103373

Master Thesis ǀ Tesis de Maestría submitted within the UNIGIS MSc programme presentada para el Programa UNIGIS MSc at/en Interfaculty Department of Geoinformatics- Z_GIS Departamento de Geomática – Z_GIS University of Salzburg ǀ Universidad de Salzburg

Definición de rutas de derrame de hidrocarburos sobre corrientes superficiales en Santander, Colombia Definition of hydrocarbon spill routes on surface currents in Santander, Colombia by/por

Ingeniera Gina Marcela Luque Rojas 01322623 A thesis submitted in partial fulfilment of the requirements of the degree of Master of Science (Geographical Information Science & Systems) – MSc (GIS) Advisor ǀ Supervisor: Leonardo Zurita Arthos PhD Bogotá, Colombia – Noviembre de 2021

Compromiso de Ciencia Por medio del presente documento, incluyendo mi firma personal certifico y aseguro que mi tesis es completamente el resultado de mi propio trabajo. He citado todas las fuentes que he usado en mi tesis y en todos los casos he indicado su origen.

_______________________________ Bogotá, 30 de noviembre de 2021

Gina Marcela Luque Rojas

2

DEDICATORIA

A Dios por todas las oportunidades que me ha dado en la vida todo es gracias a él.

A mis hijos Santiago y Mateo por ellos y para ellos son todos mis logros, ¡Los amo inmensamente!

A mis padres y mi hermano, ellos, mi familia los que siempre me han apoyado, ¡Gracias!

3

AGRADECIEMIENTOS

Mi agradecimiento a todo el personal de UNIGIS en especial a mi tutor Leo Zurita ya que fue él quien me acompaño durante mis estudios en esta última etapa del Programa de Maestría y gracias a eso pude culminar este proceso.

A la empresa ECOPETROL S.A. por el suministro de información para el desarrollo del presente trabajo.

Al Ingeniero Adriano Chaparro Amaya quien me colaboro iniciando este proceso y a pesar de que no pudo estar presente hasta el final fue de gran ayuda, gracias por todo el apoyo y orientación.

Al Ingeniero Julián Arbeláez quien ha resuelto muchas de las dudas que surgieron a lo largo del proceso.

Finalmente a todas las personas que de una u otra forma me apoyaron, mis compañeros de trabajo y amigos que han estado presentes durante esta etapa de mi formación profesional, muchas gracias.

4

RESUMEN Colombia es uno de los países con mayor diversidad del mundo, el agua y el petróleo son dos recursos con alta incidencia en el desarrollo del siglo XXI, el agua necesaria para la vida y el petróleo como principal fuente de energía. Dichos recursos, al integrarse, pueden constituir alto riesgo y ocasionar daños tanto al ambiente como a los seres vivos. Uno de esos daños es el que nos compete en este estudio, el derrame de petróleo en ríos causado por la rotura de los ductos. En estos casos, el contaminante es trasportado rápidamente por la corriente de los ríos repercutiendo de manera negativa cualquier dinámica del ecosistema.

Modelar un derrame de hidrocarburo en corrientes hídricas es identificar sitios sensibles, es por esto que el presente trabajo tiene por objetivo aplicar los sistemas de información geográfica para definir rutas de derrame de hidrocarburos sobre corrientes superficiales, con la ayuda de los software Microsoft Excel, HEC-HMS (Hydrologic Engineering CenterHydrologic Modeling System), HEC-RAS (Hydrologic Engineering Centers - River Analysis System) y ArcGIS 10.4 y sus extensiones, además de la información suministrada por ECOPETROL S.A: este documento presenta el análisis y procesamiento desarrollado para el estudio hidrológico, hidráulico y la modelación del crudo en las corrientes priorizadas con el fin de obtener tiempos de arribo y volúmenes remanentes ante una posible ruptura del ducto. Como caso de estudio la aplicación de esta metodología se realizó para el tramo del Sistema de Transporte de Hidrocarburos Galán Chimitá el cual posee una longitud de 94.94 Km. y se encuentra ubicado en el Departamento de Santander y enmarcado fisiográficamente en la Cuenca del Valle del Magdalena Medio y la Cordillera Oriental.

Los resultados obtenidos del presente estudio son una herramienta de aproximación para predecir la cantidad de material remanente y el tiempo de arribo del mismo en una corriente hídrica además es de utilidad para la generación planes de emergencia y de contingencia que garanticen la seguridad de especies y comunidades.

Palabras claves: Sistemas de información Geográfica, transporte de hidrocarburos, corrientes superficiales, petróleo, ductos, rutas de derrame.

5

ABSTRACT

Colombia is one of the most diverse countries in the world, and water and oil are two resources with high impact on the development in the 21st Century. Water is needed for life and oil is the main source of energy. Both resources, when mixed together, can constitute high risk and cause damage to the environment and living beings. One of these damages is the focus of this study, the oil spill in rivers caused by the rupture of the ducts.

In those cases, the pollutant is quickly transported by the river flow, negatively impacting all dynamics of the ecosystem.

Modeling a hydrocarbon spill in water currents points to identify sensitive sites, which is why the present work aims to apply geographic information systems to define oil spill routes on surface currents, with the help of Microsoft Excel, HEC-HMS (Hydrologic Engineering Center- Hydrologic Modeling System), HEC-RAS (Hydrologic Engineering Centers - River Analysis System) and ArcGIS 10.4 software extensions, in addition to the information provided by ECOPETROL S.A. This document presents the analysis and processing developed for the hydrological, hydraulic study and the modeling of crude in the prioritized currents in order to obtain arrival times and remaining volumes before a possible rupture of the duct. As a case study, the application of this methodology was carried out for the section of the Galán Chimitá Hydrocarbon Transport System, which has a length of 94.94 Km. and is located in the Department of Santander and is fiscally framed in the Valley Basin of the Middle Magdalene and the Eastern Range.

The results obtained from this study are an approximation tool to predict the amount of remaining material and the arrival time of the same in a water stream in addition is useful for the generation of emergency and contingency plans that guarantee the safety of species and communities.

Keywords: Geographic Information Systems, hydrocarbon transport, surface currents, oil, pipelines, spill routes.

6

TABLA DE CONTENIDO 1

2

INTRODUCCION................................................................................................................. 14 1.1

ANTECEDENTES ..................................................................................................... 14

1.2

OBJETIVOS ............................................................................................................. 15

1.2.1

Objetivo general .................................................................................................... 15

1.2.2

Objetivos específicos ............................................................................................. 15

1.3

PREGUNTAS DE INVESTIGACION .......................................................................... 16

1.4

HIPOTESIS .............................................................................................................. 16

1.5

JUSTIFICACION ...................................................................................................... 16

1.6

ALCANCE ............................................................................................................... 17

MARCO TEORICO .............................................................................................................. 19 2.1

3

EL PETROLEO ......................................................................................................... 19

2.1.1

Composición ........................................................................................................... 20

2.1.2

Clasificación ............................................................................................................ 21

2.1.3

Viscosidad ............................................................................................................... 22

2.2

EL PETRÓLEO EN COLOMBIA................................................................................. 23

2.3

TRANSPORTE DE PETRÓLEO EN COLOMBIA ......................................................... 30

2.4

CARACTERÍSTICAS DE UN DERRAME DE CRUDO .................................................. 31

2.5

DERRAMES DE CRUDO EN COLOMBIA.................................................................. 32

2.6

PLANES DE EMERGENCIA Y CONTINGENCIA ......................................................... 35

2.7

DESCRIPCIÓN DE TÉCNICAS DE CONTENCIÓN Y RESPUESTA A DERRAMES ......... 37

2.8

USO DE SIG PARA EL SEGUIMIENTO DE DERRAMES DE PETROLEO ..................... 39

METODOLOGIA ................................................................................................................. 40 3.1

AREA DE ESTUDIO ................................................................................................. 40

3.2

FLUJOGRAMA DE METODOLOGIA ........................................................................ 45

3.3

ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN SECUNDARIA DISPONIBLE .................................. 48

3.4

ANÁLISIS HIDROLÓGICO........................................................................................ 48

3.4.1

Cuencas aferentes ................................................................................................. 48

3.4.2

Priorización de corrientes ..................................................................................... 49

3.4.3

Análisis de información hidrometereológica ..................................................... 49 7

3.4.4 curva

Estimación del tiempo de concentración, tiempo de retardo y número de

3.4.5

Coeficiente de Forma de Horton (Kf) .................................................................. 54

3.4.6

Coeficiente de compacidad de Gravelius ........................................................... 54

3.4.7

Determinación de caudales .................................................................................. 56

.................................................................................................................................. 50

3.5

ANÁLISIS HIDRÁULICO........................................................................................... 58

3.6

SIMULACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL DERRAME EN EL CUERPO DE AGUA 63

3.6.1

Volumen evaporado .............................................................................................. 64

3.6.2

Volumen de hidrocarburo retenido en orillas ................................................... 65

3.6.3 Características físicas de los hidrocarburos transportados por el poliducto Galán Chimitá ......................................................................................................................... 66 3.7 4

ESPACIALIZACIÓN DE DATOS ................................................................................ 67

RESULTADOS Y DISCUSIÓN .............................................................................................. 72 4.1

RESULTADOS ......................................................................................................... 72

4.1.1

Resultado análisis hidrológico ............................................................................. 72

4.1.2

Modelo hidrológico en HEC HMS ........................................................................ 98

4.1.3

Análisis hidráulico ................................................................................................ 100

4.1.4

Modelación del hidrocarburo ............................................................................ 103

4.1.5

Espacialización de datos ..................................................................................... 105

4.2

ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS ............................................................ 110

4.2.1

Análisis hidrológicos ............................................................................................ 110

4.2.2

Análisis hidráulicos .............................................................................................. 111

4.2.3

Modelación y espacialización del hidrocarburo .............................................. 111

4.2.4

Discusión de resultados ...................................................................................... 112

5

CONCLUSIONES ............................................................................................................... 114

6

BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................. 117

7

ANEXOS ............................................................................................................................ 122

8

GLOSARIO

ACPM:

Aceite Combustible Para Motores.

API:

Instituto Americano del petróleo.

B.P.D.:

Barril por día.

BBL:

Barril de Petróleo.

CAS:

Corporación Autónoma Regional de Santander.

CDMB:

Corporación para la defensa de la Meseta de Bucaramanga.

CO:

Estación Climatológica Ordinaria.

CP:

Estación Climatológica Principal.

C++:

Lenguaje de programación diseñado en 1979 por Bjarne Stroustrup.

ECOPETROL S.A.:

Antiguamente Empresa Colombiana de Petróleos S.A.

EE.UU:

Estados Unidos.

FAC:

Fuerza Aérea Colombiana.

FORTRAN:

The IBM Mathematical Formula Translating System

GCB:

Gerencia Complejo Barrancabermeja.

GLP:

Gas Licuado de Pétroleo.

HEC-HMS:

Hydrologic Engineering Center- Hydrologic Modeling System.

HEC-RAS:

Hydrologic Engineering Centers - River Analysis System.

IDEAM:

Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales.

IDF:

Intensidad-Duración-Frecuencia.

IGAC:

Instituto Geográfico Agustín Codazzi.

Jet A1:

Combustible de aviación.

LG:

Estación Limnigráfica.

LM:

Estación Limnimétrica.

NASA:

Administración Nacional de la Aeronáutica y del Espacio.

Ocensa:

Oleoducto Central.

OPEP:

Organización de países productores de petróleo.

OXY:

Occidental Petroleum Corporation.

PG:

Estación Pluviográfica.

PIB:

Producto Interno Bruto.

9

PK:

Punto Kilométrico.

PM:

Estación Pluviométrica.

SCS:

Soil Conservation Service.

SP:

Estación Sinóptica Principal.

UN:

Universidad Nacional de Colombia.

WMS:

Watershed Modelling System.

10

LISTADO DE TABLAS Tabla 2-1. Pozos Colombianos ............................................................................................. 20 Tabla 3-1. Resumen cuerpos de agua dentro del sistema .................................................. 42 Tabla 3-2. Ecuaciones para obtener tiempos de concentración. ........................................ 51 Tabla 3-3. Ecuaciones para obtener tiempos de retardo. ................................................... 53 Tabla 3-4. Índice de compacidad para la evaluación de la forma. ...................................... 55 Tabla 3-5 Tasa de adhesión en Orillas ................................................................................. 65 Tabla 3-6. Características físicas de los productos transportados por el poliducto Galán Chimitá................................................................................................................................. 66 Tabla 4-1. Subcuencas Hidrográficas ................................................................................... 72 Tabla 4-2. Categorización de cuencas intervenidas por el poliducto Galán Chimitá. ......... 73 Tabla 4-3. Cruces con cuerpos de agua priorizados ............................................................ 76 Tabla 4-4. Estaciones hidrológicas y meteorológicas del área del proyecto. ..................... 80 Tabla 4-5. Pisos térmicos y rangos de precipitación ........................................................... 80 Tabla 4-6. Morfometría de las cuencas de cruces priorizados ............................................ 85 Tabla 4-7 Clasificación de las cuencas según la pendiente del cauce principal .................. 87 Tabla 4-8 Clasificación de las cuencas según el coeficiente de forma de Horton ............... 88 Tabla 4-9 Clasificación de las cuencas en función del coeficiente de compacidad de Gravelius. ............................................................................................................................. 90 Tabla 4-10 Cálculo del tiempo de concentración ................................................................ 91 Tabla 4-11. Determinación de caudales Mínimos (m3/s) ................................................... 95 Tabla 4-12. Determinación de caudales Máximos Río Sogamoso....................................... 97 Tabla 4-13. n de Manning cuerpos de agua priorizados ................................................... 102 Tabla 4-14. Volúmenes remanentes de Gasolina para condiciones medias de los cuerpos de agua. .................................................................................................................................. 103 Tabla 4-15. Tiempo de arribo derrame para condiciones medias de los cuerpos de agua. ........................................................................................................................................... 104 Tabla 7-1 Caudales mínimos .............................................................................................. 122 Tabla 7-2. Determinación de caudales Medios. ................................................................ 123 Tabla 7-3. Determinación de caudales Máximos de las cuencas priorizadas ................... 124 11

LISTADO DE FIGURAS Figura 2-1.Grandes Descubrimientos Petroleros en Colombia. Fuente: Diseño editorial. El Tiempo ................................................................................................................................. 24 Figura 2-2. Representación Esquemática de las Transformaciones del Crudo en los Derrames en Ríos................................................................................................................. 32 Figura 2-3. Barriles derramados por atentados contra la infraestructura petrolera de Ecopetrol.............................................................................................................................. 34 Figura 2-4. Técnicas de contención de derrame ................................................................. 38 Figura 3-1. Interfaz del programa HEC-RAS 4.1.0 y sus componentes................................ 59 Figura 3-2. Cauce y canal con llanura de inundación y cauce de aguas altas ..................... 61 Figura 3-3. Balance de energía en un tramo de cauce. ....................................................... 61 Figura 3-4. Interfaz herramientas Lineal Referencing Tools. .............................................. 68 Figura 3-5. Creación de Ruta ............................................................................................... 70 Figura 3-6. Resultado de la localización de puntos de control a lo largo de la ruta ........... 70 Figura 4-1. Análisis de frecuencia de caudales mínimos del Río Sogamoso ....................... 94 Figura 4-2. Caudales medios mensuales multianuales del Río Sogamoso .......................... 96 Figura 4-3. Análisis de frecuencia de caudales máximos .................................................... 98 Figura 4-4. Modelo Hidrológico en HEC HMS ...................................................................... 99 Figura 4-5. Resultados de hidrógramas ............................................................................... 99 Figura 4-6. Resultados del modelo hidráulico en HEC-RAS, Caño El Rosario .................... 100 Figura 4-7. Resultados del modelo hidráulico en HEC-RAS, Quebrada La Fortuna........... 101 Figura 4-8. Resultados del modelo hidráulico en HEC-RAS ............................................... 101 Figura 4-9. Ubicación Caño El Rosario respecto al poliducto ............................................ 106 Figura 4-12. Ubicación Quebrada La Fortuna respecto al poliducto................................. 108

12

LISTA DE DIAGRAMAS Diagrama 1. Metodología general para la definición de rutas de derrame de hidrocarburos sobre corrientes superficiales ............................................................................................. 45 Diagrama 2. Fase 1: Análisis de la información secundaria disponible............................... 46 Diagrama 3. Fase 2: Análisis hidrológico ............................................................................. 46 Diagrama 4. Fase 3: Análisis hidráulico. .............................................................................. 47 Diagrama 5. Fase 4: Comportamiento del hidrocarburo. ................................................... 47 Diagrama 6. Procedimiento para la creación de la ruta de derrame .................................. 69

LISTA DE MAPAS Mapa 2-1. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona Norte ................... 26 Mapa 2-2. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona Centro ................. 27 Mapa 2-3. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona Oriente ................ 28 Mapa 2-4. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona sur occidente ...... 29 Mapa 3-1. Localización del Sistema a nivel nacional, departamental y municipal ............. 40 Mapa 3-2. Localización del sistema ..................................................................................... 41 Mapa 3-3. Cruces con cuerpos de agua .............................................................................. 43 Mapa 4-1. Cuencas intervenidas por el poliducto Galán Chimitá. ...................................... 75 Mapa 4-2. Estaciones hidrológicas y/o meteorológicas ...................................................... 79 Mapa 4-3. Isotermas............................................................................................................ 82 Mapa 4-4. Isoyetas .............................................................................................................. 83 Mapa 4-5. Zonificación climática ......................................................................................... 84 Mapa 4-6. Ruta de derrame Caño El Rosario .................................................................... 107 Mapa 4-7. Ruta de derrame Quebrada La Fortuna ........................................................... 109

13

1

INTRODUCCION

1.1 ANTECEDENTES

Colombia es uno de los países donde se efectúan estragos a la infraestructura petrolera con fines de tinte político y terrorista. Para dar un ejemplo, solamente en el Oleoducto Cano Limón Coveñas, en cerca de 19 años de operación han ocurrido más de mil ataques, que han provocado el derrame de más de 3 millones de barriles de petróleo crudo que han ido a parar a delicadas cuencas y ecosistemas tropicales (Miranda, Betancur, y Gutiérrez, 2003).

Hosmer, Stanton, y Beane (1997) realizaron un análisis de este tipo de eventos en el ámbito mundial, ellos analizaron el comienzo de los derrames causados por acciones premeditadas, el impacto que dejan estos derrames sobre el ambiente y el papel que tienen la planeación y prevención en la disminución de algunas de las secuelas que estos producen. Adicionalmente, presentan modelos de derrames causados por acciones terroristas en diversas partes del mundo y hace alusión a Colombia como el principal y más trágico caso sobre la ocurrencia de derrames de oleoductos debido al sabotaje por parte de los grupos al margen de la ley.

El sistema de transporte de hidrocarburos Galán – Chimita que está en operación1 desde la década de los años 80, posee una longitud de 94.94 km. Está ubicado en el Departamento de Santander y enmarcado fisiográficamente en la Cuenca del Valle del Magdalena Medio y la Cordillera Oriental, en jurisdicción de los municipios de Barrancabermeja, San Vicente de Chucuri, Betulia, Girón, Lebrija y termina en la zona industrial de Bucaramanga conocida como Chimita departamento de Santander. Transporta gasolina motor corriente, gasolina

1

En su significado más general, en este documento se emplea el término de operación para referirse a todas las actividades de conducción de hidrocarburos entre las cuales se encuentran: 1) mantenimientos preventivos, 2) mantenimientos correctivos, 3) abandonos y 4) desmantelamientos.

14

motor extra, GLP, Jet A1, y ACPM

desde la planta Galán en el municipio de

Barrancabermeja, hasta la planta Chimita localizada en el municipio de Bucaramanga.

En la actualidad en Colombia se presenta una problemática de tipo social con referencia al transporte de crudo, ocasionando derrames del mismo debido a sustracciones o arremetidas por parte de los grupos al margen de la ley, por tal motivo se hace necesario realizar una evaluación más detallada de los efectos que tiene la pérdida, ruptura o entorpecimiento de las infraestructuras que transporta los hidrocarburos y cuando estos llegan a las corrientes hídricas superficiales.

1.2 OBJETIVOS 1.2.1 Objetivo general  Identificar las variables que definen un derrame de hidrocarburos y los impactos en los cuerpos de agua cruzados por un poliducto, en Santander, Colombia

1.2.2 Objetivos específicos  Desarrollar un modelo que permita describir adecuadamente los tiempos de viaje y volúmenes remanentes de los hidrocarburos sobre los cuerpos de agua.  Proponer un modelo espacial de los tiempos de arribo y volúmenes remanentes de producto para los puntos críticos bajo tres escenarios hidrológicos (i.e. verano, normal e invierno).  Evaluar el modelo en escenarios específicos que representen las condiciones de los sitios donde se va a realizar la simulación de derrames.

15

1.3 PREGUNTAS DE INVESTIGACION ¿Qué efectos tiene la perdida, ruptura o entorpecimiento de las infraestructuras que transporta los hidrocarburos en el sistema Galán - Chimita?

¿Cuál ha sido la respuesta y qué herramientas han utilizado los operadores ante los derrames ocurridos a través de los años para el sistema de transporte de hidrocarburos Galán - Chimita?

¿Con los tiempos de viaje y volúmenes remanentes de producto se pueden modelar las distancias máximas alcanzadas por el hidrocarburo al interior del cauce de las corrientes superficiales encontradas a lo largo del tramo del sistema de transporte de hidrocarburos Galán - Chimita?

1.4 HIPOTESIS Existen variables específicas que explican los derrames de hidrocarburos sobre fuentes de agua de las corrientes superficiales encontradas a lo largo del tramo del sistema de transporte de hidrocarburos Galán - Chimita.

1.5 JUSTIFICACION En la actualidad y bajo las perspectivas de crecimiento de producción de ECOPETROL S.A. y pese a las bajas reservas, ha sido capaz de reemplazarlas y aumentar su producción en los últimos años, lo que hace que ahora haya una visión más constructiva frente a la petrolera nacional y aumente las expectativas en reservas y producción para 2021 de 692.000 barriles equivalentes de petróleo por día a 764.000, esto porque consideran que Ecopetrol se ha enfocado en mejorar más sus tasas de recuperación (DINERO, 2019). Proyectan una etapa plena de producción y optimización de sus líneas de conducción y producción, por ende el Sistema de Transporte de Hidrocarburos Galán-Chimita se convierte en eje fundamental dentro del panorama regional, ya que permite alcanzar las metas nacionales de producción 16

de ECOPETROL S.A., garantizando así abastecer la demanda nacional de combustibles asociada directamente con el desarrollo económico del país, especialmente en la zona Oriente del País.

En este sentido, el funcionamiento del sistema de transporte, se encuentra enmarcado en condiciones operacionales y socio-ambientales óptimas, de acuerdo con las políticas integrales de ECOPETROL S.A. y la normatividad legal vigente.

El desarrollo y posterior aplicación de esta metodología permitirá a las instituciones y/o autoridades contar con una herramienta útil para planear el mantenimiento preventivo de los poliductos de petróleo y, con ello, reducir la ocurrencia de derrames.

Del mismo modo, permitirá proyectar las medidas de atención temprana de las zonas más sensibles ante un derrame. Para este caso de ECOPETROL S.A, empresa encargada de la operación de ductos del tramo Galán - Chimitá, se propone priorizar la vigilancia y control de las líneas de conducción de hidrocarburos refinados que atraviesan las zonas más sensibles a derrames. Por otra parte, en el caso de la autoridad ambiental también podrá utilizar esta herramienta en la atención más apropiada y eficaz en dichas emergencias al poder identificar las áreas de impactos de cualquier recurso natural o actividad socioeconómica relevante, y a su vez podrá tener línea para definir las acciones apropiadas que ayudaran a la contención y control de los derrames.

1.6 ALCANCE El presente documento presenta el desarrollo del estudio hidrológico, hidráulico y de derrame de hidrocarburos para cada uno de los cuerpos de agua priorizados cruzados por el poliducto Galán Chimitá, el cual se encuentra trazado desde el municipio de Barrancabermeja hasta la Ciudad de Bucaramanga en el departamento de Santander. Todo lo anterior se realiza con el fin de obtener los tiempos de viaje de la mancha de hidrocarburo hasta el punto de control propuesto con los respectivos volúmenes de hidrocarburo evaporado, retenido en orillas y remanente.

17

Para el desarrollo y conceptualización de esta metodología, inicialmente se planteó la idea de incorporar pocas variables, volumen, pendiente-relieve del terreno y viscosidad del fluido, con el fin de comprobar su funcionamiento y aplicabilidad a la zona de estudio. Se pensó también en que la estructura permitiera la incorporación progresiva de diferentes variables a las consideradas inicialmente, pero significativas para describir correctamente el flujo (tiempo, permeabilidad del sustrato, cobertura vegetal y otras características geomorfológicas), de esta manera, la aplicabilidad de la metodología a otras zonas con diferentes condiciones, se podrá efectuar con mayor facilidad.

Se considera que las trayectorias y las superficies que se ven afectadas están muy bien definidas, lo que establece esta metodología además es un aporte para la evaluación de la vulnerabilidad ambiental ante derrames de hidrocarburos refinados. Esta metodología va a ser de utilidad para para empresas encargadas del transporte del producto, así como para las autoridades ambientales que requieren documentación para el adecuado seguimiento y control, como potenciales usuarios de esta metodología se considera a ECOPETROL S.A., Occidental Petroleum Corporation – OXY, Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales – IDEAM, Corporación Autónoma Regional de Santander –CAS y las autoridades departamentales y municipales. La metodología propuesta va a estar disponible abiertamente para quien quiera consultar o aplicar dicha metodología.

18

2

MARCO TEORICO

El Sistema de Transporte de Hidrocarburos Galán Chimitá inició a operar desde el año 1988.

El poliducto transporta los productos refinados provenientes de la planta Galán con el fin de ser entregados en la planta Chimitá – Bucaramanga, con el propósito de satisfacer la demanda interna del Oriente Colombiano, donde principalmente las ciudades de Bucaramanga y Cúcuta, junto con parte de Valledupar se ven beneficiadas por los productos entregados (GLP, Gasolina de motor y JET A1), que a diario se bombean por el sistema con un promedio de 24.800 B.P.D. (barriles por día) (UPME, 2018).

Los siguientes conceptos y definiciones permiten establecer con claridad el marco conceptual en el cual se desarrolla la metodología para la definición de rutas de derrame.

Los temas principales que se trataran serán petróleo en Colombia, hidrodinámica y planes de emergencia y contingencia.

2.1

EL PETROLEO

Definido como “aceite de piedra” (ENAP, 2019), se encuentra en fallas geológicas, se compone de mezclas predominantes de hidrocarburos y se obtiene industrialmente por medio de perforaciones.

Es el recurso energético más importante en la actualidad. Sin embargo, ya que es un recurso natural no renovable, se está tratando de encontrar otro sustituto que pueda llegar a ofrecer niveles de eficiencia y productividad similares. A pesar de esta búsqueda incesante todavía no se ha podido encontrar ese energético alternativo, razón por la cual el petróleo es y seguirá siendo, por lo menos en los próximos diez años, la fuente de energía de miles de millones de personas en el mundo y parte de la agenda diaria de todos los países, especialmente el colombiano (Rojas García, 2005).

Entre las características más conocidas del petróleo está la de ser un líquido aceitoso, inflamable, cuyo color varia de incoloro a negro y está formado por una mezcla de 19

hidrocarburos. Tiene procedencia fósil, y se forma a partir de la descomposición lenta de plantas y animales marinos que fueron sepultados por sedimentos, a grandes presiones y temperaturas. En la actualidad es el combustible más empleado en el mundo, y una de las principales fuentes económicas de países como Colombia (Rojas García, 2005).

2.1.1 Composición

Los componentes del petróleo se pueden clasificar en hidrocarburos, compuestos oxigenados, compuestos nitrogenados y compuestos de azufre, componentes resinosos y asfalticos y componentes metálicos. Como los hidrocarburos, todos los compuestos del petróleo son sustancias orgánicas que contienen carbono. Por su parte, los compuestos resinosos y asfalticos además contienen oxígeno, azufre y nitrógeno y se tratan como clase especial por sus propiedades físicas peculiares (SACHANEN, 1945).

La Tabla 2-1 presenta algunos rangos de la composición del petróleo encontrado en pozos petroleros de Colombia.

Tabla 2-1. Pozos Colombianos Compuestos

Unidad (%)

Lugares de investigación

Alcalinos

43-86

Ciclo alcanos

32-40

Aromáticos

24-28

Oxigenados

2-3.2

Puerto Tumaco

Azufrados

0.47-0.51

Caño Limón - Coveñas

Nitrogenados

0.3-0.8

Puerto Tumaco

Resinosos y Asfalticos

8-11

Caño Limón - Coveñas

Caño Limón - Coveñas

Fuente: Guerrero Calderón, (2007), p. 27.

20

2.1.2 Clasificación En cuanto a calidad, una primera clasificación se hace según parámetros internacionales como los del Instituto Americano del Petróleo, API (Ferrari, 1999). Esto es lo que determina su valor adquisitivo, pues entre más grados API tenga, su calidad es mejor. Esta clasificación es la siguiente: 

Petróleos Livianos: Tienen más de 26° grados API.



Petróleos Intermedios: Tienen entre 20° y 26° grados API.



Petróleos Pesados: Tiene menos de 20° grados API.

Una segunda clasificación se hace según el contenido de Azufre (Ferrari, 1999): 

Dulces: Contienen menos de 0.5%.



Agrios: Contienen más del 1%.

Según la anterior clasificación, entonces se dice que los petróleos de mejor calidad son los clasificados como livianos y dulces.

Y una tercera clasificación se hace considerando atributos específicos y los subproductos que suministran (Azcona, s.f.). Estos son: 

Petróleos asfalticos: Son negros y muy viscosos además presentan densidad se 0.95 g/ml. En la destilación primaria producen nafta, fuel oil y queda asfalto como residuo.



Petróleos parafínicos: Son de color claro y fluidos, presentan densidad entre 0.750.85 g/ml. Cuando se refinan sus aceites lubricantes se separa en parafina.



Petróleos mixtos: Son de base mixta a los dos anteriores; aunque sin ser iguales entre sí.

21

2.1.3 Viscosidad Por otra parte, la viscosidad del petróleo es una medida de la resistencia interna al flujo. La viscosidad de los crudos varía ampliamente desde fluidos como el agua hasta sólidos que no pueden movilizarse sin calentamiento. Una baja viscosidad indica generalmente alto rendimiento en nafta o diésel, y una alta viscosidad indica alto rendimiento en asfalto, pero en ningún caso da indicación de calidad (gustato.com, s.f.).

El parámetro de viscosidad se utiliza en el diseño de tuberías de yacimientos y los ductos y bombas entre el almacenaje en refinerías y las instalaciones de procesamiento.

Existen diferentes métodos de laboratorio para determinar este parámetro, y se trabaja a distintas temperaturas, teniendo en cuenta que el flujo del fluido sea constante y no obture los tubos.

Actualmente se utiliza más la viscosidad cinemática (A.S.T.M. D-445), pues existe una relación lineal entre el logaritmo de la inversa de la temperatura y el logaritmo de la viscosidad a dicha temperatura, que permite inferir teóricamente datos, si se cuenta con dos puntos de dicha recta (Ley de Walther).

La viscosidad cinemática se determina con pipetas viscosimétricas que se suspenden directamente en un baño de temperatura constante. La serie de pipetas cubre un amplio rango de viscosidad. Estas pipetas tienen mayor exactitud, usan una pequeña cantidad de muestra, pero deben estar bien calibradas.

Los métodos más tradicionales son: 

La viscosidad SAYBOLT UNIVERSAL es el tiempo medido en segundos para el flujo de 60 c.c. de muestra contenida en tubo, a través de un orificio calibrado, a temperatura constante.

22



La viscosidad SAYBOLT FUROL es determinada exactamente igual, salvo que el orificio es mayor pues es para líquidos más viscosos.

Existen factores de conversión a través de tablas y ábacos para el pasaje de una viscosidad a otra.

El Sistema de Transporte de Hidrocarburos Poliducto Galán-Chimitá transporta cuatro productos entre los que se tiene; Gasolina Corriente, Gasolina Extra, ACPM, GLP y Jet A1.

Cabe aclarar que, durante la operación del sistema de transporte, se utiliza el Virgin Oil como un separador de productos entre secuencias de bombeo, cuyo fin es evitar la contaminación de los mismos.

Los productos transportados por el sistema se distribuyen durante 365 días del año de la siguiente manera: 

60.5% para A.C.P.M,



30.2% Gasolina,



8.5% GLP



0.8% Jet A-1

Considerando que independientemente de las labores de mantenimiento o suspensión de la operación, en la tubería se mantendrá un remanente del producto que se esté transportando.

2.2

EL PETRÓLEO EN COLOMBIA

La reversión al Estado Colombiano de la Concesión De Mares, el 25 de agosto de 1951, dio origen a la Empresa Colombiana de Petróleos. La naciente empresa asumió los activos revertidos de la Tropical Oil Company que en 1921 inició la actividad petrolera en Colombia con la puesta en producción del Campo La Cira-Infantas en el Valle Medio del Río Magdalena, localizado a unos 300 kilómetros al nororiente de Bogotá (ECOPETROL, s.f.).

23

La historia de la industria petrolera de Colombia no es muy larga, ya que hasta el año 1983 se presentó el primer gran descubrimiento de la reserva petrolera de Caño Limón con 1.100 millones de barriles, seguida por Cusiana y Cupiagua en el año 1989 y 1993 respectivamente con más de 2000 millones de barriles (ECOPETROL, s.f.). En la figura 2,1 se observan los grandes descubrimientos de petróleo en Colombia.

Según la Organización de países productores de petróleo OPEP, la participación en reservas, producción y volúmenes de exportación hacen que Colombia sea considerada un país no petrolero (Tautiva Padiila, s.f.), pues estas cifras son relativamente bajas comparadas con las de otros países de Latinoamérica como Venezuela, Brasil y Argentina.

Sin embargo, luego de un siglo de desarrollo, contados a partir de 1918, cuando se dio el primer descubrimiento de petróleo en el pozo Infantas en Santander, esta industria sigue siendo crucial para la economía del país. Germán Arce Zapata, Ministro de Minas y Energía, enfatizó en que el sector minero energético es de gran relevancia para el país, ya que solo entre 2010 y 2017 contribuyó con un promedio del 9% del Producto Interno Bruto (PIB) y cerca de 70% de las exportaciones (DINERO, 2018).

Figura 2-1.Grandes Descubrimientos Petroleros en Colombia.

Fuente: Diseño editorial El Tiempo. Modificado por: Rojas García, (2005), p. 30.

En la actualidad, Colombia cuenta con 18 cuencas sedimentarias, de las cuales siete están activas en producción. Estas son: Valle Magdalena Superior, del Medio e Inferior, Llanos, Putumayo, Catatumbo y Guajira. Dentro de cada cuenca hay sitios específicos llamados 24

campos que son lugares donde el petróleo ya existe. En Colombia existen solo 2 campos que generan más de 1000 millones de barriles de petróleo al año, estos son Cusiana y Caño Limón y en menor cantidad Cira-Infantas con 750 millones de barriles y Cupiagua con 500 millones por año (Guerrero Calderón, 2007, pág. 31).

En cuanto a infraestructura, Colombia tiene 5 oleoductos principales; de los cuales 4 transportan el petróleo por el oleoducto Caño Limón-Coveñas al puerto de Coveñas en la costa del Caribe. Estos cuatro son el Oleoducto Ocensa-Central de los campos CusianaCupiagua, el oleoducto Caño-Limón, el Alto Magdalena, y el oleoducto Petrolero Colombiano. El otro, el Trans-andino, transporta el petróleo de campo Orito en la cuenca Putumayo al puerto de Tumaco en la costa del Pacifico. Como referencia general, los mapas 2-1, 2-2, 2-3 y 2-4 muestran la ubicación de cada uno de ellos.

25

Mapa 2-1. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona Norte Basada en datos de: Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL

26

Mapa 2-2. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona Centro Basado en datos de: Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL

27

Mapa 2-3. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona Oriente Basado en datos de: Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL

28

Mapa 2-4. Ubicación de los principales oleoductos colombianos Zona sur occidente Basado en datos de: Empresa Colombiana de Petróleo, ECOPETROL

29

En la actualidad la industria petrolera colombiana está en cabeza de la Empresa Colombiana de Petróleos (ECOPETROL S.A.), la cual tiene representación en todos los campos petroleros productores de petróleo en el territorio colombiano, y es la encargada de supervisar a las compañías multinacionales de cumplir con los acuerdos y requisitos aprobados por las leyes y reglamentos colombianos que rigen este sector productor del país, adicionado al ejercicio de las distintas actividades propias de la industria y comercio del petrolero y afines.

Ecopetrol fue creada en el año 1951 debido a la necesidad de que todos los bienes petroleros pasaran a propiedad de la nación. Posteriormente, por sus propios medios emprendió las actividades en los distintos frentes de la industria petrolera colombiana y progresivamente fue adecuando du estrategia operativa y administrativa hasta alcanzar la organización actual (ECOPETROL, s.f.).

2.3

TRANSPORTE DE PETRÓLEO EN COLOMBIA

La red de oleoductos colombiana está compuesta por 41 conductos que distribuyen el crudo entre las fuentes de producción, los centros de refinación y exportación. Los principales oleoductos del país por su longitud son oleoducto central (790 km), Caño LimónCoveñas (774 km), Vasconia-Coveñas (481 km), Yenay-Vasconia (398 km) y Orito-Tumaco (305.4 km) (ECOPETROL, 2007). En la actualidad, estas redes trabajan con una capacidad del 60% con dimensiones de diámetro desde 0.15 metros hasta 0.91 metros y los que van enterrados generalmente se encuentran entre 1.5 y 2 metros de profundidad (Tautiva Padiila, s.f.).

Por su parte, Ecopetrol cuenta con una red total de 8500 km aproximadamente de oleoductos y poliductos que convergen en Coveñas y Santa Marta, en el Atlántico; y Buenaventura y Tumaco, en el Pacífico (ECOPETROL, 2007). Además, cuenta con 3127 km de poliductos para transporte de combustible, 1951 km de oleoductos para el transporte de crudo, 378 km de propano ductos para el transporte de GLP (gas licuado de petróleo), 663 km de oleoductos para el transporte de combustible, 1001 km de gasoductos para el 30

transporte de gas natural y 561 km de líneas en proceso de reconversión para el servicio de gas natural (Tautiva Padiila, s.f.).

2.4

CARACTERÍSTICAS DE UN DERRAME DE CRUDO

Los factores que se presentan en la eventualidad de ocurrir un derrame de crudo en ríos son gobernados por procesos interrelacionados y muy complejos de transporte y de acción climática (Jordan y Payne, 1980; Huang y Monastero, 1982 y Stolzenbach, Madsen, Adams, Pollack, y Cooper, 1977) y, adicionado a la dificultad de las condiciones morfológicas de la zona, el tamaño del derrame, las propiedades físico-químicas, entre otros. Por esta razón y por la significativa falta de información para una formulación analítica confiable para diferentes condiciones climáticas, sería poco práctico incluir todos los procesos que ocurren en un solo modelo de simulación de un derrame de crudo. Para el caso de la modelación de derrames en ríos, es importante retomar los procesos más significativos durante el periodo de tiempo a ser evaluado, para reducir así la complejidad y la variabilidad en los resultados finales.

La selección de los procesos más representativos encontrados por Stolzenbach et al. (1977) se formularon siguiendo los comportamientos observados en derrames de crudo tanto experimental como empíricamente. Lo primero que se logró ver fue la gran velocidad a la cual el derrame entra al rio y como este se dispersa formando una superficie lisa que cubre una gran área de la superficie de agua, la cual es movilizada por acción del viento y la corriente del río. Posteriormente el hidrocarburo ligero (baja densidad) y algunos componentes polares empiezan a formar una solución, mientras que entre un 20% y 40% del hidrocarburo se pierde por el fenómeno de evaporación atmosférica (Machado, s.f.).

En aguas turbulentas, parte del crudo se emulsifica en el agua en forma de pequeñas gotas dispersas. Estas gotas se dispersan por acción de la corriente de río, o en algunos casos se adhieren a partículas suspendidas que las hacen descender lentamente hasta el lecho del río. Mientras esto ocurre, reacciones microbianas y fotoquímicas van cambiando y reduciendo paulatinamente el crudo derramado. Cabe anotar que la retención de crudo en las riberas no se toma como un proceso del crudo, sino como una pérdida de crudo en el 31

agua por retención y acumulación en las riberas del rio. Sin embargo, es de gran importancia especialmente en derrames de ríos. En la Figura 2-2 se muestra una representación esquemática del transporte y meteorización de los procesos, al igual que una tabla de tiempo en donde se muestra los periodos en los cuales cada proceso cobra una gran importancia.

Figura 2-2. Representación Esquemática de las Transformaciones del Crudo en los Derrames en Ríos Fuente: Shen y Yapa (1988). Modificado por: Guerrero Calderón (2007)

2.5

DERRAMES DE CRUDO EN COLOMBIA

El derrame de cientos de barriles de petróleo como consecuencia de la explosión de un oleoducto por algún grupo armado al margen de la ley —en un contexto de guerra— no es comparable con un error operacional cometido por una empresa estatal. Sin embargo, al final, sea cual sea el origen, el crudo se explaya de la misma manera y a su paso contamina 32

los cuerpos de agua, afecta la seguridad alimentaria de las comunidades locales —que viven, por ejemplo, de la pesca y la agricultura—, genera enfermedades y pone en riesgo a diversas especies de animales y plantas. Las causas varían, pero los impactos no necesariamente (Pardo Ibarra, 2018).

Los derrames de hidrocarburos son comunes durante los procesos de producción de crudo, así como también durante su comercialización, transporte y almacenamiento en sitios de acopio y distribución como se ha mencionado en reiteradas ocasiones. Los derrames accidentales a gran escala presentan un volumen significativo de contaminantes en todo el mundo. Lastimosamente, son varios los ejemplos que se pueden citar. Entre estos está el derrame del Exxon Valdez en Alaska en 1989 y el derrame de BP Deepwater Horizon en el Golfo de México en 2010 catalogados como los dos peores desastres ambientales en la historia de los Estados Unidos que aún están afectando algunos de los ecosistemas marinos más productivos y vulnerables (Spier, Stringfellow, Hazen, y Conrad, 2013). Sin embargo, este tipo de contaminación relacionada con sustancias derivadas del petróleo no tiene origen exclusivo en las actividades petroleras; existe un aporte masivo y continuo que proviene de labores diversas, tales como: la pesca; el transporte marítimo y de cabotaje; las operaciones de limpieza de buques y los expendios de combustible a embarcaciones pequeñas, cuyo suministro se realiza a través de mangueras, sin llave de cierre al final; el vertimiento de los residuos del cambio de aceite, las latas de lubricante en lanchas (Jiménez Buitrago, 2006). De esta manera, se puede afirmar que no solo los grandes y reconocidos derrames mundiales son los que causan mayores daños ambientales; puesto que, día a día son innumerables las situaciones como las mencionadas por Jiménez Escobar (2006) las que se presentan sin ser catalogadas como desastres ambientales, pero que sí son acumulativas con el paso del tiempo y poco a poco generarán graves impactos. En lo referente a los hidrocarburos, el aceite al ser un derivado del petróleo puede causar daños al medio ambiente a través de varios mecanismos, incluyendo la toxicidad asociada con la ingestión o absorción a través de las estructuras de la piel o respiratorias.

En el caso de los derrames en Colombia, estos se han presentado por diversas circunstancias entre las que cabe destacar: voluntaria, accidental o por atentados de 33

grupos al margen de la ley. En algunas circunstancias, dichas situaciones se han generado en sectores del país de difícil acceso impidiendo el desarrollo de estrategias de vigilancia y control o en el caso dado, de recuperación. La Figura 2-3 muestra algunos de los derrames ocasionados debido a atentados por grupos al margen de la ley en los últimos años.

Figura 2-3. Barriles derramados por atentados contra la infraestructura petrolera de Ecopetrol Fuente. Pardo Ibarra, (2018)

Este tipo de situación causan una alteración en la calidad del paisaje y en los servicios ecosistémicos (provisión, regulación, soporte y culturales) que proporcionan los ecosistemas para el normal desarrollo de la vida de los seres humanos. En Colombia hasta noviembre de 1998 se presentaron 920 ataques contra la infraestructura petrolera, 575 de ellos en el oleoducto Caño Limón-Coveñas, que mediante roturas y abolladuras han perjudicado no solo a los ecosistemas y fuentes de producción y abastecimiento de las comunidades aledañas al oleoducto, sino a regiones por donde este transita. Las áreas perjudicadas por los derrames de petróleo se ubican principalmente en la zona alta de la llanura Araucana, en la región de la cuenca del río Catatumbo, en la llanura del valle medio y medio bajo del río Magdalena; departamentos de Santander, Cesar y Sucre,

34

principalmente, y en los departamentos del Putumayo y Nariño (Benavides López de Mesa et al., 2006).

Por otro lado, debido a la amplia gama de productos derivados del petróleo que se manejan no ha sido posible evaluar cuantitativamente la contaminación involucrada desde la fase de explotación hasta la obtención de los petroquímicos básicos, ni del seguimiento a la infraestructura petrolera (Ñustez Cuartas, Paredes Cuervo, y Cubillos Vargas, 2014), sin embargo, se estima que hasta el 2006 las áreas afectadas han sido de 6000 hectáreas de terrenos con potencial agrícola y pecuario, 2600 kilómetros de ríos y quebradas y 1600 hectáreas de ciénagas y humedales (Benavides López de Mesa et al., 2006). Finalmente, es necesario hacer énfasis en que la problemática no es solo ambiental, puesto que la contaminación de la naturaleza ya sea en suelos o en cuerpos de aguas conlleva a generar grandes impactos económicos en donde las actividades como la pesca, consumo de agua, o el cultivo de especies primordiales para la sociedad son las primeras afectadas. De igual forma, se desencadena un impacto social importante, en donde la población directa o indirectamente se ve afectada.

Sin embargo, durante las últimas décadas la población en general ha manifestado una mayor preocupación por las problemáticas ambientales tanto a nivel nacional como internacional, permitiendo de este modo el desarrollo y seguimiento de políticas estrictas al momento de extraer recursos de la naturaleza. No obstante, esto no es igual para los países del tercer mundo, en donde el dinero aún es el encargado de aprobar en cierto grado las explotaciones. Día a día hay más esperanza y conciencia por parte de la población para recuperar lo deteriorado y conservar lo que aún nos queda.

2.6

PLANES DE EMERGENCIA Y CONTINGENCIA

Rojas García (2005) menciona:

Un plan de contingencia para un derrame de crudo en ríos se define como la identificación previa de áreas más sensibles a ser afectadas por el crudo derramado, y 35

su respectivo plan de limpieza y protección involucrando los métodos de respuesta para derrames de crudo que más de adecuen y protejan el área identificada. Estas áreas identificadas son catalogadas en su orden de vulnerabilidad, comenzando por la que requiera una prioridad máxima para su protección por los impactos que un derrame de crudo pudieses causar o por su reducido tiempo de reacción que tendrían para emplear cualquier técnica de limpieza o retención. (…) Tener estos planes de contingencia garantiza que, en caso de presentarse un derrame de crudo en cauces, se puedan aplicar los métodos de respuesta más efectivos de forma rápida, minimizando así el impacto ambiental y los daños a las poblaciones aledañas. (…) Sin embargo, no siempre es posible desarrollar planes de contingencia en las áreas vulnerables y en ciertos casos se requeriría de planes de emergencia, en donde no se conoce con anterioridad las mejores técnicas de retención y limpieza a ser empleadas, por lo que se deben realizar las simulaciones en el menor lapso posible ya que es ese transcurso de tiempo el crudo ya estará contaminando el rio. Sin embargo, se busca que estos procedimientos se emergencia sin información previa de planes de reacción se minimicen, ya que son muy riesgosos y poco efectivos. Pero en caso de ser requeridos, las herramientas computacionales para modelación de derrames de crudo en agua ofrecen repuestas rápidas y con una alta posibilidad de ser eficientes (p. 43-44).

Existen un gran número de métodos o técnicas avanzadas de respuesta para controlar, proteger y limpiar las zonas afectadas en un derrame de crudo, la clave para su eficacia es la minuciosa selección y posterior uso del equipo y herramientas que mejor se adecuen a las condiciones del derrame y las características de crudo. Hay que tener muy presente que los factores ambientales como las acciones del clima, hidrología del rio, vientos entre otros, afectan la trayectoria del derrame de crudo y por tal razón serán determinantes a la hora de seleccionar la mejor técnica de limpieza (Response Techniques, s.f.).

36

2.7

DESCRIPCIÓN DE TÉCNICAS DE CONTENCIÓN Y RESPUESTA A DERRAMES

Las técnicas de contención y respuestas de derrames son labores que se realizan con el fin de tomar acción ante una eventual ruptura en la infraestructura petrolera (ISEM, 2016).

Entre estas se tiene: 

Bermas de desviación: Se utiliza en zonas con pendientes bajas a medias, corresponde a barricadas pequeñas las cuales son elaboradas con materia prima encontradas en el sitio con el fin de encaminar el derrame a zonas específicas y controladas.



Bermas de contención: Se utiliza en zonas con terreno plano o con pendientes bajas, al igual que las bermas de desviación se elaboran con materia prima del sitio con el fin de que dicho material se impregne y así se contenga y reduzca el flujo.



Zanjas de intercepción: Se realizan especies de cunetas y se cavan caminos con el fin de contener y enviar el derrame a puntos de control y zonas sensibles.



Bloqueo de alcantarillas: Se utilizan diferentes materiales para como su nombre lo indica bloquear las alcantarillas y así detener los derrames de crudo a lagunas, ríos, quebradas, canales y demás desagües que conducen agua por las alcantarillas.



Diques de bloqueo: Son elaborados cruzando el cauce de los cuerpos hídricos así tengan o no corriente de agua con el fin de cercar y detener los derrames o cualquier fluido de hidrocarburo.



Diques de flujo de agua: Son elaborados igual que los diques de bloqueo cumplen el mismo fin sin embargo en este tipo de diques no se interrumpe el curso ni el flujo de agua.

37



Barreras absorbentes: Son utilizadas en menor escala donde no funcionan los diques ni las barreras y son elaboradas con material absorbente, su función principal es detener, retener y recobrar el material del derrame en diferentes cuerpos hídricos (corrientes, ríos o quebradas).



Colocación de barreras para la contención en ríos: Estas barreras se disponen en ángulo por medio del cauce del cuerpo hídrico con el fin de detener el derrame aguas abajo del mismo y recobrar el fluido.



Barreras en río para desviar el hidrocarburo: Son utilizadas en corrientes menores o cuerpos hídricos accesibles, tienen la misma función que el ítem expuesto con anterioridad solo que estas barreras se usan para desviar el material derramado a zonas específicas y controladas (canales u orillas), con el fin de recuperarlo.

En la Figura 2-4 se evidencian las técnicas utilizadas y el uso que tienen las mismas.

Figura 2-4. Técnicas de contención de derrame Fuente. ISEM, (2016, p. 30).

38

2.8

USO DE SIG PARA EL SEGUIMIENTO DE DERRAMES DE PETROLEO

Son diversas las metodologías utilizadas para determinar la evolución de un derrame de hidrocarburo, para ello se han desarrollado una serie de programas y modelos, los cuales utilizan diversas aproximaciones al mismo problema y cuyo objetivo principal es reducir riesgos de amenazas a la salud humana y al medio ambiente; entre estos programas se encuentran HSCTMSD, COLSPILL, P-Route, MAPRISK, CORMIX, GNOME, ADIOS. Sin embargo el fundamento y la teoría es la misma ya que para todos los modelos existentes se requiere para realizar la simulación los datos de entradas las propiedades del material derramado y las características del terreno evidenciando que el objetivo de los SIG es emplear las herramientas que estos nos ofrecen en la correlación espacial de los elementos del territorio.

En las diferentes fuentes analizadas se evidencia que al emplear estos programas la finalidad de ellos es convertirse en una herramienta de predicción del trayecto y evolución del fluido mientras este va realizando su desplazamiento y como con la integración de los Sistemas de Información Geográfica se puede obtener un análisis adecuado del modelado y la presentación espacial de los resultados, es así como los SIG se convierten en una fuerte y eficaz herramienta para la captura, organización, almacenamiento, integración y análisis de la información requerida. Además todos los trabajos que existen en torno al tema que en realidad no son muchos convergen en que los SIG son una herramienta poderosa en el monitoreo y seguimiento del derrame con el fin de optimizar las medidas que se deben tomar para prevenir consecuencias adversas y así poder evaluar cualitativamente los posibles daños que esta problemática puede causar sobre el ambiente.

Para este trabajo académico se va a determinar el comportamiento del hidrocarburo por medio del balance de masa aprobado por ECOPETROL S.A y la utilidad de los SIG será en los análisis de los datos hidrológicos e hidráulicos así como en la espacialización de los datos producto de la simulación del comportamiento del derrame en el cuerpo de agua.

39

3

3.1

METODOLOGIA

AREA DE ESTUDIO

El sistema de transporte de Hidrocarburos Galán-Chimitá posee una longitud de 94.94 Km. El sistema se encuentra ubicado en el Departamento de Santander y enmarcado fisiográficamente en la Cuenca del Valle del Magdalena Medio y la Cordillera Oriental (Colombia). Ver Mapa 3-1 y Mapa 3-2.

Mapa 3-1. Localización del Sistema a nivel nacional, departamental y municipal Basado en: Información oficial IGAC suministrada por ECOPETROL. 40

Mapa 3-2. Localización del sistema Basado en: Información suministrada por Ecopetrol S.A. 2013

41

El Poliducto parte de la Planta Galán localizada en las instalaciones de la Gerencia Complejo Barrancabermeja (GCB) en la zona industrial del Municipio de Barrancabermeja, al este del rio Magdalena. El corredor transcurre por los municipios de Barrancabermeja; San Vicente de Chucuri, Betulia, Lebrija y Girón finalizando en la Planta Terminal Chimita, zona industrial del municipio de Bucaramanga.

A lo largo del Poliducto Galán Chimitá se encontró en total 151 cruces con cuerpos de agua dentro de los que se encuentran ríos, quebradas, cauces, drenajes efímeros, drenajes de vía efímeros, canales artificiales, humedales, zonas vadosas y lagos artificiales, distribuidos tal como se presenta en la Tabla 3-1 (ver Mapa 3-3 ).

Tabla 3-1. Resumen cuerpos de agua dentro del sistema TIPO DE CUERPO DE AGUA Río

CANTIDAD DE CRUCES 2

Quebrada

8

Cauce

89

Drenaje efímero

18

Drenaje vía efímero

8

Canal artificial

4 TOTAL DE CRUCES LÓTICOS

129

Humedal

16

Zona badosa

1

Lago Artificial

5 TOTAL DE CRUCES LÉNTICOS

22

TOTAL CRUCES CUERPOS DE AGUA

151

42

Mapa 3-3. Cruces con cuerpos de agua Basado en: Información suministrada por Ecopetrol S.A. 2013

43

Cabe aclarar que la denominación de quebrada se toma para cauces con anchos superiores a 10 metros y la denominación de cauce son aquellos cuerpos de agua permanentes con anchos inferiores a 10 m.

El Sistema de Transporte de Hidrocarburos Galán Chimita inicio a operar desde el año 1988. El poliducto transporta los productos refinados provenientes de la planta Galán con el fin de ser entregados en la planta Chimitá – Bucaramanga, con el propósito de satisfacer la demanda interna del Oriente Colombiano, donde principalmente las ciudades de Bucaramanga y Cúcuta, junto con parte de Valledupar se ven beneficiadas por los productos entregados (GLP, Gasolina de motor y JET A1), que se bombean por el sistema con un promedio de 24.800 BPD (barriles por día) (UPME, 2018).

En la actualidad y bajo las perspectivas de crecimiento de producción de ECOPETROL S.A., proyectan una etapa plena de producción y optimización de sus líneas de conducción y producción, por ende el Sistema de Transporte de Hidrocarburos GalánChimita se convierte en eje fundamental dentro del panorama regional, ya que permite alcanzar las metas nacionales de producción de ECOPETROL S.A., garantizando así abastecer la demanda nacional de combustibles asociada directamente con el desarrollo económico del país, especialmente en la zona Oriente del País.

En este sentido, el funcionamiento del sistema de transporte se encuentra enmarcado en condiciones operacionales y socio-ambientales óptimas, de acuerdo con las políticas integrales de ECOPETROL S.A. y la normatividad legal vigente.

44

3.2

FLUJOGRAMA DE METODOLOGIA

La metodología aplicada se basa en la identificación y delimitación de cada una de las cuencas que se localizan en la zona de estudio. Teniendo esta información se debe evaluar

las

condiciones

ecosistémicas,

geomorfológicas,

meteorológicas

e

hidroclimatológicas de las mismas con el fin de precisar la dinámica de los caudales en el tiempo. A partir de estos datos y con el apoyo de información cartográfica detallada se realiza la modelación hidráulica para cada cuerpo de agua, estos modelos dan como resultado las condiciones físicas con las que se cuentan al interior de cada uno de los cauces. Posteriormente, con los resultados obtenidos se analiza en comportamiento del hidrocarburo y se pueden definir las rutas de derrame así como los posibles incidentes que puedan tener lugar a lo largo del Sistema de Transporte de Hidrocarburos Galán Chimita.

En los diagramas 1 a 5, se muestra la metodología general de trabajo para el desarrollo de los objetivos propuestos. Toda la información fue analizada y procesada con los paquetes de software Microsoft Excel, HEC-HMS (Hydrologic Engineering CenterHydrologic Modeling System), HEC-RAS (Hydrologic Engineering Centers - River Analysis System) y ArcGIS 10.4 con sus extensiones.

Fase 1. Análisis de la información secundaria disponible

Fase 2. Análisis hidrológico

Morfología de las cuencas Dinámica de caudales Fase 4.

Comportamiento del hidrocarburo en la corriente hídrica

Fase 3. Análisis hidráulico

Diagrama 1. Metodología general para la definición de rutas de derrame de hidrocarburos sobre corrientes superficiales

45

Fase 1: Se realiza un análisis y revisión de la información suministrada por parte de ECOPETROL.

Diagrama 2. Fase 1: Análisis de la información secundaria disponible

Análisis hidrológico

Fase 2: A partir de la información secundaria se realiza el análisis hidrológico dentro de la zona de estudio.

Modelos: lluvia escorrentía, método racional,

Calibración: monitoreo de caudales, limnímetros, limnígrafos

Diagrama 3. Fase 2: Análisis hidrológico

46

Velocidades y anchos de los cauces

Fase 3: Se realiza el análisis hidráulico del área con el fin de determinar las velocidades y anchos de los cauces.

Análisis hidráulico

Modelo digital de elevación

Modelo: HEC-RAS

Parámetros del modelo

Validación con datos de campo

Diagrama 4. Fase 3: Análisis hidráulico.

Evaporación

Pérdida en las orillas

Volumen remanente Tiempo de viaje de la mancha

Comportamiento del hidrocarburo

Fase 4: Se analiza el comportamiento del hidrocarburo y se determina el volumen remanente y el tiempo de viaje de la mancha.

Diagrama 5. Fase 4: Comportamiento del hidrocarburo.

47

3.3

ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN SECUNDARIA DISPONIBLE

La información de la cual se dispuso fue suministrada por ECOPETROL S.A., dentro de la información secundaria que se pudo obtener se encuentra:



Informes de inspección del derecho de vía.



Información referente a los puntos de cruce de la tubería.



Información hidroclimatológica.



Información acerca de tipos y coberturas de suelo.



Información de la geomorfología de los cauces.



Información de infraestructura existente a lo largo del cauce.



Cartografía general de ductos e infraestructura.

A partir de dicha información se logró hacer el análisis correspondiente.

3.4

ANÁLISIS HIDROLÓGICO

Haciendo uso de toda la información secundaria disponible, se procede a localizar los cruces del poliducto con los cuerpos de agua existentes en el área del proyecto.

3.4.1 Cuencas aferentes Se realiza la identificación de la red de drenaje y de las subcuencas hidrográficas presentes en el sistema, con base en la cartografía del IGAC, escala 1:25.000 e imágenes aéreas de la FAC (Fuerza Aérea Colombiana) con resolución de 2 metros por pixel.

La delimitación de las cuencas se realiza en base a la cartografía IGAC actualización 2009 escala 1:25000 y complementado con el modelo Digital de Elevaciones de la NASA con resolución de 30m.

48

3.4.2 Priorización de corrientes

Se realizó la priorización teniendo en cuenta los siguientes criterios: 

Cruces con ríos principales tales como el Río Sogamoso y el Río de Oro.



Cuerpos de agua que son usados como fuente de abastecimiento de agua ya sea para uso doméstico o industrial, o para recibir los vertimientos de los distintos centros poblados que se encuentran dentro del área de afectación del proyecto.



Caños que aguas abajo crucen por puntos sensibles como centros poblados, ecosistemas sensibles, industrias y agroindustrias.

Dentro de dichas áreas se identificaron como principales rutas de derrame los cuerpos de agua lóticos a los cuales se les realizó el levantamiento topo batimétrico, la información de las topo batimetrías fue suministrada por parte de ECOPETROL, en dicho trabajo se levantaron las secciones transversales más características de cada cuerpo de agua.

Por otra parte, dentro los cuerpos de agua lénticos se priorizaron 9 cuerpos de agua para realizar la caracterización hidrológica detallada.

3.4.3 Análisis de información hidrometereológica

En esta etapa se realiza la identificación de las Estaciones Hidrometereológicas disponibles del IDEAM, La Corporación Autónoma Regional de Santander (CAS) y la Corporación para la defensa de la Meseta de Bucaramanga (CDMB), en cada una de las cuencas que tienen interacción directa con el Poliducto, cuya selección se sujeta a los criterios relacionados a continuación: 

Localización y selección de estaciones climatológicas localizadas al interior de las cuencas a través de las cuales pasa el poliducto.



Estaciones limnimétricas localizadas sobre los cuerpos de agua interceptados por el poliducto.

49



Categoría de estación conforme con los registros de información de las variables objeto de análisis: PM-Pluviométrica; PG-Pluviográfica; LG-Limnigráfica; LMLimnimétrica; CP Climatológica Principal; SP- Sinóptica Principal.



Serie Histórica de datos con el mayor número de registros.

La recopilación de esta información a partir de las consideraciones mencionadas, permite la descripción de las condiciones climáticas mensuales multianuales y las respectivas estimaciones del régimen hidrológico para cada una de las cuencas y por ende obtener caudales y velocidades en cada cruce del cuerpo de agua con el Poliducto.

Dado lo anterior se procedió a localizar las estaciones hidrológicas y/o meteorológicas con información disponible y representativa en cada uno de estos valles.

3.4.4 Estimación del tiempo de concentración, tiempo de retardo y número de curva

Para la determinación del tiempo de concentración se hizo uso de la morfometría determinada para cada una de las cuencas y aplicando metodologías de cálculo como el de Ven Te Chow (Chow, Maidment, y Mays, 1988), Kirpich (Pérez, 1985), Giandotti (Arbeláez, Velez y Smith, 1997), Johnstone y Cross (Jonhnstone y Cross, 1949), Temez , Cuerpo de Ingenieros de los Estados Unidos, SCS, SCS-RANSER, Vetura-Heras, Hathaway, entre otros (Upegui Vélez y Botero Gutiérrez, 2011), seleccionando de acuerdo a las características de cada microcuenca el valor que más se ajusta.

Desde el punto de vista empírico, en la literatura se encuentran numerosas expresiones para determinar el tiempo de concentración de las cuencas hidrográficas, desarrolladas por diferentes autores para diferentes regiones del mundo. Aunque existen numerosas ecuaciones empíricas, sólo se exploran en este estudio aquellas que a criterio de los autores son las más utilizadas en Colombia y que usualmente se emplean en el contexto rural y urbano que caracteriza la zona de estudio (Upegui Vélez y Botero Gutiérrez, 2011). A continuación, se presenta un resumen de las ecuaciones utilizadas en el presente estudio:

50

Tabla 3-2. Ecuaciones para obtener tiempos de concentración.

ASC Modificada:

Bransby-Williams:

𝑡𝑐 =

𝑡𝑐 = 14,6 ∙ 𝐿 ∙ 𝐴−0,1 ∙ 𝑆 −0,2

0,007 ∙ 𝑛0,8 ∙ 𝐿0,8 𝑝 𝑆 0,4 ∙ 𝑃20,5

California Culvert Practice: 𝑇𝑐 = 60 ∙ [

Clark:

0,87075 ∙ 𝐿3 ] 𝐻

0,385

𝑇𝑐 = 0,335 ∙ [

Ecuacion de retardo, SCS: 𝑡𝑐 =

Federal Aviation Agency, FAA:

0,7 100 ∙ 𝐿0,8 𝑝 ∙ [(1000/𝑁𝐶) − 9] 1900 ∙ (𝑆 ∙ 100)0,5

George Rivero: 𝑡𝑐 =

𝐴 0,593 ] 𝑆 0,5

𝑇𝑐 = 3,26 ∙ (1,1 − 𝐶) ∙

(𝐿 ∙ 1000)0,5 (𝑆 ∙ 100)0,333

Giandotti:

16 ∙ L [(1,05 − 0,2 ∙ 𝑝) ∙ (100 ∙ 𝑆)0,04 ]

Henderson y Woogdin:

4 ∙ √𝐴 + 1,5 ∙ 𝐿

𝑇𝑐 =

25,3 ∙ √𝑆 ∙ 𝐿

Izzard:

𝑇𝑐 = 0,94 ∙ 𝑖 −0,4 ∙ [

𝑛 ∙ 𝐿𝑝 √𝑆

0,6

]

𝑡𝑐 =

Johnstone Cross:

0,333 41,025 ∙ (0,0007 ∙ 10,8 ∙ 𝑛0,605 𝑝 + 𝑐) ∙ 𝐿𝑝

𝑖𝑝0,667 ∙ 𝑆 0,333

Kerby – Hathaway: 0,5

𝐿𝑚 𝑇𝑐 = 5 ∙ ( ) √𝑆

𝑡𝑐 = [

Kirpich:

0,67 ∙ 𝑛 ∙ 𝐿𝑝 √𝑆

0,467

]

Método Racional Generalizado: 𝑡𝑐 = 0.0078 ∙

𝐿0,77 𝑝

Morgali y Linsley: 𝑇𝑐 =

60 ∙ 𝑛 ∙ 𝐿 𝑡𝑐 = [ ] 𝐻 0,3

∙ 𝑆 −0,385 Passini:

0,6 0,933 ∙ 𝐿0,6 𝑝 ∙𝑛 𝑖 0,4 ∙ 𝑆 0,3

𝑇𝑐 =

Perez:

[0,108 ∙ (𝐴 ∙ 𝐿)1/2 ] 𝑆 0,5

Pilgrim y McDermott: 𝑇𝑐 =

𝐿

𝑇𝑐 = 0,76 ∙ 𝐴0,38

𝐻 72 ∙ ( ) 𝐿

0,6

Snyder:

Témez: 0,3

𝑇𝑐 = 1,2 ∙ (𝐿 ∙ 𝐿𝑐𝑔 )

𝑇𝑐 = 0,3 ∙ (

Valencia y Zuluaga: 𝑇𝑐 = 1,7694 ∙ 𝐴

𝐿

𝑆

0,76

) 0,25

Ventura-Heras: 0,325

−0,096

∙𝐿

∙𝑆

−0,290

𝑇𝑐 = 𝛼 ∙

𝐴0,5 0,004 ≤ 𝛼 ≤ 0,13 𝑆

Fuente: Upegui Vélez y Botero Gutiérrez, (2011)

51

Donde, tc es el tiempo de concentración(min), Tc es el tiempo de concentración (horas), L es la longitud del curso de agua más largo (km), H es la diferencia de nivel entre la divisoria de aguas y la salida (m), S es la pendiente promedio del cauce principal (m/m), S0 es la pendiente en porcentaje, A es el área de la cuenca (km2), Lp es la longitud del cauce (pies), Lcg es la distancia desde la salida hasta el centro de gravedad de la cuenca(mi), NC es el número de curva, C es el coeficiente de escorrentía del método racional, p es la relación entre el área cubierta de vegetación y el área de la cuenca, Lm es la longitud del canal desde aguas arriba hasta la salida (mi), s es la pendiente promedio de la cuenca (pies/mi), n es el coeficiente de rugosidad del cauce, P2 es la precipitación con un período de retorno de 2 años para una lluvia de duración de 24 horas (pulg), i es la intensidad de la lluvia (mm/hr), ip es la intensidad de la lluvia (pies/s), α es un parámetro que depende de la pendiente.

Los resultados de la estimación del tiempo de concentración son muy diferentes entre sí puesto que cada autor estima su ecuación para unas cuencas con características muy particulares, por lo que debe tenerse mucho cuidado para la selección del valor más adecuado para el tiempo de concentración. Es el caso de la ecuación propuesta por Bransb y Williams, donde se recomienda para cuencas menores a 75 km², mientras que Kerb y Hatheway recomiendan su ecuación para cuencas menores a 0,1 km². La ecuación de Kirpich se estimó originalmente para cuencas de Tennessee y Pensilvania en los Estados Unidos. La ecuación de la Federal Aviation Agency se emplea para cuencas urbanas asociadas a aeropuertos de los Estados Unidos. El SCS desarrolló su ecuación como la suma de tiempos de viaje individual para diferentes regiones, desde zonas boscosas con cauces pendientes a planicies con escorrentía lenta y zonas impermeables.

Pilgrim y Mc Dermott sugieren el uso de su ecuación para cuencas menores a 250 km².

Izzard utiliza su expresión en cuencas asociadas a autopistas y carreteras, Henderson y Wooding extraen su expresión de la onda cinemática para longitudes del orden de 100 m. Una práctica común en la Hidrología Aplicada es utilizar el valor medio eliminando los valores extremos (Chow et al., 1988 y Maidment, 1993).

En cuanto al tiempo de retardo, se encuentran en la literatura la relación propuesta por el “Soil Conservation Service”, SCS, quien propone que es 0,6 veces el tiempo de 52

concentración. Sin embargo, el “Watershed Modelling System” del Cuerpo de Ingenieros de los Estados Unidos utiliza varias opciones para el cálculo del tiempo de retardo en su modelo, entre las que se encuentran las siguientes expresiones:

Tabla 3-3. Ecuaciones para obtener tiempos de retardo.

Colorado State Univerdity: 𝑇𝑟 =

Eagleson:

7,81 ∙ (𝐿𝑚 ∙ 𝐿𝑐𝑔 )

0,3

𝐿𝑚 ∙ 𝐿𝑐𝑔 0,39 𝑇𝑟 = 0,32 ∙ ( 0,5 ) 𝑆

𝐼𝑎−0,57

Putnam:

SCS: 0,50

𝑇𝑟 = 0,49 ∙ (

𝐿𝑚 ) 𝑆 0,5

∙ 𝐼𝑎−0,57

Snyder:

0,7 𝐿0,8 𝑝 ∙ (𝐶𝑁/1000 − 9) 𝑇𝑟 = 0,5 1900 ∙ 𝑆

Taylor y Schwartz: 𝑇𝑟 = 0,48 ∙ (

𝐿𝑚 ∙ 𝐿𝑐𝑔 1,42 ) 𝑆 0,5

𝐿𝑚 ∙ 𝐿𝑐𝑔 0,3 𝑇𝑟 = 0,6 ∙ ( 0,5 ) 𝑆

Fuente: Upegui Vélez y Botero Gutiérrez, (2011)

Donde Tr es tiempo de retardo, S es la pendiente promedio del cauce principal (m/m), Lp es la longitud del cauce (pies), Lcg es la distancia desde la salida hasta el centro de gravedad de la cuenca (mi), CN es el número de curva, Lm es la longitud del canal desde aguas arriba hasta la salida (mi), I es la intensidad de la lluvia (mm/hr), α es un parámetro que depende de la pendiente.

Las ecuaciones descritas en este apartado han sido obtenidas para diferentes condiciones de terreno, clima y geomorfología, por lo que se deben tener en cuenta estos aspectos a la hora de hacer uso de cada una de ellas. Es el caso de Eagleson que propone su ecuación para cuencas hasta de 3,0 km² con un porcentaje de zona urbana entre el 30% y 80%, Taylor y Schwartz emplean su ecuación para la zona Noreste de los Estados Unidos, Putnam extiende su ecuación para cuencas urbanas de aproximadamente 60 km², la Universidad Estatal de Colorado condiciona su ecuación a la zona de Colorado en los Estados Unidos de América para cuencas con unas pérdidas iniciales mayores al 10% (Upegui Vélez y Botero Gutiérrez, 2011).

53

3.4.5 Coeficiente de Forma de Horton (Kf)

Es la relación entre el área y el cuadrado de la longitud de la cuenca.

𝐾𝑓 =

𝐴 𝐿2

Donde, A es el área la cual corresponde a la superficie delimitada por la divisoria de aguas de la zona de estudio y L es la Longitud de la cuenca la cual se define como la distancia horizontal desde la desembocadura de la cuenca (punto de desfogue) hasta otro punto aguas arriba donde la tendencia general del río principal corte la línea de contorno de la cuenca.

El coeficiente de forma de Horton (Kf), intenta medir cuan cuadrada (alargada) puede ser la cuenca, una cuenca con un factor de forma bajo, esta menos sujeta a crecientes que una de la misma área y mayor factor de forma. Principalmente, los factores geológicos son los encargados de moldear la fisiografía de una región y la forma que tienen las cuencas hidrográficas. Un valor de Kf superior a la unidad proporciona el grado de achatamiento de ella o de un río principal corto y por consecuencia con tendencia a concentrar el escurrimiento de una lluvia intensa formando fácilmente grandes crecidas (Lux Cardona, 2016).

3.4.6 Coeficiente de compacidad de Gravelius

Propuesto por Gravelius, compara la forma de la cuenca con la de una circunferencia, cuyo círculo inscrito tiene la misma área de la cuenca en estudio. Se define como la razón entre el perímetro de la cuenca que es la misma longitud del parteaguas o divisoria que la encierra y el perímetro de la circunferencia. Este coeficiente adimensional, independiente del área estudiada tiene por definición un valor de uno para cuencas imaginarias de forma exactamente circular. Nunca los valores del coeficiente de compacidad serán inferiores a uno. El grado de aproximación de este índice a la unidad

54

indicará la tendencia a concentrar fuertes volúmenes de aguas de escurrimiento, siendo más acentuado cuanto más cercano a uno sea, es decir mayor concentración de agua.

𝐾𝑐 =

𝑃 𝑃 = 𝑃𝐶 2𝜋𝑅

Donde, Kc es el coeficiente de compacidad, P es el perímetro de la cuenca (longitud de la línea parteaguas), Pc es el perímetro de la circunferencia y R es el radio de la circunferencia (Lux Cardona, 2016).

Se han establecido las siguientes categorías para la clasificación de acuerdo con este parámetro (Jimenez Escobar, 1986):

Tabla 3-4. Índice de compacidad para la evaluación de la forma. ÍNDICE KC

DESCRIPCION

1 a 1.25

Forma casi redonda a oval – redonda

1.25 a 1.5

Ovalo redonda – óvalo oblonga

1.5 – 1.75 Óvalo oblonga – rectangular oblonga Fuente: Jimenez Escobar, (1986)

La razón para usar la relación del área equivalente a la ocupada por un círculo es porque una cuenca circular tiene mayores posibilidades de producir avenidas superiores dadas su simetría. Sin embargo, este índice de forma ha sido criticado pues las cuencas en general tienden a tener la forma de pera.

55

3.4.7 Determinación de caudales

3.4.7.1 Determinación de caudales mínimos

Para la determinación de los caudales mínimos se procede a utilizar modelos de regionalización desarrollados por la Universidad Nacional de Colombia para cuencas sin información.

Esta metodología se basa en estimar la media y la desviación estándar de los caudales mínimos, utilizando diferentes ecuaciones de regresión multivariada establecidas por la Universidad Nacional (UN) en diferentes investigaciones, mediante las cuales se relacionan las características estadísticas de las series de caudales mínimos de los ríos y quebradas que poseen registros hidrométricos de buena calidad, con algunos parámetros geomorfológicos y la precipitación de sus cuencas de drenaje. Aplicando las ecuaciones establecidas por cada uno de los métodos antes mencionados, se obtiene el valor medio y la desviación estándar de los caudales mínimos anuales, luego con los factores de frecuencia de las funciones Gumbel y Log-Normal, se estiman los caudales mínimos anuales para diferentes períodos de retorno.

3.4.7.2 Determinación de caudales medios

Para la determinación de caudales medios se procede a establecer el rendimiento hídrico promedio anual para la zona de estudio basado en el Estudio Nacional del Agua y en función del área de la cuenca se establece el caudal medio.

Por tanto, se debe localizar el área de estudio sobre el raster de rendimientos hídricos medios para Colombia valores a partir de los cuales se calculan los caudales medios para cada una de las microcuencas.

56

3.4.7.3 Determinación de caudales máximos

Para la determinación de los caudales máximos se procede a hacer uso del modelo HECHMS el cual calcula la escorrentía generada por una cuenca en función de las lluvias y las características morfométricas, tipo de suelo y uso de suelo de las cuencas.

3.4.7.3.1 Modelo hidrológico en HEC HMS

El sistema de modelación hidrológica HEC – HMS (The Hydrologic Modeling System) fue desarrollado por el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los Estados Unidos, y es una evolución del modelo HEC-1 desarrollado por el mismo ente. Es un modelo de simulación de evento único de Lluvia-Escorrentía. Tiene la capacidad de simular eventos históricos, eventos en tiempo real o tormentas generadas en forma sintética.

El programa está conformado por una interfaz gráfica, componentes integrados de análisis hidrológico, almacenamiento de datos, herramientas de manejo, ayudas gráficas y reportes. En su desarrollo se utilizó una combinación de los lenguajes de programación C, C++ y FORTRAN. El motor de cálculo y la interfaz gráfica de usuario están escritos en el lenguaje orientado a objetos C++. Los algoritmos correspondientes a las rutinas de modelación hidrológica fueron desarrollados en FORTRAN (U.S. Army Corps of Engineers, 2001).

Este modelo permite efectuar el modelo lluvia escorrentía mediante diferentes metodologías de transformación, estimación de pérdidas, determinación de flujo base, tránsitos de flujo entre otros.

El modelo computacional que se implementa en el modelo HEC-HMS se configura para simular la escorrentía superficial en respuesta a un evento de precipitación como un sistema interconectado de componentes hidrológicos e hidráulicos. Cada componente se modela como un aspecto del proceso precipitación - escorrentía dentro de una porción de la cuenca hidrográfica. Por tanto, se deben crear componentes para

57

representar una entidad de escorrentía superficial, es decir cada cuenca y un canal de una corriente, es decir cada uno de los caños de los que hace parte el área de estudio.

La representación de cada componente requiere el conjunto de parámetros que especifiquen las características particulares tanto de las cuencas como de los caños, tales como el tiempo de concentración, tiempo de retardo y número de curva. Dado lo anterior se obtiene como resultado del proceso de modelación la determinación de los hidrógramas de creciente en los puntos determinados de cada cuenca hidrográfica.

3.5

ANÁLISIS HIDRÁULICO

La modelación hidráulica se lleva a cabo en el software HECRAS (Hydrologic Engineering Centers - River Analysis System) el cual es un modelo hidráulico unidimensional. Dicho modelo es alimentado con la topo batimetría levantada en campo, así como con los caudales generados por el modelo hidrológico.

3.5.1.1 Software HEC-RAS 4.0

HEC-RAS es un modelo de dominio público desarrollado del Centro de Ingeniería Hidrológica (Hydrologic Engineering Center) del cuerpo de ingenieros de la armada de los EE.UU. El modelo numérico incluido en este programa permite realizar análisis del flujo permanente unidimensional gradualmente variado en lámina libre. Se utilizó la versión 4.0 para el desarrollo de este estudio (U.S. Army Corps of Engineers, 2009)

58

Figura 3-1. Interfaz del programa HEC-RAS 4.1.0 y sus componentes.

3.5.1.2 Características técnicas:

Un modelo unidimensional en energías permite el cálculo en dominios con escalas muy grandes, de modo que la simulación de kilómetros de río se realiza con una velocidad de cálculo enorme (orden de segundos). Por tanto, la capacidad de repetición y corrección de un cálculo es muy alta.

El uso de la ecuación de la energía para el balance entre secciones, dada la incertidumbre existente en la estimación de las pérdidas de carga (resistencia al flujo), es un método bastante aproximado en problemas de gran escala (fluviales). La simplificación del flujo turbulento tridimensional a un flujo unidimensional es relativamente aceptable para grandes escalas (ríos y barrancos) con precisiones poco exigentes.

59

Gran libertad geométrica: Permite el análisis con secciones naturales no regulares (secciones fluviales: cauce principal y llanuras de inundación). Es una gran ventaja sobre otro tipo de modelos hidráulicos existentes (y mucho más rígidos). Facilidad de creación, modificación y edición de geometrías (entorno visual muy cómodo y rápido) e introducción de datos de rugosidad y estructuras transversales (puentes, obras de paso, aliviaderos). Gran comodidad de visualización de resultados y edición de figuras.

Este modelo mundialmente utilizado en la práctica, simula la hidráulica del flujo para canales de cualquier tipo de sección transversal bajo flujo permanente o gradualmente variado, trabajando de acuerdo con la ecuación de Bernoulli (CAR, 2014):

𝑍1 + 𝑌1 + (𝑉12⁄2𝑔) = 𝑍2 + 𝑌2 + (𝑉22⁄2𝑔) + ℎ

En donde: Z:

Nivel del fondo del canal aguas arriba (1) y abajo (2) del tramo, denominado este término cabeza de posición, en m.

Y:

Lámina de agua aguas arriba (1) y abajo (2) del tramo, denominado este término cabeza de presión, en m.

V2/2g: Cabeza de velocidad aguas arriba (1) y abajo del tramo (2), denominado este término cabeza de velocidad, en m. h:

Pérdidas de energía en el tramo, dividiéndose en pérdidas por fricción y localizadas, en m.

Se utiliza como la expresión más simple de un flujo de un fluido incompresible en este caso el agua. Si se toma como referencia un tubo de flujo o volumen encerrado por las líneas de corriente en régimen permanente y debido a que no hay pérdida de masa o ganancia de la misma en el interior de este tubo se cumple que:

𝑄 = 𝑣1𝐴1 = 𝑣2𝐴2 = ⋯

60

Esta expresión sencilla es una ayuda significativa a la hora de analizar cualquier flujo, pues se cumple siempre. Intuitivamente la expresión lo que indica es que el volumen se conserva pues la densidad es independiente de la posición y del tiempo. En esta ecuación Q es el caudal, v la velocidad y A el área normal al flujo. Esta idea sencilla de flujo normal hay que tenerla en cuenta a la hora de desarrollar modelos numéricos de flujo en cauces.

La ecuación de continuidad se puede expresar para canal rectangular o su equivalente para un cauce de un río. En la Figura 3-2 se observa la representación de un cauce natural y un canal.

Figura 3-2. Cauce y canal con llanura de inundación y cauce de aguas altas

3.5.1.3 Ecuación de energía

En la Figura 3-3 se observa el esquema de un tramo de canal y dos secciones separadas una distancia Dx, en las que se indican las tres magnitudes de energía que se deben equilibrar.

Figura 3-3. Balance de energía en un tramo de cauce.

61

El equilibrio energético se hace simplemente mediante la relación:

𝐻1 = 𝐻2 + ∆𝐻 𝑣2 𝐻 =𝑧+𝑦+ 2𝑔 En donde la energía total H se expresa mediante la suma de tres términos, el potencial, el de presión y el cinético.

La energía total siempre se relaciona con un nivel de referencia único para todas las secciones. Debido a que el valor de la energía potencial se debe medir desde el punto más bajo de la sección hasta el nivel de agua, y desde este último hasta la línea de energía se mide la altura de energía cinética del flujo y que esto es así para cualquier sección independientemente de su posición respecto de la cota de referencia; a esta suma se le suele denominar energía específica de esa sección. Esta energía se puede escribir de muchas formas entre otras como se plantea a continuación:

𝐸 =𝑦+

𝑣2 2𝑔

𝑄2 𝐸 =𝑦+ → 𝑐𝑜𝑛 2𝑔𝐴2

𝑣=

𝑄 𝐴

𝑞2 → 𝑐𝑜𝑛 2𝑔𝑦 2

𝑞=

𝑄 𝐵

𝑞̅ 2 𝐸 =𝑦+ → 𝑐𝑜𝑛 2𝑔𝑦̅ 2

𝑞̅ =

𝑄 𝐵

𝐸 =𝑦+

Todas son ecuaciones de la energía específica de una sección de flujo y todas se componen de dos términos: el potencial y el cinético. Desde el punto de vista ingenieril todos los términos se expresan en magnitudes de “longitud” y las unidades son los “metros”.

62

Luego de realizar la modelación hidráulica se obtienen las alturas de lámina de agua, anchos superficiales y velocidades de flujo para cada condición de caudal y para cada sección transversal (CAR-, 2014).

3.5.1.4 Coeficiente de Manning Para la determinación del n de Manning se hizo uso de la metodología propuesta por Bathurst en donde se determina el n de Manning en función del tipo de cuerpo de agua en donde se clasifican en cuencas aluviales o cuencas de alta montaña.

Para el caso de las cuencas de alta montaña se hizo uso de la ecuación propuesta por Ugarte y Mendéz (1994), la cual fue derivada a partir de los datos suministrados por Bathurst, (1985) y Jarrett, (1984) y que aplica para rugosidades de gran escala (R/D84 < 1.2).

1⁄

𝐷846 1.7462 ∗ 𝑆𝑓 0.1581 𝑛 = [0.83 + 𝐿𝑛 ( ( )] 1 ) 𝐹 0.263 𝑔 ⁄2

Donde Sf es la pendiente de fricción, F el número de Froude, D84 es el diámetro promedio de partícula que pasa el 84 % del análisis granulométrico y g aceleración de la gravedad.

Para este caso en particular se asume que la pendiente de fricción es igual a la pendiente del cauce y el D84 se define a partir de las observaciones de campo del lecho del mismo.

3.6

SIMULACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DEL DERRAME EN EL CUERPO DE AGUA

Luego de obtener los resultados hidráulicos del cuerpo de agua, los cuales corresponden a velocidad media, profundidad y ancho superficial medio para cada período de retorno se procede a determinar el comportamiento del hidrocarburo por medio del balance de masa aprobado por ECOPETROL S.A. en el cual en función del ancho superficial, 63

velocidad de flujo y características químicas y físicas del hidrocarburo derramado se determina la cantidad de hidrocarburo retenido en orillas, evaporado y remanente en cada cuerpo de agua.

Dicho balance de masas se plantea como sigue:

Volumen remanente =Volumen derramado-Volumen evaporado-Volumen retenido en riberas

3.6.1 Volumen evaporado

Para el caso del Volumen evaporado (F) se hizo uso del modelo de evaporación de Yapa (Shen y Yapa, 1988), el cual es la versión mejorada del modelo de Mackay et al (1980), en donde se expresa la evaporación mediante la siguiente expresión: 1 1 𝐹 = ( ) [ln 𝑃0 + ln (𝐶𝐾𝑒 𝑡 + )] 𝐶 𝑃0 Donde t es el tiempo transcurrido en segundos y C es una constante de evaporación la cual está en función del grado API del producto:

𝐶 = 1158.9𝐴𝑃𝐼 −1.1435

De otro lado el exponente de evaporación Ke es definido por:

𝐾𝑒 =

0.0025𝑈 0.7 𝐴𝑣 𝑅𝑇𝑉𝑜

Donde U es la velocidad del viento (m/s) medida a 10 metros sobre el nivel del suelo, A es el área del derrame (m2); R es la constante de los gases ideales, T es la temperatura del hidrocarburo (°K) y v es el volumen molar (m3/mol) definida esta última como:

64

𝑣=

𝑃𝑀 𝜌

Donde PM es el peso molecular del petróleo (g/mol) y ρ la densidad del petróleo (g/cm3).

Además, P0 es la presión de vapor inicial en atmósferas a TE, la cual es la temperatura de la superficie (°K) que se define como:

ln 𝑃0 = 10.6 (1 −

𝑇0 ) 𝑇𝐸

Donde T0 es la temperatura de referencia o de ebullición del hidrocarburo en °K definida por: 𝑇0 = 542.6 − 30.275𝐴𝑃𝐼 + 1.565𝐴𝑃𝐼 2 − 0.0343𝐴𝑃𝐼 3 + 0.0002604𝐴𝑃𝐼 4 3.6.2 Volumen de hidrocarburo retenido en orillas

Para el cálculo del volumen de hidrocarburo retenido en orillas, se hace uso de la tabla desarrollada en ECOPETROL SA, (2013). A través de la experiencia que se ha adquirido en derrames, en la cual la tasa de retención en las orillas (Barril de petróleo (BBL)/Km) es función tanto de la velocidad del agua como del API del producto derramado (Ver Tabla 3-5).

Tabla 3-5 Tasa de adhesión en Orillas TASA DE ADHESIÓN EN ORILLAS [BBL/Km] Velocidad de la corriente de agua [m/s] API

0.1

0.2

0.4

0.8

1.5

3

6

15

24.43

16.97

11.78

8.18

4.49

2.46

1.35

20

16.13

11.2

7.78

5.4

2.96

1.63

0.89

25

10.66

7.4

5.14

3.57

1.96

1.07

0.59

30

7.04

4.89

3.39

2.36

1.29

0.71

0.39

35

4.65

3.23

2.24

1.56

0.85

0.47

0.26

40

3.07

2.13

1.48

1.03

0.56

0.31

0.17 65

TASA DE ADHESIÓN EN ORILLAS [BBL/Km] Velocidad de la corriente de agua [m/s] 45

2.03

1.41

0.98

0.68

0.37

0.2

0.11

50

1.34

0.93

0.65

0.45

0.25

0.14

0.07

55

0.88

0.61

0.43

0.3

0.16

0.09

0.05

60

0.58

0.41

0.28

0.2

0.11

0.06

0.03

65

0.39

0.27

0.19

0.13

0.07

0.04

0.02

70

0.25

0.18

0.12

0.09

0.05

0.03

0.01

Fuente: ECOPETROL SA, (2013)

3.6.3 Características físicas de los hidrocarburos transportados por el poliducto Galán Chimitá

Para la aplicación de esta metodología se hace uso de las características de cada uno de los hidrocarburos transportados por el poliducto Galán Chimitá, los cuales son Gasolina y Diesel, para el desarrollo de este trabajo de tesis se trabajó solo con gasolina.

En la Tabla 3-6,Tabla 3-5 se presentan las características físicas de los productos basado en el Reporte de resultados de ensayo de laboratorio 05/10/2013 09:56:38 elaborado por la Coordinación de Inspección de Calidad de la Gerencia Refinería de Barrancabermeja de ECOPETROL S.A.

Tabla 3-6. Características físicas de los productos transportados por el poliducto Galán Chimitá.

GALÁN CHIMITÁ API Gasolina=

63.51

Diesel=

31.14 DENSIDAD

Gasolina=

760

Kg/m3

66

GALÁN CHIMITÁ Diesel=

870

Kg/m3

GLP=

555

Kg/m3

PESO MOLECULAR MEDIO Gasolina=

72.5

g/mol

Diesel=

236.53

g/mol

Fuente: ECOPETROL SA, (2013)

3.7

ESPACIALIZACIÓN DE DATOS

Para la especialización de datos de la modelación del hidrocarburo, los cuales corresponden a tiempos de arribo y volúmenes remanentes, se creó una ruta en el programa ArcGIS y se localizó los eventos a lo largo de esta de acuerdo al análisis realizado y a los resultados obtenidos del modelo.

Para lo anterior se marcaron puntos de control donde están registrados los eventos y se definieron tramos con el fin de espacializar la información obtenida de la modelación del hidrocarburo.

Para la elaboración de este capítulo por ser un trabajo de tipo académico y debido a la cantidad de información se realizó la especialización para dos de las treinta y cuatro corrientes priorizadas, se realiza en estos cuerpos hídricos de acuerdo con las características expuestas dentro de la justificación de priorización.

Lo anterior se desarrolló a través de una referencia lineal, teniendo en cuenta que lo que vamos a elaborar es una ruta en la cual tenemos una serie de eventos registrados para este caso volúmenes remanentes y tiempos de arribo.

En las referencias lineales se puede asociar varios conjuntos de atributos sin necesidad de dividir las líneas (para este caso corrientes hídricas) cada vez que cambian los valores.

67

En el programa ARCGIS la herramienta referencia lineal (Lineal Referencing Tools) cuenta las siguientes utilidades (ver Figura 3-4): 

Calibrate Routes: Recalcula una ruta a partir de un shapefile tipo punto. Ajusta las mediciones de una ruta para que coincidan con los puntos de una capa.



Creaote Routes: Crea una ruta a partir de una capa tipo línea y un identificador de ruta.



Dissolve Route Events: Elimina información redundante de las tablas de eventos o separa las tablas de eventos con más de un atributo en tablas individuales.



Locate Features Aloung Routes: Localiza entidades (punto, línea o polígono) a lo largo de una ruta generando una nueva tabla de eventos.



Make Route Event Layer: Genera una capa a partir de la unión de una ruta ya generada y una tabla de eventos de esa ruta.



Overlay Route Events: Superpone dos tablas de eventos para crear una tabla de eventos de ruta.

Figura 3-4. Interfaz herramientas Lineal Referencing Tools.

68

El procedimiento a realizar se explica en el siguiente diagrama:

Creación de una ruta

Localización de entidades a lo largo de la ruta (puntos de control)

Edición de la ruta

Adición de eventos de una tabla a la ruta

Definicion Ruta de derrame

Diagrama 6. Procedimiento para la creación de la ruta de derrame

La información que se utilizó para la creación de las rutas es: 

Tramos de quebradas las cuales son interceptadas por el poliducto.



Datos resultados de la modelación del hidrocarburo los cuales corresponden a los tiempos de arribo y volúmenes remanentes para cada cuerpo hídrico.



Ubicación de puntos de control por tramo.

Se definió una ruta a partir de la herramienta Referencia Lineal, se creó una ruta (Create Route) y se ingresó los datos pertinentes como se evidencia en la Figura 3-5¡Error! No se encuentra el origen de la referencia..

69

Figura 3-5. Creación de Ruta

Producto de la creación de la ruta el programa genera un nuevo shape el cual es una ruta y no una entidad lineal como inicialmente se tenía definida y se localizan los puntos de control a lo largo de la ruta (Locate Features Aloung Routes) a través de la herramienta localizar entidades a lo largo de rutas. El resultado de este análisis es una tabla de eventos de salida donde se visualiza la distancia a cada uno de los puntos de control (ver Figura 3-6¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.).

Figura 3-6. Resultado de la localización de puntos de control a lo largo de la ruta

Ya con la distancia a cada punto de control se alimenta la ruta editando el shape generado y con los resultados obtenidos en la modelación del hidrocarburo, en la opción Sketch Properties se ingresan los datos de tiempo de arribo para cada punto de control.

De acuerdo con lo anterior se procede a adicionar los eventos a la ruta para luego visualizarlos en esta, para esto se utiliza la herramienta Add Route Event, donde el programa nos pide especificar la Ruta de referencia, el identificador de la ruta, la tabla

70

de eventos que se generó con anterioridad, tipo de eventos y la medida del tipo de eventos. Este procedimiento se realiza para las dos corrientes trabajadas.

Finalmente, el resultado será un mapa de la ubicación de cada tramo de quebrada o cauce con la ruta de derrame definida donde se podrá evidenciar la cantidad remanente de material (para este caso gasolina) y el tiempo que tardó en llegar dicho material a los respectivos puntos de control.

71

4 4.1

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

RESULTADOS

4.1.1 Resultado análisis hidrológico

Como se mencionó anteriormente, a lo largo del Poliducto Galán Chimitá se encontró en total 151 cruces con cuerpos de agua dentro de los que se encuentran ríos, quebradas, drenajes menores y ciénagas, entre otros.

4.1.1.1 Cuencas aferentes

Como se observa en la tabla 4.1, el ducto atraviesa 8 subcuencas que pertenecen a la cuenca media del Río Magdalena, según la codificación de cuencas del IDEAM (Orden de Gravelliuos). La delimitación de esta se realiza de acuerdo a las características morfométricas y geomorfológicas propias del lugar, diferenciando zonas de alta pendiente, planicies de inundación, zonas de almacenamiento y divisoria de aguas.

Tabla 4-1. Subcuencas Hidrográficas No.

Subcuenca

1

San Silvestre

2

El Zarzal

3

Quebrada Lizama

4

Sogamoso

5

Quebrada Agua Blanca

6

Río Lebrija

7

Quebrada La Angula

8

Río Oro

72

En el Mapa 4-1,¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se presentan las cuencas intervenidas por el poliducto Galán Chimitá, presentando intervención directa en cuencas desde segundo orden hasta quinto orden, lo cual incluye el río Sogamoso y el Río Lebrija.

En la Tabla 4-2, se presentan las cuencas hasta de quinto orden que son intervenidas por el poliducto Galán – Chimitá. En dicha tabla se presenta adicionalmente el tramo del poliducto que se encuentra directamente sobre la cuenca, indicando con esto hacia qué cuenca fluiría el producto en caso de que ocurriera una ruptura del mismo.

Tabla 4-2. Categorización de cuencas intervenidas por el poliducto Galán Chimitá.

ORDEN 1

2

3 Ciénaga El Llanito

4 Caño EL Deseo

Caño San Silvestre

Ciénaga San Silvestre PK 1+200 a PK 40+800

Drenajes del PK 5+562 al PK 11+800 Ciénaga Playones de San Ignacio.

PK 12+900 a PK 14+800

RÍO SOGAMOSO

RÍO MAGDALENA

ZONA HIDROGRÁFICA CARIBE

Ciénaga Zarzal

Quebrada La Lizama PK 40+800 a PK 45+600

Quebrada La Fortuna PK 41+800 PK 41+700 a PK 42+400

5 Caño San Silvestre Caño El Rosario PK 1+200 a PK 2+400 Ciénaga de Berlín y Palotal PK 2+400 a PK 6+200

Humedal PK 16+600 PK 14+800 a PK 17+100 Quebrada Zarzal PK 16+900 a PK 40+800 Lago artificial PK 40+928 Humedal PK 41+150

Cauce PK 42+584 Cauce PK 42+800

Quebrada La Putana PK 45+600 a PK 56+600

Drenajes efímeros desde PK 45+857 a PK 46+480 Cauces desde PK 47+175 a PK 47+431 Quebrada Santa Elena PK 49+360

Cauce PK 47+701 Caño Los Puercos PK 48+370

Quebrada Maritales PK 56+600 a PK 57+200 Quebrada La Cabezonera PK 57+200 a PK 57+400 Quebrada Marta PK 57+800 a PK 59+280 Quebrada La Colonia PK 59+280 a PK 63+100

73

ORDEN Quebrada San Francisco PK 63+100 a PK 65+200 Río Sucio PK 65+100 a PK 67+500 PK 69+200 a PK 70+400 PK 71+200 a PK 74+800 PK 76+700 a PK 78+700

RÍO LEBRIJA

Quebrada Agua Blanca PK 67+500 a PK 69+200 PK 70+400 a PK 71+200 PK 74+800 a PK 76+700 PK 80+200 a PK 80+800

Quebrada La Angula PK 78+700 a PK 92+700

Quebrada El Trapiche PK 71+200 a PK 74+800 PK 76+700 a PK 78+700

Quebrada La Chaiarota PK 76+700 a 78+700

Quebrada La Leona PK 69+190 Quebrada La Azufrada PK 74+800 a 76+700

Quebrada Los Altos PK 71+400

Quebrada Pujamán

Quebrada Negra PK 80+200 a PK 80+800

Quebrada La Tigra

Cauce PK 79+115

Quebrada San Luis

Cauce PK 84+600

Cauce PK 86+135 Cauce PK 88+180 Quebrada La Popa PK 89+750 a 91+158

Río de Oro PK 92+700 a 94+900

Quebrada Agua Buena PK 71+200 a 74+800

Quebrada Los Guayabos

Quebrada Chimitá

4.1.1.2 Priorización de corrientes.

Dentro de la priorización de corrientes cabe aclarar que esta se realizó de acuerdo a las áreas ambientalmente y socialmente sensibles, tal y como se mencionó dentro del acápite de metodología.

En la Tabla 4-3 se presentan los cruces con cuerpos de agua priorizados (n = 34) y la justificación de su priorización teniendo en cuenta los criterios expuestos anteriormente.

74

Mapa 4-1. Cuencas intervenidas por el poliducto Galán Chimitá.

75

Tabla 4-3. Cruces con cuerpos de agua priorizados

Nombre de Río N° o Quebrada

1 Caño El Rosario

Abscisa Según Trazado Poliducto

Ancho medio del cauce B (m)

Velocidad media V (m/s)

2+400

15.00

0.30

JUSTIFICACIÓN PRIORIZACIÓN

Este caño descarga en el caño San Silvestre el cual a su vez descarga en la ciénaga El Llanito y finalmente llega al río Sogamoso. Adicionalmente presenta descarga de hidrocarburos de la planta Galán Esta quebrada sirve de abastecimiento de agua para la Universidad Unipaz y La Hacienda La Castellana. Adicionalmente es la entrada de agua para la Ciénaga El Zarzal y por ende todo el complejo cenagoso San Silvestre y Llanito.

2

Quebrada El Zarzal

18+095

20.00

0.50

3

Tributario 6 quebrada El Zarzal

23+380

2.00

0.50

Es un caño que drena hacia la quebrada el Zarzal.

4

Quebrada Tapazón

30+671

4.00

0.10

Es un caño que drena hacia la quebrada el Zarzal y es usado como abastecimiento de agua para la hacienda Bufalera San Fernando

5

Tributario 1 caño Las Flores

32+066

1.00

0.30

Es un caño que drena hacia la quebrada el Zarzal.

6

Tributario 2 caño Las Flores

32+357

3.00

0.30

Es un caño que drena hacia la quebrada el Zarzal.

Pasa a través de la Finca La Sirena 2, la cual capta agua de un aljibe que tiene dentro del predio.

7 Quebrada Fana

33+964

5.00

0.50

Es un caño que drena hacia la quebrada el Zarzal.

Dicha fuente servirá de abastecimiento de agua para la planta de asfalto Humberto Quintero

35+294

2.00

0.20

Quebrada Tributaria de la quebrada El Zarzal

36+431

6.00

0.30

Quebrada Tributaria de la quebrada Las Mirlas y a su vez de la quebrada el Zarzal.

38+538

5.00

0.30

Quebrada Tributaria de la quebrada La Arenosa que a su vez es afluente de la quebrada Las Mirlas y a su vez de la quebrada el Zarzal.

(Tributario 1 Quebrada de 8 La Meseta) Qda. Las Mirlas (Tributario 4 Quebrada de 9 La Meseta) Qda. La Arenosa 10

Caño Báscula de Pesaje

11

Tributario 11 Quebrada de La Meseta

40+224

2.00

0.20

12

Quebrada La Fortuna

41+800

3.00

0.50

Caño afluente del caño Báscula que a su vez es afluente de la quebrada la Cristalina que a su vez es afluente de La Arenosa que a su vez es afluente de la quebrada Las Mirlas y a su vez de la quebrada el Zarzal.

Esta quebrada pasa por el centro poblado de La Fortuna y es afluente de la quebrada La Lizama la cual a su vez es afluente del Río Sogamoso luego de cruzar un cultivo de Palma

76

Nombre de Río N° o Quebrada

13

14

Tributario 1 Quebrada La Lizama Tributario 2 Quebrada La Lizama

Abscisa Según Trazado Poliducto

Ancho medio del cauce B (m)

Velocidad media V (m/s)

JUSTIFICACIÓN PRIORIZACIÓN

42+584

3.00

0.30

Tributario de la quebrada la Lizama la cual pasa a través del centro poblado de La Fortuna

42+800

3.00

0.30

Tributario de la quebrada la Lizama la cual pasa a través del centro poblado de La Fortuna

44+550

20.00

0.50

Esta quebrada pasa por el centro poblado de La Fortuna y es afluente del Río Sogamoso.

Adicionalmente atraviesa un cultivo de Palma

15

Quebrada La Lizama

16

Quebrada La Putana

46+800

40.00

0.60

Esta quebrada pasa por el centro poblado de La Fortuna y es afluente de la quebrada La Lizama la cual a su vez es afluente del Río Sogamoso luego de cruzar un cultivo de Palma

17

Tributario Qda La Putana

47+701

3.50

0.30

Quebrada afluente del Río Sogamoso

18

Caño Los Puercos

48+370

5.00

1.00

Caño afluente de la quebrada La Putana la cual a su vez es afluente del Río Sogamoso.

19

Quebrada Santa Helena

49+360

5.00

0.50

Caño afluente de la quebrada La Putana la cual a su vez es afluente del Río Sogamoso.

20

Quebrada Maritales

56+897

2.00

0.50

Caño afluente de la quebrada La Putana la cual a su vez es afluente del Río Sogamoso.

21

Rio Sogamoso

57+600

77.00

2.00

Este río es el principal sistema de drenaje del área del proyecto y aguas abajo del cruce suministra actualmente el agua para el uso industrial y doméstico de la construcción del proyecto Hidrosogamoso.

22

Quebrada La Martha

58+506

8.00

0.30

Quebrada afluente del Río Sogamoso

23

Quebrada La Colonia

59+661

20.00

0.50

Quebrada afluente del Río Sogamoso. Sirve de recreación para la población aledaña y pasa por la vía que conduce al centro poblado de La Marta

24

Quebrada San Francisco

63+625

3.00

0.50

Esta quebrada será afluente del proyecto hidrosogamoso y se encuentra a 2 Km de la presa.

25

Ruta derrame qda Agua Dulce

68+000

5.00

0.50

Esta quebrada es afluente actualmente del Rïo Somagoso y posteriormente del proyecto Hidrosogamoso.

26

Tributario 1 Quebrada La Azufrada

76+660

4.00

0.50

Tributario de la quebrada La Azufrada la cual es tributaria directa del Proyecto Hidrosogamoso

27

Quebrada La Chaiarota

76+920

3.00

0.50

Esta quebrada atraviesa predios cuya economía depende de la ganadería.

28

Quebrada Negra

80+280

2.00

0.50

Esta quebrada es afluente de la quebrada Pujamán la cual es tributaria directa del proyecto Hidrosogamoso

77

Nombre de Río N° o Quebrada

Abscisa Según Trazado Poliducto

Ancho medio del cauce B (m)

Velocidad media V (m/s)

JUSTIFICACIÓN PRIORIZACIÓN

29

Tributario 1 Quebrada La Angula

86+135

1.50

Tributario de la quebrada La Angula. Cruza fincas dedicadas a la cría de pollos y la vía que de Bucaramanga conduce a Barrancabermeja

30

Quebrada Angula

87+343

5.00

0.10

31

Quebrada Angula

87+914

8.00

0.15

32

Tributario 2 Quebrada Calaveras

91+235

6.00

0.20

33

Rio de Oro

94+450

14.00

0.50

Principal fuente hídrica entre los municipios de Girón y Bucaramanga. Es usado para la extracción de material de arrastre.

34

Quebrada Chimitá

94+568

7.00

0.30

Tributario del Río de Oro

Es la principal fuente hídrica del sector de Lebrija.

En ella son vertidas las aguas residuales del municipio de Lebrija.

Es la principal fuente hídrica del sector de Lebrija.

En ella son vertidas las aguas residuales del municipio de Lebrija.

Tributario quebrada La Angula y discurre por la zona urbana del Municipio de Lebrija. Existe una bocatoma artesanal antes de su paso por el municipio de Lebrija

4.1.1.3 Análisis de información hidrometereológica

En total se mapearon trece (13) estaciones (ver Mapa 4-2) dentro de las cuales se encuentran: dos (2) sinópticas principales (SP), una (1) climatológica principal (CP), una (1) climatológica ordinaria (CO), dos (2) pluviográficas (PG) y seis (6) pluviométricas (PM), las cuales se presentan en la Tabla 4-4 con sus principales características.

78

Mapa 4-2. Estaciones hidrológicas y/o meteorológicas

79

Tabla 4-4. Estaciones hidrológicas y meteorológicas del área del proyecto.

ID

NOMBRE ESTACIÓN

MUNICIPIO

CORRIENTE

CODIGO

CAT

LONGITUD

LATITUD

COTA

INSTALACIÓN

BARRANCABERMEJA

MAGDALENA

23155030

SP

-73.808611

7.026389

126

15/07/1931

PUERTO WILCHES

SOGAMOSO

24065010

CO

-73.4724

7.1446

138

15/07/1973

1

APTO YARIGUIES

2

HACIENDA LAS BRISAS

3

PUTANA LA

SAN VICENTE DE CHUCURI

SOGAMOSO

24050070

PM

-73.520556

7.127167

150

15/07/1973

4

PAYOA 5

SABANA DE TORRES

QDA PAYOA

24060080

PM

-73.2927

7.1613

175

15/11/1984

5

PTE LA PAZ

BETULIA

SOGAMOSO

24060060

PM

-73.419444

7.108611

180

15/04/1979

6

PTE LA PAZ

BETULIA

SOGAMOSO

24067030

LG

-73.419444

7.108611

180

15/03/1960

SAN VICENTE DE CHUCURI

CHUCURI

24050060

PM

-73.2439

6.5222

721

15/04/1958

7

SAN VICENTE

8

TRIGUEROS HDA

GIRON

SOGAMOSO

24065030

CP

-73.358056

7.076667

400

15/03/1996

9

PARROQUIA LA

GIRON

QDA AGUA BLANCA

24060070

PG

-73.327778

7.076389

267

15/09/1959

10

NARANJO EL

LEBRIJA

QDA SAN BENITO

23190440

PM

-73.299722

7.205

825

15/04/1971

11

LA LAGUNA

LEBRIJA

QDA LA ANGULA

23190260

PM

-73.1249

7.447

1050

15/05/1967

12

APTO PALONEGRO

LEBRIJA

DE ORO

23195130

SP

-73.184528

7.121472

1189

15/08/1974

LA FLORESTA

BUCARAMANGA

QDA LA IGLESIA

23190590

PG

-73.726

7.525

925

15/06/1978

13

Fuente: IDEAM, (2013)

Con base en la información consignada en la Tabla 2-1 correspondiente a los datos de las estaciones hidrológicas y meteorológicas utilizadas para la zona de estudio, se realiza el análisis espacial y temporal de cada una los parámetros climáticos y se procede a elaborar la zonificación climática a partir de la clasificación establecida por el IDEAM (Ver Tabla 4-5).

Tabla 4-5. Pisos térmicos y rangos de precipitación Denominación Termal

Rangos

Rangos de

altitudinales

temperatura

(msnm)

media anual

Denominación precipitación

Rangos de precipitación anual mm/año

Cálido

0 – 800

T> 24oC

Árido

0 – 500

Templado

801 – 1.800

18 – 24oC

Muy seco

501 – 1.000

o

Frío

1.801 – 2.800

12 – 18 C

Seco

1.001 – 2.000

Muy frío

2.801 – 3.700

6 – 12oC

Húmedo

2.001 – 3.000

Extremadamente

3.701 – 4.500 y >

1,5 – 6oC y <

Muy húmedo

3.001 – 7.000

frío y/o nival

4500

o

1,5 C para nival

80

Denominación Termal

Rangos

Rangos de

altitudinales

temperatura

(msnm)

media anual

Denominación precipitación Pluvial

Rangos de precipitación anual mm/año > 7000

Fuente: IDEAM, et al (2007)

Luego de realizar el cruce de las isoyetas y las isotermas (Mapa 4-3 y Mapa 4-4) con la cartografía de relieve del área de estudio se obtuvo la zonificación climática presentada en la Mapa 4-5, que muestra la variedad de climas del área de influencia del poliducto Galán-Chimitá. El relieve es uno de los factores que más influye en la caracterización, ya que dicha área se enmarca en una topografía plana y quebrada debida la posición fisiográfica que ocupa entre el valle del Magdalena Medio santandereano y el macizo de Santander, y por su altitud, que oscila entre los 75 y 1.150 metros sobre el nivel del mar (msnm).

81

Mapa 4-3. Isotermas

82

Mapa 4-4. Isoyetas

83

Mapa 4-5. Zonificación climática

84

Los valles del río Magdalena, río Sogamoso y el río de Oro presentan características climáticas muy diferentes: el valle medio del río de Oro se distingue por su tendencia a la aridez y baja pluviosidad por ende el clima queda clasificado como seco; el valle del río Magdalena y Sogamoso, en cambio, se caracteriza por una mayor concentración de humedad, producto de la influencia del valle del Magdalena Medio santandereano, el comportamiento de la precipitación tal como se presentó anteriormente y por el mejor estado de su vegetación natural y porque tiene una mayor disposición de agua en el suelo y por ende queda clasificado como húmedo.

4.1.1.4 Morfometría de las cuencas

Se presenta a continuación la caracterización de las cuencas correspondientes a los cruces priorizados, para el cálculo de los parámetros que definen la morfología de la cuenca, Área, Longitud Axial, Perímetro, pendiente media, Factor de Forma, densidad de drenaje, coeficiente de compacidad, fueron calculados en base al análisis de la cartografía básica IGAC escala 1:25000, en ArcGis contrastado con el modelo digital de terreno generado por la NASA y ajustado por medio de levantamiento topográfico de cada cauce. (Ver Tabla 4-6).

Tabla 4-6. Morfometría de las cuencas de cruces priorizados Longitud

Nombre del N°

cuerpo de

Abscisa

agua Lótico Caño El Rosario

2

Qda. Zarzal Alta K18+000

4

Caño 1 Entrega a Qda. Zarzal Quebrada Tapazón

Perímetro

del

[Km2]

[Km]

Cauce [m]

1

3

Área

K2+400

Cota

Cota

máxima

mínima

[msnm]

[msnm]

∆H [m]

Pendiente del cauce [m/m]

8.9

15.9

6873.6

98.0

75.0

23.0

0.00

617.1

160.9

34195.7

814.0

72.0

742.0

0.02

K23+400

2.3

7.4

3019.0

107.0

83.0

24.0

0.01

K30+600

11.2

24.5

5312.9

163.0

97.0

66.0

0.01

5

Caño k32+050

K32+050

0.4

2.5

968.5

117.0

89.0

28.0

0.03

6

Caño Las Flores

K32+400

3.7

10.4

3085.8

164.0

94.0

70.0

0.02

85

Longitud

Nombre del N°

cuerpo de

Abscisa

agua Lótico

Área

Perímetro

del

[Km2]

[Km]

Cauce [m]

Cota

Cota

máxima

mínima

[msnm]

[msnm]

∆H [m]

Pendiente del cauce [m/m]

7

Quebrada Fana

K34+000

1.0

5.3

1664.2

163.0

99.0

64.0

0.04

8

Qda. Las Mirlas

K35+300

0.1

1.9

446.2

161.0

100.0

61.0

0.14

K36+400

1.4

6.5

2306.0

164.0

98.0

66.0

0.03

9

Qda.

La

Arenosa

10

Caño 2 Bascula

K38+600

4.2

11.0

2926.9

156.0

102.0

54.0

0.02

11

Caño k40+200

K40+200

0.0

1.0

248.6

118.0

114.0

4.0

0.02

K41+800

0.4

2.8

563.8

138.0

130.0

8.0

0.01

K42+600

2.4

7.9

2504.2

235.0

127.0

108.0

0.04

K42+800

1.2

4.8

1724.7

240.0

128.0

112.0

0.06

K44+500

4.7

11.4

4899.2

475.0

150.0

325.0

0.07

K46+800

218.1

74.4

28838.3

1319.0

134.0

K47+650

0.1

1.3

264.0

179.0

157.0

22.0

0.08

K48+350

1.6

6.2

2282.7

240.0

141.0

99.0

0.04

K49+350

4.8

14.0

4009.5

257.0

141.0

116.0

0.03

12

13

14

15

16

17

18

19

Qda.

La

Fortuna Qda. Tributaria lizama Qda. Tributaria lizama Qda.

Lizama

Parte Alta Qda. La Putana Caño Tributario de la Putana Caño

Los

Puercos Quebrada Santa Helena

K56+900

0.9

4.1

21

Rio Sogamoso

K57+600

21210.0

1002.3

259179.0

2667.0

156.0

22

Qda. Marta

K58+500

3.5

8.7

2782.2

414.0

156.0

258.0

0.09

23

Qda. La Colonia K59+600

3.3

9.0

3609.7

932.0

156.0

776.0

0.21

0.3

3.3

1346.8

1022.0

754.0

268.0

0.20

25

26

San

Francisco Qda.

Agua

dulce Qda. 4. Agua Blanca

K63+700

K68+000

K76+450

147.0

33.0

0.04

Qda. Maritales

Qda.

180.0

0

20

24

1303.8

1185.

2511.

0

0.03 0.01

El cruce es en la parte más alta de la cuenca

0.0

0.6

215.8

856.0

801.0

55.0

0.3

86

Longitud

Nombre del N°

cuerpo de

Abscisa

agua Lótico

27

28

29

Quebrada

La

Chaiarota Quebrada Negra Tributario Qda La Angula

Área

Perímetro

del

[Km2]

[Km]

Cauce [m]

Cota

Cota

máxima

mínima

[msnm]

[msnm]

∆H [m]

Pendiente del cauce [m/m]

K76+950

0.5

4.0

924.1

1041.0

768.0

273.0

0.3

K80+200

0.2

2.1

607.0

1217.0

1131.0

86.0

0.1

K86+100

0.1

1.0

291.2

1120.0

1110.0

10.0

0.0

30

Qda La Angula

K87+380

90.4

60.1

18524.9

1408.0

1008.0

400.0

0.0

31

Qda La Angula

K87+800

71.2

53.2

17324.9

1408.0

1009.0

399.0

0.0

K91+200

1.3

5.2

1574.1

1268.0

1090.0

178.0

0.1

32

Qda

La

Reforma

33

Rio de Oro

K94+430

538.2

118.7

37145.0

2496.0

674.0

34

Qda Chimita

K94+430

13.8

21.4

9028.9

1134.0

674.0

1822.

0 460.0

0.0 0.1

En la Tabla 4-7 se presenta la clasificación de las cuencas según la pendiente del cauce principal.

Tabla 4-7 Clasificación de las cuencas según la pendiente del cauce principal N°

NOMBRE DE LA CUENCA

PENDIENTE

CLASIFICACIÓN

MEDIA [%]

PENDIENTE

1

Caño El Rosario

0.3%

Llano

2

Qda. Zarzal Alta

2.2%

Suave

3

Caño 1 Entrega a Qda. Zarzal

0.8%

Llano

4

Quebrada Tapazón

1.2%

Llano

5

Caño k32+050

2.9%

Suave

6

Caño Las Flores

2.3%

Suave

7

Quebrada Fana

3.8%

Suave

8

Qda. Las Mirlas

13.7%

Accidentado medio

9

Qda. La Arenosa

2.9%

Suave

10

Caño 2 Bascula

1.8%

Llano

11

Caño k40+200

1.6%

Llano

12

Qda. La Fortuna

1.4%

Llano

87

N°

NOMBRE DE LA CUENCA

PENDIENTE

CLASIFICACIÓN

MEDIA [%]

PENDIENTE

13

Qda. Tributaria lizama

4.3%

Suave

14

Qda. Tributaria lizama

6.5%

Accidentado medio

15

Qda. Lizama Parte Alta

6.6%

Accidentado medio

16

Qda. La Putana

4.1%

Suave

17

Caño Tributario de la Putana

8.3%

Accidentado medio

18

Caño Los Puercos

4.3%

Suave

19

Quebrada Santa Helena

2.9%

Suave

20

Qda. Maritales

2.5%

Suave

21

Rio Sogamoso

1.0%

Llano

22

Qda. Marta

9.3%

Accidentado medio

23

Qda. La Colonia

21.5%

Fuerte accidentado

24

Qda. San Francisco

19.9%

Fuerte accidentado

25

Qda. Agua dulce

26

Qda. 4. Agua Blanca

25.5%

Fuerte accidentado

27

Quebrada La Chaiarota

29.5%

Fuerte accidentado

28

Quebrada Negra

14.2%

Accidentado

29

Tributario Qda La Angula

3.4%

Suave

30

Qda La Angula

2.2%

Suave

31

Qda La Angula

2.3%

Suave

32

Qda La Reforma

11.3%

Accidentado

33

Rio de Oro

4.9%

Suave

34

Qda Chimita

5.1%

Suave

El cruce es en la parte más alta de la cuenca

En la Tabla 4-8 se presenta la clasificación de las cuencas en función del coeficiente de Forma de Horton el cual establece que mientras más cercano a uno (1) la forma de la cuenca tiende a ser redondeada y por ende con tendencia a presentar crecientes súbitas.

Tabla 4-8 Clasificación de las cuencas según el coeficiente de forma de Horton

N°

1

NOMBRE DE LA CUENCA

Caño El Rosario

COEFICIENTE DE

CLASIFICACIÓN

FORMA HORTON

FORMA HORTON

[Kf]

[Kf]

0.19

Alargada 88

N°

NOMBRE DE LA CUENCA

COEFICIENTE DE

CLASIFICACIÓN

FORMA HORTON

FORMA HORTON

[Kf]

[Kf]

2

Qda. Zarzal Alta

0.53

Alargada

3

Caño 1 Entrega a Qda. Zarzal

0.26

Alargada

4

Quebrada Tapazón

0.40

Alargada

5

Caño k32+050

0.42

Alargada

6

Caño Las Flores

0.39

Alargada

7

Quebrada Fana

0.37

Alargada

8

Qda. Las Mirlas

0.75

Alargada

9

Qda. La Arenosa

0.26

Alargada

10

Caño 2 Bascula

0.48

Alargada

11

Caño k40+200

0.75

Alargada

12

Qda. La Fortuna

1.23

Redondeada

13

Qda. Tributaria lizama

0.39

Alargada

14

Qda. Tributaria lizama

0.39

Alargada

15

Qda. Lizama Parte Alta

0.20

Alargada

16

Qda. La Putana

0.26

Alargada

17

Caño Tributario de la Putana

0.96

Alargada

18

Caño Los Puercos

0.30

Alargada

19

Quebrada Santa Helena

0.30

Alargada

20

Qda. Maritales

0.55

Alargada

21

Rio Sogamoso

0.32

Alargada

22

Qda. Marta

0.45

Alargada

23

Qda. La Colonia

0.25

Alargada

24

Qda. San Francisco

0.19

Alargada

25

Qda. Agua dulce

26

Qda. 4. Agua Blanca

0.44

Alargada

27

Quebrada La Chaiarota

0.54

Alargada

28

Quebrada Negra

0.50

Alargada

29

Tributario Qda La Angula

0.70

Alargada

30

Qda La Angula

0.26

Alargada

31

Qda La Angula

0.24

Alargada

32

Qda La Reforma

0.54

Alargada

33

Rio de Oro

0.39

Alargada

34

Qda Chimita

0.17

Alargada

Alargada

89

En la Tabla 4-9 se presenta la clasificación de las cuencas en función del coeficiente de compacidad de Gravelius, el cual tiene por definición un valor de uno (1) para cuencas imaginarias de forma circular, cuando los valores de este coeficiente son más cercanos a la unidad y por ende es mayor la tendencia presentar crecientes súbitas.

Tabla 4-9 Clasificación de las cuencas en función del coeficiente de compacidad de Gravelius.

COEFICIENTE DE N°

NOMBRE DE LA CUENCA

COMPACIDAD

CLASIFICACIÓN GRAVELIUS

GRAVELIUS [Kc] 1

Caño El Rosario

1.5

Óvalo redonda-óvalo oblonga

2

Qda. Zarzal Alta

1.8

Rectangular - Muy Lobuladas

3

Caño 1 Entrega a Qda. Zarzal

1.3

Óvalo redonda-óvalo oblonga

4

Quebrada Tapazón

2.0

Rectangular - Muy Lobuladas

5

Caño k32+050

1.1

Redonda-óvalo redonda

6

Caño Las Flores

1.5

Óvalo redonda-óvalo oblonga

7

Quebrada Fana

1.5

Óvalo redonda-óvalo oblonga

8

Qda. Las Mirlas

1.4

Óvalo redonda-óvalo oblonga

9

Qda. La Arenosa

1.5

Óvalo redonda-óvalo oblonga

10

Caño 2 Bascula

1.5

Óvalo redonda-óvalo oblonga

11

Caño k40+200

1.2

Redonda-óvalo redonda

12

Qda. La Fortuna

1.3

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

13

Qda. Tributaria lizama

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

14

Qda. Tributaria lizama

1.3

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

15

Qda. Lizama Parte Alta

1.5

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

16

Qda. La Putana

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

17

Caño Tributario de la Putana

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

18

Caño Los Puercos

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

19

Quebrada Santa Helena

1.8

Rectangular - Muy Lobuladas

20

Qda. Maritales

1.2

Redonda-óvalo redonda

21

Rio Sogamoso

1.9

Rectangular - Muy Lobuladas

22

Qda. Marta

1.3

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

23

Qda. La Colonia

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

24

Qda. San Francisco

1.6

Óvalo oblonga-rectangular oblonga

25

Qda. Agua dulce

26

Qda. 4. Agua Blanca

El cruce es en la parte más alta de la cuenca

1.2

Óvalo Redonda-óvalo oblonga 90

COEFICIENTE DE N°

NOMBRE DE LA CUENCA

COMPACIDAD

CLASIFICACIÓN GRAVELIUS

GRAVELIUS [Kc] 27

Quebrada La Chaiarota

1.6

Óvalo oblonga-rectangular oblonga

28

Quebrada Negra

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

29

Tributario Qda La Angula

1.1

Redonda-óvalo redonda

30

Qda La Angula

1.8

Rectangular - Muy Lobuladas

31

Qda La Angula

1.8

Rectangular - Muy Lobuladas

32

Qda La Reforma

1.3

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

33

Rio de Oro

1.4

Óvalo Redonda-óvalo oblonga

34

Qda Chimita

1.6

Óvalo oblonga-rectangular oblonga

En la Tabla 4-10 se presenta para cada una de las cuencas el tiempo de concentración calculado por varios métodos tales como el de VenTe Chow, Kirpich, Giandotti, Temez, Cuerpo de Ingenieros de los Estados Unidos, SCS, Johnstone y Cross, SCS-RANSER, Vetura-Heras y Hathaway. Luego de calcularlo por cada uno de estos métodos se tomó el valor más acorde según las características morfométricas de cada cuenca.

Tabla 4-10 Cálculo del tiempo de concentración

No.

NOMBRE

ÁREA CUENCA

LONGITUD DEL

∆H

[km2]

CAUCE [km]

[m]

PENDIENTE DEL CAUCE

TC [min]

[m/m]

1

Caño El Rosario

8.86

6.87

23.00

0.00

279.40

2

Qda. Zarzal Alta

617.10

34.20

742.00

0.02

451.64

2.34

3.02

24.00

0.01

119.11

3

Caño 1 Entrega a Qda. Zarzal

4

Quebrada Tapazón

11.24

5.31

66.00

0.01

151.04

5

Caño k32+050

0.40

0.97

28.00

0.03

37.39

6

Caño Las Flores

3.72

3.09

70.00

0.02

85.81

7

Quebrada Fana

1.03

1.66

64.00

0.04

48.13

8

Qda. Las Mirlas

0.15

0.45

61.00

0.14

15.00

9

Qda. La Arenosa

1.38

2.31

66.00

0.03

64.96

10

Caño 2 Bascula

4.15

2.93

54.00

0.02

89.37

11

Caño k40+200

0.05

0.25

4.00

0.02

20.01

12

Qda. La Fortuna

0.39

0.56

8.00

0.01

35.86

91

No.

13

14

15 16 17 18 19

NOMBRE

Qda. Tributaria lizama Qda. Tributaria lizama Qda. Lizama Parte Alta Qda. La Putana Caño Tributario de la Putana Caño Los Puercos Quebrada Santa Helena

PENDIENTE

ÁREA CUENCA

LONGITUD DEL

∆H

[km2]

CAUCE [km]

[m]

2.44

2.50

108.00

0.04

60.65

1.15

1.72

112.00

0.06

41.75

4.71

4.90

325.00

0.07

81.80

218.10

28.84

1185.00

0.04

322.26

0.07

0.26

22.00

0.08

15.00

1.57

2.28

99.00

0.04

56.64

4.83

4.01

116.00

0.03

93.70

DEL CAUCE

TC [min]

[m/m]

20

Qda. Maritales

0.94

1.30

33.00

0.03

47.75

21

Rio Sogamoso

21210.00

259.18

2511.00

0.01

2534.74

22

Qda. Marta

3.51

2.78

258.00

0.09

51.22

23

Qda. La Colonia

3.31

3.61

776.00

0.21

46.79

24

Qda. San Francisco

0.34

1.35

268.00

0.20

25.02

25

Qda. Agua dulce

26

Qda. 4. Agua Blanca

27 28 29

Quebrada La Chaiarota Quebrada Negra Tributario Qda La Angula

El cruce es en la parte más alta de la cuenca

0.02

0.22

55.00

0.25

15.00

0.46

0.92

273.00

0.30

17.77

0.18

0.61

86.00

0.14

16.96

0.06

0.29

10.00

0.03

17.04

30

Qda La Angula

90.41

18.52

400.00

0.02

292.23

31

Qda La Angula

71.22

17.32

399.00

0.02

272.75

32

Qda La Reforma

1.33

1.57

178.00

0.11

33.38

33

Rio de Oro

538.20

37.15

1822.00

0.05

364.36

34

Qda Chimita

13.81

9.03

460.00

0.05

134.35

El tipo de suelos de las cuencas está caracterizado por suelos aluviales, con presencia de una capa granular en la superficie de poca profundidad y altamente permeable y con un espesor que no supera los 0.10 a 0.25 m y seguido en profundidad por una capa arcillosa 92

muy grande que asimila gran cantidad de agua, pero es potencialmente impermeable por tanto el suelo se clasifica como tipo “C”. Dado lo anterior se selecciona como número de curva para la modelación hidrológica el valor de CN=73.

4.1.1.5 Determinación de caudales

Se presenta a continuación el análisis de caudales para las corrientes priorizadas.

Tal como se planteó anteriormente, en el área de influencia del proyecto solo se cuenta con registros medición de caudal para el Río Sogamoso, por tanto, se procedió a determinar los caudales mínimos, medios y máximos para los cruces con cuerpos de agua por medio de metodologías indirectas, tal como se presenta a continuación.

Para el caso de los caudales mínimos se hizo uso de los modelos de regionalización de caudales mínimos desarrolladas por la Universidad Nacional para la región Andina.

Para la determinación de los caudales medios se hizo uso del mapa de rendimientos hídricos promedios anuales desarrollados en el Estudio Nacional del Agua del año 2010 para toda Colombia (IDEAM, 2010).

Para la determinación de los caudales máximos para los cuerpos de agua donde no se contaba con registros históricos de caudal se aplicó el modelo hidrológico HEC HMS, tomando como base las curvas IDF para cada estación y obteniendo el hietograma de diseño para cada período de retorno por medio del método de bloque alterno.

A partir de estos hietogramas y teniendo en cuenta las características geomorfológicas, tipos de suelos, cobertura vegetal y usos del suelo de las cuencas se obtienen los caudales máximos para cada período de retorno.

A continuación, se presenta la determinación de los caudales mínimos, medios y máximos de acuerdo a las metodologías planteadas.

93

4.1.1.5.1 Caudales mínimos

Caudales mínimos Río Sogamoso

Para la determinación de los caudales mínimos del río Sogamoso se procedió a realizar un análisis de frecuencia de caudales mínimos por medio del ajuste de los datos a las distribuciones de probabilidad Normal, Gumbel, Pearson tipo III, Log – Pearson tipo III, Log-Normal y EV3 y posteriormente se realizó la evaluación de su ajuste por medio de la prueba de bondad y ajuste de Chi Cuadrado (Ver Figura 4-1).

Análisis de Frecuencias Caudales Mínimos Estación PTE LA PAZ Periodo de retorno (Años)

1.00100000001,010000000000000000001,110000001,25000000000000200000000000050000000010000000000000050000000020000000001000 Posición de Ploteo Normal Log Normal Gumbel Pearson Log Pearson

Caudal (m3/s)

100.0 95.0 90.0 85.0 80.0 75.0 70.0 65.0 60.0 55.0 50.0 45.0 40.0 35.0 30.0 25.0 20.0 15.0 10.0 5.0 0.0

,001

,010

,10

,20

,30

,40 ,50

,60

,70

,80

,90

,95 ,97 ,98 ,99 ,995

,999

PROBABILIDAD Q(X < Xi)

Figura 4-1. Análisis de frecuencia de caudales mínimos del Río Sogamoso

Tal como se puede apreciar en la Tabla 4-11, la distribución que mejor ajuste presenta según la prueba de bondad y ajuste del Chi cuadrado es la distribución tipo Log-Pearson, obteniendo por tanto que el caudal promedio mínimo para el río Sogamoso es de 79.85 m3/s.

94

Tabla 4-11. Determinación de caudales Mínimos (m3/s) Tr años 2

NORMAL 94.61

GUMBEL 88.74

PEARSON 85.73

LOG- PEAR 84.58

LOG-NOR 87.89

EV3 84.919

2.33

87.91

82.19

80.13

79.85

82.09

79.177

5

63.36

61.06

63.93

66.29

63.93

63.210

10

47.81

49.30

56.78

60.03

54.57

56.751

15

40.50

43.97

54.13

57.57

50.65

54.533

20

35.94

40.65

52.69

56.17

48.36

53.383

25

32.72

38.29

51.76

55.24

46.80

52.671

50

24.27

31.88

49.67

52.99

42.94

51.160

100

17.80

26.52

48.37

51.46

40.20

50.321

Chi 2

130.769

56.695

27.694

26.347

40.477

17.643

Tal como se describió anteriormente para la determinación de caudales mínimos se hizo uso de la metodología de regionalización desarrollada por la Universidad Nacional (UN).

Dicha metodología se basa en estimar la media y la desviación estándar de los caudales mínimos, utilizando diferentes ecuaciones de regresión multivariada establecidas por la Universidad Nacional en diferentes investigaciones, mediante las cuales se relacionan las características estadísticas de las series de caudales mínimos de los ríos y quebradas que poseen registros hidrométricos de buena calidad, con algunos parámetros geomorfológicos y la precipitación de sus cuencas de drenaje.

Aplicando las ecuaciones establecidas, se obtiene el valor medio y la desviación estándar de los caudales mínimos anuales, y posteriormente con los factores de frecuencia de las funciones Gumbel y Log-Normal, se estiman los caudales mínimos anuales para diferentes períodos de retorno (ver anexos ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.).

95

4.1.1.5.2 Caudales medios

Caudales medios Río Sogamoso

Tal como se puede apreciar en la Figura 4-2, el comportamiento de caudales del río Sogamoso presenta un régimen de tipo bimodal dada la distribución temporal de las precipitaciones en la región Andina, las cuales están influenciadas por la Zona de Convergencia Intertropical.

El caudal medio multianual del Río Sogamoso es de 479.56 m3/s presentando sus valores máximos medios mensuales en los meses de mayo y noviembre con valores aproximados de 760 m3/s.

CAUDALES MEDIOS MENSUALES MULTIANUALES (m3/s) 900 800 700

Caudales (m3/s)

600 500 400 300 200 100 0 I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

XI

XII

Mes

Figura 4-2. Caudales medios mensuales multianuales del Río Sogamoso

Dado que no se contaba con información de registros de caudales en los demás cuerpos de agua lóticos se procedió a estimar los caudales medios se utilizaron los rendimientos 96

estimados con el mapa de curvas de iso-rendimiento en la zona de estudio propuesto en el Estudio Nacional de Aguas (Mejia Millan y Perry, 1984), los cuales sirvieron para estimar los rendimientos hídricos medios multianuales (ver anexos ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.).

4.1.1.5.3 Caudales máximos Para el caso del río Sogamoso se procedió a determinar sus caudales máximos a partir de los registros históricos desde el año 1960 hasta el año 2010.

Caudales máximos Río Sogamoso

Para la determinación de los caudales máximos de río Sogamoso procedió a realizar un análisis de frecuencia de caudales máximos por medio del ajuste de los datos a las distribuciones de probabilidad Normal, Gumbel, Pearson tipo III, Log – Pearson tipo III, Log-Normal y EV3 y posteriormente se realizó la evaluación de su ajuste por medio de la prueba de bondad y ajuste de Chi Cuadrado (Ver Figura 4-3).

En la Tabla 4-12, se presenta el resultado del análisis de frecuencia de caudales máximos para el río Sogamoso en el sitio de cruce con el poliducto.

Tabla 4-12. Determinación de caudales Máximos Río Sogamoso Tr

NORMAL

GUMBEL

PEARSON

LOG- PEAR

LOG-NOR

EV3

años

m3/s

m3/s

m3/s

m3/s

m3/s

m3/s

2 2.3 3.3 5 10 15 20 50 100

2382.4 2477.8 2662.7 2833.3 3069.2 3186.9 3263.9 3483.1 3629.1

2299.0 2398.0 2608.5 2828.0 3178.3 3375.9 3514.3 3949.2 4275.2

2293.9 2386.7 2583.2 2784.8 3097.8 3269.5 3387.7 3750.0 4013.8

2315.4 2407.3 2598.3 2791.0 3086.6 3248.1 3359.3 3701.1 3952.0

2324.4 2418.2 2610.8 2802.1 3090.0 3244.5 3349.8 3668.4 3897.3

2282.4 2380.2 2587.3 2797.9 3117.9 3289.1 3405.1 3750.8 3993.5

chi 2

307.9

189.3

220.2

201.8

202.0

250.5

97

Análisis de Frecuencias Caudales Máximos Estación Pte Texas - Río Putumayo Código 4701716 Periodo de retorno (Años) 1.00100000001,010000000000000000001,110000001,25000000000000200000000000050000000010000000000000050000000020000000001000 4800 4400

Posición de Ploteo Normal

4000

Caudal (m3/s)

3600 3200

Log Normal Gumbel

2800

Pearson

2400 2000 1600 1200 800 400

,001

,010

,10

,20

,30

,40 ,50

,60

,70

,80

,90

,95 ,97 ,98 ,99 ,995

,999

0 PROBABILIDAD Q(X < Xi)

Figura 4-3. Análisis de frecuencia de caudales máximos

Para la determinación de los caudales máximos para los cuerpos de agua donde no se contaba con registros históricos de caudal se aplicó el modelo hidrológico HEC HMS, tomando como base las curvas IDF para cada estación y obteniendo el hietograma de diseño para cada período de retorno por medio del método de bloque alterno.

4.1.2 Modelo hidrológico en HEC HMS

El modelo computacional implementado en el modelo HEC-HMS fue configurado para simular la escorrentía superficial en respuesta a un evento de precipitación como un sistema interconectado de componentes hidrológicas e hidráulicas. Cada componente se modela como un aspecto del proceso precipitación - escorrentía dentro de una porción de la cuenca hidrográfica.

98

Por tanto, se crearon componentes para representar una entidad de escorrentía superficial, es decir cada cuenca y un canal de una corriente, es decir cada uno de los caños de los que hace parte el área de estudio (Ver Figura 4-4).

La representación de cada componente requiere el conjunto de parámetros que especifican las características particulares tanto de las cuencas como de los caños, los cuales fueron determinados en numerales anteriores, tales como el tiempo de concentración, tiempo de retardo y número de curva. Dado lo anterior se obtiene como resultado del proceso de modelación la determinación de los hidrogramas de creciente en los puntos determinados de cada cuenca hidrográfica (Ver Figura 4-5).

Figura 4-4. Modelo Hidrológico en HEC HMS

Figura 4-5. Resultados de hidrógramas

99

El resultado del caudal pico del hidrograma para cada punto de cierre de cuenca, los cuales son los caudales que son utilizados en el proceso de modelación hidráulica (Ver anexos ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.).

4.1.3 Análisis hidráulico

La modelación hidráulica se realizó en el software HECRAS. Este modelo fue alimentado con la topobatimetría levantada en campo para cada una de las corrientes hídricas así como con los caudales generados por el modelo hidrológico, se evidencian los resultados del modelo para el Caño el Rosario (Ver figura 4-6) y Quebrada La Fortuna (Ver figura 4-7). También se muestra los datos de Geometría para todas las corrientes trabajadas (Ver Figura 4-8 ).

Figura 4-6. Resultados del modelo hidráulico en HEC-RAS, Caño El Rosario

100

Figura 4-7. Resultados del modelo hidráulico en HEC-RAS, Quebrada La Fortuna

Figura 4-8. Resultados del modelo hidráulico en HEC-RAS

4.1.3.1

Coeficientes de Manning

Para el caso de las corrientes de tipo aluvial se determinó el n de Manning a partir de la clasificación propuesta por Bathurst la cual se encuentra en función de la pendiente del canal y el tipo y tamaño del material del lecho (Tabla 4-13).

101

Tabla 4-13. n de Manning cuerpos de agua priorizados N° 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Nombre del cuerpo de agua Lótico Caño El Rosario Quebrada El Zarzal Tributario 6 quebrada El Zarzal Quebrada Tapazón Tributario 1 caño Las Flores Tributario 2 caño Las Flores Quebrada Fana (Tributario 1 Quebrada de La Meseta) Qda. Las Mirlas (Tributario 4 Quebrada de La Meseta) Qda. La Arenosa

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34

Caño Báscula de Pesaje Tributario 11 Quebrada de La Meseta Quebrada La Fortuna Tributario 1 Quebrada La Lizama Tributario 2 Quebrada La Lizama Quebrada La Lizama Quebrada La Putana Tributario Qda La Putana Caño Los Puercos Quebrada Santa Helena Quebrada Maritales Rio Sogamoso Quebrada La Martha Quebrada La Colonia Quebrada San Francisco Ruta derrame qda Agua Dulce Tributario 1 Quebrada La Azufrada Quebrada La Chaiarota Quebrada Negra Tributario 1 Quebrada La Angula Quebrada Angula Quebrada Angula Tributario 2 Quebrada Calaveras Rio de Oro Quebrada Chimitá

n de Manning 0.025 0.03 0.02 0.03 0.03 0.03 0.05 0.03 0.02 0.025 0.025 0.03 0.03 0.03 0.025 0.02 0.035 0.05 0.03 0.05 0.035 0.03 0.2 0.32 0.25 0.3 0.13 0.04 0.15 0.12 0.11 0.2 0.17 0.18

Luego de realizar la modelación hidráulica se obtuvieron las alturas de lámina de agua, anchos superficiales y velocidades de flujo para cada condición de caudal y para cada sección transversal.

102

4.1.4 Modelación del hidrocarburo

Al aplicar la metodología presentada anteriormente en cada cruce con cuerpo de agua para las condiciones mínimas, medias y máximas se obtienen los volúmenes remanentes y tiempos de arribo para cada punto de control definido o tramo de ruta de derrame.

Tabla 4-14. Volúmenes remanentes de Gasolina para condiciones medias de los cuerpos de agua.

VOLUMEN REMANENTE AL FINAL DE CADA TRAMO [BBL] N°

NOMBRE

PK

TRAMO 1

Caño El Rosario

2+400

599.55

Quebrada El Zarzal

18+095

456.12

Tributario 6 quebrada El Zarzal

23+380

Quebrada Tapazón

30+671

Tributario 1 caño Las Flores

32+066

Tributario 2 caño Las Flores

32+357

7

Quebrada Fana

33+964

8

Tributario 1 Quebrada de La Meseta

35+294

9

Tributario 4 Quebrada de La Meseta

1

TRAMO 2

TRAMO 3

TRAMO 4

TRAMO 5

38.62

TRAMO 6

TRAMO 7

TRAMO 8

32.23

3.51

313.57

265.52

498.97

396.99

260.65

128.34

122.31

84.01

35.28

0.00

178.32

153.72

62.31

16.20

0.00

246.75

218.46

96.66

30.00

0.00

301.39

297.41

240.96

158.64

130.89

72.27

298.56

113.76

39.82

18.67

1.13

0.00

36+431

472.18

236.37

143.32

110.65

53.42

19.21

0.00

Caño Báscula de Pesaje

38+538

381.43

330.71

109.14

49.88

30.07

7.74

0.00

Tributario 11 Quebrada de La Meseta

40+224

214.90

175.47

124.56

31.39

10.93

5.10

0.00

Quebrada La Fortuna

41+800

272.62

215.63

Tributario 1 Quebrada La Lizama

42+584

268.30

230.12

172.23

Tributario 2 Quebrada La Lizama

42+800

279.96

246.85

192.76

15

Quebrada La Lizama

44+550

310.41

228.62

170.96

16

Quebrada La Putana

46+800

295.12

238.69

42.86

17

Tributario 1 Quebrada Santa Helena

47+701

596.25

535.71

375.03

176.76

128.36

9.23

18

Caño Los Puercos

48+370

534.07

476.01

327.84

150.04

106.63

5.48

Quebrada Santa Helena 3

49+360

554.31

509.02

373.27

190.84

147.03

18.88

Quebrada Maritales

56+897

241.69

0.00

Río Sogamoso

57+600

36.83

Quebrada Marta 3

58+506

1776.82

1640.01

47.81

23

Quebrada La Colonia

59+661

1611.55

1482.19

112.40

24

Quebrada San Francisco

63+625

871.87

26

Tributario 1 Quebrada La Azufrada

76+660

1114.78

664.35

308.06

27

Quebrada La Chaiarota

76+920

917.12

568.43

Quebrada Negra

80+280

203.96

36.32

0.00

Tributario 1 Quebrada La Angula

86+135

228.74

191.82

91.94

67.72

18.19

Quebrada La Angula 1

87+343

274.89

111.69

72.68

11.63

Quebrada La Angula 3

87+914

192.98

84.69

58.46

11.97

2 3 4 5 6

10 11 12 13 14

19 20 21 22

28 29 30 31

103

VOLUMEN REMANENTE AL FINAL DE CADA TRAMO [BBL] N°

NOMBRE

PK

TRAMO 1

32

Tributario 2 Quebrada Calaveras

91+235

198.45

33

Río de Oro

94+450

151.40

34

Quebrada Chimitá

94+568

325.53

TRAMO 2 110.47

TRAMO 3

TRAMO 4

TRAMO 5

TRAMO 6

TRAMO 7

TRAMO 8

98.78

46.39

19.29

3.10

0.94

0.00

158.29

Tabla 4-15. Tiempo de arribo derrame para condiciones medias de los cuerpos de agua.

TIEMPO DE ARRIBO POR TRAMO [min] N°

NOMBRE

PK

TRAMO 1

TRAMO 2

TRAMO 3

TRAMO 4

TRAMO 5

165.98

TRAMO 6

TRAMO 7

TRAMO 8

88.10

260.91

1

Caño El Rosario

2+400

39.47

2

Quebrada El Zarzal

18+095

165.98

Tributario 6 quebrada El Zarzal

23+380

Quebrada Tapazón

30+671

Tributario 1 caño Las Flores

32+066

Tributario 2 caño Las Flores

32+357

7

Quebrada Fana

33+964

42.18

12.67

34.87

71.43

23.27

89.74

8

Tributario 1 Quebrada de La Meseta

35+294

259.67

1012.33

714.31

232.67

897.38

880.99

9

Tributario 4 Quebrada de La Meseta

36+431

14.00

287.50

119.05

38.78

149.56

146.83

434.85

Caño Báscula de Pesaje

38+538

70.59

50.44

783.71

238.10

77.56

299.13

293.66

Tributario 11 Quebrada de La Meseta

40+224

102.33

68.00

110.75

587.78

178.58

58.17

Quebrada La Fortuna

41+800

12.04

39.85

Tributario 1 Quebrada La Lizama

42+584

29.43

34.00

59.83

Tributario 2 Quebrada La Lizama

42+800

16.94

25.50

44.88

15

Quebrada La Lizama

44+550

99.83

87.67

59.83

16

Quebrada La Putana

46+800

286.63

43.00

333.11

17

Tributario 1 Quebrada Santa Helena

47+701

96.83

65.67

192.00

346.40

64.50

499.67

Caño Los Puercos

48+370

162.74

65.67

192.00

346.40

64.50

499.67

Quebrada Santa Helena 3

49+360

167.56

43.78

128.00

230.93

43.00

333.11

Quebrada Maritales

56+897

17.01

1071.60

Río Sogamoso

57+600

221.63

Quebrada Marta 3

58+506

85.70

57.44

1869.33

23

Quebrada La Colonia

59+661

39.61

35.67

997.27

24

Quebrada San Francisco

63+625

236.53

26

Tributario 1 Quebrada La Azufrada

76+660

55.04

506.67

382.00

27

Quebrada La Chaiarota

76+920

162.33

171.40

Quebrada Negra

80+280

88.50

1810.40

2252.83

Tributario 1 Quebrada La Angula

86+135

177.67

47.44

263.78

49.09

475.22

Quebrada La Angula 1

87+343

71.13

791.33

147.27

1425.67

Quebrada La Angula 3

87+914

234.83

395.67

73.64

712.83

Tributario 2 Quebrada Calaveras

91+235

147.53

223.65

25.17

292.98

3 4 5 6

10 11 12 13 14

18 19 20 21 22

28 29 30 31 32

233.20

17.13

46.87

80.27

63.81

118.57

668.33

137.83

241.83

1304.55

634.49

43.66

448.69

440.50

1304.55

630.49

43.66

448.69

440.50

1304.55

210.75

395.67

104

TIEMPO DE ARRIBO POR TRAMO [min] N°

33 34

NOMBRE

PK

TRAMO 1

Río de Oro

94+450

101.23

Quebrada Chimitá

94+568

3.98

TRAMO 2

TRAMO 3

TRAMO 4

TRAMO 5

TRAMO 6

TRAMO 7

TRAMO 8

101.23

4.1.5 Espacialización de datos Para la espacialización de datos se crearon rutas para visualizar el comportamiento del hidrocarburo a lo largo de la red de drenaje. Para este ejercicio académico y debido a la cantidad de información se realizó la especialización para los cruces del poliducto en dos corrientes de las treinta y cuatro priorizadas, tomando como referencia la justificación de priorización y teniendo en cuenta condiciones específicas para cada cuerpo hídrico en este caso se realizó dicha espacialización en corrientes que atraviesan cascos urbanos, corrientes que desembocan en otro cuerpo hídrico y corrientes que sirven para abastecimiento de agua.

Caño El Rosario: Se encuentra a la altura del punto kilométrico 2+400, para este cruce se determinaron tres puntos de control de los cuales en su último tramo finaliza en la desembocadura del Caño San Silvestre el cual descarga a la Ciénaga El llanito y posteriormente dichas aguas llegan al Rio Sogamoso principal sistema de drenaje del área de estudio (Ver figura 4-9).

105

Figura 4-9. Ubicación Caño El Rosario respecto al poliducto

En el programa ARCGIS se definió una ruta a partir de la herramienta Referencia Lineal, se creó una ruta (Create Route) para el Caño El Rosario y se ingresó los datos pertinentes, Como resultado se muestra la ruta y las propiedades de esta para cada tramo (ver Mapa 4-6).

106

Mapa 4-6. Ruta de derrame Caño El Rosario

107

Quebrada La fortuna: Se encuentra a la altura del Punto Kilométrico 41+800, para este cruce se determinaron dos puntos de control uno antes del centro poblado que se encuentra localizado a aproximadamente 300 metros del cruce con el poliducto, el otro punto de control se determinó en la desembocadura con la Quebrada Lizama como se evidencia en la siguiente figura (Ver Figura 4-10).

Figura 4-10. Ubicación Quebrada La Fortuna respecto al poliducto

Se creó una ruta (Create Route) para la Quebrada La Fortuna y se ingresó los datos pertinentes. Como resultado se muestra la ruta y las propiedades de esta para cada tramo (ver Mapa 4-7).

108

Mapa 4-7. Ruta de derrame Quebrada La Fortuna

109

4.2

ANÁLISIS Y DISCUSIÓN DE RESULTADOS

De acuerdo con los resultados alcanzados en las diferentes fases que comprende la metodología, se procede a cuestionar su desarrollo con el fin de evaluar si han sido productivos o si por el contrario se han obtenido malos resultados. Por otra parte, se justifican los métodos utilizados y se detectan posibles fuentes de error a lo largo de la elaboración de todo el trabajo. Dicho análisis se divide en tres grandes bloques, análisis hidrológicos, análisis hidráulicos y modelación del hidrocarburo.

4.2.1 Análisis hidrológicos

Para el caso del análisis hidrológico, los métodos empleados han sido los estándares que se suelen seguir en la mayoría de los análisis de inundaciones.

En el área de influencia del proyecto solo se contó con registros de medición de caudal para el Río Sogamoso, para este caso se procedió a determinar sus caudales mínimos, medios y máximos a partir de los registros históricos desde el año 1960 hasta el año 2010.

Por otra parte, para los cruces con cuerpos de agua se procedió a determinar los caudales mínimos, medios y máximos por medio de metodologías indirectas.

Para el caso de los caudales mínimos se hizo uso de los modelos de regionalización de caudales mínimos desarrolladas por la Universidad Nacional para la región Andina.

Para la determinación de los caudales medios dado que no se contaba con información de registros de caudales en los demás cuerpos de agua lóticos se procedió a estimas los caudales medios se utilizaron los rendimientos estimados con el mapa de curvas de isorendimiento en la zona de estudio propuesto en el Estudio Nacional de Aguas (Mejía, Millán y Perry Ltda, 1984), los cuales sirvieron para estimar los rendimientos hídricos medios multianuales.

110

Para la determinación de los caudales máximos para los cuerpos de agua donde no se contaba con registros históricos de caudal se aplicó el modelo hidrológico HEC HMS, tomando como base las curvas IDF desarrolladas para cada estación y obteniendo el hietograma de diseño para cada período de retorno por medio del método de bloque alterno. A partir de estos hietogramas y teniendo en cuenta las características geomorfológicas, tipos de suelos, cobertura vegetal y usos del suelo de las cuencas se obtienen los caudales máximos para cada período de retorno.

4.2.2 Análisis hidráulicos

La modelación hidráulica se llevó a cabo en el software HECRAS el cual es un modelo hidráulico unidimensional, se realizó dicho análisis con información de topografía de campo suministrada por ECOPETROL y con la información generada a partir del análisis hidrológico para cada cuerpo de agua.

Se alimentó el modelo con la información antes mencionada y así se obtuvieron las alturas de lámina de agua, anchos superficiales y velocidades de flujo para cada condición de caudal y para cada sección transversal.

4.2.3 Modelación y espacialización del hidrocarburo Los datos obtenidos finalmente son volumen remanente y tiempos de arribo. Con estos datos se procede a realizar la espacialización y así evidenciar cuales son las rutas de derrame en cada una de las corrientes, para este ejercicio dada la cantidad de información se realizó para dos de las treinta y cuatro corrientes priorizadas, dichos cuerpos de agua presentan condiciones específicas y características especiales.

El primer cuerpo hídrico es caño el Rosario. Presenta características especiales ya que en este se presentan descargas contaminantes de la Planta Chimita y desemboca finalmente en el Rio Sogamoso principal afluente del área del proyecto, en este punto se puede observar que debido a las condiciones morfológicas y características

111

hidráulicas del cauce el material tiende a desplazar en mayor tiempo lo cual hace que haya más capacidad de respuesta para contener el derrame.

Por otra parte para la Quebrada La Fortuna además de atravesar por un centro poblado y realizar su posterior descarga a La Quebrada La Lizama, la cual hace parte integral del área de estudio ya que sus aguas desembocan también en el Rio Sogamoso, tiene una característica particular y es que al ser la única corriente en el estudio en presentar la forma de la cuenca redondeada tiene tendencia a presentar crecientes súbitas razón por la cual se realizó el análisis y espacialización de datos de la misma. Para este cauce se evidencia que debido a sus condiciones morfométricas y al tener un ancho superficial medio del cauce menor el material tiene a desplazarse en menor tiempo por lo tanto la respuesta para contener el derrame debe ser más rápida para que el impacto se reduzca.

4.2.4 Discusión de resultados La discusión de resultados se va a realizar en base a las preguntas de investigación y en la evaluación de la metodología planteada.

En primer lugar son claros los efectos que tienen ruptura o entorpecimiento de las infraestructuras que transporta los hidrocarburos en el país ya que esto genera daños ambientales de enorme magnitud, además que pueden llegar a generar posibles efectos sobre la salud, el daño causado por este tipo de eventos en corrientes hídricas conlleva a la perdida de la sostenibilidad del medio ambiente, es importante tener monitoreados estos posibles eventos y así conocer las posibles rutas de derrame y los tiempos transcurridos del material con el fin de tomar medidas para así evitar que haya un impacto mayor sobre el ecosistema.

Por otra parte es muy poca la información pública o de acceso libre del país ante las respuestas y herramientas utilizadas por los operadores ante los derrames ocurridos a través de los años, de hecho esta ha sido una de las problemáticas ambientales de mayor magnitud sin embargo los operadores cuentan con planes de emergencia y en el

112

momento de ocurrencia de los eventos lo que generalmente se hace es implementar puntos de control, barreras y diques con el fin de frenar el desastre; es por esto que estos ejercicios académicos son de mucha ayuda teniendo en cuenta que con datos reales y actualizados es posible tener una potencial herramienta para poder monitorear y hacer seguimiento y control.

De acuerdo con el análisis realizado en este documento se evidencia que, si es posible modelar las distancias máximas alcanzadas por el hidrocarburo al interior del cauce, teniendo puntos de control definidos o tramos de rutas de derrame en la corriente y realizando el análisis hidrológico e hidráulico correspondiente es viable con la metodología planteada poder determinar tiempos de arribo y volúmenes remanentes de producto los cuales son posibles de espacializar utilizando SIG.

Finalmente, la metodología empleada para el análisis cumple con la perspectiva a la cual se apuntaba teniendo en cuenta que nos está proporcionando los resultados esperados.

Sin embargo, es necesario realizar una actualización de datos en campo ya que los datos utilizados son de aproximadamente 8 años atrás y es muy probable que la dinámica del territorio haya cambiado en ese lapso de tiempo.

113

5

CONCLUSIONES

Con el apoyo de las herramientas geoespaciales de los Sistemas de Información Geográfica utilizando los software ARCGIS , HEC-HMS, HEC-RAS y la información base e información secundaria disponible se logró realizar el análisis hidrológico, hidráulico y posterior comportamiento de hidrocarburo a lo largo del Sistema de Transporte de Hidrocarburos Galán Chimita el cual posee una longitud de 94.94 Km. y se encuentra ubicado en el Departamento de Santander enmarcado fisiográficamente en la cuenca del Valle del Magdalena Medio y la Cordillera Oriental, a lo largo del poliducto se priorizaron un total de 34 corrientes a las cuales se les realizo el análisis correspondiente determinando así todas sus características físicas (morfometría) para así establecer el comportamiento hidrológico de las mismas ante eventos climatológicos y determinar los caudales mínimos, medios y máximos, con dichos caudales y los levantamientos topográficos proporcionados por ECOPETROL S.A. de dichos cuerpos hídricos se realiza la modelación hidráulica para cada periodo de retorno cuyos resultados son la base del cálculo para la simulación del comportamiento del derrame en dichas corrientes; se determinó el comportamiento del hidrocarburo por medio del balance de masa aprobado por ECOPETROL S.A., teniendo en cuenta ancho superficial, velocidad del flujo y características químicas y físicas del hidrocarburo determinando así tiempos de arribo y volúmenes remanentes en cada corriente hídrica y finalmente se definieron las respectivas rutas de derrame las cuales fueron evaluadas en dos escenarios con condiciones específicas.

La aplicación e incorporación de herramientas y extensiones de ARCGIS (Hec-GeoRAS) han demostrado tener un desarrollo específico en el saber de la hidrología para el procesamiento, análisis y visualización de modelos hidrológicos. El modelo HEC-HMS permitió establecer el funcionamiento hidrológico de la cuenca, y volumen total de escorrentía para las condiciones del área de estudio, en diferentes escenarios y eventos de precipitación. Así mismo se logró determinar la dinámica hidrológica de las corrientes priorizadas y prever su comportamiento en periodos de retorno correspondientes a 2.3, 5, 10, 15, 20, 25, 50 y 100 años.

114

Por otra parte, el modelo hidráulico HEC-RAS presentó suficiente capacidad para las condiciones locales del área de estudio, obteniendo así datos fidedignos y confiables para realizar la simulación del hidrocarburo.

Se concluye que los resultados obtenidos con la aplicación del modelo empleado para la simulación del derrame de crudo, basado en fórmulas teóricas y algoritmos matemáticos para estimar el movimiento del fluido en corrientes hídricas permitió modelar la realidad de área afectada y representar la trayectoria del hidrocarburo (en este caso gasolina) en función del tiempo en cada una de las corrientes priorizadas para este estudio. Además, resulta ser una herramienta de aproximación para el diseño y formulación de planes de emergencia y contingencia que permitan acciones de respuesta más eficientes y ajustadas a la realidad cuando ocurra un incidente real.

El procesamiento de datos y la ejecución de procesos de modelación espacial de un derrame de crudo en ríos y quebradas combinado con el uso de una plataforma de Sistemas de Información Geográfica (SIG), permite evaluar el área afectada por un hipotético derrame de crudo así como determinar cualitativamente cuales son los posibles daños que se pudiesen causar sobre la dinámica del ecosistema.

Teniendo en cuenta que las cifras de rupturas de oleoductos en el país son altas, se hace necesario el desarrollo y posterior uso de herramientas tecnológicas que logren simular derrames de crudo sobre corrientes hídricas superficiales con un alto nivel de precisión, lo anterior con el fin de minimizar los daños que se puedan causar a través de la implementación de planes de contingencia y emergencia.

RECOMENDACIONES Todos los datos topográficos, batimétricos, hidrológicos e hidráulicos son los parámetros de entrada de enorme importancia y relevancia en la modelación de un derrame de hidrocarburos en cuerpos hídricos, por lo que se recomienda tener la mayor cantidad de información bien documentada de estas variables, para así aumentar su fiabilidad.

115

Teniendo en cuenta que los datos proporcionados son de los años 2013 y 2014, se recomienda generar información actualizada y precisa sobre la superficie, usos y coberturas del suelo, mediante los recursos que ofrecen los sistemas de información geográfica y teledetección.

116

6

BIBLIOGRAFÍA

Arbeláez A., A. C., Velez O., M. V., y Smith Q., R. (1997). Diseño hidrológico con información escasa un caso de estudio: ró san carlos. avances en recursos hidráulicos(4), 1-20. Recuperado el 12 de Febrero de 2020, de http://bdigital.unal.edu.co/6048/1/No._4-1997-1.pdf Azcona, J. P. (s.f.). Origen y Composición del Petróleo. monografias.com Recuperado el 24 de Mayo de 2015, de: https://www.monografias.com/trabajos11/cuadun/cuadun.shtml Bathurst, J. (1985). Flow Resistance Estimation in Mountain Rivers. ASCE. Benavides López de Mesa, J., Quintero, G., Guevara Vizcaíno, A. L., Jaimes Cáceres, D., Gutiérrez Riaño, S. M., y Miranda García, J. (22 de Junio de 2006). Bioremediación de suelos contaminados con hidrocarburos derivados del petróleo. NOVA PUBLICACIÓN CIENTÍFICA, 82-90. Recuperado el 28 de Mayo de 2019, de https://www.researchgate.net/publication/288654034_Bioremediacion_de_su elos_contaminados_con_hidrocarburos_derivados_del_petroleo/link/591a6e3f aca2722d7cfe8d84/download Chow, V. T., Maidment, D. R., y Mays, L. W. (1988). APPLIED HYDROLOGY. New York: McGraw-Hill Company.

CAR. Corporación Autónoma Regional de Cundinamarca -. (2014). Guia metodológica para la delimitación de zonas de ronda en la jurisdicción de la CAR. Recuperado el 26 de Mayo de 2015, de https://www.car.gov.co/uploads/files/5ae22eb8f1daa.pdf Dinero. (2018). ¿Qué nos ha dejado el petróleo luego de 100 años de desarrollo?

DINERO. Recuperado el 25 de Mayo de 2019, de https://www.dinero.com/especialescomerciales/especiales/articulo/importancia-del-petroleo-en-la-economiacolombiana/258265 Dinero. (4 de Mayo de 2019). JP Morgan mejora su perspectiva de Ecopetrol. Revista DINERO Recuperado el 15 de abril de 2019, de https://www.dinero.com/empresas/articulo/accion-de-ecopetrol-subira-deprecio-jp-morgan/269380 ECOPETROL. (2007). Prospecto de información constitutivo del programa de emisión y colocaciónde acciones de ecopetrol. Bogotá. Recuperado el 16 de Abril de 2015 de https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/Home/es/Inversionistas/informacio n/Rondasdeemision

117

ECOPETROL. (s.f.). Nuestra historia. Recuperado el 15 de Abril de 2019, de https://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/Home/es/NuestraEmpresa/Quiene sSomos/NuestraHistoria/nuestrahistoria ECOPETROL SA. (2013). Guía de Análisis de Riesgo Tecnológico para el sector Hidrocarburos. Bogotá: Ecopetrol SA. ENAP. Empresa Nacional del Pretoleo (2019). Historia del Petróleo. Recuperado el 24 de Mayo de 2019, de https://www.enap.cl/pag/241/1119/historia_petroleo Ferrari, R. M. (Agosto de 1999). Petróleo y petroquímica. monografias.com. Recuperado el 15 de Abril de 2015, de https://www.monografias.com/trabajos5/petpe/petpe.shtml Guerrero Calderón, Y. C. (Diciembre de 2007). MODELACION BIDIMENSIONAL DE DERRAMES DE CRUDO EN CAUCES COLOMBIANOS -Aplicación Rio Magdalena-.

TESIS DE GRADO, Pag. 27. Bogotá, D.C. Recuperado el 12 de Febrero de 2019, de https://repositorio.uniandes.edu.co/bitstream/handle/1992/23830/u303176.p df?sequence=1&isAllowed=y Hernandez G.J.. (s.f.). ANÁLISIS DE CRUDOS GUSTATO.COM Recuperado el 25 de Mayo de 2019, de: http://gustato.com/petroleo/analisiscrudos.html Hosmer, A. W., Stanton, C. E., y Beane, J. L. (1997). INTENT TO SPILL: ENVIRONMENTAL EFFECTS OF OIL SPILLS CAUSED BY WAR, TERRORISM, VANDALISM, AND THEFT. Internayional Oil Spill Conference Proceedings, (págs. 157-163). Fairfax, Virginia.

Recuperado el 25 de Mayo de 2019 de https://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/2169-3358-1997-1-157 Huang, J., y Monastero, F. (1982). Review of the state of the art of oil spill simulation models. East Providence, R.I.: American Petroleum Institute.

IDEAM.Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (2010). ESTUDIO NACIONAL DEL AGUA 2010. Recuperado el 18 de Septiembre de 2015, de https://repositorio.gestiondelriesgo.gov.co/handle/20.500.11762/19713 ISEM. Instituto de Seguridad Minera (2016). Tecnicas ante derrames y fugas de hidrocarburos SEGURIDAD MINERA, 31-32. Recuperado el 16 de Agosto de 2021, de: https://drive.google.com/file/d/0BEFWHwBvMWfNGhXa1ZDazFXVVk/view?resourcekey=0VCy7ldcaua23PigDgeNPBw Jarrett, R. (1984). Determination of roughness coefficients for streams in colorado. lakewood, Colorado: U.S GEOLOGICAL SURVEY. Jiménez Buitrago, D. L. (2006). Estudio de impacto ambiental generado por un derrame de hidrocarburos sobre una zona estuarina, aledaña al terminal de ecopetrol en Tumaco. lasalle.edu.co Recuperado el 26 de Mayo de 2019, de: 118

https://ciencia.lasalle.edu.co/cgi/viewcontent.cgi?article=1562&context=ing_a mbiental_sanitaria Jimenez Escobar, H. (1986). HIDROLOGIA BASICA I. Recuperado el 20 de Febrero de 2020, de https://dokumen.tips/engineering/hidrologia-basica-by-henryjimenez-escobar.html Jonhnstone, D., y Cross, W. P. (1949). Elements of Applied Hydrology. New York: Ronald Press Company. Recuperado el 12 de Febrero de 2020, de https://books.google.com.co/books/about/Elements_of_applied_hydrology.ht ml?id=abXPAAAAMAAJ&redir_esc=y Jordan, R., y Payne, J. (1980). Fate and weathering of petroleum spills in the marine environment: a literature review and synopsis. Michigan: Ann Arbor Science.

Lux Cardona, B. (2016). Conceptos básicos de Morfometría de Cuencas Hidrográficas usac.edu.gt.

Recuperado el 12 de Febrero de 2020, de: http://www.repositorio.usac.edu.gt/4482/1/Conceptos%20b%C3%A1sicos%20 de%20Morfometr%C3%ADa%20de%20Cuencas%20Hidrogr%C3%A1ficas.pdf Mackay, D., Buist I., Mascarenhas, y Patersons. (1980) Oil Spill P rocesses and Models.

Environment Canada Report EE–8. Recuperado el 12 de Febrero de 2020, de https://publications.gc.ca/collections/collection_2020/eccc/en40/En40-9801980-eng.pdf Machado, D. (s.f.). Desarrollo de un SIG en plataforma Arc-Info, para Modelar Espacialmente Derrames de Petróleo en Tierra. Recuperado el 26 de Mayo de 2019, de https://proceedings.esri.com/library/userconf/latinproc99/ponencias/ponencia 21.html Maidment, D. R. (1993). HANDBOOK OF HYDROLOGY. New York: McGraw-Hill, INC. Mejia Millan y Perry. (Abril de 1984). ESTUDIO NACIONAL DE AGUAS - INFORME FINAL. Recuperado el 16 de Septiembre de 2015, de https://www.ircwash.org/sites/default/files/827CO84-1752.pdf Miranda, D., Betancur, A. M., y Gutiérrez, G. (2003). Master Plans, A New Approach for Contingency Planning inthe Colombian Oil Industry. International Oil Spill Conference Proceedings, (págs. 1189-1198). Santander - Colombia. Recuperado el 27 de Mayo de 2019, de https://ioscproceedings.org/doi/pdf/10.7901/21693358-2003-1-1189 Ñustez Cuartas, D., Paredes Cuervo, D., y Cubillos Vargas, J. (2014). Biorremediación para la degradación de hidrocarburos totales presentes en los sedimentos de una estación de servicio de combustible. Rev. Téc. Ing. Univ. Zulia, 37(1), 20-28.

Recuperado el 28 de Mayo de 2019, de 119

https://www.researchgate.net/publication/274697428_Biorremediacion_para_ la_degradacion_de_hidrocarburos_totales_presentes_en_los_sedimentos_de_ una_estacion_de_servicio_de_combustible/link/555371ce08ae6943a86f2989/ download Pardo Ibarra, T. (20 de Abril de 2018). En Colombia se han derramado 3,7 millones de barriles de crudo. EL TIEMPO. Recuperado el 28 de Mayo de 2019, de https://www.eltiempo.com/vida/medio-ambiente/cifras-de-derrames-decrudo-en-colombia-en-los-ultimos-anos-207664 Pérez, O. (1985). Determinación del tiempo de concentración para estimar la avenida de diseño. Ingeniería civil ( La Habana ), 36(1), 40-53.

EPA, United States Environmental Protection Agency. (s.f.). Oil Spills Prevention and Preparedness Regulations. Recuperado el 28 de Mayo de 2019, de: https://www.epa.gov/oil-spills-prevention-and-preparedness-regulations Rojas García, S. (Mayo de 2005). Modelación de derrames de crudo en cauces -aplicación al río magdalena-. pag. 43-44. bogotá d.c. Recuperado el 16 de Abril de 2015 https://repositorio.uniandes.edu.co/bitstream/handle/1992/22150/u260818.p df?sequence=1 Sachanen, A. (1945). The Chemical constitutes of Petroleum. N.Y.: Reinold.

Shen, H. T., y Yapa, P. D. (1988). Oil Slick Transport in Rivers (Vol. 114). (J. o. Engineering, Ed.) N.Y: ASCE. Spier, C., Stringfellow, W. T., Hazen, T. C., y Conrad, M. (2013). Distribution of hydrocarbons released during the 2010 MC252 oil spill in deep. Environmental Pollution, 224-230.

Stolzenbach, K. D., Madsen, O. S., Adams, E. E., Pollack, A. M., y Cooper, C. K. (1977). A review and evaluation of basic techniques for predicting the behavior of surface oil slicks. Cambridge, Massachusetts: Massachusetts Institute of Technology.

Tautiva Padiila, O. (s.f.). EL PETROLEO EN COLOMBIA monografias.com. Recuperado el 16 de Abril de 2015, de: https://www.monografias.com/trabajos14/petrol/petrol.shtml#COLOMB Ugarte S., A., y Mendéz J, R. (1994). Resistencia al Flujo en Ríos de Montaña. XVI Congreso Latinoamericano de Hidráulica Santiago, Chile, (págs. 503-514).

Santiago de Chile.

Upegui Vélez, J. J., y Botero Gutiérrez, A. (2011). ESTIMACIÓN DEL TIEMPO DE CONCENTRACIÓN Y TIEMPO DE REZAGO EN LA CUENCA EXPERIMENTAL URBANA DE LA QUEBRADA SAN LUIS, MANIZALES. DYNA, 78(165), 58-71. Recuperado el

120

12 de Febrero de 2020, https://revistas.unal.edu.co/index.php/dyna/article/view/25640/39138

de

UPME. Unidad de Planeacion Minero Energetica (2018). PLAN INDICATIVO DE ABASTECIMIENTO DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS, (pag. 201). Recuperado el 21 de octubre de 2021, de https://www1.upme.gov.co/Hidrocarburos/publicaciones/Plan_liquidos_2018/ Plan_de_Abastecimiento_de_Combustibles_Liquidos.pdf U.S. Army Corps of Engineers. (2001). Hydrologic Modeling System HEC-HMS. User´s Manual.

Recuperado el 24 de Mayo de 2015, de https://www.hec.usace.army.mil/software/hec-hms/documentation/CPD74A_2001Jan.pdf

U.S. Army Corps of Engineers. (2008). Hydrologic Engineering Centers - River Analysis System HEC-RAS, Users Manual. Recuperado el 24 de Mayo de 2015, https://www.hec.usace.army.mil/software/hec-ras/documentation/HECRAS_4.0_Users_Manual.pdf

121

7

ANEXOS

Caudales mínimos, medios y máximos para corrientes priorizadas.

Tabla 7-1 Caudales mínimos CAUDALES MÍNIMOS [m3/s] N

CUENCA

PK

Área [Km2]

2.3 Años

5 Años

10 Años

15 Años

20 Años

25 Años

50 Años

100 Años

1

Caño El Rosario

2+400

8.86

0.200

0.185

0.177

0.173

0.170

0.169

0.164

0.160

2

18+095

617.10

9.159

7.978

7.321

7.023

6.838

6.706

6.348

6.049

23+380

2.34

0.060

0.055

0.052

0.051

0.050

0.049

0.047

0.046

4

Quebrada El Zarzal Tributario 6 quebrada El Zarzal Quebrada Tapazón

30+671

11.24

0.260

0.235

0.221

0.215

0.211

0.208

0.200

0.194

5

Tributario 1 caño Las Flores

32+066

0.40

0.013

0.011

0.010

0.010

0.010

0.010

0.009

0.009

6

Tributario 2 caño Las Flores

32+357

3.72

0.095

0.084

0.078

0.076

0.074

0.073

0.069

0.067

7

Quebrada Fana

33+964

1.03

0.030

0.026

0.024

0.023

0.022

0.022

0.020

0.019

8

(Tributario 1 Quebrada de La Meseta) Qda. Las Mirlas

35+294

0.15

0.005

0.004

0.004

0.004

0.004

0.004

0.003

0.003

9

(Tributario 4 Quebrada de La Meseta) Qda. La Arenosa

36+431

1.38

0.039

0.034

0.031

0.030

0.029

0.028

0.027

0.025

38+538

4.15

0.110

0.099

0.093

0.090

0.088

0.087

0.084

0.081

40+224

0.05

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

12 Quebrada La Fortuna Tributario 1 Quebrada La 13 Lizama Tributario 2 Quebrada La 14 Lizama 15 Quebrada La Lizama

41+800

0.39

0.013

0.013

0.012

0.012

0.012

0.012

0.011

0.011

42+584

2.44

0.067

0.058

0.052

0.050

0.049

0.048

0.045

0.042

42+800

1.15

0.034

0.028

0.026

0.024

0.023

0.023

0.021

0.020

44+550

4.71

0.117

0.094

0.080

0.074

0.071

0.068

0.061

0.055

16 Quebrada La Putana

46+800

218.10

3.604

2.930

2.555

2.385

2.279

2.204

1.999

1.828

17 Tributario Qda La Putana

47+701

0.07

0.003

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

18 Caño Los Puercos

48+370

1.57

0.046

0.040

0.036

0.034

0.033

0.032

0.030

0.029

19 Quebrada Santa Helena

49+360

4.83

0.131

0.113

0.104

0.099

0.097

0.095

0.089

0.085

20 Quebrada Maritales

56+897

0.94

0.032

0.029

0.027

0.026

0.026

0.025

0.024

0.023

21 Rio Sogamoso

57+600

22 Quebrada La Martha

58+506

3.51

0.092

0.076

0.067

0.063

0.060

0.058

0.053

0.049

23 Quebrada La Colonia

59+661

3.31

0.076

0.054

0.041

0.036

0.032

0.030

0.023

0.018

24 Quebrada San Francisco Ruta derrame qda Agua 25 Dulce Tributario 1 Quebrada La 26 Azufrada 27 Quebrada La Chaiarota

63+625

0.34

0.010

0.007

0.006

0.005

0.005

0.004

0.003

0.003

3

10 Caño Báscula de Pesaje 11

Tributario 11 Quebrada de La Meseta

21210.00 79.177 63.210 56.751 54.533 53.383 52.671 51.160 50.321

El cruce es por la divisoria de aguas de la cuenca

68+000 76+660

0.02

0.001

0.000

0.000

0.000

0.000

0.000

0.000

0.000

76+920

0.46

0.008

0.006

0.005

0.004

0.004

0.004

0.003

0.002

28 Quebrada Negra Tributario 1 Quebrada La 29 Angula 30 Quebrada Angula

80+280

0.18

0.003

0.003

0.002

0.002

0.002

0.002

0.002

0.001

86+135

0.06

0.001

0.001

0.001

0.001

0.001

0.001

0.001

0.001

87+343

90.41

0.644

0.530

0.467

0.439

0.421

0.408

0.374

0.345

31 Quebrada Angula Tributario 2 Quebrada 32 Calaveras 33 Rio de Oro

87+914

71.22

0.516

0.422

0.369

0.345

0.330

0.319

0.291

0.266

91+235

1.33

0.013

0.010

0.008

0.008

0.007

0.007

0.006

0.005

94+450

538.20

4.063

3.188

2.700

2.480

2.342

2.245

1.979

1.757

34 Quebrada Chimitá

94+568

13.81

0.113

0.084

0.068

0.061

0.057

0.054

0.045

0.038

122

Tabla 7-2. Determinación de caudales Medios. ÁREA No.

PK

NOMBRE

RENDIMIENTO

CAUDAL

[L/(s*km2)]

MEDIO [L/s]

8.86

50.00

443.22

617.10

50.00

30855.00

CUENCA [km2]

1

2+400

Caño El Rosario

2

18+095

Quebrada El Zarzal

3

23+380

Tributario 6 quebrada El Zarzal

2.34

50.00

117.17

4

30+671

Quebrada Tapazón

11.24

50.00

562.00

5

32+066

Tributario 1 caño Las Flores

0.40

50.00

19.91

6

32+357

Tributario 2 caño Las Flores

3.72

50.00

185.98

7

33+964

Quebrada Fana

1.03

50.00

51.66

8

35+294

0.15

50.00

7.49

9

36+431

1.38

50.00

69.08

10

38+538

4.15

50.00

207.60

11

40+224

0.05

50.00

2.32

12

41+800

Quebrada La Fortuna

0.39

50.00

19.62

13

42+584

Tributario 1 Quebrada La Lizama

2.44

50.00

121.81

14

42+800

Tributario 2 Quebrada La Lizama

1.15

50.00

57.69

15

44+550

Quebrada La Lizama

4.71

50.00

235.26

16

46+800

Quebrada La Putana

218.10

50.00

10905.00

17

47+701

Tributario Qda La Putana

0.07

50.00

3.36

18

48+370

Caño Los Puercos

1.57

50.00

78.71

19

49+360

Quebrada Santa Helena

4.83

50.00

241.67

20

56+897

Quebrada Maritales

0.94

50.00

47.09

21

57+600

Rio Sogamoso

21210.00

23.00

479560.0

22

58+506

Quebrada La Martha

3.51

50.00

175.45

23

59+661

Quebrada La Colonia

3.31

50.00

165.70

24

63+625

Quebrada San Francisco

0.34

30.00

10.31

25

68+000

Ruta derrame qda Agua Dulce

26

76+660

Tributario 1 Quebrada La Azufrada

0.02

25.00

0.51

27

76+920

Quebrada La Chaiarota

0.46

20.00

9.29

28

80+280

Quebrada Negra

0.18

20.00

3.69

29

86+135

Tributario 1 Quebrada La Angula

0.06

20.00

1.18

(Tributario 1 Quebrada de La Meseta) Qda. Las Mirlas (Tributario 4 Quebrada de La Meseta) Qda. La Arenosa Caño Báscula de Pesaje Tributario 11 Quebrada de La Meseta

El cruce es por la divisoria de aguas de la cuenca

123

ÁREA No.

PK

NOMBRE

CUENCA

RENDIMIENTO

CAUDAL

[L/(s*km2)]

MEDIO [L/s]

[km2] 30

87+343

Quebrada Angula

90.41

20.00

1808.20

31

87+914

Quebrada Angula

71.22

20.00

1424.40

32

91+235

Tributario 2 Quebrada Calaveras

1.33

20.00

26.55

33

94+450

Rio de Oro

538.20

15.00

8073.00

34

94+568

Quebrada Chimitá

13.81

15.00

207.15

Tabla 7-3. Determinación de caudales Máximos de las cuencas priorizadas N 1 2

3

4

5

6

7

8

9

CUENCA Caño El Rosario Quebrada El Zarzal Tributario 6 quebrada El Zarzal Quebrada Tapazón Tributario 1 caño Las Flores Tributario 2 caño Las Flores Quebrada Fana (Tributario 1 Quebrada de La Meseta) Qda. Las Mirlas (Tributario 4 Quebrada de La Meseta) Qda. La Arenosa

PK

2.33

5

10

15

20

25

50

100

2+400

2.22

2.61

2.94

3.12

3.25

3.35

3.65

3.95

181.96

204.49

217.21

226.11

232.97

254.10

275.06

18+095 154.29

23+380

0.59

0.69

0.78

0.82

0.86

0.88

0.96

1.04

30+671

2.81

3.31

3.72

3.96

4.12

4.24

4.63

5.01

32+066

0.10

0.12

0.13

0.14

0.15

0.15

0.16

0.18

32+357

0.93

1.10

1.23

1.31

1.36

1.40

1.53

1.66

33+964

0.26

0.30

0.34

0.36

0.38

0.39

0.43

0.46

35+294

0.04

0.04

0.05

0.05

0.05

0.06

0.06

0.07

36+431

0.35

0.41

0.46

0.49

0.51

0.52

0.57

0.62

124

N

CUENCA

Caño 10 Báscula de Pesaje Tributario 11 11 Quebrada de La Meseta Quebrada 12 La Fortuna Tributario 1 13 Quebrada La Lizama Tributario 2 14 Quebrada La Lizama Quebrada 15 La Lizama Quebrada 16 La Putana Tributario 17 Qda La Putana Caño Los 18 Puercos Quebrada 19 Santa Helena Quebrada 20 Maritales Rio 21 Sogamoso Quebrada 22 La Martha Quebrada 23 La Colonia Quebrada 24 San Francisco Ruta derrame 25 qda Agua Dulce Tributario 26 1 Quebrada

PK

2.33

5

10

15

20

25

50

100

38+538

1.04

1.22

1.38

1.46

1.52

1.57

1.71

1.85

40+224

0.01

0.01

0.02

0.02

0.02

0.02

0.02

0.02

41+800

0.10

0.12

0.13

0.14

0.14

0.15

0.16

0.17

42+584

0.61

0.72

0.81

0.86

0.89

0.92

1.00

1.09

42+800

0.29

0.34

0.38

0.41

0.42

0.44

0.48

0.51

44+550

1.18

1.39

1.56

1.66

1.72

1.78

1.94

2.10

46+800

54.53

64.31

72.27

76.77

79.91

82.34

89.80

97.22

47+701

0.02

0.02

0.02

0.02

0.02

0.03

0.03

0.03

48+370

0.39

0.46

0.52

0.55

0.58

0.59

0.65

0.70

49+360

1.21

1.43

1.60

1.70

1.77

1.82

1.99

2.15

56+897

0.24

0.28

0.31

0.33

0.35

0.36

0.39

0.42

57+600 2397.96 2828.03 3178.32 3375.95 3514.32 3620.91 3949.25 4275.16 58+506

8.77

10.35

11.63

12.35

12.86

13.25

14.45

15.64

59+661

8.29

9.77

10.98

11.66

12.14

12.51

13.65

14.77

63+625

0.05

0.06

0.07

0.07

0.08

0.08

0.08

0.09

68+000

76+660

El cruce es por la divisoria de aguas de la cuenca

0.01

0.02

0.02

0.02

0.02

0.02

0.02

0.02

125

N

CUENCA

PK

2.33

5

10

15

20

25

50

100

76+920

0.05

0.05

0.06

0.07

0.07

0.07

0.08

0.08

80+280

0.02

0.02

0.02

0.03

0.03

0.03

0.03

0.03

86+135

0.01

0.01

0.01

0.01

0.01

0.01

0.01

0.01

87+343

9.04

10.66

11.98

12.73

13.25

13.65

14.89

16.12

87+914

7.12

8.40

9.44

10.03

10.44

10.75

11.73

12.70

91+235

0.13

0.16

0.18

0.19

0.19

0.20

0.22

0.24

33 Rio de Oro 94+450

40.37

47.61

53.50

56.83

59.16

60.96

66.48

71.97

Quebrada 94+568 Chimitá

8.90

11.80

15.50

22.50

24.50

28.90

32.50

41.90

La Azufrada

27

28

29

30 31

32

34

Quebrada La Chaiarota Quebrada Negra Tributario 1 Quebrada La Angula Quebrada Angula 1 Quebrada Angula 3 Tributario 2 Quebrada Calaveras

126