practicas de campo
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PRACTICAS DE CAMPO
RESEÑA HISTÓRICA DE LA ACTIVIDAD PETROLERA EN BOLIVIA
El siglo XX se caracterizó por la Exploración y Explotación intensa de nuestros Recursos Energéticos, con precios bajos del Crudo y sin invertir el flujo de la riqueza a sus fuentes de origen. Con el fruto de ésta riqueza se construyeron muchas Refinerías de gran capacidad, plantas petroquímicas, oleoductos y muchos gasoductos.
La ley del 27 de Enero del 1900, la primera que hace referencia al tema de los hidrocarburos, incorporó la explotación petrolera en el ámbito de la legislación minera existente.
La personalidad de ésa época, fue sin duda el Sr. Luís Lavadenz que en 1909 inició los trámites para obtener una concesión petrolera de 1 Millón de Hectáreas en el Departamento de Santa Cruz, Tarija y Chuquisaca.
Lavadenz trató de reunir capitales nacionales para iniciar una empresa petrolera, pero no lo consiguió. Lavadenz se trasladó a Inglaterra, logrando asociarse con Percival Farqhuar, legendario inversionista inglés. Financiados por Farqhuar, se realizaron estudios geológicos en 1912 y se internó al país el primer equipo de perforación a percusión y se lo llevó hasta Cuevo en el Dpto. de Santa Cruz.
En 1913 se perforó el primer pozo petrolero exitoso en Bolivia. El Informe que trasmitía la buena noticia, justamente coincidía con la notificación de Farqhuar sobre la quiebra de la compañía y la instrucción de que el equipo de perforación fuera repatriado a Inglaterra.
En 1916 las concesiones llegaban a 30 millones de Hectáreas, es por éste motivo que el Gobierno del Gral. Ismael Montes mediante ley del 12 de diciembre de 1916, prohibió la otorgación de nuevas concesiones,
Terminada la Primera Guerra Mundial (1914-1918) se firmó la paz en Versalles (Francia) el 28 de junio de 1919, ésta guerra reafirmó el valor y la importancia del País que poseía petróleo, pasada ésta contienda se desató una campaña empresarial en el mundo entero para la búsqueda y obtención de campos petroleros. La lucha se volvió despiadada, al extremo que Inglaterra y los EEUU terminaron enfrentándose por el acceso a ciertas regiones del planeta.
En 1919 dos Geólogos de la Standard Oíl Company -SOC fueron apresados a su arribo a Bagdad (Irak) por el gobernador Inglés (Irak estaba gobernada por los Ingleses). La reacción de los EEUU no se dejo esperar y rápidamente impuso su política de puertas abiertas para lograr el acceso global a los intereses empresariales norteamericanos.
Como una repercusión de la política de puertas abiertas de los EEUU, en 1920 el gobierno de José Gutiérrez Guerra levanto la prohibición de otorgar las concesiones petroleras impuesta en 1916. En esos años muchos geólogos recorrieron el país en especial el Sud-este y empezaron a conformar un cuadro geológico y estratigráfico de las áreas potenciales e inclusive a delinear
posibles campos óptimos para realizar perforaciones. Con el levantamiento de las reservas fiscal se reinicio el otorgamiento de concesiones.
En 1920 se concedieron áreas a la compañía Caupolicán-Calacoto, de capitales chilenos y bolivianos, para explorar en el departamento de La Paz. Esta fue la primera empresa que hizo trabajos de perforación en el Altiplano. Se le concedieron concesiones a Jorge de la Reza, para realizar exploraciones en el Chapare.
En ese escenario Luís Lavandez vendió todas sus concesiones a la Richmond Levering Co. De Nueva York, trasfiriendo sus derechos de 2,3 millones de hectáreas en los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Santa Cruz
La Richmond Levering Co. De Nueva York, envió a sus geólogos para estudiar las concesiones adquiridas, el trabajo de estos geólogos constituyo la mejor síntesis del reconocimiento geológico petrolero e ese tiempo.
El 10 de junio de 1921 el gobierno de Bautista Saavedra promulgo la ley orgánica del petróleo, fue el primer instrumento legal dedicado a la industria petrolera en la cual incorpora conceptos modernos tales como la fiscalización del estado, la obligación de la construcción de refinerías para procesar el crudo obtenido , dando prioridad al abastecimiento del mercado interno, una regalía para el estado, el impuesto a las utilidades y la obligatoriedad de la devolución del 20% del área concedida al iniciar la producción comercial.
El 16 de noviembre de 1921 la Standard Oil Company de Bolivia compró las concesiones de la Richmond Levering Co. y a sus ves solicito 1 millón de hectáreas adicionales, llegando a tener 3 140 000 hectáreas, el término del contrato era de 57 años.
Bolivia inicia su trayectoria Petrolera el año 1913-1914, con intento de Perforación de pozos en Charagua y Cuevo en la provincia de Cordillera, pero lamentablemente con resultados Negativos.
La Standard Oil Company, comienza a trabajar sistemáticamente buscando Hidrocarburos, perforando en diferentes lugares del Dpto. de Tarija y Santa Cruz. Así el 24 de Agosto del 1922, se inicia la perforación con un equipo a percusión, movidos por motores a vapor, traído desde Oran, Argentina. La operación de traslado duró 4 meses y la perforación del pozo Bermejo-1 duró 2 años, que resultó Seco.
El 16 de Enero del 1924 se perforó el BERMEJO Nº 2, PRODUCTOR a los 635 mts de profundidad, con un caudal de producción de 500 BPD. y actualmente sigue produciendo a un caudal de 6 BPD, a cargo de la Empresa Pluspetrol. El próximo es el SANANDITA Nº 1 (1926), PRODUCTOR a los 516 mts de profundidad, luego el CAMIRI Nº 1 (1927) PRODUCTOR a los 1006 mts de profundidad. En 1929 el campo CAMATINDI productor a los 1253 mts La Standard Oil Co. Descubrió los 3 campos más importantes que habían en Bolivia, que son: CAMPO DE BERMEJO, SANANDITA Y CAMIRI.
El año 1931 la Standard Oíl Co, Construye las PRIMERAS REFINERIAS EN BOLIVIA en SANANDITA, BERMEJO y otra en CAMIRI con una capacidad de 500 Barriles /día, una Refinería Básica y Rudimentaria, llegando a producir hasta GASOLINA DE AVIACIÓN en Camiri.
Durante la Guerra del Chaco 1932-1935, el trabajo petrolero se detiene, en plena Guerra y la Standard Oíl Company se declara neutral y se niega a proporcionar ayuda económica para la guerra y a proporcionar Combustible de Aviación al país para los pocos aviones que teníamos en plena guerra.
La conducta hostil de la Empresa, dio pie a la tesis de que la Guerra del Chaco fue provocada por la pugna entre la Standard Oil Co y la Royal Duch Shell por la posesión de las zonas petrolíferas.
Es así que nace ó se creó YPFB un 21 de Diciembre de 1936, con el nombre de YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS, permitiéndole ser el guardián directo responsable del Petróleo y Gas, que es el Patrimonio del País.
En 1935 dos diputados argentinos denunciaron que la Standart Oil Co. Exportaba petróleo desde Bermejo a Aguas Blancas, situada en el margen argentino del Rio, mediante un oleoducto tendido por debajo, sin pagar regalías ni impuestos lo cual fue probado y admitido por la Standart Oil Co. Es así que el 13 DE MARZO DE 1937, EL GOBIERNO DEL CNL. DAVID TORO RUILOWA, Y SU MINISTRO DE MINAS Y PETRÓLEO ÁNGEL FOIANINI LE INICIAN UN PROCESO Ó UN JUICIO A LA STANDARD OIL CO. POR DEFRAUDACIÓN Y CONTRABANDO DE PETRÓLEO.
PRIMERA NACIONALIZACION DEL PETROLEO Y GAS
luego para firmar el “Tratado de La Paz del Chaco” en Buenos Aires, en Abril de 1942. Después de 7 años Bolivia tuvo que pagar a la Standard la suma de 1 792 375 $us. En Petróleo y al precio vigente en ésa época
A ésa compensación se le dio la forma de Adquisición de Estudios Geológicos. De ésta manera se revierten las concesiones de la STANDARD OIL CO. A YPFB.
Los años venideros no son fáciles, tanto en Recursos Humanos como Económicos. Los equipos de perforación rotatorio se introducen recién en 1946 y ya para 1952, YPFB cuenta con 4 equipos rotatorios y 2 a percusión, no obstante se perfora el Pozo Busch Nº 1 en mandeyapecua, el Guayruy Nº 1 en Camiri que produce a los 529 mts; al mismo tiempo se perfora 3 pozos en la región de Los Monos a contratos con la MC Carthy, que dieron resultado
YPF Argentino colaboró en la formación de nuestros Técnicos y nos prestó Equipos de Perforación con los cuales hemos seguido trabajando. Ya en el año 1953 YPFB perforó el pozo CAMIRI Nº 32 Y EL POZO Nº 80 Y DESCUBRE LA ARENISCA SARARENDA que resulta ser el Faro de guía para la producción en grande, ésta misma arenisca aflora con el nombre de SANTA ANITA, que permite a la Empresa YPFB a encarar sistemáticamente su política flexible y necesaria de capital y técnica para expandir su capacidad de producción.
El primer impulso significativo a la industria petrolera estatal, se efectúa durante el gobierno del Cnel. Gualberto Villarroel en 1944, se consigue un financiamiento de 21 MM $us .
Este crédito es destinado a la perforación de los pozos en Camiri y Guayruy, a ampliar las instalaciones de las Refinerías de Cochabamba y Sucre y a la construcción del oleoducto Camiri-Cochabamba, de 522 Km, el mismo que tiene un ramal a Sucre de 71 Km.
El Oleoducto principal Camiri-Cbba tiene un diámetro de 6 5/8 Pulgadas con una capacidad de 8 000BPD. El ramal a Sucre tiene un diámetro de 4 Pulg. Este Oleoducto fue construido por Williams Brothers y fue entregado el año 1949. Posteriormente se decide la construcción del Oleoducto Cochabamba –Oruro –La Paz, OCOLP con una extensión de 358 Km., un diámetro de 6 5/8 Pulg, su capacidad inicial era de 4 000 BPD. Posteriormente en 1954 se construye el oleoducto Camiri-Yacuiba con un diámetro de 6 5/8 Pulg, con el propósito de exportar petróleo a la Argentina. En 1960-1962, alentados por los descubrimientos de los campos de Colpa y caranda de la GULF, se construyó el Oleoducto Sica Sica-Arica y posteriormente el de Santa Cruz –Sica-Sica de 12 Pulg, en un principio operó con 30 000 BPD de exportación de crudo de la Gulf, ambos oleoductos fueron financiados por Gulf y operados por YPFB. Actualmente éste oleoducto se lo usa esporádicamente para exportar el Crudo Reconstituído RECOM sobrante que no se puede refinar en el país y se exporta.
El año 1954 entra en vigencia el “CODIGO DAVEMPORT” ó Código del Petróleo, ingresa al país de ésta manera 15 Empresas Extranjeras ó Trasnacionales, que realizan fundamentalmente trabajo de Geología, Fotogeología, Geofísica y Gravimetría. Sólo 5 de ellas perforan pozos Exploratorios como el MANDEYAPECUA Nº 1, por la BOLIVIAN GULF OIL COMPANY, abandonado a los 3 543 mts. EL ESPERANZA Nº2, PERU Nº 1 y el BOYA Nº 1. La GULF OIL CO.descubre los Campos de COLPA, CARANDA, RIO GRANDE, EL PALMAR, LA PEÑA, YAPACANY Y MONTEAGUDO.
El Campo Caranda productor a 4 272 mts se caracteriza por sedimentos cretácicos terciarios. CAIGUA es otro hito en la formación de Santa Rosa. Madrejones, palometas. YPFB Explora y Perfora intensamente, consiguiendo el CARANDAYTY Nº3, productor a 4 923 mts.
Durante todos éstos años 1954-1969 desde el ingreso de las grandes compañías extranjeras, como la GULF Oil Co-(BOGOC), amparadas por el Código Davenport, la Gulf explora, perfora y descubre grandes reservorios de Gas y de Petróleo en los diferentes campos alentados por los grandes descubrimientos de gas, en los campos de Colpa, Caranda, Rio Grande, El palmar, La peña, Yapacany y Monteagudo (7) y las grandes reservas de petróleo que encuentra, en procura de su comercialización y su monetización.
Se comienza la Construcción del Gasoducto a la Argentina desde los Campos de Colpa, Caranda y Rio Grande. Se construye la primera planta de Inyección y reinyección en Rio Grande, Camiri, colpa, Caranda y Monteagudo, orientado para producir presión y obtener GLP y Gasolinas.
La GULF OIL CO. Comete los mismos errores que la STANDART OIL CO , por el que se produjo la Primera Nacionalización del Petróleo. La GULF se adueñó del País, pagaba sueldo a los
Parlamentarios con el fin de que protejan sus intereses de la Empresa , NO pagaba correctamente sus Impuestos y Regalías y para colmo de males se atrevió a firmar Contrato de Exportación de Gas con la Argentina entre la Empresa GULF OIL Co. Y el Gobierno de la Argentina, sin tomarlo en Cuenta al Gobierno de Bolivia ó a YPFB.
SEGUNDA NACIONALIZACION
EL 17 DE OCTUBRE DE 1969 EN EL GOBIERNO DEL GRAL. ALFREDO OVANDO CANDÍA Y SU MINISTRO DE MINAS Y PETRÓLEO MARCELO QUIROGA SANTA CRUZ, SE PRODUCE LA “SEGUNDA NACIONALIZACION DEL PETROLEO Y EL GAS” A LA BOLIVIAN GULF OIL COMPANY-(BOGOC), como consecuencia de esto se produce un bloqueo económico y se paraliza toda exportación de petróleo vía SICA SICA -ARICA, a través del OSSA,(Oleoducto Sica Sica Arica ) se llegó a exportar 30 000Barriles/Día de Petróleo Crudo Se llegó a Indemnizar con 78 622 000$us (Setenta y ocho millones seiscientos ventidos mil Dólares Americanos)
CONTRATOS Y ADENDA CON LA ARGENTINA
El 1er Contrato el 01 de Mayo del 1972 se empezó a Exportar Gas a la Argentina por 150 MM PCD (millones de pies cúbicos por día)= 4.25 MM MCD, el precio era de 0.225 $us/millar de pies cúbicos, se exportó hasta el mes de julio de 1999 por el lapso de 27 Años y dos meses. Se exportó por el lapso de 9915 días los 150 MM PCD dando como resultado que se exportó 1.487 TCF
Durante el Segundo Gobierno de Gonzalo Sánchez de Lozada (1993-1997) se produce la Capitalización ó Privatización de las principales Empresas Públicas, se produce un sin número de leyes que favorecen a las Empresas Transnacionales en desmedro de los intereses de los Bolivianos, prácticamente se las entrega las Empresas Nacionales a las Empresas Extranjeras, se produce menos ingresos, menos regalías para los Departamentos productores de Petróleo y Gas. Estas Empresas no pagan correctamente sus Impuestos, existe soborno a los parlamentarios de ésa época y los mismos procedimientos que las anteriores Empresas como la STANDART OIL CO Y LA GULF OIL CO, se produce ahora. El Gas y el Petróleo son dueños las Empresas Transnacionales.
Por medio de la Ley de Capitalización ley 1564 del 21 de Marzo de 1994, se Capitalizaron todas las Empresas del Estado: YPFB, LAB, ENTEL, ENDE, ENFE,EMV En el caso de YPFB por medio de una ley de Reclasificación de Campos ley 1731, se los reclasifica a todos los Campos que se encontraban en ése momento en Producción, de tal manera que todos los Campos NUEVOS deberían pagar 18 % de Impuestos y todos los Campos que se encontraban en Producción en ése momento se llamaban Campos VIEJOS deberían pagar 50 % de Impuestos. Por medio de la Ley 1731 de Reclasificación de los Campos, casi todos los Campos Viejos que deberían pagar el 50 % de Impuestos se convirtieron en nuevos que llegaron a pagar el 18 % de Impuestos.
El 2do contrato se firmo el 2 de junio del 2004 se empezó a Exportar Gas a la Argentina por 4 MMMCD (Millones de metros cúbicos por día), a precio solidario de 0,99 $us/ MPC (0.99 Dólares por millar de pies cúbicos) durante el Gobierno de Carlos Diego Meza. Este Contrato NO dio resultados debido al precio de exportación muy bajo , luego de llegar a un
acuerdo ,posteriormente se aumentó a 7.7 MMMCD de los sgtes campos y a precios internacionales y según el WTI y en función a la sustitución del Diesel Oil
San Alberto – Ta rijaRio Grande – Santa CruzVuelta Grande ChuquisacaSurubí CochabambaPaloma - Cochabamba
1.5 MMMCD1.0 “0.5 “0.5 “0.5 “
4.0 MMMCD
2.7MMMCD2.0 “1.0 “1.0 “1.0 “
7.7 MMMCDEl 19 de Mayo del 2005 se Promulga la nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058(Firmada por el Presidente del Senado Dr. Hormando Vaca Diez, no lo quiso firmar el Presidente de la República don Carlos D. Meza) en la cual se establece que el 50 % es para los bolivianos y el otro 50 % es para las Petroleras y se anula la Ley 1689(Ley de GSDL) que establecía 18% para los Bolivianos y 82 % para las Petroleras
TERCERA NACIONALI ZACION
El 1 de Mayo del 2006 se produce la TERCERA NACIONALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS, en el Gobierno de Evo Morales Ayma y su Ministro de Energía e Hidrocarburos el Dr. Andrés Solís Rada, por medio del Decreto de Nacionalización DS-28701, se obliga a la Empresas. Trasnacionales Extranjeras entregar el 100% de su Producción a YPFB tanto de Petróleo como de Gas, para que lo comercialice e Industrialice y el 18 % es para las Petroleras y el 82 % es para los bolivianos
Los Ingresos para el País según la Ley 1689 eran de 140 MM$us, según la ley 3058 será de 460 MM $us y ahora según el Decreto de Nacionalización Nº 28701 los ingresos serán de 1 300 MM$us. Con los nuevos precios que nos pagará Argentina arriba de 10 $us/MMBTU los ingresos serán superiores a los 4 200 MM $us.
El 3er Contrato se firmó el 19 de Octubre del 2006 y se Inició la Exportación el 01 de Enero del 2007 por el monto de 20 MM MCD + los 7.7 MM MCD en total son 27.7 MM MCD que se exportará a partir del 2012. según un plan elaborado que se lo está cumpliendo actualmente
ADENDA AL CONTRATO: Nº 1: En Mayo del 2009 se ha firmado un primer Adendun al Contrato que estipula el Volumen de Exportación de Gas natural será de 19 MM MCD a partir del 2012 y ya no los 27.7 MM MCD.
ADENDA Nº 2 : El 26 de Marzo del 2010, se firmó la segunda adenda que estipula que se Exportará un volumen de 5 MM MCD a partir de ABRIL del 2010 y se irá incrementando éste volumen hasta llegar a los 7.7 MM MCD hasta el año 2013 y se incrementará éste volumen hasta llegar a los 27.7 MM MCD hasta el año 2026.
NUEVO CONTRATO DE VENTA DE GAS CON LA ARGENTINA
AÑOS VOLUMEN DE EXPORT-MM MCD2010 7.7 MM MCD2011/12/13/14/ 11.0 “2015/2016 / 20.0 “2017/2018/ 23.0 “2019/2020/ 25.0 “2021/22/23/24/25/26/ 27.7 “LEYES QUE FAVORECIERON ALAS EMPRESAS TRANSNACIONALES PARA QUE INVIERTAN EN BOLIVIA
Durante el primer gobierno del presidente Gonzalo Sánchez De Lozada (1993 - 1997) fue muy difícil atraer a los grandes inversionistas para que puedan invertir en el sector de hidrocarburos, para ello fue necesario darles ciertas preferencias. Las siguientes leyes se tuvo que acomodar a sus intereses con el fin de animarlos a que inviertan en nuestro país, entre ellas tenemos las siguientes:
1.- Ley de inversiones – Ley Nº 1182 - 17/10/1992 esta ley se aprobó durante el gobierno de Jaime Paz Zamora ( 1989-1993 ), Por medio de esta ley se permitió realizar el proceso de enajenación de las empresas estatales.
2.- Ley de Privatización – Ley Nº 1330 - Aprobada durante el gobierno de Jaime Paz Zamora. Se privatizaron los Ingenios Azucareros de Guabirá y el de Villamontes, los diferentes Hoteles Prefecturales, la Hilandería de Santa Cruz, se eliminaron las Corporaciones de Desarrollo de cada Departamento del País.
3.- Ley de Desarrollo y tratamiento impositivo de las exportaciones – ley Nº 1489 – 16/04/1993, por medio de esta ley se promueve la devolución impositiva por exportaciones en sector petrolero y se devuelve el IVA.-CEDEIM
4.- Ley de Capitalización – Ley Nº 1564 – 21/03/1994 por medio de esta ley el gobierno de Gonzalo. Sánchez de. Lozada (1993-1997). permitió entregar las 6 principales empresas estatales a las transnacionales entre ellas tenemos: YPFB, ENTEL, LAB, ENDE, ENFE.ENV.
YPFB se capitalizo el 5 de diciembre de 1996. Con esta ley se entrega los hidrocarburos a las empresas petroleras transnacionales a través de 76 contratos de riesgo compartido. Prohibiendo a YPFB ejecutar una sola actividad petrolera.
5.- Ley Sirese (Sistema de regulación sectorial) – ley Nº 1600 – 28/10/1994
Esta ley crea las Superintendencias en las diferentes ramas económicas del país, respondiendo a los intereses de los organismos internacionales. Crea la superintendencia de hidrocarburos y no le asigna potestad de fiscalización a las empresas capitalizadas, ni a las empresas del Ups Treams.(Exploración-Perforación- Explotación )
6.- Ley de Hidrocarburos – Ley Nº 1689 – 30/04/1996. Por medio de esta ley le quita a los bolivianos la propiedad de su empresa de mayor rentabilidad que es YPFB y obliga a los bolivianos a pagar precios internacionales por el consumo de sus combustibles, además que disminuye las regalías del 50% al 18 %.El 82 % es para las Transnacionales ó las Petroleras y el 18 % es para los Bolivianos.
Ley de Reclasificación de campos – Ley Nº 1731 - 25/11/1996. Se reclasifica por medio de esta ley los campos petroleros en hidrocarburos EXISTENTES Y NUEVOS de tal manera que los hidrocarburos existentes son aquellos que estaban en producción hasta el 30 de abril de 1996.(Ley de HC Nº 1689) Campos nuevos son los que entran en producción a partir de la vigencia de esta ley.( Para Abril del 1996 NO se exportaba gas al Brasil)a partir del 1997 se empieza a exportar Gas al Brasil Los campos existentes según la ley de hidrocarburos pagan 50% de regalías y los nuevos pagan 18%. De esta manera significa la reducción de regalías del 50% al 18%. De esta manera los campos San Alberto y San Antonio campos descubiertos por YPFB (campos existentes), por medio de esta ley resulta campos nuevos.
perdona el impuestos a las transacciones – It 3 %, a las empresas mineras y petroleras vulnerando el articulo 27 de la CPE que establece los principios de igualdad, generalidad y universalidad en materia tributaria, se crea el impuesto SURTAX (impuesto extraordinario a las utilidades), que nunca se cobro desde 1997 al 2005, y quedo como enunciado y argumento para las petroleras para no pagar impuestos. Se establece la devolución del IVA, para las petroleras exportadoras de hidrocarburos, en títulos valores denominados CEDEIM.
DS – Nº 23944 – 13/03/1997. Este DS reglamenta la ley Nº 1489( Tratamiento impositivo sobre las exportaciones ) de tal manera que acelera la devolución de impuestos internos a los exportadores del sector petrolero.
DS – Nº 24504 – 21/04/1997. Secreto de información. Las empresas capitalizadas no están obligadas a informar sobre su gestión administrativa ni al Ministro del Ramo.(Ministerio de Hidrocarburos )
DS -Nº 24806 –4/08/1997. Propiedad de los Hidrocarburos. El art. 24 de la ley de hidrocarburos 1689 indica que cuando el gas y el petróleo salen a la superficie son de propiedad de las empresas petroleras. Las reservas de gas y petróleo en el subsuelo o en los reservorios son de propiedad de los Bolivianos
Ley Nº 1981 – 27/05/1997. El art. Nº 7 condena a muerte a YPFB a partir de ésta fecha YPFB no puede ejecutar por si sola o asociada con terceros las actividades de refinación comercialización al por mayor y prestar servicios técnicos-comerciales en toda la fase hidracarburifera como ser la exploración, explotación y producción de los hidrocarburos.
Nota.- Para realizar todo el proceso de capitalización, se gastaron 1.500 millones de dólares para recibir como ingreso 1.600 millones de dólares.
CAMPOS ADMINISTRADOS POR YPFB
CAMPOS DEL NORTECARRASCO ,KATARI VIBORA, CASCABEL,SURUBI , CARANDA LINEA DE 10” ………………………………………………….ESTACION Nº1SIRARI ,YAPACANI ,HSR,LOS CUSIS , PATUJUSAL ,CARANDALINEA DE 4 “ EMPALMA A LA LINEA DE 10”………ESTACION Nº1PRODUCCION : 22904 BPDCAMPOS DEL CENTRO RIO GRANDE , LA PEÑA , EL PALMAR ,TUNDY, NARANJILLO ,MONTECRISTO. LINEA DE 10” …………………………..ESTACION Nº1PRODUCCION :3320 BPDCAMPOS DEL SURVUELTA GRANDE , VILLAMONTE , SAN ROQUE ,CAMBEITY, CHORETY OCZ-1LINEA DE 6 “ ………………………………...................ESTACION Nº1PRODUCCION : 9476BPDTOTAL PRODUCCION EN ESTACION Nº1 : 35 700BPD ESTACION Nº 1REFINERIA PALMASOLA SCZ 15 700 BPDREFINERIA GUALBERTO VILLAROEL – CBBA 20 000 BPDREFINERIA CARLOS MONTENEGRO – SUCRE _ _ _ _ _ _ _ 35700 BPD
L A S 7 H E R M A N A S 1. - LA STANDAR OIL COMPANY – NEW YERSEY (USA) EEUU – EXXON – LATINOAMERICA – ESSO2. - SHELL – (ANGLO-HOLANDESA)3. - BRITISH PETROLEUM – BP – (ANGLO - IRANI)4. - GULF OIL COMPANY (USA)5. - TEXACO (USA)6. - STANDAR OIL COMPANY (CALIFORNIA - USA) CHEVRON7. - LA MOVIL (USA) REPSOL-PETROBRAS-GAZPROM- BRITISH GAS TOTAL FINA ELF PAISES FUNDADORES Y MIENBROS DE LA OPEP:
Un 14 de septiembre de 1960 se reunieron en Bagdad (Irak) los representantes de 5 países y fundaron la Organización de Países Exportadores de Petróleo. OPEP Los fundadores son los siguientes:
1.- Irak 2.6 x 106 BBLS/DIA PRODUCCION2.- Kuwait 1.9 x 106 “
3.- Arábia Saudita 7.9 x 106 “
4.- Venezuela 2.8 x 106 “5.- Iran 3.5 x 106
Luego se fueron integrando los demás países tales como:6.- Emirato Árabes Unidos 2.1 x 106 BBLS/DIA PRODUCCION/DIA “-19677.- Libia 3.5 x 106 “ - 19628.- Nigeria 2.0 x 106 “ -19719.- Qatar 3.4 x 106 “ -196110.- Argelia 2.6 x 106 “ -196911.- Angola 1.8 x 106 -1962-12/200812.- Ecuador 1.4 x 106 -1973-1997-2007PAISES NO MIENBROS DE LA OPEPRusia 8.1 x 106 BBLS/DIA PRODUCCIONEEUU 5.8 x 106 “
China 3.3 x 106 “
Noruega 3.2 x 106 “
México 3.2 x 106 “
Gran Bretaña 2.3 x 106 “
Canadá 1.3 x 106 “
Brasil 1.3 x 106 “
Los países que conforman la OPEP han fijado una canasta de diferentes compuestos con sus diferentes porcentajes para conformar lo que se llama el barril compuesto que esta conformado de la siguiente manera:
BARRIL COMPUESTO: 3.4 % Vol. Gases de Planta0.9 % Vol. GLP29.2 % Vol. Gasolinas1.4 % Vol. Kerosene26.8 % Vol. Diesel Oil7.9 % Vol. Jet Fuell24.2 % Vol. Crudo Reducido6.2 % Vol. Aceites y Asfaltos ---- ---------------------------------------- 100 % Vol.RESERVAS PROBADAS Y PROBABLES DE HIDRACARBUROS POR EMPRESA Y POR CAMPOS
Para poder contar con ésta cantidad de reservas de petróleo y gas previamente se han tenido que firmar los contratos de Riesgo Compartido entre las diferentes Empresas y el Estado Nacional ( YPFB) a través de los diferentes gobiernos de turnos desde 1997 al 2004.
El gran problema que tuvo el Gobierno de GSL, fue que los contratos de riesgo compartido firmados con las diferentes Empresas, fue que no lo mandó al Congreso para que los aprobara
estos contratos. Al no aprobarlo el Congreso Nacional, éstos contratos son nulo , no tienen validez , de ahí es la necesidad de firmar nuevos contratos con éstas Empresas e inmediatamente mandarlo al Congreso nacional para que los aprobara , de ésta manera tiene todo el poder legal , la firma de éstos nuevos contratos.
CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO FIRMADOS
Una empresa Petrolera productora funciona a base de un Contrato de Operación de una determinada área. En Bolivia la propiedad de los yacimientos petrolíferos es del Estado. Es el estado Boliviano quien otorga concesiones o celebra contratos de operación es a través de YPFB llamados también contratos de riesgo compartido.En Bolivia se han dividido las zonas exploratorias en cuadrados llamados parcelas, siendo que cada parcela tiene una superficie de 25 Km2. ósea un cuadrado de 5 x 5 Km.
De esta manera las Compañía Contratista celebra un contrato con el Estado boliviano por 40 años mediante el cual se adjudica un cierto número de parcela y se compromete a efectuar trabajos exploratorios con las consiguientes inversiones por su propia cuenta y riesgo. La manera con la que s procede con su adjudicación y retención de las áreas están legisladas en la ley de hidrocarburos ley Nº 3058 del 17/05/2005, y los decretos reglamentarios.
El periodo de exploración de las parcelas es de 7 años, al cabo de los cuales la empresa decide si conserva o devuelve las áreas adjudicadas.
En caso de descubrirse petróleo o gas, la empresa tiene que declarar la comercialización del campo conservando las parcelas convenientes y devolviendo el resto.
ORGANIZACIÓN DE LAS EMPRESAS PETROLERASTIPOS DE EMPRESAS EMPRESAS OPERADORAS EMPRESAS DE SERVICIO LAS EMPRESAS OPERADORAS PUEDEN SER DEL ¨ EXPLORACIONUP-STREAM PERFORACION EXPLOTACION PRODUCCION Una Empresa que se Adjudica un Bloque EXPLORATORIO, es unaEmpresa Operadora del UP-STREAM. En Cambio una Empresaque Ofrece Servicio de PROSPECCION SISMICA, es unaEmpresa de SERVICIO TRANSPORTE ALMACENAMIENTODOWN-STREAM REFINACION INDUSTRIALIZACION COMERCIALIZACION
Para efectuar trabajos de Exploración y de Explotación, existen 2 modalidades:
1.- Por Administración Propia. La Empresa ejecuta la mayor parte del trabajo
2.- Contratos por Servicio: Las Empresas trabajan otorgando diferentes tipos de Contratos. La tendencia es Contratar todo tipo de Servicios a Empresas Especializadas.
EL PETRÓLEO –SU DEFINICION-SU COMPOSICION-PROPIEDADES:
La palabra PETRÓLEO proviene de dos voces latinas “Petrum” que significa Piedra y “Óleum”, que significa Aceite, por lo que etimológicamente el Petróleo significa “Aceite de Piedra “, son muchos los nombres que se le ha dado a través del tiempo, como Jugo de la tierra, Betumen, Brea, Nafta, Asfalto, Oro Negro, Betún, Nafta de Persia, Alquitrán de Judea, etc.
El petróleo es un líquido aceitoso, inflamable, cuyo color varía desde el incoloro hasta el negro, de olor penetrante, es más ligero ó liviano que el agua, está compuesto por diferentes tipo de hidrocarburos y muy pequeñas cantidades de otras impurezas tales como, azufre nitrógeno, agua y oxígeno, generalmente se encuentra en el subsuelo a diversas profundidades, de donde se lo extrae mediante perforaciones que permiten su salida a la superficie.
Los Hidrocarburos que componen el petróleo, está constituido por átomos de CARBONO e HIDROGENO, en unos casos en moléculas muy simple, formando los enlaces simples y en otros casos en moléculas más complejas con sus átomos de Carbono-Hidrógeno, formando enlaces Dobles y Triples, enlazados de varios modos y que resultan en petróleo más espesos y de más alta densidad, lo cual se lo mide en grados API, por lo que los petróleo más pesados tienen menor ªAPI, que los livianos.
DIFERENTES TIPOS DE PETROLEO
La Industria Mundial de los Hidrocarburos líquido, clasifica al Petróleo de acuerdo a su Densidad en ªAPI (Parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo) y los clasifica de la siguiente manera:Petróleo Extra pesado Hasta 10 ªAPIPetróleo Pesado de 10 a 27 ªAPIPetróleo Mediano 27 a 34 ªAPIPetróleo Ligero ó Liviano 34 a 40 ªAPIPetróleo Súper ligero ó muy Liviano Superior a 40 ªAPI
• En Bolivia producimos petróleo y condensado superior a 60 ºAPI
TIPOS Y PRECIOS DEL PETRÓLEO:
El Mercado Mundial cotiza el precio del petróleo en las Bolsas de Valores en todo el mundo, según el tipo de petróleo que son:
1.- W T I : West Texas Intermediaty-Cotiza en la bolsa de valores de Londres2.- BRENT: Es el petróleo del Mar del Norte y de Europa 3.- NYMEX: New York Mercantile Exchange-Es el petróleo del Golfo de México 4.- GAS NATURAL: Índice de Henry HubbPRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES EN BOLIVIA1.- Gasolina Especial 3.74 Bs/ lt 2.- Gasolina Premium 4.79 “ 3.- Gasolina de Aviación 4.57 “ 4.- Jet Fuel – Nacional 2.77 “ 5.- Jet Fuel – Internacional 5.89 “ 6.- Diesel Oil 3.72 “ 7.- GLP 2.25 Bs/Kg 8.- GNC-GNV - 6.432 $us/106BTU 1.66 Bs/mt3 ** 9.- Fuel Oil 2.78 Bs/lt 10.- Agro Fuel 2.55 Bs/lt IMPORTANCIA DEL PETROLEO A NIVEL MUNDIAL , GRACIAS A 4 GRANDES ACONTECIMIENTOS MUNDIALES
1.- La invención de la Máquina de vapor en el siglo 18, se capacitó al hombre por primera vez en la historia, para producir trabajo por la quema del combustible. Esta máquina de vapor marcó la transición de la potencia de los músculos a la potencia de la máquina.Se produjo la gran era Industrial
2.- El siguiente invento en la historia de la humanidad, se produjo con la invención de la Máquina de Combustión Interna accionada ó impulsada por gasolina .
Esta invención permitió aprovechar la energía potencial del petróleo, que hasta ése momento, había sido usada sólo como iluminación y como lubricante.
Se disponía de petróleo en abundancia y barato, éste último invento probó ser un combustible económico y de alto rendimiento. La energía que proporciona originó un periodo sin precedentes en el desarrollo económico e industrial. Se inicia la gran era de la Industria Automovilística.
3.- El anuncio de la Armada Británica en 1911 de dejar de consumir Carbón y comenzar a consumir Petróleo ó Diesel en todas sus flotas mercantes. Desde éste momento el Petróleo se caracteriza por su incalculable valor como generador de Energía y por su gran valor como Combustible y por ser un recurso estratégico para la seguridad de las naciones.
4.- Terminada la Primera Guerra Mundial en 1914-1918 se vio y se notó el poderío de los países que tenían petróleo y tecnología para producir todos sus derivados , tales como la Gasolina de Aviación con Octanaje de 101 de RON, que usaban sus aviones en plena guerra.
EL PETRÓLEO – SU IMPORTANCIA - FUENTES DE ENERGIAEn la actualidad la principal fuente de energía que mueve el mundo es el petróleo, seguido por el carbón y el gas natural, en las siguientes proporciones:36.0 % Petróleo27.2 % Carbón + Leña23.7 % Gas Natural6.2 % Hidroeléctrica6.1 % Energía Nuclear0.8 % Otros tipos de Energía como la Eolica, H2 100 %Fuente: BP Statisfical Review (Año 2006)LAS FUENTES DE ENERGÍA QUE SE CONSUME EN BOLIVIA41.0 % Petróleo24.0 % Gas Natural17.0 % Hidroeléctrica8.0 % Leña7.0 % Bagazo2.0 % Otro tipo de energía renovable1.0 % Carbón vegetal sostenible100 %. Fuente: OLADE-CEPAL-Año 2006LOS HIDROCARBUROS
El PETRÓLEO CRUDO es un recurso NO renovable que aporta el mayor porcentaje del total de le Energía que se consume en el mundo moderno, es uno de los más importantes minerales naturales y una de las fuentes más importantes para la obtención de los diferentes combustibles y lubricantes y como agente para obtener Energía como agente productor de calor y poderlo transformar en fuerza ó en trabajo, es una sustancia aceitosa de color oscuro, de origen bituminoso que está compuesto de Carbono e Hidrógeno que en su estado natural se encuentra en estado líquido ó gaseoso ,es una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes puntos de ebullición, acompañados de pequeñas impurezas tales como agua, barro, lodo, oxígeno, azufre y compuestos nitrogenados.
Los Hidrocarburos son los compuestos orgánicos más simples, son compuestos binarios formados por la combinación del Carbono (C) y el Hidrógeno (H).,
El Petróleo tiene una tremenda importancia en nuestras vidas, ya que la vida sin el petróleo no podría ser tal como la conocemos hoy en día.
Del Petróleo obtenemos las gasolinas, GLP, Diesel Oíl, Jet Fuel, diferentes tipos de combustibles y lubricantes, que son necesarios para mover nuestros autos, autobuses, camiones, barcos, aviones, etc. La matriz energética esta diseñada en base al petróleo.
El Petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las Naciones. Su descubrimiento creó riquezas, modernidad, pueblos industriales prósperos y principalmente muchos empleos, motivando el crecimiento de las industrias.
El petróleo ha hecho muy susceptible a los cambios económicos, políticos y geopolíticos, de tal manera que un acontecimiento bélico ó un acontecimiento climático como los huracanes ó tsunami en alguna parte del planeta, afectando plataformas marinas, repercute inmediatamente en el precio del Petróleo en la bolsa de valores, ya que todos los países y principalmente los industrializados están sedientos de energía.
El crecimiento económico global del planeta, presiona fuertemente a la producción y consumo de petróleo:
País Consumo de PetróleoChina 1-2 Barriles promedio año por habitante.Latinoamérica y el Caribe 4-5 Barriles promedio anual por habitante. Europa 14-15 Barriles promedio anual por habitante.EEUU 24-25 Barriles promedio anual por habitante.CLASIFICACION GENERAL DE LOS HIDROCARBUROS - P O N A S
(Parafínicos – Olefínicos – Nafténicos – Aromáticos – Saturados)
Los hidrocarburos se dividen en 2 grandes grupos que son: Los hidrocarburos Alifáticos y los hidrocarburos Aromáticos.
A su vez los hidrocarburos Alifáticos se dividen en 3 grupos principales que son: Los Alcanos, los Alquenos y los Alquinos.
LOS ALCANOS.- Son hidrocarburos SATURADOOS, pertenecen a la serie Parafínica, cuya fórmula general es CnH2n+2. La serie Parafínica se caracteriza por su gran Estabilidad, ya que son hidrocarburos saturados. Los nombres de cada miembro de la serie, terminan en ANO.
El Alcano más conocido es el Metano. Las reacciones químicas se efectúan por la sustitución de un átomo de hidrógeno por un radical ó por un elemento químico ó por un grupo químico ó por cualquier otro átomo.
Los hidrocarburos son los compuestos orgánicos más simples, son compuestos binarios, formados por la combinación del Carbono (C) y el hidrógeno (H).
El más sencillo de todos los compuestos de los hidrocarburos es el Metano.
Analizando la tabla Nº 1, solo consideramos a los alcanos, cuyos átomos de carbono forman una cadena continua y para los cuales solo escribimos una formula estructural.
Pero cuando el Nº de átomos de carbonos en la formula estructural llega a 4 ó más, es posible escribir más de formula estructural, para una fórmula molecular dada.
Los alcanos o de cadenas ramificadas obedecen a las siguientes reglas de nomenclatura:
La cadena de átomos de carbono más pequeña determina el nombre principal para el alcano.
Los átomos de carbono de la cadena principal deben ser numerados de modo que el carbono que esta siendo sustituido reciba la menor numeración.
El numero de átomo de carbono que haya sido sustituido será adicionado al nombre del grupo o del alquilo sustituido.
Cuando dos o mas sustituciones estuvieran presentes cada uno de ellos deberá presentar un numero correspondiente a su localización en al cadena principal.
Cuando existan dos sustituciones iguales, se usa los prefijos bi – tri- tetra, para indicar las cantidades, separe el número que indica el carbono sustituido.
Cuando existan dos o más cadenas en un mismo número de carbono, el que posee mayor cantidad de ramificaciones ese es el principal. Ejemplo de los alcanos ramificados:
ISOMEROS
Se llaman Isómeros a los compuestos que tienen la misma fórmula molecular, pero diferentes fórmulas estructurales. Los Isómeros tienen propiedades físicas y químicas diferentes a las del otro isómero, que tiene la misma fórmula molecular. Cada uno de los isómeros es un compuesto químico distinto que tiene propiedades físicas y químicas distintas a la de los demás. Conforme se va incrementando el Nº de átomos de carbonos, la cantidad de isómeros aumenta.
ALQUENOS
(Serie Olefínica - CnH2n Ejemplo: Etileno CH2 = CH2 Terminación en ENO)
Los alquenos son hidrocarburos que tienen un doble enlace y pertenecen a la serie OLEFINICA O ETILENCA cuya formula general es: Cn H2n.
Los alquenos son hidrocarburos NO SATURADOS, es decir a los miembros de esta serie pueden unirse directamente con otros elementos tales como: Cloro, Bromo, Acido Clorhídrico, Acido sulfúrico, Etc., sin desplazar un átomo de hidrogeno, solo sacrificando su doble enlace. El nombre de estos hidrocarburos termina en ENO, como por ejemplo el etileno, Propileno, Butileno, Amileno Etc.
Las Olefinas no se encuentran en el petróleo crudo, pero si se encuentran en los productos que han sido sometidos al Cracking, las olefinas son hidrocarburos no saturados, son compuestos de cadenas abiertas tienen un doble enlace y el más sencillo de todos es el Etileno.
Los alquenos además de sufrir reacciones de adición simple también reaccionan entre si para formar moléculas gigantes conocidas como
Polímeros o plásticos. Los polímeros que con los que mejor se familiarizan los alquenos son: Polietilenos TeflónCloruro de polivinilo (PVC)Orlón Los principales compuestos de los alquenos que son hidrocarburos saturados y se caracterizan por tener dobles enlaces entre los principales hidrocarburos Olefínicos tenemos:
• Etileno - C2H4
• Propileno - C3H6
• Butileno - C4H8
• Amileno - C5H10
SERIE NAFTENICA
La serie Nafténica tiene la fórmula CnH2n, la misma que la de los Alquenos ó Olefínicos pero la diferencia es que los Naftenos son compuestos Cíclicos ó en anillos ,mientras que los alquenos son compuestos de cadena abierta con doble enlaces que une sus átomos de carbono. Los Naftenos son compuestos Saturados y las olefínicas ó Alquenos son compuestos NO saturados
Las Olefinas pueden reaccionar por combinación directa con otros elementos, mientras que los Naftenos solamente pueden reaccionar por reemplazo del hidrógeno por otro elemento
ALQUINOS
Los Alquinos son hidrocarburos Alifáticos que tienen la fórmula molecular CnH2n-2 y son compuestos NO Saturados, se caracterizan por tener un triple enlace, el Alquino más sencillo es el Acetileno C2H2, que es una molécula lineal, sus átomos de Carbono e hidrógeno están en línea recta, lo que significa que sus ángulos de enlaces C-H- son de 180ª. Los Alquinos tienen reacción de adición similar a la de los Alquenos, reaccionan con facilidad con el Cloro y con el Bromo a temperatura ambiente.
Actualmente existen procedimientos, metodología y Reactivos específicos para la separación de cada una de las Series Químicas. Todos los hidrocarburos con enlaces Dobles, tales como las Olefinas, Di olefinas y los Cíclicos con enlaces dobles, están clasificados dentro del grupo de los NO Saturados.
Entre los compuestos más importantes tenemos los siguientes:
HIDROCARBUROS AROMATICOS
Son Compuestos Cíclicos que tienen 3 dobles enlaces La química de los compuestos Aromáticos es ante todo la química del Benceno y sus derivados. La fórmula general de estos hidrocarburos es CnH2n-6.
Los derivados del Benceno se pueden considerar como productos de Sustitución de los átomos de hidrógeno del benceno por Radicales Alquílicos. Los 3 dobles enlaces del Benceno lo hacen una
sustancia bien activa. La mayoría de las reacciones del Benceno se realizan por Sustitución más que por Combinación. Esta serie es susceptible a la Oxidación con formación de ácidos orgánicos. Los compuestos Aromáticos pueden formar productos tanto de Adición como de Sustitución, dependiendo de las condiciones de la reacción.
Los productos de los Aromáticos se encuentran en los destilados del Cracking y todos éstos productos son muy valorados por sus cualidades Antidetonantes, es decir son productos de alto octanaje. El Concepto de Aromaticidad no tiene relación con el olor.
A los hidrocarburos que presentan los átomos de carbono unidos entre sí por un enlace sencillo, se le llama Hidrocarburos Saturados, por estar completa la saturación de las valencias con el hidrógeno.
A los hidrocarburos que tienen 2 ó 3 enlaces se les llama Hidrocarburos NO Saturados, por ser incompleta su saturación.
DEFINICION DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS
RESERVAS PROBADAS.-
Son aquellos Reservorios que han demostrado alto grado de Certidumbre que sí existen ,por medio de los análisis del historial de su producción en base a la producción actual a pruebas exitosas, por análisis favorables de los testigos y por la interpretación de registros electrónicos. Son reservas con un altísimo grado de probabilidad de que si existen.
RESERVAS PROBABLES.-
Son Reservas que son susceptibles de ser probadas y que se basan en evidencias razonables de la existencia de Hidrocarburos producidos dentro de los límites de un Reservorio.
RESERVAS POSIBLES.-
Son Hidrocarburos que existen, pero están sujetos a interpretación de registro y otras evidencias ó análisis de saturación de hidrocarburos.
CONTRATOS DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL
Los contratos de gas natural, son acuerdos al que llegan las partes (Comprador y Vendedor) en los cuales se establecen los términos y condiciones a los que se sujeta el suministro de gas natural. Las cláusulas más utilizadas en los contratos de suministro de gas natural son:
TAKE OR PAY (TOP):
Cláusula de un Contrato de Compra-Venta ó de suministro de gas natural mediante el cual el Comprador se compromete a pagar por un Volumen de gas natural contratado independientemente de que éste sea consumido ó no. La disposición del volumen de gas natural
contratado es un derecho del Comprador y el Vendedor garantiza su entrega en el volumen acordado.
DELIVERY OR PAY (DOP):
Es la contraparte de la cláusula “Take or Pay “, es el compromiso del Vendedor de entregar el volumen de gas natural contratado ó pagar el valor del mismo por lo que falta del volumen acordado y pagar por los daños y perjuicios ocasionados por no haber entregado la cantidad de gas natural acordado.
MAKE UP (MU):
La cláusula Make Up permite recuperar el pago efectuado por el gas natural NO consumido como consecuencia de la cláusula Take or Pay (TOP) . Es decir si se consume 50 unidades y se paga por 80 , por que tiene un TOP de 80 , se paga 30 unidades de más que no se consume efectivamente . En virtud del Make Up , se crea una cuenta pendiente a recuperar por 30 unidades , para luego balancear entre TOP y DOP.
CARRY FORWARD ( CF):
Esta cláusula que permite al COMPRADOR , que puede acumular sus volúmenes que consume por encima del TOP , para utilizarlos cuando sus Demandas sea MENOR al TOP; de ésta forma no ser penalizado pagando por un consumo no realizado.
La cláusula CF combinada con la MU posibilita reducir la penalización de la cláusula TOP , de tal forma que el COMPRADOR tienda a pagar únicamente por el GAS que consume.
MM BTU: MILLON DE BTU:
Es la Unidad de medida para el Gas Natural , mundialmente aceptada.
MPC: MILLAR DE PIES CUBICO:
Es la Unidad de VENTA del Gas Natural internamente en Bolivia.
Es la medida que Registra los Medidores de Gas Natural-GN- y se refiere a MIL Pies Cúbico en condiciones Standart es decir 1 Atm de presión y 60 ºF de temperatura.
DEPARTAMENTOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO Y GAS CAMPOS DE CADA DEPARTAMENTO
DEPARTAMENTO DE TARIJA: 22 Campos
Margarita-San Alberto- San Antonio-Sábalo-Itaú-La Vertiente-Caigua-Taiguaty-Churumas-Villamontes-Toro-Bermejo-Huayco-Campo Grande-Los Suris-Ibibobo-Escondido-Ñupuco-San Roque-Madrejones-Palo Marcado-Tigre.
DEPARTAMENTO DE SANTA CRUZ: 39 Campos
Boquerón-Cambeity-Camiri-Colpa-Caranda-Cascabel-Cobra-El dorado-Enconada-Guairuy-HSR-Itatique-Junín-La Peña-Los Cusis-Los Penocos-Los Sauces-Montecristo-Naranjillos-Palacios-El Palmar-Palometas-Patujú-Patujusal-Patujusal Oeste-Puerto Palos-Río Grande-Río Seco-San Ignacio-Santa Rosa-Santa Rosa Oeste-Sirari-Tacobo-Tatarenda-Tundy-Vibora-Warnes-Yapacaní-Arroyo Negro.
DEPARTAMENTO DE COCHABAMBA: 8 Campos
Carrasco-Surubí-Surubí Noroeste-Paloma-Katari-Bulo Bulo-Kanatta-Kanatta Norte.
DEPARTAMENTO DE CHUQUISACA: 6 Campos
Vuelta Grande-Porvenir-Monteagudo-Guairuy-Buena Vista-Camatindy.
En Total son 75 Campos.
PRACTICAS DE CAMPO CAPITULO II
REFINACION DEL PETROLEO
EL PETRÓLEO –SU DEFINICION-SU COMPOSICION-PROPIEDADES :
La palabra PETRÓLEO proviene de dos voces latinas “Petrum” que significa Piedra y “Oleum”, que significa Aceite, por lo que etimológicamente el Petróleo significa “Aceite de Piedra “, son muchos los nombres que se le ha dado a través del tiempo, como Jugo de la tierra, Betumen, Brea, Nafta, Asfalto, Oro Negro, Betún, Nafta de Persia, Alquitrán de Judea, etc.
El petróleo es un líquido aceitoso, inflamable, cuyo color varía desde el incoloro hasta el negro, de olor penetrante, es más ligero ó liviano que el agua, está compuesto por diferentes tipo de hidrocarburos y muy pequeñas cantidades de otras impurezas tales como, azufre nitrógeno, agua y oxígeno, generalmente se encuentra en el subsuelo a diversas profundidades, de donde se lo extrae mediante perforaciones que permiten su salida a la superficie.
La Industria mundial de los Hidrocarburos líquido, clasifica al Petróleo de acuerdo a su Densidad en ªAPI (Parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo) y los clasifica de la siguiente manera:
Petróleo Extrapesado Hasta 10 ªAPI Petróleo Pesado 10 a 27 ªAPI Petróleo Mediano 27 a 34 ªAPI Petróleo Ligero ó Liviano 34 a 40 ªAPI Petróleo Súper ligero ó muy Liviano Superior a 40 ªAPI En Bolivia los Petróleos Crudo que producimos se encuentran en el orden de los 58 a 62 ªAPI. dependiendo del lugar de su procedencia. , generalmente manejamos petróleo muy liviano ó condensado.
Es necesario aclarar que cuando hablamos de petróleo crudo ó de Crudo simplemente, nos estamos refiriendo al petróleo tal como se encuentra en su estado natural, es decir , sin haber sido sometido a ningún proceso de refinación ó eliminación ó separación del gas ó del agua, ó de cualquier otro material extraño a su propia naturaleza.. El petróleo está compuesto por hidrocarburos desde el C1 hasta el C45.
EL PETRÓLEO, SU GRAN IMPORTANCIA ECONÓMICA-FINANCIERA, POLÍTICA Y GEOPOLITICA EN LA ECONOMIA MUNDIAL:
Petróleo = Aceite de Piedra. Del Latín (Petra= Piedra y Oleum = Aceite)
Es un recurso natural NO renovable, que aporta el mayor porcentaje del total de la Energía que se consume en el mundo. El Petróleo es uno de los más importantes minerales naturales y una de
las fuentes más importantes para la obtención de los diferentes combustibles para obtener Energía como agente productor de calor.
El Petróleo es una sustancia aceitosa de color oscuro, de origen bituminoso que está compuesto de hidrógenos y carbonos, se le denomina Hidrocarburos, que en su estado natural se encuentra en estado líquido ó gaseoso.
El Petróleo tiene una tremenda importancia en nuestras vidas, ya que la vida sin el petróleo no podría ser tal como la conocemos hoy en día.
Del petróleo obtenemos las gasolinas, el GLP, el Diesel Oíl, el Jet Fuel, etc, combustibles que son muy necesarios para nuestros autos, autobuses, camiones, barcos y para nuestros aviones. El Gas Natural que lo obtenemos junto con el petróleo lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para nuestras fábricas, refinerías, hospitales y oficinas y los diversos lubricantes para nuestras maquinarias y vehículos. La matriz energética esta hecha en base al Petróleo. La industria Petroquímica usa productos derivados del petróleo y los usa para hacer plásticos, fibras sintéticas, detergentes, medicinas, conservadores de alimentos, pinturas, hules y productos agroquímicos, etc, etc.
El Petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones. Su descubrimiento creó riquezas, modernidad, pueblos industriales prósperos y principalmente muchos empleos, motivando el crecimiento de las industrias. Principalmente para nuestro país, cobra fundamental importancia, ya que una de nuestras principales fuentes de divisas es la Exportación de nuestro Gas natural: De aquí para delante estamos con el objetivo de Industrializar nuestro Gas Natural, instalar plantas de Separación de líquidos, para sacarles el GLP al Gas Natural y luego éste exportarlo lo que nos sobre, instalar plantas de GTL, para sacar gasolinas y fundamentalmente Diesel Oil, de ésta manera dejar de Importar DO por cerca de 400 MM $us, luego plantas de Petroquímica, Urea, Fertilizante, Metanol, DME, etc. Como se puede apreciar el futuro de nuestro país se presenta muy promisorio y con muy buenas perspectivas para generar fuentes de trabajo.
Las estadísticas indican que en China se consume petróleo alrededor de 1-2 Barriles promedio por habitante año, para los países de Latinoamérica y el Caribe el consumo de petróleo es de 4-5 Barriles promedio por habitante año, para los países de Europa está entre 14 a 15 barriles y para los EEUU el consumo es de 24 a 25 Barriles de petróleo promedio por año y por habitante año. Esto producirá una alta presión en la demanda de petróleo, especialmente para uso en el sector de transporte.
Los EEUU consumen el 60 % del petróleo producido por la OPEP.
Tal es la importancia y la gran demanda de petróleo y de gas natural, que cada año se perforan más de 50 000 pozos en los países occidentales. Se ha calculado que hay en el mundo un número superior a los 9 000 equipos de perforación rotatoria funcionando, esto requiere un promedio de 150 000 hombres trabajando solamente en éste rubro de la industria petrolera.
Es difícil pensar en otro grupo humano que se encuentre trabajando en una actividad que afecte tanto la vida del resto de la población mundial.
De los pozos perforados por éste números de hombres relativamente pequeños, se producen 75 millones de barriles de petróleo por día, 75 MM BPD o sea más de 9 millones de toneladas métricas de petróleo
Densidad y peso específico
En al industria petrolera la densidad se expresa en grados API (American Petroleum Institutte), cuya escala es arbitraria y esta relacionada con el peso especifico por medio de la siguiente fórmula
El peso específico es la relación que existe entre el peso de un volumen unitario de producto y el peso de un volumen igual de agua a la misma temperatura. Como los volúmenes varían con al temperatura se elige una temperatura estándar que es a 60ºF, salvo que se establezca otra cosa; estos datos deben ser referidos a 60ºF (15,56ºC) para todo los productos, menos para los aceites y los asfaltos para carretera que deben referirse a 25 ºC.
DIAGRAMAS DE FLUJOS DE LOS DIFERENTES PROCESOS
Una ves que el petróleo crudo a sido recolectado de los diferentes campos de producción, una ves purgado y libre de toda clase de impurezas a sido transportado hasta los tanques de almacenamiento de las Refinerías y ya se encuentra purgado y libre de todas las impurezas y fiscalizado, el proceso que va a recorrer el crudo hasta entrar a la Torre de Destilación los diferentes procesos de calentamiento que sufre hasta final llegar al horno donde se termina de calentar a una temperatura de 320ºC – 340 ºC este crudo, entra a la zona Flash, en la refinería de Palmasola la torre de destilación tiene 32 platos, el crudo entra por el plato Nº 29 por la parte del fondo de la torre previamente este crudo que estaba en los tanques de almacenamiento a temperatura ambiente hace su recorrido para entrar a la torre de refinación de tal manera que la finalidad es que el crudo se vaya calentando a medida que avanza a la torre poniéndose en contacto con los diferentes intercambiadores con los productos calientes que salen de la torre y a medida que este crudo va avanzando hacia la torre se pone en contacto con los diferentes productos que salen de ella para que al llegar al horno de calentamiento ahí se termine de calentar a 320ºC – 340ºC es decir se evaporice y entre a la zona Flash al estado de vapor.
De la torre de destilación principal o Topping de 32 platos del plato 12 extraemos el DESTILADO LIVIANO o Nafta a 150 ºC que luego de pasar por el stripper o el rectificador de productos livianos con vapor de 150 Psig, se lo enfría y una parte se lo manda para el tratamiento del JET FUEL A-1
Gesp=141.5º API +131.5
API=141 ,5Gesp
−131 .5
(30 % DL + 70 % DM - Kerosene) y la otra parte de la producción (70 %) se lo manda a su tanque de almacenamiento el cual se lo almacena a presión con gas Blanqueting para evitar su evaporación .
De este tanque de DESTILADO LIVIANO DL se alimenta a la planta de ISOPENTANO-A-300, que es un producto diseñado que tiene 92 de Octanaje y sirve para preparar las Gasolinas Premium y Gasolina de Aviación.
De la torre de destilación o Topping, del plato 20 se separa el DESTILADO MEDIO O KEROSENE a 230ºC, que luego pasa a su stripper que rectifica los productos livianos con vapor de 150 Psig, luego `por medio de bombas pasa a través de los intercambiadores crudo/producto, el cual lo calienta al crudo de entrada y los enfría al producto de salida, que luego lo mandamos como reflujo externo encima de la bandeja 19, el resto del DM, luego de ser enfriado, el 70% se lo manda para el tratamiento del Jet Fuel A-1 y el resto 30% se lo manda al TK de Kerosene o al tanque de diesel.
EL DESTILADO PESADO DP DIESEL OIL, se retira de la bandeja 26 a 270ºC enviando al stripper, en esta unidad se rectifican los productos livianos con vapor de 150 Psi, los productos livianos y el vapor vuelven a la columna de fraccionamiento por encima de la bandeja 26, el destilado pesado o Diesel oil deja el stripper impulsado por bombas, que luego de pasar por un intercambiador crudo/diesel, pasa por un enfriador y lego se lo manda a su tanque de almacenamiento como DO o se lo puede mandar al Tanque de fuel oil.
Por el fondo de la torre, se retira el CRUDO REDUCIDO O FUEL OIL, a 320ºC luego de intercambiar calor por el crudo de entrada de la torre, pasa por un enfriador y luego es enviado su tanque de almacenamiento por unas cañerías que tienen acompañamiento de vapor y el tanque con serpentín de vapor y agitación permanente para evitar que se congele o se cristalice el producto.
Este Crudo Reducido o Recom, se lo mezcla con Nafta o kerosene, para darle las condiciones de poder bombearlo vía oleoducto OSSA (Oleoducto Sica Sica – Arica) hasta CBBA y de esta manera evitar que se congele en plena línea de bombeo, a este producto se lo llama CRUDO RECONSTITUIDO B, el cual se lo bombea de Cochabamba por el oleoducto OSSA. Para luego introducirlo a las PLANTAS DE LUBRICANTES, donde le sacamos todo el diesel que aun contiene, por medio de las plantas de vació 1 y 2 las parafinas y los diferentes tipos de aceites tales como los SAE-10-20-30, que luego siguen su proceso hasta sacar los diferentes tipos de aceites terminados, automotrices, industriales y diferentes tipos de grasas
UNIDAD RECUPERADORA DE GASES
La torre de destilación Topping T-1001 por la parte del fondo de la torre se lo calienta con vapor de media de 150 Psi, en este momento los componentes del crudo se separan en sus diferentes puntos de ebullición, los mas livianos suben rápidamente a la parte superior de la torre incluso arrastrando parte de los componentes pesados y se ponen en contacto en contra corriente con los productos pesados que fueron arrastrados por los livianos y los productos de Reflujo, de tal
manera que los diferentes componentes del petróleo crudo se acomodan en la torren de destilación según su puntos de ebullición los gases como el C1, C2 C3 C4 Que salen de la parte superior de la torre se manda a la UNIDAD RECUPERADORA DE GASES - URG O TORRE DEBUTANIZADORA T- 1002 que tiene 30 platos, cuya presión de diseño es de 10Kgrf/cm2 que es calentada por aceite caliente del fondo de esta torre
Que por la cabeza de la T-1002 se separan los gases C1 - C2 - C3 - C4 y se manda a la TORRE DE-ETANIZADORA T – 1101 y por fondo de la T - 1002 (DEBUTANIZADORA) se saca las Gasolinas, que se manda a su SPLITTER DE NAFTA (T-1003)o su torre de separación de tal manera que por la parte superior o cabeza de la torre se obtiene la NAFTA LIVIANA que luego pasa por un proceso de enfriamiento para luego mandarle a su tanque de almacenamiento, por la parte del fondo de esta torre se obtiene la NAFTA MEDIA O NAFTA PESADA, que luego pasa por un proceso de enfriamiento para luego enviarle a su tanque de almacenamiento.
De la Torre DE-ETANIZADORA T – 1101 que tiene 30 platos que tiene una presión de 25 a 30 Kgf/cm2, por la cabeza de esta torre se separa el C1 – C2 pequeñas proporciones C3 y de Hidrogeno que es el gas combustible que sirve para alimentar a los hornos y calderos y por el fondo de esta torre DEETANIZADORA se separa el PROPANO Y BUTANO que luego se lo manda a su torre separadora o SPLITTER (T- 1102) Con 44 platos que por la parte superior obtenemos el PROPANO que se lo manda a su esfera de almacenamiento, y por el fondo de esta torre separadora se obtiene el BUTANO que se lo manda a su esfera de almacenamiento
PREPACION DEL GLP
Para obtener el GLP (Gas Licuado de Petróleo), que es de uso domestico, se prepara en una esfera correspondiente de tal manera que se succiona por medio de bombas de la esfera de PROPANO (60%) y se succiona de la esfera de BUTANO (40%) y se lo almacena en la esfera correspondiente. Luego de esta esfera de GLP se lo bombea a los CHORIZOS DE CRISPLANT (Tks de almacenamiento de Comercial) para lego proceder a su engarrafado y luego proceder a su comercialización.
PREPARACION DEL JET-FUEL- JF-A-1:
Para la preparación del JET-FUEL A-1 del plato 12 extraemos el DESTILADO LIVIANO O NAFTA una parte de este Destilado Liviano el (30%) se lo manda al tratamiento de JF-A-1 y la otra parte de producción el 70% se lo trae del plato 20 que es el DESTILADO MEDIO O KEROSENE y todo se lo junta o acumula en el acumulador D – 1008, que luego pasa por un sistema de filtrado, decolorado, purgado y sobre todo para eliminar el agua para luego mandarle a su tanque de almacenamiento este producto requiere de un cuidadoso proceso de producción ya que las normas de control de calidad son muy exigentes, y requiere mucho cuidado su preparación.
RESUMIENDO:
De la Torre T - 1001 obtenemos del plato 12 el DESTILADO LIVIANO que una parte el (30%) lo mandamos para producir JET – FUEL A-1. Y el (70%) lo almacenamos en su tanque correspondiente.
Del plato 20 extraemos el KEROSENE que el (70 %) lo mandamos para el tratamiento JET – FUEL A-1. El restante (30%) lo mandamos para el tanque de KEROSENE o para almacenarlo al tanque de DIESEL OIL.
De plato 26 extraemos el DESTILADO PESADO O DIESEL OIL que luego de pasar por un sistema de enfriamiento lo almacenamos en su tanque correspondiente.
Por el fondo de la TORRE T- 1001 se retira el CRUDO REDUCIDO o FUEL OIL que luego de intercambiar calor con el crudo de entrada pasa por un enfriador y luego es enviado a su tanque de almacenamiento el cual contiene un SERPENTIN de VAPOR y AGITACION PERMANETE (A este es lo que llamamos RECOM).
De la cabeza de la torre T – 1003 STRIPPER de la DEBUTANIZADORA OBTENEMOS LA NAFTA LIVIANA que lo almacenamos en su tanque correspondiente y del fondo de esta misma TORRE T -1003 obtenemos la NAFTA MEDIA O NAFTA PESADA el cual lo almacenamos en su tanque correspondiente.
De la cabeza de la TORRE T – 1101 (TORRE DEETANIZADORA) obtenemos C1 - C2 – H2 que es el GAS COMBUSTIBLE, que lo mandamos directamente a quemar a los Hornos y Calderos y para mantener el sistema presurizado.
De la TORRE T- 1102 de la DEETANIZADORA obtenemos el C3-PROPANO que lo almacenamos en su esfera correspondiente y del fondo de esta misma torre obtenemos, el C4-BUTANO que lo almacenamos en su esfera correspondiente.
En una esfera especial preparamos el GLP (Gas Licuado de Petróleo) que es de uso domestico, el (60%) se succiona de la esfera de PROPANO y el (40%) se succiona de la esfera de BUTANO, con el fin de tener una TVR (tensión vapor reíd) a 100OF entre 80 Y 100 PSI.
Una ves preparado el GLP en sus esferas correspondientes y con sus controles de calidad establecidos se procede a bombearlo a los CHORIZOS DE CRISPLANT para luego proceder a su engarrafado y a su comercialización.
UNIDAD DE HYDROBON – PLATFORMING-ISOPENTANO- REDESTILADO.
Para obtener la GASILINA PLATFORMADA de 92 - 95 Octanos a esta planta A – 302 le alimentamos con NAFTA MEDIA O NAFTA PESADA que es calentado a través de un Horno de Aceite caliente, que luego pasa para el Reactor Hydrobon donde le retenemos todos los contaminantes como ser arsénico, plomo, bismuto etc, varios metales que puede tener esta nafta pesada para luego mandarlo al sector de PLATFORMING donde esta Nafta es constantemente calentada a través de los Hornos 1- y Reactor -1 y consecuentemente pasa por el 2, 3 ,4 donde en cada etapa del Horno y su Reactor se producen las diferentes reacciones químicas, con el fin de que esta gasolina de nafta pesada que es de serie parafinica, las vamos volviendo cíclicas con el fin de aumentar su Octanaje de tal manera que al llegar a la torre estabilizadota T – 1201 y una vez que le hemos inyectado Hidrogeno por medio del compresor de recicló para facilitar las reacciones
de hidrogenizacion e Isomerización, por la cabeza de esta torre recuperamos todos estos gases que lo mandamos a la unidad recuperadora de Gases y por la parte del fondo de esta torre estabilizadora sacamos la GASOLINA PLATFORMADA ESTABILIZADA DE 92-95 Octano que lo mandamos a su tanque correspondiente. Este Octanaje de la Gasolina Platformada lo podemos variar según su Severidad que lo podemos dar a los Hornos de platforming.
UNIDAD ISOPENTANO - i C5:
Unidad Isopentano esta planta se encuentra en Área A - 300. A esta planta le alimentamos Nafta Liviana del área A - 301 en plena producción por medio de una bay pass que lo mandamos, previamente esta Nafta es calentada en un Horno correspondiente luego lo mandados a la Torre T - 207-208 y por el fondo de esta Torre 208 obtenemos el Isopentano i-C5 que lo mandamos a su tanque correspondiente, que es un producto bien liviano volátil que tiene un 92 de octanaje.
Lo que hemos echo con este proceso es introducir la nafta liviana que va del C10 al C12 y separando sus diferentes componentes hasta obtener el i-C5 que por medio de este Isómero levantamos rápidamente el octanaje de la gasolina a preparar.
UNIDAD REDESTILADO:
La unidad de Redestilado se encuentra en el área – 300. A esta unidad le alimentamos con gasolina platformada de 95 Octano que esta almacenada en su tanque correspondiente por medio de bombas succionamos de este tanque y alimentamos al Área 300 previamente esta gasolina le calentamos en su Horno correspondiente y le introducimos a la torre separadora y luego la estabilizamos en su torre correspondiente para que por medio del fondo de esta torre sacamos gasolina Redestilada de 92 Octano, menor Octanaje que la que hemos alimentado , pero lo que hemos echo es cambiar su estructura molecular de tal manera que cuando preparemos la gasolina de Aviación y lo mezclemos con el Isopentano se mezclan rápidamente aumentando su octanaje de la gasolina a preparar que en contacto con el Tetra Etilo de plomo(avigas) que se lo agrega, obtenemos una gasolina arriba de 100 Octanos.
DEFINICIÓN DE UNA DESTILACIÓN, DIFERENTES TIPOS DE DESTILACIÓN, CORTES DE DESTILACIÓN.
LA DESTILACIÓN es una operación en la que los vapores que ascienden a través de las bandejas de fraccionamiento en la torre, entran íntimamente en contacto con el liquido que desciende a través de las bandejas o platos de burbujeo de modo que los componentes de alto punto de ebullición se condensan y se concentran en el fondo de la torre mientras que los livianos se concentran y pasan a través de la cabeza de la torre. De esta manera los productos se van acomodando dentro de la torre de destilación según sus puntos de ebullición o según sus componentes.
La destilación es la separación parcial de los componentes de una mezcla mediante vaporización y condensación selectiva.
Se destilan 100 ml de muestra a una velocidad uniforme de 5 ml por minutos, el destilado se condensa en un tubo de latón rodeado de hielo picado, la temperatura de vapor cuando cae la primer gota de condensado del refrigerante, se anota como punto inicial de ebullición, luego se registra la temperatura de vapor en forma sucesivas a medida que se recogen cantidades de 10 en 10 ml hasta llegar al punto final de destilación, que es la temperatura máxima obtenida durante el ensayo.
Existen tres tipos de destilación que son:
1.- Destilación Atmosférica o Weathering.-ASTM D-3588 : que se lo aplica para el Gas Natural y para el GLP, en al cual es una simple evaporación de hidrocarburos livianos a temperatura ambiente con el fin de descubrir la presencia de los hidrocarburos pesados, estos nos dan una idea aproximada de la cantidad de constituyentes de alto punto de ebullición en la mezcla gaseosa GLP.
2.- Destilación Engler.-ASTM –D-86: Es una destilación atmosférica que se la aplica para todos los productos terminados llámense gasolina, kerosén, diesel etc. en un balón de destilación de 100 ml. Se destila a razón de 5 ml por minuto y se anotan los siguientes valores:
Punto inicial. Es la temperatura a la que cae la primer gota de condensado.
Punto final.- es la máxima temperatura obtenida durante el ensayo.
Recuperado % Vol.- es el volumen en ml recuperado en la probeta al final del ensayo
Residuo % Vol.- es el volumen de muestra en ml que queda en el balón después del ensayo.
Perdida % vol.- Es la diferencia entre el volumen de muestra de 100 ml y la suma del recuperado más residuo.
3 .- Destilación Hempell.-ASTM D-285: Se usa especialmente para destilar el petróleo crudo con el fin de conocer los diferentes componentes o constituyentes del crudo, también se usa para los productos contaminados con el fin de conocer los porcentajes de contaminación.
En un balón de destilación de 300 ml – balón Henpell con una cadena introducida dentro del balón que simula los platos de destilación y con reflujo. Se usa la misma técnica que la destilación Henpell, se toma en cuenta los diferentes cortes de destilación a 760 mm Hg, para calcular su rendimiento se va anotando la temperatura cada 15 ml de volumen recuperado conforme se van avanzando en corte de destilación.
DIFERENTES CORTES DE DESTILACIÓN
Por medio de la Destilación repetida o fraccionada de las fracciones ligeras de los crudos, actualmente es posible dividir en diferentes cortes de destilación que tengan puntos de ebullición mucho más estrechos, por ejemplo de la fracción de la gasolina se puede separar el éter de petróleo entre 104 – 158 ºF. La gasolina automotor entre 212 – 248 ºF, y la gasolina de aviación
entre 158 – 212 ºF de la misma manera se pueden obtener fracciones mucho mas estrechas para el kerosén y para el Diesel Oíl. De las fracciones altas temperaturas de ebullición se separa los hidrocarburos individuales tales como: Pentanos, Hexanos, Ciclo pentanos, Ciclo hexanos, y sus derivados metílicos y los hidrocarburos aromáticos tales como: el Benceno, tolueno y Xileno.
Del petróleo se han separado o identificado alrededor de 150 hidrocarburos puros con los puntos de ebullición que fluctúan hasta 250 º C (482 ºF), los cortes de destilación que se usan en las refinerías de Santa Cruz son las siguientes:
• Gasolina Liviana LSR punto inicial a 200 ºF * Pi — 93.3 ºC• Gasolina media MSR desde 200 - 320 ºF * 93.3-- 160ºC • Destilado Liviano DL- Nafta desde 320 - 375 ºF ** 160--- 190.5ºC• Destilado Medio DM – Kerosene desde 375 - 500 ºF ** 190.5--260ºC• Destilado Pesado DP – Diesel Oil desde 500 - 680 ºF *** 260----360ºC• Crudo Reducido superior - 680ºF 360ºC
Los vehículos modernos están exigiendo combustible o Gasolinas de mayor calidad o Gasolinas de altos octanajes con mínima cantidad de residuos con el fin de no contaminar el medio ambiente. Para obtener Gasolinas de algo octanaje existen los procesos de Reformación catalítica o plantas de Hydrobon – Platforming, el craqueo catalítico es un proceso que consiste en someter a la gasolina en estado de vapor a altas temperaturas provocando la descomposición de las moléculas de los hidrocarburos de alto puntos de ebullición en moléculas mas simples de baja temperatura de ebullición lo que permite aumentar el rendimiento de las gasolinas varias veces y mejorando su calidad con un alto octanaje .
Interpretación de una Destilación:
Punto inicial de destilación es la temperatura a la que cae la primer gota de condensado, es una medida indirecta del punto de inflamación y por lo tanto, de la seguridad y riesgo de incendio.
El 50 % de Recuperado muestra una relación aproximada por la velocidad de evaporación. Cuanto más baja sea la temperatura del 50 % de evaporación, más rápida será la evaporación. Las temperaturas del 50 % y del 90 % indican las características de calentamiento, cuanto más bajas sean mejor será el calentamiento. Si la temperatura correspondiente al 50 % es baja, eso indica que habrá buena aceleración. Si la temperatura correspondiente al 90 % es baja, la combustión será completa, es decir la distribución de combustible a los cilindros, será uniforme y habrá menor formación de depósitos en la cámara de combustión. Se especifica una temperatura máxima para el 90 % de destilación, para prevenir la entrada excesiva de combustible líquido a los cilindros, lo que ocasionaría pérdidas de energía y además evitar una mala distribución a los cilindros. Una temperatura correspondiente al 90% demasiada alta puede producir una dilución elevada del aceite lubricante. Se fija un intervalo máximo de temperatura para el 90% y el punto final de destilación para prevenir contra la presencia de componentes de puntos de ebullición demasiados altos lo que puede ocasionar mala distribución a los cilindros, suciedad en la bujías, perdidas de
energías, altas temperaturas, gastos de combustibles, bajo rendimiento y dilución de los aceites lubricantes.
TENSION DE VAPOR REID: TvR
La presión de vapor es la fuerza ejercitada sobre las paredes de un recipiente cerrado por la vaporización de una parte del líquido. La tendencia a evaporarse en un liquido será mayor a medida que aumenta la temperatura y menor la presión ejercitada sobre el. La presión de vapor no solo depende de la temperatura sino de la concentración relativa de los hidrocarburos presentes. Las gasolinas, la TvR depende de la concentración relativa de los hidrocarburos que poseen un punto de ebullición por debajo de 100ºF. El valor obtenido mediante este ensayo refleja el efecto acumulativo de las presiones de vapor individuales de las diferentes fracciones del combustible.
Si la TvR es demasiado baja el arranque del motor será difícil y a veces hasta imposible especialmente a bajas temperaturas, en cambio si la TvR es demasiado alta el exceso de gas dentro de la bomba y en la tuberías se reduce y hasta puede interrumpirse el flujo del combustible causando lo que se conoce con el nombre de “TAPON DE VAPOR”.
RELACION VAPOR LÍQUIDO:
Relación V/L = 114,6 – 4, 1 x TvR + 0.20 x 10 % dest. + 0.17 x 50 % dest.
En los combustibles de aviación la TvR debe ser lo suficientemente baja para evitar el tapón de vapor y para minimizar las perdidas por evaporación durante el almacenaje y manipuleo.
Para los solventes la TvR junto con el punto de inflamación son valores que deben tenerse en cuenta para evitar los peligros de explosión por efecto de la evaporación.
En el GLP la TvR es una propiedad que permite caracterizar el producto. Además es un valor que determina la resistencia que deben tener los envases usados para el almacenaje y transporte de estos productos.
Para determinar la TvR la experiencia consiste de una bomba para TvR, que tiene dos cámaras, una de aire y otra de gasolina unido a un manómetro graduado en PSI y conectada a la cámara de aire y un baño de agua mantenido a 100 º F +/- 0.2 º F.
Para el GLP el aparato de TvR consta de dos cámaras, una inferior y otra superior a la que esta conectada el manómetro y un baño de agua mantenido a 100 º F.
OCTANAJE – ASTM-D-2699 -D-614:
En los motores de combustión interna, bajo ciertas condiciones una porción de mezcla aire-combustible, arderá espontáneamente en el interior de la cámara en vez de irse consumiendo poco a poco a medida que avanza a través de la cámara de combustión. Este fenómeno causa golpeteo detonaciones y en casi extremo un violento incremento de la temperatura. Para expresar
las cualidades antidetonantes de un combustible se hace uso de la escala del Número de Octano, ésta escala se basa en las propiedades antidetonante de dos hidrocarburo. El ISO octano (2,2, 4 Trimetil Pentano) que tiene propiedades altamente antidetonantes y se le ha asignado un número de octanos igual a 100 y el normal Heptano de bajas cualidades antidetonante se le ha asignado un número de octano igual a cero-0. Los valores intermedios de la escala se obtienen mezclando estos dos hidrocarburos. El número de octanos es igual al porcentaje de ISO octanos en el combustible de referencia. Se ha observado que los carburantes con un alto contenido de aromáticos y olefinas manifiestan una mayor tendencia a la detonación que los constituidos por parafinas y naftenos. Las pruebas se realizan en un motor mono cilíndrico con relación de compresión variable. La muestra a evaluarse arde dentro del motor.
PODER CALORIFICO Y CALOR NETO DE COMBUSTION:
Poder Calorífico: Es la cantidad de calor liberada cuando se quema la unidad de cantidad de un combustible.
Poder Calorífico neto o inferior: Es la cantidad de calor liberada cuando se quema 1Kg. de combustible que se halla a la temperatura de 15ºC y los productos de la combustión se enfrían a 15ºC a esto se llama Poder Calorífico neto o inferior. Si los productos de la combustión se enfrían a 15ºC y además se condensa el vapor de agua contenida en el gas de combustión, se obtiene el poder calorífico superior o bruto.
El poder calorífico de las fracciones del petróleo aumenta con la densidad según la siguiente formula:
Poder Calorífico BTU/Lbs = (ºAPI-10) 40 + 18 650
Gasolinas –K-DO-FO
CALOR NETO DE COMBUSTION:
Cuando un combustible se quema la energía química del producto se convierte en calor. La cantidad de calor desarrollada durante la combustión total del producto se llama Calor de Combustión siendo esta una propiedad importante por ser una medida de la energía disponible en el combustible.
Los motores de aviación se construyen en base a la energía disponible en un combustible, por ello siempre se especifica un valor mínimo de calor de combustión para estos productos. Los combustibles usados en aviación tiene limitaciones criticas, por ello para estos combustibles el calor neto de combustión se expresa en base al peso (BTU/lb.). Para los vehículos de tierras las limitaciones no son tan críticas y despreciando las pequeñas variaciones en precios se expresa en BTU por galón.
PUNTO DE ANILINA:
Es la temperatura mínima a la cuál se mezclan completamente volúmenes iguales de Anilina y la muestra a analizar. Una muestra con un elevado punto de anilina, tendrá un bajo contenido de Aromáticos y Nafténica y un alto contenido de Parafínica. La Anilina tiene una acción solvente selectiva. Los hidrocarburos Aromáticos son más solubles que los Nafténica y los Parafínicos. El punto de anilina tiene importancia en la caracterización de los productos. Por otra parte produce la calidad en cuanto al encendido. Un elevado contenido de Aromáticos en el combustible, producirá una llama Humeante. Cuanto más bajo es el punto de Anilina, mayor será el poder Disolvente.
PUNTO DE INFLAMACION:
Es la temperatura mínima a la cual los productos hidrocarburíferos se inflaman ó arden. Es una medida de seguridad para el manipuleo de los productos. Desde la temperatura de Inflamación para abajo, se pueden manejar los productos sin ningún problema. La fórmula para calcular el punto de inflamación es la siguiente:
Punto de Inf ºF = P. Inf. Leído + 0.06 (760 – Presión Barométrica del lugar)
PUNTO DE ESCURRIMIENTO:
Los derivados del petróleo pueden volverse más ó menos pastosos cuando se los enfría a temperaturas suficientemente bajas. El comportamiento de estos productos pueden especificarse mediante ciertos índices experimentales como ser: Punto de Escurrimiento, punto de Enturbiamiento y punto de Congelación.
El Punto de escurrimiento es la temperatura más baja a la cuál el producto aún puede escurrir ó moverse dentro de la tubería, cuando se lo enfría bajo condiciones específicas sin perturbaciones.
El Punto de Enturbiamiento es la temperatura a la cuál las parafinas sólidas presente en la muestra comienzan a cristalizarse ó ha separarse, haciendo que el aceite aparezca turbio.
Punto de Congelamiento es la temperatura a la cuál los cristales de los hidrocarburos formados por enfriamiento, desaparecen cuando se eleva la temperatura de la muestra.
La característica de un producto a bajas temperaturas, depende del tipo de crudo del cuál se lo obtuvo, del método de refinación y de la presencia de aditivos. En los productos de base Parafínica, las Parafinas sólidas se encuentran disueltas a temperatura ambiente, cuando se las enfría las parafinas comienzan a solidificarse a la temperatura de enturbiamiento. Conforme la temperatura disminuye, la cristalización aumenta, hasta que el aceite ó la muestra dejan de fluir por la acción de la gravedad. Esto no quiere decir que el producto se ha solidificado completamente, sino más bien que el flujo se ve obstaculizado por la presencia de las estructuras cristalinas. Si se rompe éstas estructuras por agitación, el producto fluirá aún a temperaturas inferiores al punto de escurrimiento.
Por otra parte, la conducta de un aceite de base Nafténica es distinta, si bien estos aceites presentan puntos de escurrimientos inferiores a los de base Parafínica, al comparar un aceite de base Parafínica en el que se han eliminado las parafinas sólidas, con un aceite Nafténica de viscosidad semejante, éstos últimos se espesan más cuando se los enfría. Los aceites de base Nafténica no presentan punto de enturbiamiento y la agitación prácticamente no tiene efecto sobre la fluidez.
El punto de Enturbiamiento y el de Escurrimiento, se puede determinar mediante el ensayo ASTM D-97. El punto de Congelamiento en los combustibles de Aviación se lo determina por el método ASTM D-2386.
En los Combustibles de Aviación, el punto de congelamiento debe ser lo más bajo posible para soportar ó prevenir la solidificación de los hidrocarburos, así de ésta manera evitar los taponamientos ó problemas de flujo a través de los filtros a las temperaturas bajas a las que operan los aviones y las elevadas alturas. Para el Diesel Oil, el Fuel Oil y el Crudo Reducido ó el Crudo Reconstituído, lo que interesa es el valor del Punto de Escurrimiento, para establecer la temperatura mínima a la que fluirá el producto y podrá bombearse para su transferencia.
INDICE DE CETANO:
Los motores Diesel son del tipo de Inyección, en los cuales se comprime el aire y el combustible se pulveriza dentro de la cámara de combustión, al final de la carrera de compresión. Al inyectar el combustible en la cámara de combustión, la ignición no debe ser inmediata. El intervalo de tiempo entre la inyección del combustible y el auto-encendido, se conoce con el nombre de retraso de ignición. Este Retraso de Ignición depende del combustible, diseño del motor y condiciones de operación. Si el tiempo de retraso es demasiado largo, habrá dificultades en el arranque del motor, y si el combustible inyectado arde inmediatamente, la presión, temperatura y acumulación del combustible llegan a un punto tal, que produce detonaciones. Con un retraso de ignición adecuado, el combustible arderá uniformemente con un mayor rendimiento.
Las cualidades de ignición del Diesel Oíl, pueden evaluarse mediante el INDICE DE CETANO. La escala para el índice de Citano se basa en las cualidades de ignición de dos hidrocarburos: El Normal Cetano con un retraso de ignición corto-Índice de Cetano = 100. y el Metil Naftaleno con bajas cualidades de Ignición –Índice de Cetano = 0.
El Índice de Cetano en un combustible es el porcentaje en volumen del Normal Cetano en una mezcla de referencia con el Metil Naftaleno.
Los requerimientos para el Índice de Cetano varían con la clase de motor, siendo su velocidad, de alta ó bajas revoluciones, uno de los factores más influyentes. Para grandes unidades de baja velocidad unas 500 rpm ó menos, las necesidades no son tan exigentes. Los cilindros son grandes, de forma que pueden emplearse pulverizaciones de productos pesados y viscosos. Estos motores funcionan bien con combustibles de índice de Cetano de 30. Para unidades más pequeñas con
revoluciones de 1 000 rpm, necesitan un combustible con un retraso de ignición más corto, que tenga un índice de Cetano entre 40 y 45.
Los índices de Cetano superiores a 50 son apropiados para combustibles usados en motores diesel de alta velocidad. Estos combustibles deben entrar en combustión casi instantánea, por ello se exige un alto número de Cetano. Un alto Nº de Cetano, significa, ignición rápida a temperaturas bajas, menos humo, menos ruido y operación uniforme.
Los valores del Índice de Cetano calculado, pueden ser determinados más rápidamente por medio de una gráfica mostrado en la siguiente figura, se determina el punto medio de ebullición y se calcula con el ºAPI de la muestra se unen los dos valores y el punto donde convergen la recta con el Índice de Cetano, se lee el valor de éste.
VISCOSIDAD E INDICE DE VISCOSIDAD:
La viscosidad es una medida de las características reflujo de los aceites, es decir es una medida de su fricción interna, de su resistencia a fluir. Puede considerarse la viscosidad, atendiendo únicamente al movimiento ó a las fuerzas que lo producen, designándose con los nombres de Viscosidad Cinemática y Viscosidad absoluta.
La Viscosidad Absoluta se define como la fuerza necesaria para mover una superficie plana de 1 cm2 sobre otra superficie plana con una velocidad de 1 Cm/seg, cuando las dos superficies planas están separadas por una capa líquida de 1 cm. de espesor. Esta fuerza se llama Poise ó unidad de viscosidad absoluta.
La Viscosidad Cinemática es la razón de la viscosidad absoluta de un aceite a la densidad del aceite a la temperatura a la que se mide la viscosidad. En la práctica la viscosidad cinemática es una medida del tiempo, para que un volumen dado de muestra fluya por gravedad a través de un capilar. Se determina el tiempo en segundos y se multiplica por el factor de calibración del tubo capilar, que nos dá en Centistocke -Cst, que es la centésima parte del Stocke. La unidad cgs de viscosidad cinemática es el Stocke, que tiene dimensiones de Cm2/seg = Stocke. En la industria petrolera se usa generalmente el Centistocke-Cst.
La Viscosidad Saybolt Universal es el tiempo de flujo de 60 ml de muestra que fluyen a través de un orificio universal calibrado bajo condiciones específicas.
La Viscosidad Saybolt Furol es el tiempo de flujo de 60 ml de muestra que fluyen a través de un orificio furol calibrado bajo condiciones específicas. La viscosidad furol es aproximadamente un décimo 1/10 de la viscosidad saybolt universal.
Los líquidos tienden a fluidificarse a medida que aumenta la temperatura y se espesan cuando se enfrían. Estas variaciones de la viscosidad con la temperatura en algunos líquidos es más pronunciada que en otros.
Índice de Viscosidad la propiedad de resistir los cambios de la viscosidad a los cambios de temperaturas se puede evaluar numéricamente y al resultado se llama índice de viscosidad. I.V. El IV depende del tipo de crudo del cuál proviene el aceite, del método de refinación y de la presencia de ciertos aditivos. Cuanto mayor es el IV, menores serán las variaciones de la viscosidad con la temperatura. Para la determinación de la Viscosidad cinemática se usa un instrumento llamado Viscosímetro por medio del método ASTM D-445, se toma el tiempo que tarda en pasar una cierta cantidad de muestra por un tubo capilar, por medio de la acción de la gravedad.
PREPARACION DE LAS GASOLINAS
GASOLINA ESPECIAL
• Gasolina Platformada de 95 octanos 65 %--73 %• Gasolina Liviana de 65 Octanos 35 %--27 %• Aditivo MMT ó MTBE. Aumenta 1.4 Octanos 10 PPM
MTBE= Metil Ter Butil Eter MMT = Metil-Ciclopentadienil Manganeso TricarbonilCalculo del octanaje de la mezcla a preparar95 x 0.65 = 61.7565 x 0.35 = 22.75 84.5 + Aditivo MMT o MTBE 85 RONGASOLINA PREMIUM
• Gasolina Platformada de 95 Octanos 80 %• Isopentano de 92 Octanos 20 %• Aditivo MMT ó MTBE + Color Violeta
95 x 0.80 = 76.0092 x 0.20 = 18.40 94.40 + ADITIVO MMT 95 RON
• Gasolina Platformada de 95 Octanos 80 %• Isopentano de 92 Octanos 20 %• Aditivo MMT ó MTBE + Color Violeta
GASOLINA DE AVIACION• Gasolina Platformada de 95 Octanos 80 %• Isopentano de 92 Octanos 14 %• 1 tambor de TETRAETILO DE PLOMO DE AVIGAS de 402 kg para 208 Mt3 de gasolina a
preparar + 2Lts de color verde95 x 0.80 = 79.1292 x 0.20 = 12.88 92.00 + 1 TB TELAVIGAS + color 101 – 102 RONGasolina Platformada-Redestilada 55 %Alquilatos 21 % ISO pentano 17 %ISO octano Importado 7 %
FORMULACIONES PARA PREPARAR GASOLINAS-DO-RECOMGASOLINA ESPECIAL SCZ CBBAGasolina Liviana 27 % 35 %Gasolina Platformada 73 % 65 %Aditivo MMT 10 ppm 10 ppm MMT = Metil-Ciclopentadienil Manganeso Tricarbonil DIESEL OIL Destilado Liviano 12.5 % 3.90 % Destilado Medio 30.2 % 19.70 % Destilado Pesado 57.3 % 68.50 % CRUDO RECONSTITUIDO—RECOMGasolina Liviana –LSR 80 % 88 %Crudo Reducido 20 % ------Excedentes de Lubricantes ------ 12 % R E N D I M I E N T O SCRUDO SCZ CBBAGases 6.1 % 7.3 %LSR 31.6 % 28.0 %MSR 24.0 % 28.0 %DL 10.6 % 8.7 %DM 10.0 % 6.7 %DP 12.5 % 16.5 %CR 5.2 % 4.8 % 100 % 100 %REFORMACION CATALITICARENDIMIENTO 78.80 % 83.00 %RON 90 OCTANOS 90 OCTANOSPLANTAS DE VACIOGas Oil ----- 33.2 %Salida Lateral ----- 33.3 %Salida del Fondo ----- 33.5 %SAE-10 ----- 43.0 %SAE-20 ----- 13.0 %SAE-30 ----- 44.0 %
CAPITULO IIIINDUSTRIALIZACION DEL GAS NATURAL
COMPOSICIÓN DEL GAS NATURAL
COMPONENTE NOMENCLATURA COMPOSICIÓN (%) ESTADO NATURAL
METANO CH4 90,00 Gas
ETANO C2H6 5,00 Gas
PROPANO C3H8 2.00 Gas licuable
BUTANO C4H10 1.00 Gas licuable
PENTANO C5H12 2.00 Líquido
HEXANO C6H14 ----- Líquido
NITROGENO N2 ----- Gas
GAS CARBONICO CO2 ----- Gas
• COMPOSICICIÓN DEL PETRÓLEO C1-C2 Gas Combustible C3-C4-C5 GLP C1 al C4 Son Gases C5 al C20 Son Líquidos C21 y superiores Son Sólidos C5 al C10 Gasolinas (Liviana y Media ó Pesada) C10 al C12 Naftas C13 al C15 Kerosene C16 al C21 Diesel Oil C21 al C27 Aceite SAE-10 C27 al C35 Aceite SAE-20 C35 al C45 Aceite SAE-30
Brigth – Stock + Hidrogenación = Aceites TerminadosPROYECTOS A EJECUTAR A PARTIR DE LA PRODUCCION DE GAS NATURALINDUSTRIALIZACION DEL GAS NATURAL
1) Instalación de Gas natural domiciliario a todo lo largo y ancho del país 2) cambio de la Matriz Energética con el fin de sustituir el GLP, Gasolina y Diesel por Gas
Natural Vehicular GNV.3) Plantas de Separación de Líquidos-Rio Grande y el Gran Chaco 4) Plantas de Metanol y Dimetil Éter –CH3OH- y CH3O CH3
5) Plantas de Urea ,Amoniaco ,Acido Nítrico , Nitrato de amonio , Nitrato de Potasio , Nitrato de Sodio y Fertilizantes Nitrogenados
6) Plantas Petroquímicas para obtener Etileno, Polietileno, Propileno ,Butadieno ,etc.7) Plantas de GTL ,LNG, GLP
1.-INSTALACION DE GAS NATURAL DOMICILIARIO
En agosto del 2008 se crea la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos GNRDGD con un principal objetivo la Masificación del uso del Gas Natural , el articulo 20 de la CPE determina que el uso del gas natural es un derecho de toda la población Boliviana estableciéndose como servicio Básico .
La GNRDGD es proyectado como la cara social de YPFB , actualmente se trabaja en 7 departamentos de Bolivia conectando 430 Mil mts de redes primarias, 68OO Km de redes secundarias ,114 poblaciones atendidas ,114 City Gates que es el punto que separa el sistema de transporte del sistema de distribución y actualmente para el 2011- 2015 se tiene programado 500 Mil instalaciones domiciliarias .
2.-CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGETICA CON EL FIN DE SUSTITUIR LA GASOLINA Y EL DIESEL OIL POR GAS NATURAL VEHICULAR
El problema de nuestro país es que ha disminuido bruscamente la producción de Petróleo Crudo y está creciendo bruscamente la cantidad de condensado fruto de la gran producción de Gas Natural, provocando un crudo cada vez más liviano y se esta importando ,Gasolina 5 900 BBL/ Día a 102 $US /BBL y Diesel oíl 15 320 BBL/ Día a 101 $US / BBL haciendo un total de 1 000 MMSUS por concepto de importación al año.
PRODUCCION DE GAS NATURAL Y CONDENSADO POR DEPARTAMENTOS- 2012
DPTOS PRODUCTORES PRODUCCION DE G.N MMMD
PRODUCCION DE CONDENSADO-BPD
TARIJA 33.85 35350
CHUQUISACA 3.54 3.870
STA CRUZ 9.62 6320
CBBA 2.45 5790
3.- PLANTAS DE SEPARACION DE LIQUIDOS- RIO GRANDE Con el fin de extraer los licuables del Gas Natural de Exportación al Brasil y evitar la importación de GLP se está construyendo las Plantas de Separación de Liquido de Rio Grande ( SCZ) y la planta del Gran chaco(TJA)La Planta de Separación de Líquidos de Rio Grande procesará 5.7 MMCD esta ubicada en la Provincia de Cordillera su construcción se adjudico a la empresa AESA (Astra Evangelista S.A) por un monto de 159.4 MM $us y ya se arrancó en 10 de Mayo del 2013, esta planta producirá :
GLP 361 TM/ Día Gasolina Natural 350 BPD ISO pentano 195 BPD
PLANTA DE SEPARACION DE LÍQUIDOS DE RIO GRANDE:Esta planta está ubicada en el municipio de Cabezas de la provincia de Cordillera del Departamento de Santa Cruz , a 70 Km de la ciudad de Santa Cruz. Esta planta tiene la función principal de separar los componentes líquidos del Gas natural , para luego devolver a la corriente de exportación , el Gas Seco.La Capacidad de proceso es de 5.7 MM MCD de Gas Natural y vamos a obtener 361 TMD de GLP, 350 BPD de Gasolina Natural que será bombeada a la Refinería de Palmasola y obtendremos 195 BPD de Isopentano que será bombeado a la Refinería de Palmasola.La Planta tiene un costo de 168.4 MM $us.El Inicio de las operaciones será en el 2do Semestre del 2013.3.1.- LA PLANTA DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS DEL GRAN CHACO Estará ubicada en Tarija , Yacuiba ,campo madrejones procesara 32 MM MCD está adjudica su construcción a la empresa Técnicas Reunidas (TR) por un monto de 643.8 MM SUS y se tiene programado su puesta en marcha a partir de junio del 2014 producirá :
GLP 1542 2247 TMD ETANO 2156 3144 TMD ISOPENTANO 716 1044 BPD GASOLINA NATURAL 1137 1658 BPD Con toda la Producción de GLP de las dos plantas-Rio Grande y del Gran Chaco, Bolivia se
convirtirá en EXPORTADOR DE GLPPLANTA DE SEPARACION DE LÍQUIDOS DEL GRAN CHACO:Se está construyendo en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija. La Inversión estimada es de 643.8 MM $us , la misma procesará el gas que se exporta a la Argentina , la capacidad es de 32 MM MCD y se obtendrá 2247 TMD de GLP, 1 658 BPD de gasolinas, 3 144 BPD de Etano y 1 044 BPD de Isopentano , que éstos productos se los bombeará hasta la Refinería de Palmasola.
PLANTA DE RIO GRANDE PLANTA DEL GRAN CHACO Capacidad 5.7 MM MCD 32 MM MCD GLP 361 TMD 1 542 a 2247 TMD de GLP Gasolinas 350 BPD 1 137 a 1 658 BPD de Gasolinas Iso-pentano 195 BPD 716 a 1 044 BPD de Iso-pentano Etano ------------ 2 156 a 3 144 BPD de Etano
PLANTAS DE SEPARACION DE LIQUIDOS
GA
S N
ATU
RA
L
C1 – METANO - C4 (90% Vol)
C2 – ETANO - C2H6 (5% Vol)
C3 – PROPANO - C3H8 (2% Vol)
C4 – BUTANO - C4H10 (1% Vol)
C5 – PENTANO - C5 H12 y SUPERIORES (2% Vol)
· Reducción del Hierro.· Gas a domicilio – GNV· Consumo Industrial.(Producción de: METANOL, DME, ÚREA, FERTILIZANTES, PETROQUÍMICA).· Termoeléctricas.
ETANO Cracking ETENO
ETENO Cracking ETILENO
ETILENO Polimerización POLIETILENO
Alta Densidad Baja DensidadPlantas PetroquímicasAmoniaco-úrea-fertilizantes
PROPILENO
POLIPROPILENO
PROPANO Cracking PROPENO
PROPENO Cracking
PROPILENO Polimerización
BUTANO Cracking BUTENO
BUTENO Cracking
BUTILENO Polimerización
BUTILENO
POLIBUTILENO
GLP60% C3
40% C4
Todos los PENTANOS y Superiores son líquidos.
Estos líquidos se bombean a las refinerías y se mezcla con el crudo de entrada a planta para producir más gasolina, más kerosene, más Jet Fuel, más Diesel Oil.
COMPOSICION DEL GAS NATURAL: C1-METANO 90 %- CH4 CNH2N+2
C2-ETANO 5 % -C2H6
C3-PROPANO 3 % - C3H8
C4-BUTANO 1 % -C4H10
C5-PENTANO 2 % - C5H12
Una vez separado cada uno de los componentes del Gas Natural , el METANO , que es el que contiene en mayor proporción, lo utilizaremos para: La Exportación tanto al Brasil como a la Argentina, para quemar en los Hornos directamente, para generar Electricidad, para Gas Comprimido, Gas Natural Domiciliario, para la Industrializacion, para el Comercio, etc, etc. La Planta Separador de Líquidos del Gran Chaco, se construirá en 144 Hectáreas de un predio de 469 Ha procesara 32 MM MCD de Gas NaturalLa Planta tendrá un área criogénica con una columna DEMETANIZADORA, área de fraccionamiento donde se hará la separacion de líquidos, esta contara con 3 columnas para la obtención de GLP,
Etano, Isopentano y Gasolina. Contara además con área de almacenamiento con 4 esferas de GLP,3 esferas de Isopentano, 3 tanques verticales para Gasolina. Tendrá un sector de despacho para productos(cargaderos de cisternas).Un área de generación de energía eléctrica con 3 turbos generadores con una capacidad de 12 MW.También se instalara un sistema de re-compresion del gas natural que consta de 4 turbos compresores con una capacidad de compresion de 27.4 MM MC.Contara también con un área contra incendios, sistema de seguridad de la planta , oficias , viviendas , talleres y almacenes.EL METANO PARA PRODUCIR METANOL -DIMETIL ETER-FORMOLEl Gas Metano CH4 al introducirle un radical OH, lo transformamos en un alcohol, que es el METANOL-CH30H a éste Metanol por medio de un proceso de Oxido-Reducción lo transformamos en FORMOL-CH0H. Al Alcohol Metanol, le agregamos un radical Metilo y lo transformamos en DIMETIL ETER-CH30CH3 Por medio de las siguientes reacciones químicas: CH4 + OH- ------------- CH30H (Metanol) + ½ H2CH30H + H2 ------------ CHOH (Formol) + H20CH30H + CH3 ------CH30CH3 (Dimetil Eter) + ½ H2
EL ETANO PARA PRODUCIR ETILENO Y ACETILENO Los productos Parafínicos como el ETANO –C2H6 se lo transforma en Olefínicos de Dobles enlaces como el ETILENO-C2H4 y luego en POLI-ETILENO de alta y baja densidad y en una serie de Plásticos y luego en la cadena de AROMÁTICOS como el ACETILENO de triples Enlaces.-C2H2 Según las siguientes Fórmulas:ETANO-CH3-CH3— C2H6 --------ETILENO-C2H4- ACETILENOPARAFINICO-CNH2N+2 H2C=CH2---CNH2N HC =CH- C2H2—CNH2N-2
PROPANO PROPILENO PROPINOCNH2N+2 CNH2N CNH2N-2
CH3-CH2-CH3 H2C=CH2-CH2 H-C-C=CH3
A nuestro País lo que más le interesa es poder industrializar lo que más tiene que es el Metano 90% derivado del Gas Natural ,este Metano se lo puede transformar químicamente por medio del proceso Fischer –Tropsch ( F-T) en otros productos de mayor valor agregado tales como el Metanol , Di Metil Éter , Olefinas , Diesel oíl , Urea , Fertilizantes , Plásticos, ETCEste proceso se lo realiza en Plantas donde se utilizan Reactores de diferentes tipos de Catalizadores especiales que Producen gran desprendimiento de Energía y la Producción de gran cantidad de Agua esta cantidad de agua se lo somete a un proceso de filtración, purificación y potabilización y se lo puede utilizar como agua de enfriamiento del proceso ,como agua potable para los pueblos , para riego , ETCLas Plantas de Separación de Líquidos ,consiste en separar todos los Líquidos del Gas Natural , en GLP, Gasolina Natural y Condensado.El Gas Seco , compuesto por C1 y C2 , Metano ( CH4) y Etano (C2H6) lo utilizaremos para el Gas de Exportación, GNDomiciliario, GNComprimido, GNV Vehicular, Gas para quemar directamente en los Hornos en las Industrias, Gas para hacer funcionar las plantas Termoeléctricas , Gas para el Mutún, en la Reducción del Fierro para producir Acero, para Termoeléctrica, Gas para la Industrialización de los Hidrocarburos, Plantas de Amoniaco, Urea, Acido Nítrico , Nitrato de
Amonio, Nitrato de Potasio. Fertilizantes,Plantas Petroquímicas , plantas de Etileno, Polietileno de alta y baja densidad, plantas de Propileno y Polipropileno, plantas de Butileno y Polibutileno , en fin un sin número de plásticos , alcoholes , fertilizantes y otros. tales como las plantas de GTL ,DME, METANOL . ETC
SEPARACION DEL ETANO C2 H6
SEPARACION DEL PROPANO C3
PROCESO DE FRACCIONAMIENTO DEL GAS NATURAL
PREPARACION DE GLPEl GLP esta compuesto por el Propano 60% y el Butano 40% que se licuan a bajas presiones 50 PSI ó 3 ATM esto permite transportarlo en recipientes pequeños y a bajas presión el poder calorífico del GLP es de 21 000 BTU/ LB y el de la gasolina es de 21300 BTU /LB.El precio referencial del GLP a escala internacional Nymex –New York Mercantile Exchange es de 1300 $us/TM) El precio de la garrafa de 10 Kg en Bolivia es de 22.50 Bs 22.50 BS/10Kg x 1$uS /6.96 Bs x 1000 Kg/1 TM = 323 $US/TMA Partir del mes de JULIO/2013 se EXPORTARA GLP 5 500 TM/Mes al precio de 161 $us/TM al Paraguay. Este GLP se obtendrá de las plantas de Rio Grande y del Gran chaco SEPARACION DE LOS LIQUIDOS-PENTANOS Y SUPERIORESLos pentanos y superiores que son líquidos ya sean gasolina natural o condensado se los bombea a las Refinerías como crudo Virgen de esta manera se obtienen crudos mas livianos con mayor grado API dificultando los procesos y las capacidades de las Refinerías pero se obtiene mayor producción de GLP y Gasolinas. Las Refinerías fueron diseñadas para procesar un Crudo de 44-46 ºAPI, hoy procesamos Crudo de 61 ºAPI. Estos Pentanos y Superiores se lo mezcla con el Crudo Virgen y se lo alimenta a las torres, provocando una gran falta de Refrigeración para la condensación de los productos livianos y eso dificulta procesar a máxima capacidad.4.- PLANTAS DE METANOL El Metanol tiene una estructura muy similar a la del agua con la diferencia del que el ángulo de enlace C-O-H en el metanol es de 108,9 un poco mayor que el agua 104.5º porque el grupo metilo CH3 del metanol es mucho mayor del átomo de hidrogeno del agua. En condiciones normales es un líquido incoloro, de escasa viscosidad y de olor y sabor frutal penetrante, miscible en agua y con la mayoría de los solventes orgánicos, muy tóxico e inflamable. El olor es detectable a partir de los 2 ppm. Es considerado como un producto petroquímico básico, a partir del cual se obtienen varios productos secundarios.
Las propiedades físicas más relevantes del metanol, en condiciones normales de presión y temperatura, se listan en la siguiente tabla:
Peso Molecular 32 g/mol Densidad 0.79 kg/l Punto de fusión -97 °C Punto de ebullición 65 °C Punto de inflamación 12.2 °C
Durante mucho tiempo fue utilizado como combustibles de auto de carreras.OBTENCION DEL METANOLOriginariamente se producía metanol por destilación destructiva de astillas de madera. Esta materia prima condujo a su nombre de alcohol de madera. Este proceso consiste en destilar la madera en ausencia de aire a unos 400 °C formándose gases combustibles (CO C2, H2), empleados en el calentamiento de las retortas; Actualmente, todo el metanol producido mundialmente se sintetiza mediante un proceso catalítico a partir de monóxido de carbono e hidrógeno. Esta reacción emplea altas temperaturas y presiones, y necesita reactores industriales grandes y complicados. CO + CO2 + H2 CH3OH Otra forma de obtener Alcohol Metílico ó METANOL es por medio del GAS DE SINTESIS, CO + C02 + H2 por medio del Proceso FISCHER-STROOPS-F-T:
PROCESO DE LA UNIDAD DE METANOL
PROCESO LURGI
Se denomina proceso de baja presión para obtener metanol a partir de hidrocarburos.
REACCIONES QUIMICAS DEL PROCESO LURGI
4.1.-PLANTAS DE DIMETIL ETEREl objetivo de esta Plantas es separar cada uno de los componentes del Gas Natural para producir compuesto que servirán como materia prima para producir otros compuestos con valor agregado por ejemplo:El metano CH4 por sustitución de un Hidrogeno por un Radical Oxidrilo Obtenemos el Metanol CH3
OH CH4 +OH CH3 OH +1/2 H2
A este Metanol se le sustituye el Hidrogeno del OH por otro radical Metilo para transformarlo en Di Metil Éter CH3 OH + CH3 CH3 O CH3 +1/2 H2
El Di Metil Éter CH3 O CH3- DME puede remplazar al GLP por que su estructura es muy similar ala estructura del Propano . Iguala al GLP para uso domestico en las cocinas. Iguala al Diesel oíl para motores a compresión. El DME será el derivado del GN de mas creciente consumo en el siglo XXI. Su uso como combustible tiene muchas opciones igual al GN en generación de energía eléctrica lleva los Hidrógenos a las turbinas. Se usa como aditivos para otros combustibles. Se usa como precursor o aditivo para preparar las gasolinas.
Se usa como materia en la industria Petroquímica en la fabricación de Olefinas PLANTA DE AMONIACO-ACIDO NITRICO Y UREA:Esta planta será implementada en la región de Bulo-Bulo provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. Esta planta se le adjudico a la Empresa Samsung Engineering Co Ltda. por un total de 843.9 MM $us . Esta planta Procesara 50 MM PCD ó 1.42 MM MCD de Gas Natural y producirá AMONIACO 420 000 a 432 000 TMD , además producirá UREA 650 000 a 756 000 TMD . Es una planta exclusivamente producirá para la Exportación, ya que el 10 ó el 20 % se consumirá en el país. El Aire contiene un 79 % de Nitrógeno y 21 % de Oxígeno . Por medio de varios procesos se puede obtener Nitrógeno e ir cada vez purificando más y producir N2 y embasar e Botellones., con éste Nitrógeno y poniendo en contacto con Hidrógeno en reacciones con diferentes tipos de Reactores se puede obtener Amoniaco NH3. A éste Amoniaco se le inyecta Anhidrido carbónico y con la ayuda de varios Reactores Catalíticos se obtiene UREA- NH2CONH2.5.- PLANTAS DE UREA ,AMONIACO ,ACIDO NÍTRICO , NITRATO DE AMONIO , NITRATO DE POTASIO , NITRATO DE SODIO Y FERTILIZANTES NITROGENADOSEste proyecto de Amoniaco y Urea será implementado en la región de Bulo Bulo de la Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba tendrá una capacidad de 325.000 a 756.000 TMD de Urea a partir del 2015.Esta planta se la adjudico a la Empresa Samsung Coreana A partir del Amoniaco y de la Urea es posible producir un sin numero de Fertilizantes como el Nitrato de amonio , Sulfato de Amonio , Bi fosfato Di Amónico y otros que requieren de Fosfato y sales de Azufre.Estos productos se producen a partir del Metano y son utilizados como Fertilizantes Nitrogenados cubrirá la demanda interna con destino al sector agrícola en Bolivia y los volúmenes excedentes serán exportados, la economía del proyecto es totalmente dependiente del precio del GN y del precio de venta del producto en el mercado Nacional e Internacional Este proyecto tiende a contribuir al desarrollo sustentable del sector agropecuario al producir nutriente para la tierra como la Urea granulada que al utilizarla adecuadamente contribuye a que la tierra se reponga del esfuerzo hecho de la producción anterior y genere mayor cantidad de cultivo. Estos cultivos bien nutridos, resisten mejor a la exigencia del clima y produce alimento de mejor calidad . Los nutriente reponen el Nitrógeno, Fosforo y Potasio, que los cultivos necesitan para el adecuado crecimiento. El proceso de producción es sencillo, utilizando agua filtrada y desmineralizada se pasa a la caldera, calentada con gas natural convierte el agua en vapor. Este vapor llega a los reformadores a donde también ingresan gas natural y aire. En estos hornos esa materia prima se dividen en Hidrogeno, Nitrógeno, Dióxido de Carbono y otros gases( Gas de Síntesis). El Hidrogeno y el Nitrógeno pasa a un equipo que los combinan y lo convierte en Amoniaco(NH3) así obtenemos el primeros producto que luego se lo utiliza para producir Urea, al combinarla con Dióxido de Carbono bajo determinada temperatura y Presión. Lo fertilizante a base de Nitrógeno son la clave en la producción de alimentos en el mundo. Las bondades de los fertilizantes Nitrogenados son evidentes: a) Menores perdidas para la economía del agricultor b) Menores efectos negativos en el Medio Ambiente
Bolivia es el único país Latinoamérica cuyo agricultura no emplea de manera sustancial los fertilizantes Nitrogenados. Es por este motivo que no se encuentra con niveles de producción y con calidad competitiva nivel internacional.El uso de la Urea le dará un importante ventaja en costos a la agroindustria y al sector agropecuario ya que mediante el uso adecuado su cultivos mejoran en rendimiento y eficiencia podrá producir mas cantidad en las mismas cantidad de hectáreas sembradas, podrá habilitar terrenos no cultivables o recuperar terrenos agotados. En cuanto al amoniaco es de amplio uso en la industria se emplea como refrigerante, como materia prima para detergentes, pinturas, aglomerantes, desinfectantes, abrasivos, tintes para textiles, nylon, extracción mineral, aires acondicionados y productos de limpiezas.ESQUEMA DE LA UNIDAD DE UREA
ESQUEMA UNIDAD DE AMONIACO
6.-PLANTAS DE ETILENO – POLIETILENO Este complejo petroquímico de Etileno y polietileno será implementado en la provincia Gran Chaco de DPTO de Tarija a partir del año 2017 con una producción anual en el rango de 400.000 a 600.000 TM anuales de polietilenos de diferentes calidades de alta y baja densidad con un consumo aproximado de 756.000 TM año de Etano el polietileno sirve como materia prima para la elaboración de una gran variedad de productos plásticos . El detalle de producción estimada es la siguiente: 125.000 a 250.000 TM año de Polietileno de Alta densidad 175.000 a 350.000 TM año de Polietileno de Baja densidad El etano que es la materia prima provendrá de la planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco.PLANTAS DE PROPILENO Y POLIPROPILENOEsta planta permitirá aprovechar la producción de GLP de la planta separadoras de líquidos del Gran Chaco el objetivo es dar mayor valor agregado al GLP. Producirá una amplia variedad de aplicaciones tales como:
Empaques para alimentos Equipos de laboratorio Componentes Automotrices. Películas transparentes Variedad de tejidos.
7.- Plantas de ,LNG, GLP, GTL GAS NATURAL LICUADO - L N G
Los grandes países de América Latina como Argentina, Brasil y Chile a partir de éste invierno, el 25 de Julio del 2008, están importando LNG-Gas Natural Licuado de Ultramar, transportado por buques Metaneros, que luego será Regasificado en puerto para luego inyectarlo a su red de gasoductos para su consumo. El Gas Natural es licuado,(no debe contener agua) es decir es enfriado a -162 ºC= -260 ºF, logrando que se convierta en líquido , reduciendo 600 veces su volumen , Permitiendo su transporte por medio de éstos barcos, tanques especiales, llamados barcos metaneros, el gas líquido llega a destino, donde en instalaciones especiales, nuevamente se lo gasifica, para ser inyectado a su red de gasoductos.El gas vuelve a sus condiciones originales, no ha sido transformado ó Industrializado. Brasil y Argentina importan gas natural de Bolivia por Gasoductos y Chile importa de la Argentina por varios gasoductos. Sin embargo estos países han decidido importar Gas Natural Licuado LNG. El comercio del gas natural en Latinoamérica ha dejado de ser un comercio regional y se ha globalizado, por que el gas se liquifica ó se vuelve líquido en plantas fuera de la región. Lo que nos llama la atención son los PRECIOS que está pagando ENARSA Argentina en Bahía Blanca que a partir del primer embarque el 25 de Julio del 2008 pagará 17.5 $us/MMBTU después de ser re gasificado, recibe 8 MM MCD de LNG. Argentina le ha estado exportando Gas a Chile con ciertas dificultades, con un impuesto que equiparaba el precio con el gas que recibe de Bolivia. Ahora ha incrementado el impuesto a la exportación de gas a Chile a 16 $us/MMBTU, para equiparar con el precio del LNG que recibe en Bahía Blanca desde el mes de Julio-25 del 2008.Brasil –Argentina Y Chile están importando LNG a precio muy alto, porque nosotros los Bolivianos no tenemos los volúmenes necesarios que ellos requieren y ser entregados ahora. Volvemos a la frase clásica “No hay energía más cara que la que se necesita y no se tiene”. Todo esto no estaría sucediendo si nosotros los Bolivianos y los Argentinos hubiéramos tenido seriedad y continuidad en el desarrollo de nuestro sector. Sobre todo nosotros los Bolivianos, que tenemos gas bajo tierra con reservas probadas de 9.94 TCF y que no podemos ponerlas en producción por falta de inversiones. A los bolivianos nos conviene que llegue el LNG al cono sur, por que vamos a tener otro punto de referencia para la fijación de Precios de nuestro gas de Exportación.Hasta la fecha los precios del gas de exportación han sido referidos al FUEL OIL con el Brasil y al DIESEL OIL con la Argentina, o sea el precio de substitución de combustible que utiliza el comprador, la aparición del LNG ha creado la competencia del gas versus gas.
• El sistema Chileno de importación de LNG es el convencional, con instalaciones permanentes en tierra firme, es decir llega el LNG en los barcos metaneros, se lo descarga a una planta gasificadora y luego se lo inyecta a la red de gasoductos.
• CHILE: La planta de LNG de Quintero está en operación desde Junio del 2009, tiene una
capacidad de 18 MM MCD de gas natural, Chile tiene una demanda de 6.5 MMMCD y el resto 11.5 MMMCD estará disponible para la Exportación .
• La Planta de LNG de Chile se la adjudico la Chicago Bridge & Iron Co. CBI, el contrato
incluye los trabajos de ingeniería, construcción del sistema de regasificación y envío, además de un puerto con instalaciones de descarga y 3 Tks de almacenamiento de LNG, todo a un costo de 940 MM$us. Llave en mano,
IMPORTACION DE LNGBrasil:1.- PECEM -7 MMMCD Recibe desde 08/08– precio de 9$u/MMBTU2.-GUANABARA -14 MMMCD Recibe desde 04/09 al precio de 12$/MMBTU3.-PORTO ALEGRE -7 MMMCD Recibe desde el año 2012 TOTAL 28 MMMCD 30 MMMCD Importa de Bolivia 58 MMMCD – Consume 65 MMMCD- Produce 7 MMMCDCHILE:1.- QUINTEROS 10MMMCD – Recibe desde Julio/20092.- TOCOPILLA- MEJILLONES 8MMMCD –Recibe desde el 2012 TOTAL 18MMMCD Consume 6.5MMMCD – Exportar 11.5 MMMCD A la ArgentinaARGETINA :BAHIA BLANCA 10 MMMCD- Recibe desde 2009 a un precio de 9$us/MMBTU, en comparación con una producción propia de 2 $us/MMBTU e importación de Bolivia a razón de 10-12$us/MMBTU.URUGUAY:Recibirá en su Puerto– Punta del Tigre 5.9 MMMCDPunta de Sayago 10-15 MMMCD. En etapa de licitación
Las plantas de LNG que están contratadas para instalarse en Latino América son: Brasil : 2 plantas con capacidad de recepción de 20 MM MCD Chile : 2 plantas con capacidad de recepción de 18 MM MCDArgentina : 1 planta con capacidad de recepción de 10MM MCDUruguay : 1 planta con capacidad de recepción de 4.5 MM MCDEl Gas Natural Licuado LNG por sus siglas en inglés, es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para monetizar reservas en sitios apartado de los centro de consumo, donde no es económicamente llevar el gas al mercado directamente ya sea por gasoducto ó para generación de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -162 ªC donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado.
• 6 DEPARTAMENTOS Y 28 LOCALIDADES QUE SE BENEFICIARAN CON EL LNGLA PAZ : 1.- Copacabana 2.-Desaguadero 3.- Achacachi 4.- Coroico 5.- Caranavi 6.- GuanayORURO : 7.- Huanuni 8.- ChallapataPOTOSI : 9.- Tupiza 10.- Uyuni 11.- LLallagua 12.- Villazon 13.-Uncía 14.- Siglo XX
15.-CataviBENI: 16.- Trinidad 17.- Riberalta 18.- Guayaramerin 19.- Santa Ana de Yacuma 20.-San Borja 21.-Rurrenabaque 22.-San Ignacio de MoxosSTA CRUZ: 23.- Ascensión de Guarayo 24.- San Julian 25.- San José de Chiquitos 26.- Robore 27.- San Ignacio de Velasco PANDO : 28.- Cobija TRANSPORTE DE LNG7.1.- PLANTA DE GTL- GAS TO LIQUIDLa transformación del gas natural a líquido planta de GTL utilizando el método de Fischer-Tropsch (F-T) es un proceso de pasos múltiples con gran consumo de energía que separa las moléculas de Metano y las vuelve a juntar para dar lugar a moléculas más largas. El proceso de GTL consiste en tres etapas que son: El primer paso consiste en la separación del oxígeno del aire (el aire tiene 21 % de oxígeno y 79 % de nitrógeno), este oxígeno es inyectado en un reactor para extraer los átomos de hidrógenos del Metano CH4 los productos son gas de hidrógeno sintético y monóxido de carbono denominado gas de síntesis. El gas de síntesis por medio de una reacción química del proceso F-T se obtiene los hidrocarburos líquidos de cadena larga serie Parafínica. Estos catalizadores que utilizan los rectores son de hierro, cobalto y níquel, por medio de ellos aumenta la velocidad de reacción para recombinar el hidrógeno y monóxido de carbono dando lugar a los diferentes hidrocarburos líquidos de cadena larga.A los hidrocarburos líquidos se los somete a un proceso de refinación estándar y se obtiene finalmente Gasolinas de alto nivel de parafinas – alto octanaje se obtiene Diesel Oil de alta calidad y posee un alto índice de Cetano superior a 75, además se obtiene otros líquidos menores y sobre todo gran cantidad de agua que por medio de una filtración y una purificación se lo puede utilizar para riego o agua potable.
PROCESO DE GAS DE SINTESIS
CONVERSION DE FISCHER Y TROPSCH.
Objetivos de una planta de GTL son:1. Producir un combustible más limpio.2. Utilizar al gas natural como materia prima para obtener líquidos.3. Generar valor agregado al gas natural.4. Cubrir la demanda insatisfecha del Diesel Oil en nuestro país y de esta manera
evitar la fuga de divisas.5. Ahorro de divisas por la importación de Diesel Oil (400 millones de dólares para el
año 2009).6. Producir excedentes para la exportación a los diferentes mercados.
Según datos de Syntroleum Corp., por cada 10.000 pies3 de gas natural se obtiene un barril de Diesel Oil. Las plantas modulares que se piensan instalar en Bolivia son de 10.000 barriles de Diesel de capacidad, que cada planta consume 100 millones de pies3 por día de gas natural, que es igual a 2,83 millones de m3 por día. Esta planta esta en el orden de los 400 millones de dólares.
Según datos Syntroleum el precio de las plantas superior a 100.000 BPD. Cuestan entre 20.000 – 25.000 $us/ Bibl. Plantas Inferiores a 100.00 BPD, Cuestan entre 35.000- 40.000 $us/ Bibl.Para una planta de 90.000 barriles por día de Diesel Oil, consume 27 millones de m3 por día de gas natural. Su costo aproximado es de 3000 millones de dólares y produce ingresos de 725 millones de dólares.Para una planta de 10.000 barriles por día de Diesel Oil, consume 2.83 millones de m3 por día de gas, y su costo aproximado es de 400 millones de dólares, pero esta planta produce ingresos 8.000 BPD de Diesel OIL, 2.000 BPD DE Gasolina Natural, 60 MW de Electricidad y sobre todo gran cantidad de Agua. Se piensa instalar 7 planta de GTL DE 10.000 BPD de capacidad, en los siguientes lugares. 1.- Yacuiba. 2.-Villamontes. 3.-Santa Cruz. 4.- Puerto Suarez. 5.- Zona Franca Puerto Aguirre. 6.-Chapare. 7.-La Paz – Patacamaya.PROCESO DE LICUEFACCIONCuando se extrae el Gas Natural de los yacimientos subterráneos, por lo general contiene en pequeñas proporciones ciertos materiales ó impurezas que necesariamente tienen que ser eliminados, antes que pueda ser licuado, tales impurezas como por Ej. Helio, Azufre que es muy corrosivo para los equipos, C02 Dióxido de carbono que se solidifica en el proceso de licuefacción y Hg Mercurio que puede depositarse en los instrumentos y falsear las mediciones, Agua H20 que se congelaría al enfriar el gas formando hielo, además ciertos hidrocarburos pesados ó condensados ó licuables tales como el Etano, Propano, Butano , que deben separarse en una unidad separadora de líquidos, antes de pasar a la etapa de licuefacción, pueden congelarse al igual que el agua y producir bloqueos en los equipos , si no se eliminan.El LNG producido debe ser usado en procesos de Combustión y por lo tanto hay que controlar su Poder Calorífico y el Índice de Wobbe , y para ello hay que separar los Etano, propano, butano , pentano y superiores y todas las impurezas que contiene , debe tener un aproximado de 1050 BTU/PC PROCESO DE ENFRIAMIENTO:Para convertir el gas natural a líquido, se enfría el gas tratado hasta aproximadamente -162 ªC, que es la temperatura a la cual el Metano, el componente principal, se convierte a líquido. El proceso de licuefacción es similar al de la refrigeración común, aquí un poco más complicado, por que hay que bajar bruscamente la temperatura, que se lo hace por un sistema magnético, se comprime los gases refrigerantes produciendo líquidos fríos, tales como propano, etano/etileno, metano, nitrógeno, ó mezclas de ellos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural. De ésta manera el gas natural se enfría hasta el punto en que se convierte en líquido.
Una vez que el gas ha sido licuado, se somete a un proceso de Joule Thompson ó expansión con extracción de trabajo para poderlo almacenar a presión atmosférica. El LNG producido se almacena en Tks especiales para ser luego transferido a los Buques tanques especiales de transporte. El diseño de estas plantas está gobernado por normas estrictas de calidad que se usan en la industria del LNG. ALMACENAMIENTO DEL LNG:El LNG se almacena a -162 ªC y a presión atmosférica en tanques criogénicos especiales para baja temperatura. El típico Tk de LNG tiene doble pared, una pared externa de hormigón armado, recubierto con acero al carbono y una pared interna de acero niquelado al 9 %. La seguridad y la resistencia son los pilares de las normas para construir estos Tks, los cuales están diseñados para soportar fuertes vientos y terremotos.TRANSPORTE DEL LNG:El LNG se transporta a presión atmosférica en buques especialmente construidos con casco de doble pared. El LNG en los tanques de carga del buque se mantiene a -162º C a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina auto refrigeración. El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque.Los buques contiene 4 ó más tanques esféricos grandes, que contiene sistema de contención de carga. 7.2.- EL GLPEs una mezcla de hidrocarburos gaseosos a temperatura y presión ambiental, mantenida en estado líquido por aumento de presión y/o descenso de temperatura. Está compuesto principalmente por propano, butano y puede contener Propileno y butileno.Propiedades y Características Del GLP:Es incoloro, no tiene color No es toxico, ni venenoso.Es inodoro, no tiene olor, se le añade un odorante Metil Mercaptan para percibir su presencia en el ambiente, Mercaptanos (Compuestos de azufre con la formula general R_SH, incoloros con olor fuerte y repulsivo).Al entrar en contacto con la piel en su fase líquida, produce quemaduras, cuya gravedad dependerá del tiempo de exposición y la superficie afectada.Estado líquido: Propano 0,507 Kg./L. Butano 0,580 Kg./L. El peso del agua es 1,000 Kg./L. El GLP es más liviano que el agua.Estado de Vapor :Propano 1,522 Kg./L. Butano 2,000 Kg./L. El peso del Aire es 1,000 Kg./L. El GLP es más pesado que el Aire. Cuando hay una fuga de GLP este se concentrará en el piso.Seguridad en el Manejo del G.L.PEl G.L.P es mas pesado que el aire, en consecuencia, en casos de escapes de gas, el mismo tiende a acumularse en zonas bajas y de poca ventilación: pisos, sótanos, alcantarillas, áreas cerradas, etc.Si detecta un olor característico de escape de gas, ventile el área abriendo puertas y ventanas.Apague cigarrillos, no use interruptores eléctricos ni presione timbres, porque producen chispas , no encienda ni apague luces.
Para comprobar un escape, coloque agua jabonosa sobre el área requerida, si se producen burbujas, es que existe una fuga de gas, NUNCA UTILICE FOSFOROS O LLAMAS PARA PROBAR SI EN EFECTO EXISTE DICHO ESCAPE.Cierre inmediatamente las garrafas o el tanque en caso de comprobar el escape y comuníquese con su compañía distribuidora de G.L.P. Evite que se derramen los contenidos de sus recipientes puestos al fuego, ya que los mismos podría apagar los quemadores de su cocina, dejando escapar libremente el gas. No permita que los niños manipulen las garrafas, ni los aparatos a gas, pues el manejo de los mismos es sumamente delicado.En caso de ausentarse de su hogar por varios días es conveniente cerrar las llaves de las garrafas o tanques de gasEFECTO DE LA TEMPERATURA DEL GLPAl aumentar la temperatura del GLP que se encuentra dentro de un tanque cerrado, aumenta su presión. Esto es debido a que aumenta la presión de vapor y, además, el líquido se expande. Por lo tanto, nunca se debe calentar un recipiente que contiene GLP y tampoco se debe llenar totalmente un recipiente con GLP líquido, sino que se debe dejar un espacio de por lo menos el 15% del volumen total del recipiente para la dilatación del líquido.PROPIEDADES DEL GLPEsta propiedad muestra la facilidad de un material para encenderse o hacer combustión. Para que haya combustión deben estar presentes los siguientes elementos: Combustible (gas inflamable) Oxígeno del aire Fuente de ignición (chispas, llama, calor, etc.) Cuando estos elementos se mezclen en las cantidades apropiadas, producirán la combustión. Es decir, que la mezcla gas–aire sólo será inflamable si la concentración del gas se encuentra dentro de los límites de INFLAMABILIDAD.YPFB REFINACION:La Refinación es una de las áreas más importantes de la cadena Hidracarburifera, es por ello que YPFB está invirtiendo grandes sumas de dinero en las 2 Refinerías, tales como para incrementar la capacidad de Refinación de ambas Refinerías:REFINERIA GUALBERTO VILLARROEL-CBBA: 1.- Se Cambió el Horno H-1001x el H-1001 A con capacidad de 32 000 BPD con capacidad de incrementar proceso de 1 700BPD.. La capacidad de la Unidad de Crudo es 25 300 + 1 700 = 27 000 BPD UDC.2.- Se Cambió los Tubos de los Hornos de Hydrobon-Platforming, dando más seguridad al proceso y aumentamos la capacidad a 8400 BPD, para poder producir más gasolina .3.- Otro de los grandes proyectos es la adecuación de la planta de 12 500 BPD para la ejecución del FEED y luego el IPC . Se lo contrató a Técnicas Reunidas de España para el Estudio y la Procura y puesta en marcha de ésta planta. Para el 2014 se tiene previsto el arranque de ésta nueva planta.REFINERIA GUILLERMO ELDER BELL DE SANTA CRUZ DE LA SIERRA:1.- A-300: Se adecuó el Área con una serie de inversiones, se cambio 20 Bombas, se colocó una nueva torre de enfriamiento, un nuevo centro de control de motores, con el fin de incrementar la capacidad de proceso en unos 6 000 BPD para un crudo de 61 ªAPI, para obtener mayor cantidad de Diesel Oil.
2.- Revamping Unidad de Crudo Fase II-A-301: El cual consiste en el incremento en la capacidad de 16 000+3000 A-300 = 19 000 BPD +3 000 a-300 +1 950 = 24 000 BPD para un crudo de 61 ªAPI3.- Unidad de Isomerización de Gasolina Liviana: La planta será de 6 000 BPD para obtener una Gasolina isomerizada de 87 de Octanaje. La Ing. Básica ya está concluida por UOP. Actualmente estamos en la etapa de Licitación Para el año 2012 : La Refinería de CBBA 2011 producía 25 300 BPD para el año 2012 27 000BPD, incrementando su capacidad de producción en 1 700 BPD.La Refinería de SCZ : Para el 2011 producía 19 000 BPD y para el 2012 -21 950 BPDLa capacidad de la Unidad de Crudo hemos pasado de 25 300 +19 000 =44 300 BPDPara el año 2012: 27 000 RCBBA+ 21 950 R SCZ = 48 950 BPDAl Aumentar la Capacidad de Crudo hemos aumentado la Capacidad de producción de:
• Gasolina Especial en 22% de 67 002 a 81 598 Mt3/ Mes• DO en 17 % de 51 321 a 60 013 Mt3/ Mes• GLP en 18 % de 272 a 320 Mt3/mes
PLANTA DE ISIMERIZACIONEn la Refinería de Santa Cruz se esta Construyendo una Planta de Isomerización de 6.000BPD de capacidad para procesar toda la Nafta Liviana LSR que se le agrega al RECON y producir Gasolina Especial con el fin de evitar la importación. La Isomerización es un proceso por el cual se eleva la calidad de Gasolina Liviana compuesta principalmente por Pentanos y Hexanos que tiene bajo octanaje y los transforma en gasolina Isomerizada de alto octanaje de 87 RON alterando la configuración molecular por reordenación de las cadenas Carbonosas sin alterar el Peso Molecular donde las Parafinas Normales se transforman en IsoParafinas que tienen un octanaje mucho mas alto.Se llama Isómeros a los compuestos que tiene las misma formula molecular y diferentes formulas estructurales. Cada unos de los Isómeros es un compuestos diferentes que tienen propiedades física y química que tienen la misma forma molecular.Conforme va aumentando el números de átomos de Carbono los Isómeros aumentan. Por ejemplo: El butano tiene 2 Isómeros NC4-iC4. EL Pentano tiene 3 Isómeros NC5-iC5,NeoC5. EL Hexano tiene 5 Isómeros que son : NC6- 2MP,2,2,3 MP;NeoC6: 2,3 DMP. El C7 tiene 9 Isómeros el C8 tiene 18 Isómeros, el C9 Nonano tiene 35 Isómeros y el Decano C10 tiene 75 Isómeros.El proceso de Isomerización consiste en transformar el normal pentano y el normal hexano contenidos en la gasolinas livianas en su isómeros ramificados. Las reacciones principales del proceso de isomerización son :
