ya mucho petróleo, es difícil saber cuánto queda por encontrar y producir. Eso es un tema muy importante para Colombia, a tal punto que si yo fuera encargado de esos asuntos probablemente miraría para ver si se puede colaborar en otros países donde aún queda más para encontrar”

Peter Robert Cobbold vino a Colombia a participar en la reunión de evaluación del proyecto de Cronología de la Deformación en Cuencas Subandinas del Instituto Colombiano del Petróleo, que se realizó en Barichara, Santander.

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el poder del hidrógeno virtual Antes de que llegaran siete unidades, nueve reactores, 10 torres y 12 tanques de almacenamiento, hubo un teclado, una CPU, un mouse, un monitor, muchas ecuaciones y una herramienta de Excel.

Para montar los simuladores se replicaron los procesos en la planta piloto de hidrotratamiento que existe en el Instituto Colombiano del Petróleo.

Y sin necesidad de las 2.100 toneladas de acero, las 4.850 toneladas de tubería, los 2.700 metros cuadrados de área y las 1.500 toneladas de estructuras metálicas, se supo parte de lo que iba a pasar ese 8 de septiembre de 2010, cuando entró en operación la planta de hidrotratamiento de Ecopetrol en la Refinería de Barrancabermeja.

La infraestructura —que le permite a la empresa cumplir con exigencias ambientales, gracias al poder del hidrógeno— tiene simulador virtual propio: un modelo desarrollado en el Instituto Colombiano del Petróleo.

Es una herramienta Excel que recibe información sobre variables operacionales de la planta, propiedades de la carga y elementos adicionales como catalizadores. Con estos datos es capaz de caracterizar el producto final. Así, los encargados de

operaciones y de apoyo técnico en las refinerías entienden el proceso y anticipan las consecuencias para la calidad de cualquier cambio que se haga en cargas o condiciones operacionales.

La gente que tiene bajo su responsabilidad la planeación sabe cómo pueden mover esas plantas, qué cargas adicionar y la forma en que sus decisiones generan mejores beneficios económicos para la refinería.

Magda Carolina Álvarez, ingeniera química con maestría en Hidrotratamiento, formó parte del equipo que desarrolló el modelo. De acuerdo con esta funcionaria, la necesidad era disponer de una herramienta de predicción para productos hidrotratados, antes de que arrancaran las plantas en Barrancabermeja, con el fin de saber cómo se comportarían las cargas colombianas y tener un acercamiento con la tecnología.

El modelo partió de información que ya se conocía sobre las futuras plantas, como el tipo de carga, las referencias de los catalizadores y las condiciones operacionales de los reactores. A partir de esos datos, se replicaron los procesos en la planta piloto de hidrotratamiento que existe en el Instituto Colombiano del Petróleo. Los materiales usados eran los mismos destinados para el trabajo en la refinería.

Los resultados consolidaron una base de datos gracias a la cual se desarrollaron ecuaciones cinéticas que predijeran todas las reacciones involucradas en el proceso. Fueron la base del modelo, montado en Excel e integrado a los sistemas de simulación de la refinería.

A la fecha hay dos simuladores desarrollados y probados para diesel y nafta, y se trabaja en un tercero para gasóleos. Todos ellos muestran la influencia del poder del hidrógeno en las plantas de hidrotratamiento, aunque, en este caso, se trata del poder del hidrógeno virtual.

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cápsulas

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2003

2005

2007

un dúo dinámico que descontamina Un singular matrimonio entre algunas especies vegetales y bacterias ha demostrado ser una técnica limpia, sencilla y económicamente viable para descontaminar terrenos afectados por hidrocarburos.

Marlon Serrano, biólogo al servicio del Instituto Colombiano del Petróleo, señala que se trata de una técnica llamada fitorremediación, la cual involucra el uso de plantas para extraer y degradar compuestos como hidrocarburos y metales pesados.

Se trata de aprovechar una condición natural en el reino vegetal, ya que especies como pastos toman nutrientes del suelo a través de sus raíces y los incorporan a su biomasa (la contextura de la planta, semillas, tallos, flores). Lo mismo puede hacer con los contaminantes.

La novedad, desarrollada por Ecopetrol, consiste en la bioestimulación o bioaumentación, agregando a la zona radicular (raíces) de estas especies vegetales bacterias degradadoras de hidrocarburos, las que aceleran y mejoran el resultado.

Una prueba piloto realizada en el campo Palagua, ubicado en Boyacá, permitió reducir la concentración de hidrocarburos del 7% al 1% en cuatro años. La inversión tradicional para un proceso de este tipo por medio de la tecnología actual podría llegar a ser 10 o 15 veces mayor que con la técnica de fitorremediación.

El aporte de las bacterias —desarrolladas en el ICP— consiste en degradar los hidrocarburos en diferentes fracciones, lo que le permite a la planta absorberlos y “digerirlos” más fácilmente.

Periódicamente hay que cosechar para asegurar la extracción de los contaminantes del suelo y llevar este material a tratamiento.

Una de las especies vegetales que ha mostrado mayores resultados es el vetiver, un pasto de dos metros de altura, con zona radicular (raíces) de 80 centímetros y que crece en zonas anegadas. El tamaño de las raíces es importante, ya que más profundidad implica mayor eficiencia y alcance.

Otra ventaja del método es que mejora las condiciones generales de los suelos y el paisaje donde se aplica. También es un sistema limpio, ya que no usa maquinaria, no maneja gases de efecto invernadero, ni camiones, ni retroexcavadoras.

Solamente el pasto y las bacterias.

Un dúo dinámico para descontaminar el ambiente.

2008

2010

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Con la siembra de árboles realizada por Ecopetrol en los últimos diez años, se han capturado 2.660 toneladas por año de CO2, siendo el campo La Cira-Infantas el que más aporta a este resultado.

cuentas verdes Las empresas del mundo tienen múltiples razones para preocuparse por sus emisiones de gases de efecto invernadero. Es parte de su responsabilidad social, les permite posicionarse en el mundo, influye en el precio de las acciones y en la eficiencia operacional. Además de las actividades para controlar el problema en la fuente, otra de las estrategias consiste en reforestar como medida compensatoria.

Esto significa que mediante la plantación de árboles se puede buscar una meta de carbono neutro; es decir, que las emisiones que generan los procesos de producción de la empresa sean iguales a las capturas, mediante el proceso fotosintético de los árboles sembrados, del principal gas de efecto invernadero, el dióxido de carbono: CO2.

Como se trata de compensar es necesario comparar. Por un lado los árboles que se siembran y la cantidad de carbono fijado; de otro, las emisiones de CO2 derivadas de las actividades de la empresa.

El Instituto Colombiano del Petróleo realizó un inventario durante el 2010 en los campos de la Gerencia Magdalena Medio (GRM) de Ecopetrol. Inicialmente se contaron los árboles plantados en procesos de reforestación y se estableció y aplicó una fórmula para medir su biomasa, la que a la vez lleva a definir cuánto carbono almacena cada uno.

Luego se estableció otra fórmula para calcular los equivalentes. Se realizó la comparación de las emisiones de CO2 equivalente que emite cada uno de los campos y, mediante una regla de

tres, se calculó la cantidad de hectáreas que se necesita sembrar para obtener un carbono neutro.

Comparando Se estima que cada árbol puede capturar entre 6,5 kg y 13 kg de CO2 al año. Para lograr una compensación total entre emisiones y reforestaciones, en la GRM sería necesario sembrar unos 7.491 km2, el equivalente a un área del tamaño de los departamentos de Quindío y Risaralda juntos.

Con la siembra de árboles realizada por Ecopetrol en los últimos diez años, se han capturado 2.660 toneladas por año de CO2, siendo el campo La Cira-Infantas el que más aporta a este resultado.

En los campos Cicuco, Casabe, Cantagallo, Provincia, La Cira-Infantas y Palagua en los últimos diez años se sembraron 425.605 árboles, que corresponden a 387 hectáreas, de las cuales 370 sobrevivieron hasta hoy. No obstante, el promedio de la supervivencia cuando se miran los campos individualmente es del 50%, dado que en áreas como Casabe, Cantagallo y Palagua la tasa de supervivencia es casi nula. Allí desaparecieron gran parte de las especies sembradas.

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cápsulas

ecodewax: aditivo que abre caminos rentables Las grasas de origen vegetal sirven para preparar alimentos, generar los combustibles limpios y, gracias a un desarrollo del Instituto Colombiano del Petróleo, producir ceras microcristalinas.

El aditivo es el resultado del trabajo conjunto de especialistas que se desempeñan en labores de investigación aplicada y producción.

Las ceras microcristalinas son el elemento común entre los cosméticos embellecedores, ciertos recubrimientos protectores de comida, la plastilina para juegos infantiles y los crayones que sirven de herramienta a los pintores del futuro. Se utiliza como materia prima para eso y para mucho más.

Tiene características físicas y químicas que la hacen mucho más manejable que las parafinas tradicionales. No solo le dan versatilidad, sino que incrementan su precio hasta en un 20%. Para Ecopetrol, las ceras microcristalinas pueden llegar a significar ingresos adicionales de aproximadamente US$1,2 millones por año.

En el proceso productivo de la cera microcristalina se mezcla una corriente resultante del desasfaltado de fondos de las unidades de destilación al vacío con un solvente y luego se somete a un proceso de cristalización a baja temperatura, con el fin de separar las parafinas de los aceites. El trabajo se complementa con una fase de filtrado. Cuando la materia prima está compuesta por corrientes pesadas, los filtros se obstruyen y las velocidades de filtración decrecen, limitando el proceso.

Resolverlo implica el uso de aditivos que mejoran la velocidad de filtración, permiten que el insumo se cristalice mejor, disminuyen el contenido de aceite ocluido en la cera, incrementan el rendimiento y mejoran la calidad del resultado final.

Para este proceso en particular Ecopetrol desarrolló su propio aditivo: Ecodewax. Entre el 2007 y el 2009, primero en las plantas piloto del Instituto Colombiano del Petróleo y luego en las instalaciones industriales de la planta de parafinas de la Refinería de Barrancabermeja, se hicieron pruebas exitosas de un producto que hace lo mismo que sus competidores, pero es más económico y tiene menos impacto ambiental.

El ahorro calculado con el desarrollo propio es de US$200 mil anuales. Mientras que las alternativas disponibles deben ser importadas y se fabrican a partir de polímeros, el Ecodewax se fabrica en Colombia y utiliza como materia prima grasas de origen vegetal, disponibles en el mercado nacional.

El aditivo es un ayudante, pero no es la única clave en el éxito del proceso de obtención de la cera microcristalina. El equipo humano de la planta de parafinas, encargado de producirla en la Refinería de Barrancabermeja, hizo una gran labor de optimización de sus procesos operacionales y está trabajando arduamente en el incremento de la confiabilidad de la operación para poder incluir este producto nuevamente dentro de la oferta de Ecopetrol a sus clientes.

Es lo que se llama una sinergia entre la investigación aplicada, la producción y el recurso humano de clase mundial.

Así se abren los caminos hacia la rentabilidad.

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En el Instituto Colombiano del Petróleo se han montado instalaciones adecuadas para verificar las condiciones de hidrocarburos como el gas asociado al carbón.

hidrocarburos del siglo XXI El petróleo y el gas no son los únicos combustibles fósiles; existen otros. Llevan ahí tanto o más tiempo que los tradicionales y son viejos conocidos del hombre. De un tiempo para acá, el progresivo agotamiento de las fuentes tradicionales y los avances de la tecnología han hecho que la industria vuelva sus ojos a estos hidrocarburos no convencionales. Y Ecopetrol, por medio del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) está en la jugada.

En el 2008 la empresa conoció los avances en la materia, gracias al Foro de Entorno Tecnológico sobre Energías Alternativas y Fuentes no Convencionales de Hidrocarburos. Una primera investigación profundizó en el tema del gas metano asociado al carbón.

Gustavo Navas, ingeniero químico y líder de proyectos del ICP, señaló que se seleccionaron las cuencas donde hay más carbón en el país, en los departamentos de Córdoba, Guajira, Cesar y Boyacá.

En ellas perforaron 10 pozos estratigráficos (para sacar muestras de roca). Simultáneamente crearon y aplicaron una metodología que mide el contenido de gas y su composición. El resultado de la investigación estableció que los recursos potenciales del producto—con las mismas características del gas natural e incluso más limpio— ascienden a entre 6 y 8 terapies cúbicos. A manera de comparación, las reservas probadas de gas natural del país reportadas por la ANH para el año 2009 fueron de 8,46 teras.

La explotación del recurso natural está pendiente de decisiones legales por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Sin embargo, las investigaciones dejaron, además del cálculo de recursos, otro resultado concreto: un modelo matemático que permite inferir la cantidad de gas por tonelada de carbón, a partir de registros eléctricos.

Mientras el proyecto de investigación de gas asociado al carbón avanzaba en su fase de ejecución, el Instituto Colombiano del Petróleo, junto con la Gerencia de Nuevos Negocios y la Vicepresidencia de Exploración, inició la evaluación en Colombia

del shale gas, denominado así porque el shale es el tipo de roca donde se encuentra.

En Colombia se cree que las reservas podrían rondar los 30 teras. Actualmente, en conjunto con universidades, se trabaja en la depuración de información que ha podido recopilarse en los campos y áreas en las que opera Ecopetrol. La fase siguiente será perforar pozos estratigráficos y exploratorios. Si bien la explotación de este recurso es mucho más costosa frente al gas natural tradicional, tiene potencial de mercado en el sector industrial, por ejemplo, donde puede ser una alternativa rentable frente a otros combustibles.

Un tercer combustible son las arenas bituminosas, correspondientes a un crudo pesado cuya historia geológica lo puso en la superficie, en rezumaderos, mezclado con arena, recurso del cual Canadá es líder mundial, con una producción diaria del orden de 1.800.000 bpd (barriles por día). Su explotación, dependiendo de la profundidad del yacimiento, se puede realizar con minería a cielo abierto o en pozos, mediante un complejo proceso industrial que demanda alta inversión.

La ANH habla de reservas potenciales en Colombia entre 20 y 40 millones de barriles. Se trata de cifras por confirmar, en lo que actualmente trabaja el Instituto Colombiano del Petróleo. Los números determinarán si vale la pena hacer una prueba piloto de producción.

A través de un proyecto de la Universidad Eafit, financiado conjuntamente por Ecopetrol y Colciencias, se hizo una valoración del potencial exploratorio de fuentes no convencionales de hidrocarburos en Colombia.

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cosecha de premios

premio en congreso de geoquímica orgánica Un póster elaborado por un equipo de Ecopetrol obtuvo el segundo premio en el Congreso de la Asociación Latinoamericana de Geoquímica Orgánica (ALAGO), realizado del 14 al 19 de noviembre de 2010, en Montevideo, Uruguay.

El trabajo presenta un modelo conceptual para explicar la presencia de gases biogénicos y termogénicos en la cuenca offshore de La Guajira.

Se trata del resumen de una investigación realizada con muestras y mapas paleoambientales de los yacimientos de Ballenas y Chuchupa, los más importantes de Colombia. El resultado es un modelo genético de la generación, migración y acumulación de los hidrocarburos, tanto los generados por fuentes biológicas (biogénicos), como los que se desprendieron de fuentes termogénicas (transformación de la materia orgánica a altas temperaturas).

La importancia de este conocimiento es que sirve para predecir los mecanismos de llenado de campos de gas en el Caribe colombiano.

Ecopetrol también fue patrocinador del evento, al cual asistieron unas 150 personas de los grupos de geoquímica de varias empresas petroleras y de centros de investigación como IFP (Francia), Sintef (Noruega), CSIRO (Australia), así como delegados de compañías de servicios en geoquímica y universidades de Brasil, Uruguay, Argentina, Venezuela, México, España y Francia.

Ecopetrol participó en el congreso de ALAGO con tres presentaciones orales y tres posters. Adicionalmente Diego Fernando García, geólogo, M.Sc. y Ph.D. y profesional de la Unidad de Investigación del ICP, dictó un curso sobre sistemas petrolíferos de América del Sur en conjunto con expertos de Petrobras, PDVSA y Ancap (empresa uruguaya).

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la fuerza del conocimiento Entre todas las empresas del mundo, Ecopetrol se destaca por la forma en que administra y estimula el conocimiento de sus colaboradores y el capital intelectual de la organización; por el compromiso y respaldo de sus estamentos directivos con la gestión del conocimiento y por las estrategias implementadas internamente para que todos sus grupos de interés aporten y reciban valor a partir de esos conocimientos.

Esta afirmación no es de Ecopetrol, sino de The Know Network, una red global de expertos que trabaja para identificar y crear el mejor nivel posible de rendimiento organizacional basándose en los conocimientos y habilidades de las empresas.

Desde 1998 entrega el premio MAKE (empresas más admiradas en conocimiento, por su sigla en inglés). El proceso consiste en que los integrantes de la red pueden nominar a una organización; con las escogidas inicialmente se hace una preselección y finalmente se clasifican a partir de ocho criterios relacionados con el tema.

En 2010, fueron nominadas 96 entre todas las empresas del mundo para optar por el reconocimiento. Solo dos eran latinoamericanas: Petrobras y Ecopetrol. De ese primer grupo, 51 quedaron entre las finalistas. Ecopetrol llegaba por primera vez al selecto grupo considerado para el galardón, el cual se otorga a partir de la evaluación de 3.000 expertos de todo el mundo.

La decisión final dejó a la petrolera colombiana en el puesto 34, como un reconocimiento a las facetas donde el trabajo y los resultados se han convertido en fortaleza para la organización.

Tres fueron las dimensiones donde logró los puntajes más altos: maximizar el capital intelectual de la empresa; entrega de valor basada en el conocimiento de interesados y desarrollo del conocimiento de los trabajadores mediante el liderazgo ejecutivo.

El galardón implica que Ecopetrol tiene una estrategia formal visible para lograr transformar el conocimiento individual y organizacional en mayor valor para los accionistas. A la vez, el análisis de los expertos le permitió conocer aquellas áreas donde debe trabajar para fortalecer su desempeño en este campo.

Seis de las empresas finalistas correspondían al mismo sector económico de la compañía colombiana, el de petróleo y gas (Oil & Gas). Un escalafón adicional elaborado por The Know Network muestra los líderes sectoriales para determinados sectores intensivos en conocimiento. Se elabora con evaluaciones del equipo de investigación, estudios nacionales, regionales y globales, y otros escalafones independientes que consideran indicadores específicos.

Dentro de estos sectores se presenta a los líderes del sector Oil & Gas en la gestión de su conocimiento a escala global, ranking en el cual Ecopetrol ocupa el n.° 8 del top 10, compartiendo honores con empresas como Schlumberger, Shell, Petrobras, ExxonMobil, ConocoPhilips, Chevron y BP, y superando a Halliburton, Total, Statoil y otras más.

El galardón implica que Ecopetrol tiene una estrategia formal visible para lograr transformar el conocimiento individual y organizacional en mayor valor para los accionistas. Seis de las empresas finalistas correspondían al mismo sector económico de la compañía colombiana, el de petróleo y gas.

Estos reconocimientos se derivan del trabajo realizado en los últimos seis años por la organización colombiana en el tema de gestión de conocimiento y de actividades específicas que en el 2010 incluyeron el aseguramiento de 30 prácticas clave, la realización de más de 10 reuniones de expertos, 72 programas de formación basados en competencias y prácticas clave empresariales en la Universidad Corporativa y 21 nuevas solicitudes de patentes.

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Tan importante como ser la empresa más grande de Colombia, a, es ser responsable con el medio ambiente.

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¡Vamos por el millón de barriles de petróleo limpios en el 2015!