Refining Review # 9

No 9 Ediciรณn 1 - 2018

Agradecimiento A las personas que hicieron posible la edición y publicación de nuestra revista, a nuestra carrera que siempre esta apoyando en todas las actividades académicas, a nuestro querido docente y mentor Ingeniero Ramiro Flores Rodríguez, quien con su amplio conocimiento nos instruye y enseña la materia de refinación del petroleo, a las instituciones y personas que nos abrieron sus puertas para realizar las entrevistas, a todos los docentes que aportaron y enriquecieron a esta revista con sus artículos, a nuestros compañeros que con mucho esfuerzo y dedicación prepararon sus proyectos para aportar información a nuestra revista y a nuestros padres que siempre están brindando su apoyo incondicional.

Editorial La revista REFINING REVIEW, es un paso fundamental en el desarrollo académico y en el campo de la investigación del sector de hidrocarburos. En esta novena edición queremos ser y dar un aporte académico para todos los interesados e implicados en el transporte de hidrocarburos.

Para este fin se han desarrollado entrevistas con profesionales especializados en el transporte de hidrocarburos, como también tenemos la colaboración de docentes y alumnos de Ingeniería Petrolera que buscan dar a conocer sus conocimientos al público a fin de que todos podamos hablar un lenguaje, en común, en materia de hidrocarburos.

Durante la construcción de este número se ha tenido en cuenta los puntos más importantes del transporte de hidrocarburos. Buscando dar un panorama completo de la temática que enriquezca el conocimiento de todos nuestros lectores.

DIRECCIÓN Ing. Ramiro Flores Rodríguez

IMPRESIÓN Diseño Creativo

AGRADECIMIENTOS Ing. Jorge Antonio Martínez Ortíz – ANH Ing. Carlos Tamayo Suárez - Consultor Senior en Gas y Petroleo, Autónomo Ing. Hugo Canedo - Gerente Sectorial de Transporte de Gasoductos en YPFB Lic. Milton Carreón – Consultor Senior en Economía Lic. Fernando Escalante – Consultor Senior en Economía Ing. Mario Daza B. – UMSA Ing. José Daniel Álvarez Gantier – UMSA Ing. Marcos Chambi Yana – UMSA Ing. Pedro Reynaldo Marín Domínguez – UMSA

FOTOGRAFÍAS Castillo Callizaya Madonna Estevez Medina Yamil Favian Huanca Bustillos Juan Marcelo Lara Roman Carolina Neva Maldonado Gutiérrez Misael Eduardo Ortega Sirpa Jhon

EDITOR Lic. Julián Andrés Fickert Manera DISEÑO GRÁFICO Y DIAGRAMACIÓN José Daniel Fickert Manera

CONTACTOS www.facebook.com/RefiningReview www.twitter.com/RefiningReview www.youtube.com/RefiningReview www.evirtual.umsa.edu.bo

REFERENCIAS Al citar este documento se debe señalar como: Revista Refining Review, UMSA No 9. Facultad de Ingeniería, carrera de Ingeniería Petrolera; Junio 2018.

Los artículos de la revista son de plena responsabilidad de cada uno de sus autores y no reflejan la opinión de los editores.

Contenido ARTÍCULOS: Logística del Petróleo: Una visión Global 2

Seguridad Industrial en sistemas de almacenamiento de Hidrocarburos

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Ductos: La esencia del Transporte 9

Paros programados 11

Tendencias y problemas en la Producción de Urea

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ENTREVISTAS: Visión global del Transporte de Hidrocarburos 18

El Plan Estratégico de Bolivia 20 ANH, Ente Regulador 22

Tarifas en el transporte de Hidrocarburos 24

Crecimiento sostenido a base del transporte y almacenamiento de Hidrocarburos

ACTIVIDADES ACADÉMICAS:

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Refinería Oro Negro 30 Planta de Senkata, Distrito Comercial 32

SIMULACIÓN DE PROYECTOS:

Propuesta para la Torre Atmosférica en la Refinería Gualberto Villarroel

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Análisis de la Implementación de una Unidad de Isomerización

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Unidad de Refinación con Hydrocracking 38

Sugerencia para mejorar la Calidad de Nafta Reformada en la Refinería Gualberto Villarroel

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Simulación de Procesos y Operaciones de Hidrocarburos

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Control de Calidad y de Optimización de Hidrocarburos

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Índice

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Refining Review - Revista Especializada en Hidrocarburos

Artículos

Artículos

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ARTÍCULOS

Ramiro Flores Rodríguez Ingeniero Químico Universidad Mayor de San Andrés

Logística del petróleo: Una visión Global Todos los días, usamos productos derivados del petróleo para satisfacer nuestras necesidades domésticas, por ejemplo, conducir un automóvil o calentar nuestros hogares. Del mismo modo, la industria, la agricultura, el transporte y las instituciones públicas, necesitan grandes cantidades de petróleo. Por lo tanto, las compañías petroleras deben entregar un buen producto, a un buen precio, en el tiempo y el lugar adecuado. Además de garantizar unas condiciones óptimas de seguridad para proteger el medio ambiente.

Estos son los objetivos de la logística del petróleo, que coordina las refinerías, los depósitos de importación, los depósitos de almacenamiento y una red de distribución que permite suministrar los productos derivados del petróleo a los consumidores.

Para comprender mejor, tomemos como ejemplo a Francia para tener en mente algunas cifras. El país cuenta con 8 refinerías y 20 depósitos de importación.

•Existen cerca de 12.000 estaciones de servicio, que se encuentra a unos 80 km de los depósitos. ¿Cuáles son los roles de los depósitos de almacenamiento?

El almacenamiento de hidrocarburos permite regular la oferta en función de la fluctuación de la demanda de los consumidores. Es decir, los depósitos de almacenamiento permiten responder con rapidez a la demanda local. Razón por la cual, las empresas no tienen que realizar múltiples viajes entre las refinerías y los lugares de distribución de los productos.

El almacenamiento de productos nos permite transportarlos a gran escala, lo que reduce los costos de transporte. Los depósitos de almacenamiento también se usan para mezclar algunos aditivos, colorantes o biocombustibles. En varias regiones y con el uso creciente de biocombustibles, los depósitos de almacenamiento también se utilizan para mezclar biocombustibles con productos derivados del petróleo.

• Aproximadamente el 30% de los productos derivados del petróleo llegan directamente al consumidor. Por lo tanto, podemos señalar que algunos roles En consecuencia, alrededor del 70% se almacenan importantes que cumple la actividad de almacenaen depósitos. miento, viene dado por:

• Existen unos 200 depósitos en Francia y están • Maquillaje para discontinuidades en la cadena de ubicados a una media de 300 km de las refinerías o suministro. de los lugares de importación.

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• Adaptar los flujos a la demanda del consumidor.

Por ejemplo, en 2009, se usaron muchos más bu• Entregar productos personalizados para el usuario ques petroleros para almacenar temporalmente final. petróleo que para transportarlo. De hecho, el precio del almacenamiento subió hasta alrededor de • Cumplir con la obligación de almacenamiento es- 1$ por barril y por mes. Durante el mismo mes, el tratégico. precio del barril aumento de 4 a 5 $. Razón por la cual varios millones de barriles se almacenaron en Los depósitos de almacenamiento no solo se utili- estos buques. zan para gestionar la distribución de productos derivados del petróleo en una región determinada. Los Categorías de Depósitos países industrializados también acumulan reservas de petróleo y gas por razones estratégicas. Esto les Podemos establecer cuatro categorías de depósitos permite disponer de recursos energéticos en caso de petróleo: de inestabilidades políticas que amenacen el sumi- • Depósitos en las refinerías. nistro.

• Depósitos para importación. Estos se encuentran a lo largo de las costas; pueden acomodar buques El almacenamiento estratégico se utiliza si se inte- de gran capacidad y están bien conectados con las rrumpe la oferta, si hay un retraso en la distribución vías de transporte. del crudo en una refinería, o en caso de que una refinería cierre e impida la distribución de productos •Depósitos de almacenamiento primario, que se finales durante un periodo largo. construyen cerca de los consumidores para garantizar un suministro continuo. Sus capacidades depenPor ejemplo, todos los países de la UE, tienen la obli- den del ámbito geográfico. Estos depósitos, presengación de almacenar suficiente petróleo para ase- tan grandes capacidades de almacenamiento, que gurar las demandas nacionales durante tres meses; abarcan todo el mercado (mayorista) hablamos de “reservas estratégicas”. Dependiendo del país, las reservas estratégicas podrían consistir • Depósitos de almacenamiento secundarios, para en petróleo crudo (como en Alemania), productos el mercado minorista, estos depósitos son más pedel petróleo o una mezcla de petróleo crudo y pro- queños y, en general, son administrados por distriductos del petróleo (como en Francia). Estas reser- buidores independientes. vas estratégicas pueden gestionarlas empresas públicas, privadas o ambas, colaborando mutuamente. La clasificación de los depósitos de petróleo también depende de sus capacidades y de sus infraestructuPor ejemplo, el Departamento de Energía de los ras. Cada depósito de almacenamiento tiene de 10 Estados Unidos, estableció una reserva estratégica a 30 tanques de acero. Un depósito de almacenade petróleo en el Golfo de México. Es la reserva de miento de petróleo puede albergar entre 10.000 a emergencia más grande del mundo, equivale al nivel 30.000 m3 de varios productos derivados del petróde consumo de petróleo de un mes en los EE.UU. leo, como combustible, gasolina, diésel y kerosene.

Los depósitos de almacenamiento también se pue- Otro tipo de depósito es el almacenamiento subden usar para la optimización de costos. Para ello terráneo. Los principales tipos de almacenamiento debemos tomar en cuenta algunos conceptos: natural subterráneo son: “transacción al contado” y “transacción a plazo”.

Cuando el precio futuro es inferior al precio actual • Campos de petróleo o gas natural agotados, (precio spot futuro esperado), hablamos de “bac- • Acuíferos, kwardation” (pendiente negativa). Cuando el mer- • Cavernas mineras, y cado está en backwardation, las reservas tienden a • Cavernas de sal. disminuir. Cuando el precio futuro es superior al precio actual (precio spot futuro esperado), hablamos Tomemos el ejemplo de las cavernas de sal: tiede “contango” (pendiente positiva). nen gran capacidad de almacenaje, de decenas de millones de barriles. Este tipo de almacenamiento Si se espera que el mercado tenga una pendiente es más económico que almacenar el petróleo en la positiva, los operadores compran productos deriva- superficie. Las cavernas se crearon tras perforar y dos y petróleo crudo a precios actuales y lo almace- diluir la sal con agua. La Reserva Estratégica de Penan hasta su distribución. Según sus previsiones, el tróleo en los Estados Unidos contiene una serie de precio futuro (forward), debería ser superior al pre- cavernas artificiales creadas en minas de sal debajo cio actual, más un costo de almacenaje. de la superficie.

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En una estación de servicio, los combustibles normalmente se almacenan bajo tierra para ahorrar espacio en la instalación, pero algunas instalaciones tienen tanques cisternas en la superficie.

demanda de petróleo ha crecido significativamente desde el 2000. Van a Europa a través del Canal de Suez. Los petroleros más grandes no pueden tomar esta ruta porque el canal de Suez es demasiado estrecho. Entonces, en esta área, también se usa el Cualquiera sea el tipo de depósito de petróleo, debe oleoducto SUMED (Suez Mediterráneo). respetar una serie de medidas de seguridad y cumplir varias normas de seguridad y protección al me- Los petroleros se clasifican por su tamaño, como se dio ambiente. presenta en la figura A.1. al pie de página Los productos derivados del petróleo son peligrosos y conllevan un riesgo de incendio o explosión. Por ejemplo, los petroleros Suez-Max son los barcos Garantizar la seguridad de los depósitos de almace- más grandes que pueden navegar a lo largo del Canamiento y de la cadena de distribución es, por lo nal de Suez; los petroleros ULCC son barcos de más tanto, crucial. de cuatrocientos metros.

Transporte de Petróleo y Derivados

Por razones históricas, la mayoría de los petroleros que operan actualmente no pertenecen a las compañías petroleras. Las compañías petroleras solo poseen la carga, es decir, los productos transportados por el petrolero. En cambio, externalizan el envío marítimo a los propietarios de buques especializados.

Las zonas de producción suelen estar lejos de donde se consume el petróleo. Por eso, grandes cantidades de crudo se transportan por el mundo desde hace décadas. Por lo general, el crudo se transporta principalmente por oleoductos o en buques petroleros hasta las refinerías y los depósitos. Es mucho menos frecuente el transporte ferroviario y por ca- El barco debe cumplir con estrictos estándares de seguridad y protección. Cada compañía petrolera rretera. establece sus propios criterios de calidad y seguPara transportar productos petrolíferos de las refi- ridad para el transporte marítimo. Estos criterios nerías hasta los depósitos, se pueden utilizar todo incluyen: las características y especificaciones de tipo de transporte: oleoductos, camiones cisterna, la construcción de petroleros, el mantenimiento; el barcazas, buques o camiones. Para distribuirlo al reclutamiento, entrenamiento y manejo de la tripucliente final, se suelen utilizar camiones cisternas lación, además de la planificación de las rutas y el viaje en sí. de diferentes capacidades.

Los petroleros son ampliamente utilizados para el transporte de petróleo crudo. Las rutas más frecuentadas para el petróleo crudo comienzan en Medio Oriente. Pasan por el estrecho de “Bab el-Mandeb” o el estrecho de “Hormuz”, la principal ruta de navegación marítima del mundo. Viajan a América a través del Cabo de Buena Esperanza. Viajan a Asia a través del Estrecho de Malaca entre Sumatra y Malasia. Esta ruta lleva a Japón y China, donde la

Los propietarios de los barcos son responsables de garantizar que sus buques cumplan con estos criterios. Cada barco está registrado en un país y navega bajo la bandera de ese país. El país en cuestión es responsable de verificar el estado del barco y las prácticas a bordo antes de emitir su registro.

Figura A.1. Barcos Petroleros

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Transporte por Ductos

ejemplo, la mezcla resultante de la contaminación de gasolina regular con gasolina Premium se re claGeneralmente, la industria petrolera prefiere el sifica como gasolina regular. transporte marítimo, porque es un transporte más flexible. A diferencia de un oleoducto, un barco no • El segundo caso: el material de la interfase es tiene que seguir la misma ruta, por lo que puede incompatible con los otros dos productos, en cuyo adaptarse para satisfacer la demanda. Sin embar- caso el material “contaminado” se canaliza a unidago, a veces el petróleo tiene que viajar por tierra, por des de almacenamiento especiales y se devuelve a ejemplo, a países sin litoral. En este caso, puede ser la refinería para ser re-procesado. más fácil y menos costoso utilizar un oleoducto que transportar el petróleo por carretera o ferrocarril. De Los oleoductos ofrecen una serie de ventajas, como hecho, en los países muy extensos como Rusia, los el transporte de gran volumen, una fuerza laboral oleoductos distribuyen el crudo en puertos para ex- reducida y trabajan 24 horas al día, 7 días a la semana. Pero se necesitan grandes inversiones para portarlo por barco. construirlos. El orden de magnitud para 1 km de tuEuropa occidental tiene una red de oleoductos que bería es de aproximadamente 1 millón de dólares. transporta el crudo de los puertos a las refinerías Finalmente, la construcción de nuevos ductos impliubicadas en su interior. Estos también se utilizan ca negociaciones intensas debido a las altas participara enviar los productos terminados, como el com- paciones geopolíticas y económicas en las regiones bustible, desde las refinerías a los grandes centros a través de las cuales pasan estas redes. de consumo. Este modo de transporte es el más exYa sea que se transporte por mar o por gasoducto, la tendido en estos países. seguridad de las operaciones es clave. Si una tubería La tubería más larga del mundo es el oleoducto se daña por accidente o por sabotaje, cualquier fuga DRUZHBA (más de 5.000 km), que pasa por ocho puede detectarse rápidamente porque se registra países. Este oleoducto transporta el petróleo ruso al una caída repentina de la presión en la tubería. oeste. Otro oleoducto famoso es el SUMED que alivia las restricciones del canal de Suez. Los tanques Very Large Crude Carrier (VLCC) se descargan parcialmente en AIN SUKHNA. De esta manera, pueden pasar el canal de Suez y recargar el petróleo en SIDI KERIR. Este oleoducto pertenece a una empresa conjunta con participación egipcia, árabe, kuwaití y qataríe.

Cuando se localiza el origen de la fuga, el flujo se detiene, tan pronto como sea posible, en las estaciones de bombeo y se contiene cualquier contaminación. Sin embargo, las fugas debidas a la corrosión de la tubería pueden ser importantes. Para prevenir tales accidentes, las tuberías deben inspeccionarse y reemplazarse regularmente.

Las tuberías también pueden transportar productos Transporte por carretera derivados del petróleo. Una tubería que transporta varios productos diferentes se conoce como una tu- Los camiones cisternas pueden contener de 10 a 30 toneladas de líquido. Cada depósito de almacenabería multiproducto o poliducto. miento grande tiene varias bahías o islas de carga Los lotes de productos se impulsan entre sí en una donde los productos derivados del petróleo se carsecuencia predefinida, llamada programa de bom- gan en los camiones. beo. Esta secuencia se determina de acuerdo con la compatibilidad y las especificaciones de los productos transportados. Por ejemplo: el diésel es seguido por aceite de calefacción, gasolina regular por gasolina Premium, etc. Los productos están en contacto directo. En consecuencia, una fracción de estos dos productos es una mezcla. Esto da lugar a dos casos:

Los camiones cisterna llevan el combustible de las instalaciones de almacenamiento regionales a la estación de servicio local, donde el combustible se envía al tanque de almacenamiento subterráneo apropiado.

Los camiones cisterna tienen compartimientos seg• El primer caso: el material de interfase “contami- mentados, de modo que se pueden entregar difenado” es compatible con uno de los dos productos; rentes tipos de combustible en un solo viaje, lo que en este caso, la mezcla se inyecta en el producto permite ahorrar en costos de transporte. compatible, generalmente el menos “noble”. Por

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Del mismo modo, la seguridad de la red de distribución se garantiza de varias maneras. Por ejemplo, los conductores de camiones de reparto deben tener una licencia especial para transportar hidrocarburos; y, camiones y equipos son inspeccionados regularmente.

Tomemos el ejemplo de Francia. Para el mercado mayorista, desde las refinerías hasta los depósitos de almacenamiento, los oleoductos son el principal modo de transporte, representando el 55% del flujo.

Los camiones vienen después con un 20%, los barcos un 15% y los ferrocarriles un 5%. Para el mercado Las compañías petroleras también verifican que se minorista, eso significa el transporte desde los decumplan las condiciones de seguridad en los puntos pósitos de almacenamiento hasta el cliente final, los de entrega, incluso si no son las propietarias. camiones dominan al 85%.

Transporte por ferrocarril En cuanto a los ferrocarriles cisterna, tienen una capacidad limitada. Este modo de transporte permite rotaciones frecuentes y se necesita una capacidad de almacenamiento mínima. Sus costos de funcionamiento son más bajos que los costos de funcionamiento de los camiones, pero requiere grandes infraestructuras, como líneas ferroviarias y grandes plataformas de carga. En muchos países, como Estados Unidos o Francia, representa solo un pequeño porcentaje del transporte total de petróleo o derivados del petróleo.

¿Cómo elegir?

Entonces, ¿cómo podemos elegir el mejor modo de transporte? Dependerá de las infraestructuras disponibles, los volúmenes, las distancias y, finalmente, dependerá de los costos.

Por ejemplo, en términos de volumen, 24 horas de funcionamiento de una tubería equivale a 1 gran barco. También es igual a 2 trenes con veintidós vagones cisterna de ochenta metros cúbicos. Es lo mismo que cien camiones de treinta y cinco metros cúbicos.

Dependiendo del desglose entre los costos fijos y variables, todas las herramientas de transporte tienen un “área de ventaja de costos”. De hecho, los camiones cisterna y de carretera son bastante caros. Estos modos de transporte se usan más para distancias cortas y productos refinados de petróleo.

Los buques cisterna y las tuberías se utilizan más ampliamente para distancias más largas y pueden transportar petróleo crudo o productos derivados del petróleo.

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ARTÍCULOS

Mario Daza B. Ingeniero en petróleo, gas y procesos Universidad Mayor de San Andrés

Seguridad industrial en sistemas de almacenamiento de hidrocarburos El análisis de problemas potenciales en la seguridad industrial, exige la consideración simultánea de múltiples aspectos a fin de lograr un proyecto confiable tanto en lo operativo como en los temas que hacen al análisis de riesgos industriales y ambientales que podrían derivar en accidentes e incidentes al no considera elementos tan básicos como el control de riesgos y alguna metodología de prevención de contingencias.

En la actualidad, las organizaciones industriales en especial el sector de hidrocarburos enfrentan una gran variedad de riesgos cada día que pueden afectar su capacidad de lograr ciertos objetivos comerciales y permanecer vigentes. En este sentido, la evaluación de riesgos es un importante y sofisticado proceso utilizado para medir los peligros en una planta de procesos y almacenaje de modo que los pueda mitigar y reducir a un nivel aceptable.

Existen diferentes técnicas y herramientas para minimizar el stock de productos peligrosos a un nivel tal que su peligro sea reducido en el caso de algún accidente, o también el análisis de posibles sustituciones de materiales peligrosos por otros más seguros o bien por operaciones más confiables.

De la misma forma se determina también la evaluación del manejo de productos peligrosos, pero bajo condiciones más seguras desarrollando diseños sencillos, amigables y seguros que minimicen los errores operativos. Es decir, evitar instalaciones complejas con conexiones o derivaciones que podrían determinar la incorrecta manipulación de válvulas de paso o cierre piloto, por parte de los operadores y/o sistemas automatizados. Por ejemplo, evitar la conexión de tanques donde debe impedirse la mezcla de productos por su incompatibilidad química entre otros. Sin embargo la automatización también es un factor muy importante a favor, que optimiza el manejo de los sistemas de almacenamiento y seguridad en plantas de tratamiento y despacho de hidrocarburos.

En los últimos años asesores en el control de riesgos, han efectuado, facilitado, participado y observado miles de evaluaciones de peligros para casi todo tipo y envergadura de industrias. Basándose en esas experiencias, han concluido que muchas or- Las disposiciones legales, reglamentarias y técniganizaciones no llevan a cabo buenas evaluaciones cas, son muy importantes en la seguridad industrial, de riesgos. aquí el Rol de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), es muy transcendental, y su regulación en la aplicación de normas, códigos y especificaciones extranjeras pertinentes, reconocidas por el Ente

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Regulador, entre otras API, ANSI, ASME, ASTM, BS, DIN, DOT, EPA, EN, HSE, IEEE, NACE, NEMA, NFPA, OCIMF, OSHA, UL, VDE, de acuerdo a la reglamentación y regulación aplicables en el país.

En el caso de proyectos, como la incorporación de nuevos desarrollos tecnológicos, además de estar técnicamente respaldados en alguna de las normas, códigos y especificaciones citadas, deben materializarse de acuerdo a prácticas recomendadas de ingeniería y conforme a las normas y técnicas nacionales, como el Reglamento de Normas Técnicas y de Seguridad para las Actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, D.S. 24689, que avalen, según corresponda, el cumplimiento de los requerimientos mínimos de seguridad establecidos en el referido reglamento, conjuntamente, materiales y equipos asociados al proyecto, características técnicas de la instalación, documentación que debe contar con las firmas de los profesionales competentes, debidamente registrados en la ANH.

Figura B.1. Almacenamiento Otros aspectos no menos importantes en la seguridad de plantas de almacenamiento de hidrocarburos, son las metodologías y técnicas aplicables que deben establecer requisitos en los servicios de ingeniería para la protección contra incendios de los tanques de almacenamiento del tipo atmosférico (techos fijo y flotante); tanques a baja presión (criogénicos) y recipientes sujetos a presión (esférico y horizontal); destinados al almacenamiento de productos inflamables y combustibles, para instalaciones nuevas o aquellas sujetas a modificación a través de un tercero, así como los requerimientos de las instalaciones y dispositivos destinados a la protección de tanques de almacenamiento, drenajes, diques de contención, accesos, vías de escape y arreglos de tuberías y accesorios de los sistemas contra incendios. Que deben incluir también sistemas de espuma y de enfriamiento.

Los compuestos orgánicos volátiles (COV) emitidos durante las actividades de almacenamiento de las terminales de productos de crudo y petróleo pueden ser significativos en términos tanto ambientales

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como económicos. Las emisiones de COV pueden resultar de las pérdidas por evaporación durante el almacenamiento (conocidas normalmente como “pérdidas por respiración, de almacenamiento o instantáneas”), durante actividades operativas como el llenado, la retirada, la mezcla de aditivos y la carga/ descarga en los eslabones de transporte (conocidas como “pérdidas durante la operación”), y debido a fugas en las juntas, bridas y otras clases de conexiones de los equipos (conocidas como “pérdidas fugitivas”).

Otras emisiones pueden proceder de las unidades de combustión de vapor y de recuperación de vapor. Las recomendaciones para prevenir y controlar la emisión de COV procedentes de las pérdidas por almacenamiento y pérdidas durante la operación aplicables a la mayoría de los tanques de almacenamiento de combustible a granel, así como a los sistemas de tuberías y bombeo por encima del nivel del suelo, incluyen.

Figura B.2.

Tanques de Almacenamiento, Campo Carrasco Finalmente, los riesgos asociados con los espacios cerrados, al igual que en otros sectores industriales, pueden ocasionar la muerte en caso de no manejarse adecuadamente como una de las peores situaciones posibles. La entrada en espacios cerrados por parte de los trabajadores y las probabilidades de que se produzcan accidentes pueden variar de unas terminales a otras en función del diseño, y equipos en el emplazamiento e infraestructura. Los espacios cerrados en las terminales de productos de crudo y petróleo pueden incluir tanques de almacenamiento, algunas zonas de contención secundaria y la infraestructura de manejo de las aguas pluviales/ aguas residuales.

En estas instalaciones se deben formular y aplicar procedimientos para el ingreso a espacios reducidos como se describe en las Guías generales sobre medio ambiente, salud y seguridad aplicables según las normas y metodologías adoptadas por cada empresa.

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Marcos Chambi Yana Ingeniero Químico Universidad Mayor de San Andrés

Ductos: La esencia del Transporte El transporte de hidrocarburos se realiza a través de duce hacia los centros de refinación de donde parte líneas de transporte conformadas por tuberías me- por medio de poliductos para su posterior comertálicas denominadas ductos u otros medios como cialización. cisternas, barcazas pequeñas y buques tanques, entre otros.

En el caso de las líneas de transporte, es necesario aclarar los distintos tipos de ductos que se clasifican de acuerdo a la tabla C.1.:

Tabla C.1. Tipos de Líneas de transporte

El gas natural ingresa a una planta de tratamieto donde se lo separa de los líquidos e impurezas antes de ingresar a los gasoductos mayores, mientras que, los líquidos extraídos son enviados a los centros de refinación. Por su parte, el petróleo halla su tratamiento en las plantas de estabilización para separarlo de los gases y productos livianos que son enviados a las plantas de gas, mientras que, el petróleo estabilizado, a través de oleoductos, se con-

Es necesario aclarar que, a diferencia del petróleo, el gas natural es transportado fundamentalmente por ductos, a pesar de que la tecnología de gas natural licuificado (LNG por sus siglas en inglés) permite su transporte mediante metaneros. Por este motivo, la mayoría de los contratos de comercialización de gas natural en el mundo son bilaterales y de largo plazo, puesto que, requieren una inversión significativa en transporte.

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Transporte por Ductos En Bolivia, el transporte de hidrocarburos por ductos se rige por el principio de libre acceso, es decir, que toda persona tiene el derecho de acceder a un ducto en la medida en que exista capacidad disponible en el mismo.

El sistema de transporte de gas para el Mercado de Exportación cubre los volúmenes contratados para Brasil y Argentina, y también atiende la demanda interna de la ciudad de Santa Cruz y otras poblaciones a lo largo de los ductos de este sistema que son el Gasoducto Río Grande-Yacuiba (GSCY) y el Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA).

Sistemas de Transporte de Hidrocarburos Líquidos La red de transporte de líquidos de YPFB TRANSPORTE S.A. (Figura 1.), cubre el centro y sur de Bolivia. Esta red se divide en cuatro subsistemas: Norte, Sur, Central y Occidental. La red cuenta con 16 estaciones de bombeo con una potencia instalada total de 40.072 hp, y una longitud de 3.035 km de ductos.

El Sistema Norte se extiende desde la localidad de Carrasco hasta las ciudades de Santa Cruz y Cochabamba. Transporta petróleo crudo y condensado y El sistema de transporte de gas natural de YPFB tiene una longitud de 766 km.

TRANSPORTE S.A. (Figura C.2.), Se extiende sobre dos tercios del país, abarcando siete de los nueve El Sistema Sur se extiende de Yacuiba hasta Santa Departamentos. Se divide en cuatro sistemas, con Cruz transportando, principalmente, petróleo crudo y Gas Licuado de Petróleo (GLP). Este sistema se exuna potencia instalada de 65.412 hp. tiende sobre el mismo derecho de vía del Sistema El sistema de transporte para el Mercado Interno Sur de la Red de Gas y tiene una longitud de 1.160 Sur abastece a las ciudades de Sucre, Potosí y Ta- km. rija y otras poblaciones que se encuentran a lo largo del ducto, mediante los gasoductos: Gasoducto El Sistema Centro va desde Santa Cruz hasta CoTaquiperenda-Cochabamba (GTC), Gasoducto Tara- chabamba transportando, principalmente, petróleo buco-Sucre (GTS), Gasoducto Sucre-Potosí (GSP), crudo, petróleo reconstituido, isomerado y GLP. Tiene una longitud de 531 km.

Gasoducto Villamontes-Tarija (GVT).

La Agencia Nacional de Hidrocarburos ANH, regula económicamente la actividad de transporte por ductos, ya sean éstos gasoductos (ductos que transportan gas), oleoductos (ductos que transportan crudo) y poliductos (ductos que transportan productos refinados). Esta actividad se realiza mediante la otorgación de una concesión administrativa otorgada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos.

Sistemas de Transporte de Gas.

El sistema Mercado Interno Occidente abastece a las ciudades de Cochabamba, Oruro y La Paz, y poblaciones que se encuentran cerca al Gasoducto al Altiplano (GAA).

El sistema Mercado Interno Norte abastece a las poblaciones intermedias que se encuentran a lo largo del Gasoducto Carrasco-Yapacaní-Colpa-Río Grande (GCY) y el Gasoducto Carrasco-Cochabamba (GCC).

70°0'0"W

68°0'0"W

66°0'0"W

Camacho

64°0'0"W

62°0'0"W

RED DE DUCTOS YPFB TRANSPORTE S.A.

Larecaja

El Sistema Occidente inicia en Cochabamba y se extiende hasta la Terminal Arica, ubicada en la ciudad del mismo nombre en Chile. Transporta crudo reconstituido para exportación y tiene una longitud de 577 km.

60°0'0"W

Ñuflo De Chavez

±

Sur Yungas

16°0'0"S

Omasuyos

Manco Kapac

Los Andes

Murillo

Nor Yungas

GAA-H

Senkata

Ichilo

Chapare

Ayopaya

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Obispo Santisteban

Sara

Perú

Brazil

16°0'0"S

Caranavi

Manco Kapac

Ingavi

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Humberto Suarez

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Sayari Capinota

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Buena Vista

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Manuel M. Caballero

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Andres Ibañez

Santa Cruz Chiquitos

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Naranjillos Percheles

GAA-A

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Samaipata

Alonso de Ibañez Pantaleon Dalence

Warnes

Terminal Santa Cruz

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Carangas

Vila Vila

General Bernardino B Bolivar

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San Pedro De Totora Nor Carangas

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18°0'0"S

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Caranda

Huayñacota

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Tomas Barron

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18°0'0"S

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Entre Ríos !. Katari . !

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Bulo Bulo

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Limatambo

Terminal Cochabamba

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Gualberto Villarroel

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Quillacollo

Aroma

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Charcas

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Arica

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Cornelio Saavedra

Torrepampa

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Karachipampa

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GTC -B

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Tomas Frias

Ladislao Cabrera

GTC -C

GSP

Abaroa

Belisario Boeto

Tapirani

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Qhora Qhora

Sur Carangas

Atahuallpa

OCSZ-2A

Mejillones

DGIC

Azurduy

Cerrillos

. !

C LGP

OCCH

Chorety

OCY-1D

20°0'0"S

. !

20°0'0"S

-A GTC

Chuquisaca

DGCMT

Jose Maria Linares

Antonio Quijarro Daniel Campos

Taquiperenda

Hernando Siles

. !

Luis Calvo

Chile

LOPÑ

OCY-2

Nor Chichas

. !

LGPV

El Porvenir Vuelta Grande

LGVG-2 . !

T LOV

Sur Cinti

Referencia

LOCT ! .

San Roque OCY -2B

Caigua

OCY-2A

LGSR ! .

Nor Lipez

Tiguipa

! .

San Antonio Burnet O'Connor

GVT -E

Cercado GVT! .

F

Tarija

GVTGVT-J

I

GVT-H . !

GVT-B

GVT-G

. !

Oceano_Pacifico Provincias

LGLV .

LOVV !

La Vertiente

Paraguay

Limite_Internacional

Producto

GVT-A

Gasoducto

Entre Ríos

OCY-1

San Lorenzo

. !

DGTT . !

La Tablada

GVT

LGVT

Mendez

DGTP

Oleoducto

Gran Chaco

Departamentos

Tarija

Beni Chuquisaca Cochabamba

Avilez

Campo Grande OCY-1B

Modesto Omiste

La Paz Oruro

Campo Grande Compresión

!! . .

GIJA GCG

Pando

. !

Pocitos Yacuiba

Arce

Potosi Santa Cruz

22°0'0"S

Sur Lipez

0

37.5

75

150

225

Tarija

Argentina

300

Ubicación: Etapa:

Kilometros

68°0'0"W

66°0'0"W

64°0'0"W

62°0'0"W

BOLIVIA

Conforme a Obra

Actualización de Planos y Datos Técnicos Plano General Gasoductos y Oleductos YPFB Transporte S.A. 70°0'0"W

Estaciones Lagos

. !

El Puente

. !

Sur Chichas

Enrique Baldivieso

22°0'0"S

Potosi

Océano Pacífico

OCY-3

Nor Cinti

Código:

BOL-E00-MP-01-05-01 de 01

Escala:

1:1.500.000

Formato: Carta: 279 mm x 216 mm 60°0'0"W

Figura C.2. Sistema de Transporte de Gas Natural

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Refining Review - Revista Especializada en Hidrocarburos

“... el sistema de transporte de gas natural se extiende sobre dos tercios del país, abarcando 7 de los nueve departamentos...”

ARTÍCULOS

Pedro Reynaldo Marín Domínguez Ingeniero Petrolero Universidad Mayor de San Andrés

Paros Programados Las declaraciones cambiantes en función al transcurso del tiempo del ministro de Hidrocarburos, Luis Alberto Sánchez y del presidente de YPFB, Óscar Barriga, se ha identificado el término “paro programado” como la razón por la cual no está en operación la planta de amoniaco urea. De acuerdo con los especialistas en complejos petroquímicos, indican que técnica y operativamente los acontecimientos de los paros pueden clasificarse en forzados y no forzados, en programados y no programados.

Un paro forzado es el provocado por una avería y puede ser programado no programado. Si la avería se detectó con antelación a que pueda provocar daños, entonces la reparación se denomina paro forzado programado. Si la avería no fue detectada o detectada con tan poca antelación que no se pudo planificar la intervención, como es el caso de Bulo Bulo, entonces se denomina paro forzado no programado. Un paro no programado es causado por una avería (paro forzado) cuya reparación no ha podido ser planificada ya que en el momento de su detección ya se están produciendo daños importantes en el equipo o su funcionamiento puede ser un riesgo para un equipo específico, grupo de equipos, el personal y se tiene que parar.

Las consecuencias de un paro varían de uno a otro, pero siempre son negativas. Los paros no programados (por desperfectos imprevistos como el actual) son los más costosos y peligrosos. El mantenimiento predictivo reduce la cantidad de paros de cualquier tipo.

Paros Programados Los paros no forzados son siempre programados y se realizan para inspeccionar las máquinas, reemplazar las piezas gastadas y corregir los defectos detectados para evitar paros forzados en el futuro. Son propios de una planta donde se practica el mantenimiento preventivo. El número de paradas no forzadas se puede reducir si, además se aplican técnicas de mantenimiento predictivo.

Coordinar un paro programado, requiere de un nivel organizativo muy importante, representando un momento crítico en la vida de la instalación, ya que muchos de los equipos importantes son abiertos, desmontados, revisados, vueltos a montar y puestos en marcha. Obviamente, el rendimiento futuro de la instalación dependerá de la calidad de los trabajos efectuados. Refinerías, industrias petroquímicas o centrales eléctricas son ejemplos de Cuando la parada no puede ser programada, el tiem- instalaciones que se someten de forma periódica a po de reparación es mayor ya que el personal, las paradas para realizar revisiones en profundidad de herramientas y los repuestos no están preparados. las instalaciones y equipos clave.

Los paros no programados se pueden minimizar con el mantenimiento predictivo.

Artículos

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Estas revisiones generan un aumento puntual de la necesidad de personal y medios técnicos, aspecto donde las empresas, tienen dificultad en general para hacerles frente empleando sus propios recursos. Se recurre en la mayoría de los casos a empresas externas especializadas, que pueden suministrar personal especializado en cantidad suficiente, junto con los medios y herramientas específicas para la realización de estos trabajos. Nada de lo anterior sucedió en Bulo Bulo. El costo, la duración y la eficacia en la realización del trabajo son trascendentales. Una mala coordinación de las actividades puede traer consecuencias nefastas en el cumplimiento de los tiempos para dicho paro programado.

Periódicamente es necesario sustituir algunos de los elementos internos sometidos a desgaste que necesitan de la realización de grandes trabajos, y la revisión de otros muchos puntos. Tras la realización de estos trabajos, los equipos principales pueden estar en disposición de producir durante otro largo periodo de tiempo.

Motivos para realizar una parada

Por lo que es aconsejable, realizar paradas programadas que eviten averías y problemas de seguridad inesperados. Los equipos que marcan la necesidad de realización de una parada son los intercambiadores de calor de todo tipo (para limpiar su superficie y mejorar el intercambio de calor), las columnas de destilación (que sufren degradación en su interior), los reactores (por las condiciones agresivas en las que trabajan algunos de ellos), y los depósitos. Se aprovecha la parada para revisar todos los equipos auxiliares, las tuberías y para realizar todo tipo de inspecciones de acuerdo a reglamentos o estándares.

La realización de mantenimientos preventivos sistemáticos no es la única razón por la que se realizan las paradas programadas de mantenimiento, estas pueden estar motivadas por alguna de estas cuatro causas:

Realización de Mantenimiento Correctivo Programado.

Ventajas e inconvenientes de realizar una parada Paradas en refinerías e industria petroquímica Las refinerías, y las industrias químicas y petroquímicas suelen ser plantas de proceso continuo donde las paradas no programadas tienen un gran impacto económico.

Es la corrección de un fallo lo que motiva la realización de la parada programada, que aunque tratándose de fallos de diversa severidad, no necesitan de una intervención inmediata, sino que puede pospo- Consultados sobre las declaraciones del presidente de YPFB, sobre el daño del módulo de comando de nerse hasta encontrar un momento idóneo. uno de los compresores, indican que no es un paro Realización de Inspecciones o Pruebas, para com- programado y además el complejo Bulo Bulo tiene probar que los equipos más importantes de la insta- solo dos plantas la que produce Amoniaco como lación se encuentran en buen estado, son las deno- materia prima para la Urea y la de Urea misma. Los servicios auxiliares no se consideran estrictamente minadas paradas de corta duración. como una planta ya que solo son eso, servicios auxiSe trata de inspecciones programadas o pruebas de liares para el buen funcionamiento de las dos otras funcionamiento, no siendo necesario hacer grandes que si generan procesos químicos que transforman desmontajes, sino que más bien el objetivo es de- la materia prima. Por todo lo expuesto, las concluterminar el estado de un sistema o de una parte de siones son inciertas y los paros de la planta de urea la instalación realizando algunas comprobaciones amoniaco continúan. para las que se requiere parar la planta. Estas paradas suelen ser cortas: el tiempo necesario para que la temperatura y la presión de la zona a la que se quiera acceder sea la adecuada, el tiempo de realización de la inspección, que suele ser breve, y el tiempo para el restablecimiento del sistema.

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Refining Review - Revista Especializada en Hidrocarburos

“... los paros en las plantas de producción de urea son similares a los que ocurren en sector de transporte de carburantes...”

ARTÍCULOS

Daniel Álvarez Gantier Ingeniero Químico Universidad Mayor de San Andrés

Tendencias y problemas en la producción de Urea Introducción

Por otro lado la oferta y demanda de urea en los próximos años se verá sujeta a las siguientes tenLa industria de fertilizantes (amoniaco-urea) ha te- dencias: nido en los últimos años un crecimiento exponencial en incorporación de tecnología y la capacidad de las a) La capacidad de las plantas de urea está decreciendo; b) La utilización de esta capacidad está creplantas que se instalan. ciendo y c) la demanda de urea se encuentra en punEl actual contexto del mercado de plantas se mueve to que se puede calificar como modesta. alrededor de la materia prima, localización de mercados, logística de transporte y un consumo menor En la figura D.2. se muestra la proyección de la oferta y la demanda de urea a nivel mundial: de energía.

La capacidad de las plantas que antes de la década de los noventa no podía ser incrementada de las 1500 ton/d hoy en día se están construyendo plantas con más de 5.000 ton/d.

Los mercados de la urea Desde el 2012 los precios de la urea han ido a la par de los precios del petróleo y esta tendencia ha ido a la baja hasta el año 2016. Como podemos apreciar de la figura D.1. el precio ha crecido ligeramente el 2017 para volver a caer y crecer ligeramente durante el 2018.

Figura D.2. Proyección de Oferta y Demanda

Figura D.1. Precio de la urea 13

Manufactura de la urea

Mayores problemas de Ingeniería

La Urea es de lejos el fertilizante más conveniente para la agricultura a escala mundial. Tiene un alto contenido de Nitrógeno que alcanza al 46%; y es fácil producir en pellets y gránulos y es fácilmente transportable en costales con una garantía de no ser un material explosivo.

Variables de la autoclave

El objetivo de la reacción en la autoclave es el de producir la mayor cantidad de producto y por tanto la mayor cantidad de ingreso para la planta. Las condiciones que afectan a la velocidad de reacción son: temperatura, presión, relación NH3/CO2 y la razón Las principales materias primas para la manufactu- de alimentación. ra de la Urea son el amoníaco y el dióxido de carbono y por tanto en el reactor se producen dos reacciones La razón de producción de la urea puede ser increprincipales: mentada por: CO2+2NH3 = NH2COONH4

Δ H = -37,4 Kcal

1. Incremento de la presión 2. Incremento de la temperatura a un máximo de Ésta reacción es altamente exotérmica sin embrago 175-180ºC. Habrá que tener en cuenta que la es seguida por la descomposición del Carbamato de disociación del carbamato ocurre a 180 atm y Amonio: 190ºC. 3. No se tiene que usar en exceso el Amoníaco.

NH2COONH4 = NH2CONH2+H2O ΔH= +6,3 Kcal Las razones para no usar en exceso Para la selección de procesos de la manufactura de son las siguientes: la Urea entre los más importantes tenemos: 1. Si se incrementa la presión, se incrementan los 1. El proceso de Snamproguetti con stripping costos de operación y capital del sistema de 2. El proceso Stamicarbon con stripping de CO2 compresión.

3. El proceso Montedison 4. El proceso Mitsiu Toatsu de reciclo total.

2. A altas temperaturas la Urea se descompone en 5. El proceso Casale MRR Biuret y este compuesto es tóxico para las semillas y animales.

En la figura D.3. se puede ver el diagrama de flujo del proceso para la manufactura de la urea en base 3. Los dos puntos anteriormente anotados además a Amoníaco y Dióxido de Carbono. incrementan la corrosión de la maquinaria y piping de la planta.

Figura D.3. Proceso de manufactura de urea

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Descomposición del carbamato y reciclo

Transporte y Almacenamiento de la Urea

Para optimizar el funcionamiento de la autoclave se tiene que ajustar un tiempo de residencia muy corto y en la columna de agotamiento (stripping) las condiciones deben ser de baja temperatura y alta presión.

Si la planta de Urea no se encuentra al lado de un río o en un puerto, el transporte de la misma debe realizarse mediante ferrocarril ya que las bolsas necesitan un espacio más distribuido para su transporte.

El almacenamiento es igualmente crítico, ya que la Urea es altamente higroscópica y muy sensible a sitios con alta humedad. Para prevenir la formación de agua en los gránulos de Urea, se hace necesario la construcción de silos donde el piso no pueda transportar humedad y los laterales del mismo no tengan ventanas ni puertas ya que la Urea es sensible a los rayos del sol.

La otra gran diferencia en procesos de competitividad es el diseño del reciclo. La conversión en el reactor por paso alcanza entre el 40% al 50% y por tanto los gases que no han reaccionado deben ser re-circulados. La recompresión de estos gases es imposible ya que la formación de carbamato sólido y la formación de corrosión en el sistema de compresión causa serios problemas.

Producción de la Urea granular (Prilling) Cuando se efectúa la peletización o formación granular de la Urea es necesario evitar la formación de Biuret. Por tanto antes de la granulación la urea debe ser secada del 80% al 99% usando aire seco. La solidificación debe realizarse por encima del punto de fusión de la Urea y con un tiempo de residencia muy corto.

“... el Urea es altamente higroscópica y muy sencible a sitios con alta humedad...”

Figura D.4. Planta de Amoniaco Urea (PAU) de Bulo Bulo, Cochabamba.

Artículos

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Entrevistas

Entrevistas

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ENTREVISTAS

Carlos Tamayo Suárez Ingeniero Industrial - Químico Consultor Senior en Gas y Petróleo

Visión Global del Transporte de Hidrocarburos ¿Qué es la cadena de hidrocarburos?

¿Cuándo empieza el transporte?

La cadena de Hidrocarburos en nuestro país, se divide en dos grandes grupos de actividades: UPSTREAM: Que comprende las actividades aguas arriba del punto de fiscalización.

DOWNSTREAM: Que comprende las actividades aguas abajo del punto de fiscalización.

Se puede decir que existen dos tipos de transporte de acuerdo a su función. Operativo y Comercial.

Las principales actividades del UPSTREAM son: a) EXPLORACIÓN b) EXPLOTACIÓN c) PRODUCCIÓN d) TRATAMIENTO Y ADECUACIÓN Las principales actividades del DOWNSTREAM son: a) TRANSPORTE DE GAS, PETRÓLEO Y DERIVADOS b) REFINACIÓN c) COMERCIALIZACIÓN d) DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES e) GNC Y GNL f) INDUSTRIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL

¿Dónde se divide la cadena?

El Transporte Operativo es el que sirve para llevar el Gas y/o el Petróleo en Boca de Pozo, mediante líneas de Recolección, hasta los Sistemas de Separación primeria y/o a las Plantas de adecuación y extracción de licuables.

El Transporte Comercial inicia en el Punto de Fiscalización y se realiza por Oleoductos cuando se debe transportar Petróleo Crudo, Condensado GLP y por gasoductos cuando transportamos Gas Natural de los Campos de Producción. Los Poliductos son líneas de transporte que transportan productos terminados producidos en Refinerías, tales como las Gasolinas, Diésel Oil, GLP y otros.

¿Para qué y a dónde transportamos?

El Petróleo y Condensado son transportados para ser Transformados en Productos Terminados en Refinarías y cuando existen excedentes para ser exportados a diferentes mercados.

La cadena se divide en el Punto de Fiscalización. Es decir donde el Gas y Petróleo han sido adecuados EL Gas Natural es transportado para diferentes para ser transportados, aquí pueden ser medidos y mercados: comercializados. a) Termoeléctricas b) Distribución c) GNV

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d) Proyectos de Industrialización e) Exportación (Brasil y Argentina)

En mi opinión, gracias a que durante el periodo comprendido entre 1997 y 2008, hubo una intervención directa de la Superintendencia de Hidrocarburos, El GLP de Plantas y Refinerías es transportado para que entre sus atribuciones estaban las de Fiscalizar entender la demanda interna y ciertos mercados de las actividades del transporte por Ductos, se logró países vecinos. que el país tenga una red de gasoductos y oleoductos razonable, se peleó para que los poliductos ¿Cuáles son los medios utilizados cumplan mínimamente con las condiciones con las condiciones Técnicas y de Seguridad adecuadas. para trasladar los hidrocarburos?

Oleoductos: Petróleo Crudo, Crudo Reconstituido, Condensado, GLP. Gasoductos: Gas Natural Poliductos: Productos terminados de refinerías: Gasolinas, Diésel Oil, GLP, Kerosene

¿En qué se diferencian los ductos?

Se tiene que velar por la Continuidad del servicio, que la capacidad sea la suficiente para abastecer a los diferentes mercados, que no se presenten situaciones críticas por causas de falta de mantenimiento. Los impactos Ambientales deben ser reducidos a su mínima expresión. La existencia de productos para los diferentes mercados y destino deber ser de acuerdo a la producción y demanda.

a) En los productos que transportan b) En la Norma Aplicable de acuerdo al producto que Desde su perspectiva ¿Cuál sería el análisis de políticas sociales y econótransporte

b1. ASME B31.8 Gasoductos y Ductos que micas del transporte de hidrocarburos por ductos con el exterior?

transportan GLP

b2. ASME B31.4 Oleoductos y Poliductos Actualmente exportamos gas natural a Brasil y la c) Las Bases de diseño varían de acuerdo al Argentina. El Contrato con el Brasil termina el 2019 Producto transportado. y con la Argentina continua hasta el 2027 con volú¿Cuáles son los problemas que se pre- menes cada vez más grandes. En lo que se refiere sentan frecuentemente en el ámbito al transporte de momento estamos bien. Nuestro de transportes de hidrocarburos por principal problema es el gas natural, tenemos reservas bajas y la producción es cada vez menor; ductos? no hemos hecho exploración en la medida que era necesario, entonces el problema no es la capacidad a) Los Impactos Ambientales durante la Construcde transporte, sino la falta de inversiones en exploción ración que están directamente relacionadas con el b) Los Impactos Ambientales cuando existen derraincremento de reservas y producción de campos. mes de productos líquidos, caso Río Desaguadero Un problema que se vislumbra a partir de la conclusión del contrato con Brasil, cuando la red de gasoductos destinados a esta exportación reduzca sus volúmenes de transporte, la repercusión en la base tarifaria del sistema de gasoductos (concesiones) puede ser importante, por lo que se deben tomar las medidas contingentes para buscar una salida que Al presente YPFB, Ministerio de Hidrocarburos y favorezca a todos los actores de la actividad (TransANH, dentro del Rol que le toca a cada uno, son los portadores y Cargadores). responsables de que no se presenten problemas como los mencionados en la numeración anterior.

Existe también un Oleoducto de exportación hasta que solo transporta los volúmenes de crudo ¿Cómo ve usted el transporte de hi- Arica reconstituido producido en Refinería. Es un ducto drocarburos en Bolivia en la actuali- sub utilizado. c) Diseños fuera de Norma d) La falta de mantenimiento e) Capacidad de transporte adecuada f) Ampliaciones en tiempo oportuno g) Falta de Producto

dad? ¿Eficiente o no?

Entrevistas

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ENTREVISTAS

Hugo Canedo M. Gerente Sectorial de Transporte de Gasoductos YPFB Transporte S.A.

El Plan Estratégico de Bolivia Contratos Firmes.- Es aquel que entre el cargador y el transportador coinciden un volumen que si o si debe transportarse sea para el mercado interno o exportación, si por alguna razón el usuario no toma ese volumen el cargador está obligado a pagar esa tarifa, este debe ser pagada obligatoriamente. Pero si el transportador tiene algún impedimento que no En gas, YPFB se encuentra en siete de los nueve de- le permita cubrir ese volumen que ha solicitado, es partamentos, que ya cuenta con el sistema de redes penalizado por el cargador porque está generando de gas domiciliario, también GNV. un daño a un cliente y este se ve perjudicado porque no tiene el producto.

YPFB Transporte S.A. es una empresa que traslada hidrocarburos líquidos y gaseosos a través de ductos en todo el territorio boliviano. De los nueve departamentos del país, en siete departamentos contamos con el sistema por ductos de gas y de líquidos.

¿Cómo opera en nuestro país?

Cualquier empresa en base a contratos, nosotros como transportadores tenemos contratos con YPFB corporación que hace como cargador, ellos tienen la carga para inyectar a los gasoductos y transportarlos desde un punto A hasta un punto B, con una única tarifa de transporte. Nosotros como empresa tenemos cuatro concesiones en transporte: dos en gas y dos en líquido, que son para ambos mercados: el interno y para exportación.

¿Cuáles son los contratos y en base a que están?

Son cuatro contratos de transporte, que están en base a concesiones para el mercado interno y de exportación, tanto para gas como para líquidos. Y dentro de esas concesiones para cada uno de los productos tenemos:

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Los ductos tienen una capacidad única y en los contratos se establece que un 80% de la capacidad de un ducto debe ir en un contrato firme y solamente un 20% debe ir en un contrato interrumpible.

Contratos Interrumpibles.- Como la capacidad solo será del 20%, si se tiene algún impedimento por alguna razón de transportar ese volumen se lo notifica al cargador, para que el momento en que se tenga ese impedimento se haga conocer que solo se llevara el contrato firme por la razón que no se permite operar las máquinas, una convulsión social una riada etc. Que sería donde el transportador no tiene manera de interactuar directamente.

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¿Por qué se genera el contrato firme?

La empresa YPFB TRANSPORTA monitorea la transacción a través de la sala de control de todos los sistemas, el operador visualiza todos los puntos de recepción como los de entrega y se da cumplimiento al programa que ha emitido el programador para su ejecución.

Porque el contrato firme garantiza de alguna manera que la operación va a ser cumplida de cualquier manera, porque se sabe que con ese 80% la empresa podrá cumplir sus gastos operativos, si no lo haría pues no tendría con que cancelar los sueldos a los La operación es de 24 horas, en periodo transaccioempleados. nal de la operación comercial, y así de forma diaria Luego de firmar el contrato, nuestros sistemas pa- va replicándose esa actividad de tal manera que a san a definir capacidades de transporte, que es re- fin de mes se hace un balance de lo que se recibe, querida por el cargador de forma diaria a través de de lo que se entregue y se emite una factura al cargador, donde se le informa cuanto en volumen se la nominación. entregó y en qué punto. Si existen fallas en la parte La nominación es el requerimiento de volumen, que operativa o de medición se realiza una auditoria de hace el cargador al transportador, ese volumen se lo validación o corrección. evalúa: de que se trata, donde están los puntos de recepción, punto de entrega. Evalúa las condiciones de los sistemas como se encuentran presurizados o despresurizados, con máquinas disponibles o no.

Si las conclusiones son óptimas el transportador acepta esa nominación y elabora un programa de transporte, ese programa es enviado al cargador y se procede al requerimiento de nominación, al haber la conformidad por ambas partes, ese documento de denomina TRANSACCIONAL.

¿Cuáles son los puntos finales de entrega?

En las exportaciones en Gas los tenemos: en Brasil, Mutún (frontera Bolivia-Brasil), ahí hacemos la transferencia de custodia. Y en la república de Argentina: Extremo Sur – Yacuiba, a través de la interconexión de ductos hacemos el intercambio de custodia.

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ENTREVISTAS

Jorge Antonio Martínez Ortíz Ingeniero Petrolero Jefe de la Unidad de Transporte de Gas ANH

ANH, Ente Regulador ¿Cuáles son los pasos a seguir para la ¿Cuál es el seguimiento para evitar la construcción de un ducto? interrupción de los ductos?

El primer paso es que la empresa operadora presente proyectos a la ANH, estos pueden ser de ampliación, extensión, línea ramal, línea lateral, ducto menor, ducto dedicado o mejora, también estos proyectos son presentado por una instrucción de la ANH, la empresa operadora tiene que cumplir una serie de requisitos técnicos, económicos, financieros, legales y administrativos, luego pasa por un proceso de evaluación en la ANH que consta de dos etapas: La primera etapa es la autorización de construcción, durante esta etapa se hace un control constante en la construcción del ducto, una vez finalizada la construcción pasa a la segunda etapa, la cual consiste en la aprobación de la autorización o licencia de operación, en donde el ingeniero a cargo del proyecto debe presentar una declaración jurada del ducto, indicando que puede ser habilitado sin riesgo para transportar hidrocarburos, cumpliendo las normas, códigos y especificaciones bajo las cuales el ducto o una sección del mismo ha sido diseñado y construido.

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Existen interrupciones de la continuidad del servicio por imposibilidad sobrevenida en el transporte de hidrocarburos por ductos, debido principalmente a fuerzas de la naturaleza, conmoción civil, etc., y otras interrupciones son a factores atribuibles a paros programados y paros de emergencia.

Las empresas operadoras realizan permanente mantenimientos al sistema de transporte, mismos que son coordinados con la ANH a objeto de minimizar la afectación del servicio.

¿Una vez que ocurre algún daño al ducto ya sea por causas naturales o por otros factores cual es el procedimiento? ¿La ANH es quien subsana el problema?

La empresa operadora presenta un informe preliminar del suceso indicando las causas, naturaleza y otra información, posteriormente la empresa remite a la ANH el informe detallado del suceso, estos informes de sucesos son evaluados por la ANH y si corresponde se da la conformidad al mismo.

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Cualquier daño al ducto o al medio ambiente, estos ¿Qué sanciones se toman en caso son evaluados por la ANH, y en lo que respecta al de incumplimientos de contratos de medio ambiente, es la autoridad ambiental comtransporte? petente quien realiza su análisis correspondiente, mismo que es informado y presentado en el informe Para los proyectos de ampliaciones, extensiones y detallado del suceso. ductos menores, la empresa operadora deberá presentar el Contrato suscrito con el cargador YPFB, ¿Qué control realiza la Agencia Nacio- mismo que es un requisito para la autorización de nal de hidrocarburos a las empresas construcción.

operadoras?

El Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por La Dirección de Ductos y Transportes de la ANH, Ductos dispone sanciones leves, graves y gravísirealiza la regulación, supervisión, control y fiscali- mas aplicables al transporte de hidrocarburos por zación de las actividades del transporte de hidro- ductos. carburos por ductos a nivel nacional, en lo que respecta al control, es donde principalmente se realiza el seguimiento de los volúmenes de hidrocarburos transportados por ductos ya sea para el mercado interno como exportación.

Entrevistas

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ENTREVISTAS

Fernando Escalante Licenciado en Economía Consultor Senior en Gas y Petróleo

Tarifas en el transporte de Hidrocarburos ¿Qué tipo de transporte de hidro- ¿Qué se entiende por tarifa estampicarburos se regula en nuestro país?, lla? ¿Cómo se aplica en la regulación ¿Cuáles son sus diferencias más sig- de esta actividad? nificativas?

Es el derecho que tiene toda persona natural o jurídica de acceder a la capacidad de transporte de hidrocarburos por ductos, siempre que exista capacidad disponible en el ducto, y así poder obtener el servicio.

La tarifa estampilla es una tarifa única para el transporte de gas en el mercado interno en todo el territorio nacional, sin importar la distancia. Esta tarifa está fijada por el reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos en 0,41 dólares el millar de pie cúbico. El mismo reglamento de transporte establece todo un esquema muy interesante y novedoso para la aplicación de la tarifa estampilla.

El reglamento considera un esquema de subsidios tanto del mercado interno como el mercado de exportación de gas natural para viabilizar la aplicación de la tarifa estampilla. Es importante mencionar que el subsidio que otorga el mercado de exportación de gas natural, es muy bajo dada la magnitud de los volúmenes de exportación en comparación con los del mercado interno. El subsidio que otorga el mercado de exportación está dado por un componente dentro de la tarifa de exportación denominado Beneficio Mercado Interno, que es de 3,11 centavos de dólar por cada millar de pie cubico que se exporta.

Cuando no haya exportación de gas, faltará dinero para la aplicación de la tarifa estampilla, por lo que el gobierno de turno tendrá que buscar los recursos necesarios para la aplicación de la tarifa estampilla, puesto que no incremento de la tarifa estampilla es inviable por el efecto social que ello implica.

Es el término en ingles que significa puerta de ciudad que es el lugar donde el transportista le entrega el gas al distribuidor.

¿En qué consiste la regulación tarifaria en el sector de transporte de hidrocarburos por ductos en Bolivia?

En general la regulación para el transporte es una sola. La actividad de transporte de hidrocarburos por ductos es diferenciada, se transporta por poliductos, oleoductos o gasoductos. La regulación se entiende como la fiscalización, supervisión y control de la actividad de transporte por parte la Agencia Nacional de Hidrocarburos. El reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos establece que la tarifa de transporte de gas en el mercado interno es estampilla, es decir que existe una única tarifa de transporte en todo el territorio nacional, sin importar la distancia. Por su parte, las tarifas de transporte para el transporte por poliductos, oleoductos y gas para el mercado externo, son establecidas en función a las características propias de cada una de las actividades, es decir que son tarifas diferenciadas.

¿Qué se entiende por libre acceso?

¿Qué se entiende por city gate?

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Refining Review - Revista Especializada en Hidrocarburos

Consiste básicamente en fijar una tarifa. La tarifa debe ser calculada de manera que al concesionario u operar le permita recuperar su inversión, sus gastos de operación y mantenimiento, y finalmente tener una razonable ganancia sobre su patrimonio. El reglamento de transporte considera que la regulación tarifaria debe ser de manera integral en todo el sistema de transporte, puesto que para viabilizar la tarifa estampilla, se debe calcular de manera paralela los subisidios o contribuciones que otorga tanto el mercado interno como externo de gas natural. Por su parte, la fijación tarifaria para las actividades de transporte por oleoductos o poliductos es de manera directa para cada uno de los operadores.

¿Cuál fue el impacto de implementación?

El impacto básicamente es en la tarifa de transporte de exportación porque ellos subvencionan en mayor parte la aplicación de la tarifa estampilla, el subsidio es de 0.0311 dólares por millar de pie cubico, es decir que son 3,11 centavos de dólar. Esta contribución es baja debido a la gran diferencia existente en la magnitud de los volúmenes de gas en el mercado interno, respecto a los de exportación.

una buena opción que las actividades de la cadena de hidrocarburos hayan pasado a manos del Estado, pero ese cambio debió estar acompañado de un cambio total en el manejo y administración de las subsidiarias de YPFB.

¿Debería haber un cambio de tarifas?

Dependerá de que quieras como gobierno, si quieres mantener el esquema y que todos deben pagar igual, el esquema funciona bien. Pero si quieres discriminar por distancia desde un punto de vista de teoría económica también está bien, la teoría económica dice que cada quien tiene que pagar lo que le cuesta pero esa es una decisión del gobierno muy complicada, no solo es transporte también hay distribución de gas por redes, la tarifa que todos pagamos es de 9 bs si se dan cuenta no es nada, el costo real es mucho más alto. Algún día se deberán eliminar todos los subsidios existentes y liberar las tarifas, pero es un camino difícil de afrontar por el efecto social que se tiene, por lo que su aplicación es de muy largo plazo.

¿Cuál sería el costo de instalación de ¿Cuáles son los desafíos en los próxiductos en las cadenas de hidrocarbu- mos 5 y 10 años que debe enfrentar la actividad de transporte por ductos en ros?

Bolivia y su vinculación con las regioSi ejemplificamos con la actividad industrial, la tarifa nes (énfasis directo a las ampliaciode transporte de gas natural representa aproxima- nes desde transportes)?

damente el 20% de la tarifa final de los consumidores industriales. Esa es la incidencia aproximada del Primero se están agotando las reservas del gas, transporte en la cadena de hidrocarburos. entonces debemos encontrar gas para desarrollar el sistema de transporte de hidrocarburos por duc¿Cómo ve el incremento económico tos. Se habla de que puede haber una interconexión actual a través del transporte de hi- regional pero no está dada porque nuestros países vecinos como Brasil, Argentina y Paraguay tienen drocarburos? provisiones para largo plazo y con Chile no se podrá No existe incremento económico. La actividad de intercambiar por temas políticos. No creo que haya transporte de hidrocarburos por ductos está regula- mucho desarrollo de nuevas opciones a nivel regioda, a la empresa subsidiaria de YPFB se le tiene que nal, al menos en el corto y mediano plazo dar los recursos necesarios para sus inversiones, costos de operación, mantenimiento y una ganancia Según su punto de vista, ¿cómo vería razonable, esos 3 aspectos conforman las tarifas. a Bolivia si no encontramos más hiNo ha existido incremento económico en la actividad drocarburos? de transporte de hidrocarburos por ductos, puesto que las tarifas se encuentran vigentes desde el año Complicado, dejaría de entrar importantes ingresos 2002. El principal problema radica que no ha existi- al país y eso se traduce en reducir las regalías y pardo revisión tarifaria desde el año 2002. ticipaciones para las regiones, además que a nivel impositivo también habrá una baja. Ya no vamos a Entonces, ¿no tendríamos ningún poder continuar con los contratos que tenemos con punto de inflexión en crecimiento en Brasil y Argentina en 2019 porque no tenemos gas para exportar, entonces la idea es que la exportalos últimos 15 años? ción de energía eléctrica pueda sustituir la falta de Pienso que la nacionalización no ha llegado a alcan- exportación de gas pero también exportar energía zar la esencia que se buscaba. Evidentemente es eléctrica es muy complicado.

Entrevistas

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ENTREVISTAS

Milton Carreón Licenciado en Economía Especialista Sector Energético

Crecimiento sostenido a base del transporte y almacenamiento de hidrocarburos Transporte

¿Cuál es la ventaja de tener un transporte por ductos y no virtual?

La cadena de hidrocarburos se divide en UPSTREAM, MIDSTRESM y DOWNSTREAM. Es un sistema continuo, no para y la entrega es inmediata El MIDSTREAM son los servicios antes del consumidor como ser el transporte y almacenaje, refiriéndo- ¿Cuáles son los tipos de tarifas? nos al gas hablaríamos también de las estaciones de compresión. El gas necesita un medio de transporte Son tres y estas son: para ser transable, para que pueda ser comerciali- Tarifa de retorno zable, manejable, sin un sistema de transporte el Es el re ajuste de precio (tarifa) y cantidad (volumen) gas no podría moverse. en el flujo de caja para obtener una taza de retorno El gas natural es semi-transportable años atrás era un peor porque era necesario tener un mercado de destino por ejemplo Argentina o Brasil. Ahora con los buques metaneros se convierte en una mercancía de ultra mar, en si se lo llena al buque metanero y puede ir de un país a otro este mecanismo tiene aproximadamente unos 20-25 años.

La determinación de tarifas en todo el sistema de hidrocarburos, UPSTREAM, MIDSTREAM y el DOWNSTREAM parten de un sistema siempre y cuando nosotros creemos un sistema de mercado caso contrario la tarifa seria fijada por la alcaldía o gobierno sería más político.

que nosotros deseamos (un TIR mayor) Tarifa price -cap (precio tope) Surge como respuesta a las limitaciones del esquema de retorno

Para sistemas maduros, son sistemas grandes se los uso mucho, que han sido ya desarrollados anteriormente. Ya casi no existe el CAPEX tiene previos muy bajos.

Usando la fórmula (1) establecemos un promedio de productividades, ejemplo en el año uno si la tarifa es de 0.004 el regulador establece que esta fuera de los márgenes de pago entonces, el regulador analiza su productividad año a año, para que se vaya reduciendo los gastos de operación.

Todos estos transportes están asociados a costos económicos, todos están evaluados con el CAPEX Para que el OPEX reduzca se necesita avances tec(gastos de capital), el OPEX (gastos de operación) y nológicos que poco a poco van prescindiendo del así obtenemos las tarifas. Estas son calculadas a hombre. base del OPEX y CAPEX en el sistema y regulación de tarifas sin olvidar que debe tenerse muy en cuenta las mermas existentes.

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Tarifa por distancia Es la más común, por ejemplo la distancia entre La Paz - Cochabamba 800 km analizamos el costo en el OPEX y CAPEX, teniendo el total y haciendo la evaluación de flujo de caja.

¿Qué es flujo de caja?

Es hacer una división del servicio, desde un año cero (que es donde las instalaciones son ya hechas antes de contratar un servicio) que es el inicio donde evaluamos el OPEX y CAPEX y lo que se hace para cada año, por ejemplo en el inicio será un total de 1000 el primer y el segundo año también ya en el tercero y cuarto existe un incremento en 1100 y en el ultimo ano 1500

Como en el sistema de transporte por ductos tiene un costo más elevado tiene un flujo de caja futuro no puede haber bonos directos, se paga por lo que va produciendo.

En cambio en el sistema de almacenaje se va pagando en el mismo lugar. La tarifa del sistema de almacenaje se calcula entre el total de todo lo que se transporta y entre el total del costo, más un margen de operación que es lo que esperamos de ganancia, este balance se hace para cada almacén, porque cada uno tiene diferente volumen y líquido.

¿Quiénes son los que realizan la compra y venta de los crudos?

Lo hace YPFB el que cobra es la unidad de transporte y el que alquila es la unidad de producción, en el caso de los poliductos cuando salen de la refinería.

Las refinerías son las que contratan la unidad de Como es la frontera del proyecto, el cuanto durara poliductos y almacenaje. ejemplo con el gasoducto Bolivia- Brasil el flujo de caja es el mismo que el que va a durar que son 20 ¿Cómo se hace la años donde el gasoducto debe recuperar su capital expansión de un ducto? totalmente. Si pasan los 20 años del contrato el gasoducto no se desecha ni se vuelve a construir otro, A través del OPEN ACCESS que se divide en dos etasi aún contamos con gas para exportar hacemos el pas que es: la primera es la licitación de ofertas y la uso del mismo ducto sin volver a hacer una nueva segunda la firma de contratos firmes y /o interruminversión. pibles.

¿Cómo dividimos las fronteras de flujo de caja?

La inversión inicial es en el primer año, como se ¿Cómo se realiza el transporta un determinado flujo tenemos un total procedimiento para la subvención? de OPEX y CAPEX con esos datos sacamos el TIR (Taza interna de retorno) y el VAN (Valor actual neto) Si en el cálculo del TIR nos da un número negativo con estos datos sacamos la tarifa respectiva, si el el estado es quien tiene qué continuar con el pago TIR es positivo entonces es un proyecto rentable. hasta que sea un valor positivo. En el caso de Bolivia, el precio del mercado de exportación y de para el Ejemplo: si el TIR es 4 % se añade al total de CAPEX subsidiado el mercado interno y el total de OPEX para cada flujo, esto nos permite recuperar la inversión y además ganar un 4%. Este ¿Cuál es el impacto económico por tipo de tarifa puede ser aplicable a todos los sisteparte del transporte de hidrocarburos mas de gas, poliductos y líquidos.

Almacenamiento

en Bolivia?

Es esencial el transporte por ductos caso contrario no se podría exportar gas natural, el crecimiento no En cuanto al almacenamiento debemos tener en fue mucho porque no hubo proyectos importantes cuenta que el gas natural no se almacena solo se solo son ampliaciones. La mayor expansión que transporta por ductos o barcos metaneros (en paíexistió fue la de las conexiones de gas domiciliario. ses extranjeros). Y solo existen plantas de almacenaje de líquidos (de petróleo crudo o derivados), que ¿Quiénes son los beneficiados con los precios, las puede ser de forma de un cilindro o esfera para la empresas o el estado? determinación de la tarifa de almacenaje debemos tener los elementos: capacidad, días de uso promeLas empresas productoras, porque ellas producen dio, carga muerta, OPEX y CAPEX. a precio internacional en el caso de Bolivia solo un pequeño porcentaje es para el mercado interno lo de demás es para exportación es por esa razón que se ¿Cuál es la diferencia de fijación de ta- trabaja a precio internacional.

rifa entre el sistema de transporte por ductos y almacenaje?

Entrevistas

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Actividades Académicas

Actividades Académicas

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ACTIVIDADES ACADÉMICAS

Refinería Oro Negro Su actividad

Sobre la refinería Oro Negro

La planta de Oro Negro arrancó sus operaciones en el año 2002 con la idea de producir diésel oíl para cubrir parte del mercado interno, debido a la producción nacional deficiente. A finales del año 2005, completó su proyecto de expansión, como consecuencia el incrementó de su capacidad de producción en volumen (3250 BPD) como productos de Diésel, Gasolina Especial y el GLP como productos terminados, y Gasolina Blanca y Crudo Reconstituido como productos intermedios.

Las instalaciones de Refinería Oro Negro se encuentran ubicadas el Cantón Paurito, a 40 Km de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, en la localidad de Tundy, campo La Peña.

Refinería Oro Negro, es una compañía, cuya principal actividad es la refinación de petróleo crudo y condensado.

Unidades y Capacidad.

Para obtener los productos que luego son entregados a YPFB para su posterior Comercialización, Oro Negro cuenta con las siguientes Unidades de procesamiento: a. Unidad de Crudo (Destilación atmosférica) 3250 BPD b. Unidad de Separación de Naftas (Liviana y Pesada) 1500 BPD c. Unidad de Reformación Catalítica (Gasolina). 1000 BPD d. Capacidad de almacenamiento total de 79000 barriles de hidrocarburos.

Refinería Oro Negro

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La Refinería cuenta con un avanzado sistema de Visita de la delegación de la UMSA control y automatización que le permiten operar en Conformada por 27 estudiantes de la carrera de informa eficiente y segura cada uno de sus procesos. geniería petrolera de la UMSA. Los operadores de la refinería explicaron que como medida de seguridad los tanques, ya sea de almacenamiento de hidrocarburos como de agua, en caso de emergencias de incendio, cuentan con un sensor que indican cuando sobrepasa el límite ya que tiene tres niveles para informar al operador o al sistema.

Además se observó cómo se operan los ductos y los procesos internos mediante un sistema operado por computadora, así como también se pudo apreciar la revisión constante que presenta esta, debido a que la composición y la densidad cambian constantemente Oro negro a pesar de ser una refinería pequeña esta entre las 5 refinerías que aporta en cuanto a impuestos en nuestro país.

Tanques de Almacenamiento

La delegación que visitó la Refinería Oro Negro

Actividades Académicas

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ACTIVIDADES ACADÉMICAS

Planta de Senkata Distrito Comercial El 12 de mayo del presente año la delegación visitó la planta de Senkata “DISTRITO COMERCIAL” ubicado en la ciudad de El Alto del departamento de La Paz. El recorrido inició con las instrucciones de la Ing. Wendy Vega, en el salón de reuniones para dar a conocer la reglamentación básica de visitantes en lo que respecta los EPP`s.

Además, es considerada la zona más peligrosa, porque el espacio reducido de la planta hace que los camiones distribuidores de GLP, lleven a cabo medidas en relación a su velocidad para evitar choques y provocar incendios.

La planta de Senkata abastece el 40% de la demanda nacional de Gas Licuado de Petróleo cubriendo así la demanda en el departamento de La Paz y parte de los requerimientos energéticos de Beni y Pando.

La planta consta de 3 zonas:

La zona 3 está comprendida por la planta Recalificadora consta de la selección de garrafas que se puedan reutilizar reparando las mismas dándoles una vida útil de 10 años más para su comercialización.

• Zona 1: Área de tanques.

• Zona 2: Área Tradicional.

• Zona 3: Planta de Recalificación.

Zona 1

Zona 3

La modernización de la engarrafadora ($us 6,2 millones) permitió subir su capacidad de envasado de Gas Licuado de Petróleo (GLP) de 28.000 a 44.000 garrafas cada 8 horas, gracias a la aplicación de un sistema automatizado que incrementa en 53% la capacidad productiva de la planta.

La zona 1 está conformada por los tanques de almacenaje de GLP, los cuales se encuentran regidos por normas y cuidados que se deben seguir para su correcto funcionamiento, tambien presenta especificaciones como las capacidad de los distintos tipos de tanques (esféricos y cilíndricos) y sus características de los mismos.

Zona 2 La zona 2 se encarga del trabajo de embasado de de garrafas procedentes de distintas comunidades que son transportadas camiones, para su respectiva evaluación de la vida útil de los mismos

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Refining Review - Revista Especializada en Hidrocarburos

“... La planta de Senkata está situada entre las mejores engarrafadoras de Bolivia...”

La delegaciĂłn durante su recorrido en la Planta de Senkata

Actividades AcadĂŠmicas

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Refining Review - Revista Novena Especializada Ediciรณn en Hidrocarburos

Propuesta de proyectos

Simulaciรณn de Proyectos

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SIMULACIÓN DE PROYECTOS

“Propuesta operativa de optimización para la unidad de Topping” Alcon Ichuta Jhoceline Greiz Franco Bernabe Mary Quenallata Ramos Erika Mishel Actualmente la materia prima con la que trabaja la Refinería Gualberto Villarroel va reduciéndose en cantidad , operando con 24500 BPD; puesto que a principios se trabajaba con un aproximado de 27500 BPD esta disminución puede haber sido ocasionada por la variación del grado ºAPI (53,1 ºAPI a 60 ºAPI).

De acuerdo a lo mencionado se presenta la siguiente propuesta; fundamentada en el cambio de variables operativas el cual busca mejorar el funcionamiento de la unidad de destilación atmosférica, ya que es de vital importancia, porque a partir de los productos destilados se obtiene el material de alimentación de las demás unidades de la refinería.

Mediante la modificación de las dos variables expuestas, se logra mejorar el desempeño de la unidad de topping incrementando la alimentación del corte liviano (nafta de 306,89 a 3011,9 BPD) y disminuir el consumo del vapor de agua (282,97 a 152,43 BPD) en consecuencia poder aumentar proporcionalmente tanto en lo energético como en lo económico.

La propuesta está basada en dos objetivos: disminución de vapor de agua e incremento de la temperatura del crudo de alimentación tomando en cuenta el análisis de sensibilidad con el uso de software de simulación donde se observara la influencia de las variables independientes (flujo de alimentación, flujo de inyección de vapor, temperatura y presión de la entrada del crudo) y sus efectos sobre las variables dependientes (corte liviano flujo del destilado ligero, mediano, pesado y residuo).

Integrantes

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“Implementación de unidad de isomerización” Chipana Morales Norka Andrea El diagnostico actual de la importación de gasolinas a nuestro país demuestra que hay deficiencias en la producción de estas debido al incremento del parque automotor, razón por la cual las cantidades de importación de gasolina automotriz han aumentado considerablemente.

De acuerdo a lo anterior, el presente proyecto propone una alternativa de producción de gasolinas implementando una Unidad de Isomerización en la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba que permitirá procesar Nafta Liviana (LSR) y convertirla en gasolina isomerada de alto octanaje (87 octanos). Esto ayudará a producir mayores cantidades de gasolina especial y premium para satisfacer la creciente demanda en el país, así mismo permitirá exportar los excedentes con alto valor agregado.

Por efecto de la isomerización se transforma un tipo de nafta a gasolina de uso automotriz, es decir, de un producto que no tiene valor comercial como carburante en este momento, a gasolina de uso automotriz. Resulta que por este proceso se tendrá un valor agregado importante, siendo una unidad de alta rentabilidad por el hecho de transformar un producto, una nafta a una gasolina automotriz.

Para el país es importante tener mayor holgura en el abastecimiento del mercado interno, contar con mayores volúmenes de gasolina y en algún período para la exportación.

Integrantes

Simulación de Proyectos

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SIMULACIÓN DE PROYECTOS

Unidad de refinación con Hydrocracking Callisaya Ramirez Celia.

Quea Alanoca Agnes Soledad Quispe Chino Wilmer Catari Cahuaya Marco Antonio

Ante la creciente demanda interna del diesel oil y el alto costo de importacion de este combustible se propone plantear un analisis para aumentar la produccion a partir de un crudo importado añadiendo un nuevo proceso denominado Hydrocracking. Este analisis esta basado en el tratamiento del crudo reducido en su totalidad, obtenido de la unidad de destilacion primaria, como la principal alimentacion de esta unidad.

En la actualidad se produce crudo reducido pero la mayoria de esta es enviada a la planta de lubricantes y grasas, y el resto es vendido como Recon.

El Hydrocracking es el proceso de la refinacion con un catalizador bifuncional ( Hidrogenacion y Craqueo) que utiliza como alimentacion un crudo pesado agregandole Hidrogeno, mientras elimina las impuresas y craquea aun rango de ebullición deseado .

Según los resultados de este analisis se podria satisfacer la demanda interna de el diesel oil sin recurrir a la importacion de este.

Integrantes

Simulación de Hydrocracking

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Estrategia para incrementar el índice de Octano de la Nafta reformada Aliaga Fabiani José Gabriel Choque Blanco Edith Corazón del Rosario Mamani Gómez Ángel Richard

En la actualidad uno de los principales objetivos de que comprenda el sistema de reacción y de fracciolas refinerías bolivianas es cumplir las especificacio- namiento de este reformador catalítico de uso innes de calidad de los productos, con el fin de abas- dustrial. tecer la demanda nacional entre ellos la producción de gasolina con mayor octanaje.

En el presente proyecto se estudió los diferentes factores que influyen para el mejoramiento de la nafta reformada como ser la temperatura, presión, relación molar H/HC motivo por el cual lograr obtener una gasolina con mayor octanaje, para este proyecto se realizó el estudio en la refinería Gualberto Villarroel, actualmente la refinería produce un reformado con índice de octano de 91.

El objetivo del proyecto es modificar la variable del proceso, este es el caso de la temperatura de la unidad de reformado para producir una nafta con un índice de octano de 93 octanos.

Para el análisis del proyecto se simulo el proyecto con la variable modificada (temperatura) con el programa Aspen Hysys que es una herramienta que es apropiada para el desarrollo de un modelo integrado Integrantes

Simulación de Proyectos

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SIMULACIÓN DE PROYECTOS

Cuando se modificó la variable en el reactor catalítico (Temperatura), se logró establecer que a una elevada temperatura (465°C) y una relación molar H2/HC moderada (6) son las mejores condiciones para el desarrollo del proceso de reformación catalítica para la obtención de un mejor reformado de 91 (460°C) a 93 (465°C) para que sea reestablecido en el blending donde se obtendrá la gasolina cumpliendo las normativas para su comercialización.

Modificando la temperatura obtenemos un mejor reformado con índice de octano de 93, mayor cantidad de hidrogeno, reduciendo la vida útil del catalizador, de esta manera cumplimos con nuestro objetivo principal obteniendo un reformado de alto indice de octano.

FIGURA ÍNDICE DE OCTANO

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Simulación de Procesos y Operaciones de Hidrocarburos Gálvez Vargas Mavel Mónica Melgar Salet Yunior Velásquez Pozo Daniel Henrry

El objetivo de la simulación es tener una herramienta para la operación y procesos, que sirve para el diseño conceptual, la optimización, planificación empresarial, gestión de activos y la supervisión de rendimiento de petróleo y gas, procesamiento de gas, refinación de petróleo.

El simulador industrial se ha establecido como un programa intuitivo y fácil de usar en la industria de petróleo y gas. Ofrece una base termodinámica completa para el cálculo preciso de las propiedades físicas, propiedades de transporte y el comportamiento de fase para el petróleo y las industrias del gas y la refinación.

El uso de paquetes de simulación es importante en nuestra carrera, por tal motivo el curso de simulación fue una propuesta creada para facilitar el aprendizaje de este a los estudiantes.

Los temas abarcados fueron: Presentación de las curvas de ASTM y TBP, Caracterización de petróleo, destilación pre-flash, destilación atmosférica.

De la misma manera se amplió los medios de trasmisión de información en especial para el curso de HYSYS realizando los tutoriales correspondientes en forma digital.

Se logró observar bastante interés de los estudiantes en la realización de proyectos debido a que es de mucha importancia para la formación del Ingeniero Petrolero.

Integrantes

Simulación de Proyectos

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SIMULACIÓN DE PROYECTOS

Laboratorio de control de Calidad Álvarez Velasco César Alejandro Huanca Mamani Margoth Rosemary Quispe Rodríguez Julio César Yujra Cazorla Ramiro Con las prácticas de laboratorio se adquieren nuevos retos a cumplir, este pretende alcanzar altos estándares de calidad y sea reconocido como un laboratorio de confianza que garantice los resultados para el control de calidad de los productos derivados del petróleo.

De esta manera, se comprobó la calidad de los pro ductos derivados del petroleo que están especificados en el reglamento de calidad de Carburantes y Lubricantes (D.S.Nº1499), y también pruebas para el crudo nacional.

Garantiza un funcionamiento seguro y continuo, proporcionando resultados confiables de gran inteLa actividad principal fue lograr altos estándares de rés académico en la formación profesional con criteinfraestructura, manuales de funcionamiento, se- rios para el desarrollo laboral. guridad, manejo de materiales que están dentro de la normativa.

Contando con las siguientes practicas: Caracterización del crudo (ASTM-1298, ASTM-D2270), Presión de Vapor Reíd (ASTM-323), Numero de Octano de la gasolina (ASTM-2699, ASTM-D2700), Punto de Inflamación del diésel (ASTM-D93) y Destilación de crudo a Presión Atmosférica (ASTM-d86).

El laboratorio realiza la inspección de los equipos para que estos estén correctamente calibrados y verificar que cumplan con especificaciones a seguir con los procedimientos establecidos.

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Integrantes

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PUNTO DE INFLAMACIÓN DEL DIÉSEL (ASTM-D93)

NÚMERO DE OCTANO DE LA GASOLINA (ASTM-2699, ASTM D2700)

Simulación de Proyectos

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SIMULACIÓN DE PROYECTOS

PRESIÓN DE VAPOR REID (ASTM-323)

DESTILACIÓN DE CRUDO A PRESIÓN ATMOSFÉRICA (ASTM-D86)

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ESTUDIANTES DE INGENIERÍA PETROLERA JUNTO AL ING. RAMIRO FLORES RODRÍGUEZ

Simulación de Proyectos

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