APUNTES DE COMERCIALIZACION DE HIDROCARBUROS.docx

COMERCIALIZACION COMERCIALIZ ACION DE HIDROCARBU HIDROCARBUROS  ROS 

UNIDAD # 1

CONTROL DE CALIDAD DE LOS HIDROCARBUROS INTRODUCCION: YPFB logística es una compañía cuya misión principal consiste en transportar, almacenar y distribuir los hidrocarburos por cuenta de YPFB REFINACION y otros cargadores que operan en Bolivia para constituir un suministro seguro y eficiente de los combustibles. En este sentido su mejor contribución consiste en realizar esta tarea de acuerdo al decreto supremo N°26276 (reglamento de calidad) y la resolución administrativa N°0575/01 de la superintendencia de hidrocarburos. Para ello es de suma importancia tener conocimientos básicos sobre la industria del petróleo y sus derivados. PETROLEO: El producto es un compuesto químico complejo en el que coexisten partes sólidas, líquidas y gaseosas. Lo forman, por una parte, unos compuestos denominados hidrocarburos hidrocarburos,, formados por átomos de carbono e hidrógeno y, por otra, pequeñas proporciones de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales. metale s. Se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar. Su color es variable, entre el ámbar y el negro y el significado etimológico de la palabra petróleo es aceite de piedra, piedra, por tener la textura de un aceite y encontrarse en yacimientos de roca sedimentaria. ORIGEN: Factores para su formación:     

 Ausencia de aire Restos de plantas plantas y   y animales animales (sobre todo, plancton marino) Gran presión de las capas de tierra  Altas temperaturas  Acción de bacterias

Durante la era terciaria en el fondo de los mares se acumularon a cumularon restos de animales orgánicos (peces, algas marinas.etc) sepultados por la arena y arcillas sedimentarias. Las descomposiciones provocadas por microorganismos acentuadas por…………………………………….. por……………………………………..

FORMACION: Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orogénicos convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la cordillera de los andes una de ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y el petróleo migro…………………

el petróleo ocupa los intersticios …………….. EXPLORACION: Para descubrir los lugares donde hay yacimientos de petróleo, no existe un método científico exacto, sino es necesario realizar……………

EXPLOTACION: Las clases de explotación industrial a las cuales es sometida el petróleo son los siguientes: Freddy Peredo Aranibar

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a) PROSPECCION: Que es una combinación de estudios geológicos donde se estudia el terreno para posibles y futuras extracciones y estudios geofísicos ya sea del tipo gravimétrico, magnético o sísmico los cuales son útiles para determinar la presencia de rocas porosas y poco densas que podrían contener petróleo, sondeo y extracción es el paso donde se hacen varias perforaciones para determinar la magnitud del yacimiento, capas de agua, de gas, espesor y porosidad de la roca. El petróleo no se encuentra como un gran pozo, sino como estratos de rocas porosas empapados e mpapados en petróleo. Gas y agua salada hay que decir como dato estadístico que solo uno de 50 perforaciones resulta exitoso. b) PRODUCCION: Depende Depende del reservorio del pozo a producir el petróleo, si un yacimiento se sobre explota, aun inyectándolo gas o agua se reduce su yacimiento con respecto a una explotación ------------------durante un periodo más largo. El problema es de tiempo si se produce más rápidamente de lo que se rompen las reservas se podría llegar a suspender las exportaciones y hasta la misma producción, entonces se realiza la importación. Finalmente al tener una escases de crudo temporal te obliga a importar crudo y sus derivados, a fin de satisfacer la demanda. PROCESO Y REFINACION: El petróleo crudo, una vez en la refinería es almacenada en depósitos (tanques de gran tamaño) separando generalmente los crudos en función de su contenido de azufre al igual que en los procesos de tratamiento, en función de la demanda en un momento m omento donde se trata primero el crudo de bajo contenido de azufre. Estos procesos se llevan lle van a cabo en una refinería. Es el lugar donde se trata el petróleo para producir una serie de productos comercializables. La estructura de cada refinería debe tener en cuenta todas las características del crudo, además una refinería debe estar concebida para tratar una gama amplia de varios productos. Sin embargo existen refinerías concebidas para tratar solamente un único tipo de crudo, pero se trata de casos particulares. Las refinerías son simples y complejas, los simples están constituidas solamente por algunas unidades de tratamiento, mientras que las refinerías complejas cuentan con………………………

UNIDADES DE REFINACION: REFINACION: Las refinerías simples constan de las siguientes unidades. Punto de destilación atmosférica. Punto de destilación al vacio. Punto gas de planta. Punto hidro-tratamiento de la nafta. Hidro-sulfuracion del kerosene y gas oíl. Punto reformado catalítico.      

Mientras que las refinerías complejas cuentan con las siguientes unidades:      

Punto craqueo catalítico. Punto visco reducción. Punto isomerización. Punto alquilacion. Punto vapocraqueo Punto cokefaccion.

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TIPOS DE CRUDO: El petróleo producido o comprado en cualquier mercado mundial debe responder más o menos a las necesidades de la refinería. Este crudo como ha sido dicho anteriormente, es una mezcla de cientos de productos diferentes, que van desde el gas metano hasta el residuo bituminoso, con unas características fisicoquímicas diferentes. El petróleo tal cual no puede utilizarse prácticamente en ninguna aplicación. Las unidades de tratamiento no siempre están adaptadas para tratar todos los tipos de crudo existen diferentes tipos de crudo en función de sus componentes principales y de su contenido en azufre como ser: 1. Parafina ----------- hexano normal. 2. Olefinas ----------- hexano normal. 3. Naftenico ---------- ciclo hexano. 4.  Aromáticos ------- benceno. También existen tipos de hidrocarburos por su contenido de azufre de bajo y alto contenido del mismo. COMERCIALIZACION: De acuerdo al decreto supremo 26276 del 5 de agosto del 2001 se aprobó el reglamento de calidad de carburantes y lubricantes al que se sujeta las actividades de refinación, producción, transporte, importación, distribución mayorista y minorista, comercialización de lubricantes y carburantes, para este cometido la superintendencia de hidrocarburos emitió la resolución administrativa N° 570 / 2001 esta resolución se basa en los procedimientos del organismo boliviano de acreditación a la norma NB-ISO-IEC-17025 y ajustes realizados por la superintendencia de hidrocarburos en función de las necesidades de la comercialización de carburantes en el país y los requerimientos técnicos para los laboratorios. Se aplica para todos los procesos de autorización de laboratorios de análisis a cargo de plantas de almacenaje de líquidos que no hayan sido acreditados por el organismo competente tal como establece el decreto supremo N° 25048. La responsabilidad de la autorización será de la superintendencia de hidrocarburos conforme se define en el inciso “c” del artículo 10 de la ley 1600. La autorización será específicamente a las pruebas o análisis de laboratorio establecidos en el anexo2 de la resolución administrativa N°570/2001 del 9 de noviembre del 2001, bajo métodos especificados en el reglamento de calidad de carburantes y lubricantes aprobado bajo el decreto supremo N°26276 del 5 de agosto del 2001. A partir del 1 de enero del 2002 todas las plantas o terminales o almacenaje además del certificado de calidad de origen deberán otorgar un certificado de verificación, con los resultados de las pruebas o análisis mínimos de calidad de los productos de acuerdo al detalle establecido en el anexo2. PRODUCTO GLP Gasolina Especial Gasolina Premium A vigas Jet fuel Diesel Oíl kerosene

PRUEBAS 1–5 1 – 3 – 11 – 12 – 14 1 – 3 – 11 – 12 – 14 1 – 2 – 10 – 13 – 14 1 – 8 – 13 – 19 1 -5 – 6 – 11 – 12 – 16 1–5–6–7

Las pruebas establecidas se refieren a las indicadas en los certificados de calidad de origen. Las pruebas están sujetas a modificaciones previo acuerdo con la superintendencia de hidrocarburos. Freddy Peredo Aranibar

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N° 1 5

PRUEBA Gravedad especifica Residuo por evaporación

METODO ASTMD-1657 ASTMD-2158

UNIDAD Sin unidad ml

PARAMETRO 052-057 0.05 máx.

La gravedad específica es la relación de la densidad de una sustancia a determinada temperatura con la densidad de agua a 4°C. El agua a esta temperatura tiene una densidad de 1 gramo/cm3. El GLP es una mezcla de propano comercial y butano comercial, el mas o menos el 40% en volumen y 60% de volumen respectivamente. DENSIDAD DE VAPOR O GAS: El GLP es más pesado que el aire, cualquier fuga encontrara un camino hacia el nivel más bajo en el que puede permanecer y formar una mezcla inflamable. DENSIDAD DEL LIQUIDO: El GLP liquido es más liviano que el agua y por tanto flota encima del de una manera similar al petróleo y la gasolina. COMPORTAMIENTO: el GLP existe como un gas, a presión atmosférica normal y a temperatura regular pero puede ser licuado por la aplicación de una presión moderada, si la presión se libera el líquido volverá a ser vapor. COLOR: el GLP como líquido es incoloro y como vapor concentrado es blanco, pero cuando se disipa no puede verse. OLOR: el GLP puro no tiene olor, por razones de seguridad se añade un producto acre (azufre mercaptano) para dar un olor desagradable y así ayudar a detectar a niveles bajos. TOXICIDAD: El GLP no es toxico, pero a muy altas concentraciones en el aire, el vapor de GLP actúa como un anestésico y posteriormente sobreviene una asfixia por la disminución del oxigeno disponible. INFLAMABILIDAD: cuando el GLP se mezcla con el aire, se produce una mezcla altamente inflamable el rango de inflamabilidad es de 2% y 11% en volumen de gas a la atmosfera, fuera de este rango cualquier mezcla se marchita la debilidad del viento y se evita propagar una flama.  ACTUALIZACION: Un volumen de líquido se produce alrededor de 250 volúmenes de gas de vapor. PRESION DE VAPOR: La presión que ejerce el GLP varia con la temperatura, cuanto más alta sea la temperatura del liquido más alto es la presión de vapor, a la menor temperatura del liquido menor es la….

El propano comercial tiene una presión de vapor de aproximadamente 7bares a 15°C (similar a la presión dentro de un neumático de un camión). El butano comercial tiene una presión de vapor de aproximadamente 2bares a 15°C (similar a la presión de un neumático de un automóvil). EXPANSION: El GLP cuando se calienta se expande muy rápidamente, con el fin de permitir la expansión de los cilindros de GLP y tanques solo se llena en un 87% de volumen como máximo. El punto de ebullición es la temperatura por debajo del cual la GLP no evaporiza para formar vapor de Freddy Peredo Aranibar

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gas, el punto de ebullición del propano comercial es aproximadamente de -42°C el punto de ebullición del butano comercial es de aproximadamente de -2°C REACCION QUIMICA: El GLP es agresivo a determinados materiales no-metálicos, como el caucho natural y muchos plásticos, mangueras y equipos, por lo tanto deberá ser adecuado para el GLP. PODER CALORIFICO: El poder calorífico del combustible se describe como la cantidad de calor liberado cuando una cierta cantidad de combustible se quema. Poder calorífico del propano = -95mega julios Poder calorífico del butano = mega julios Poder calorífico del gas natural = mega julios Por lo tanto, los aparatos de gas natural no se pueden utilizar con GLP, y viceversa para los aparatos de GLP con gas natural. RESIDUO POR EVAPORACION: Este método de análisis cubre los procedimientos para determinar los materiales extraños a temperaturas de 100°F que están presentes en los gases licuados de petróleo. El resultado puede ser expresado en términos de volúmenes medidos o índices derivados de estos volúmenes. El control sobre el contenido del residuo es de considerable importancia en determinados aplicaciones finales. En sistemas de alimentación de líquidos los residuos pueden producir a problemas de depósitos y en sistemas de entrada y salida de vapores los residuos transportados pueden ocasionar problemas en los sistemas de regulación, los mismos pueden ser producidos y contaminar el producto siguiente. GASOLINA ESPECIAL Y PREMIUM: N° 1 3

PRUEBA Gravedad especifica Tensión de vapor

METODO ASTMD-1298 ASTMD-323

UNIDAD Sin unidad psi

11

color

ASTMD-14000

Sin unidad

12 14

Apariencia visual destilación engler 10% de volumen 50% de volumen 90% de volumen Punto final Residuo

ASTMDASTMD-86

Sin unidad

PARAMETRO A informar De 7-9 en verano de 7- 9.5en invierno Incoloro o ligeramente amarilla Cristalina

°F °F °F °F %volumen

149 máx. 170-245 374 máx. 437 máx. 2 máx.

GRAVEDAD ESPECIFICA: Este método de análisis cubre los procedimientos para determinar utilizando un hidrómetro de vidrio como la densidad, densidad relativa (gravedad especifica o gravedad API del petróleo crudo, productos de petróleo o mezclas de petróleo y productos no derivados normalmente manejados como líquidos y que tengan una presión de 14.7 psi máx.) Freddy Peredo Aranibar

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GRAVEDAD API: Es una función especial de la densidad relativa (gravedad especifica a 60°F) °API = DENSIDAD RELATIVA: El promedio de la masa de un volumen de liquido dado a una temperatura especifica a la masa de igual volumen de agua pura a la misma o diferente temperatura, una sustancia con una gravedad especifica mayor a 1 es más denso que el agua, mientras que si la gravedad especifica es menor a 1 dicha sustancia será más ligera que el agua. Por lo tanto la gravedad especifica o densidad relativa es una comparación de la densidad de una sustancia con la densidad del agua. DENSIDAD: En física la densidad o masa especifica, es una magnitud referida a la cantidad de masa contenida en un determinado volumen, en términos sencillos un objeto pequeño y pesado, como una piedra o un trozo de plomo, es más denso que un objeto grande y mediano, como un corcho o un poco de espuma. En resumen es la masa del líquido por unidad de volumen a 15°C y 14.7psi. La densidad esta expresada matemáticamente como el cociente entre la masa y el volumen de un cuerpo. PRESION DE VAPOR REID: La presión de vapor es muy importante para ambas gasolinas la de automotriz y la de aviación afectando el arranque, calentamiento y tendencia a formar “un tapón de vapor” con altas temperaturas de operación o grandes altitudes en los motores por intuición a chispa. Los

límites máximos de presión de vapor de gasolinas son legalmente obligatorios en algunas aéreas como una medida de control de polución en el aire. Para que un motor arranque con la temperatura ambiente, la gasolina debe formar una cantidad de vapor de combustible a dicha temperatura, si la presión de vapor resulta muy elevada, existe el peligro de la presencia de una estado que se llama “cierre o tapón de vapor”.

Por el contrario si la presión de vapor del combustible es demasiado baja el arranque se hará más difícil y a veces imposible, especialmente a bajas temperaturas. COLOR: Es un indicativo cualitativo “visual” del combustible, en nuestro caso la superintendencia de hidrocarburos a reglamentado para las gasolina especial “incolora o ligeramente amarilla” y para la gasolina Premium “violeta” de manera que esta reglamentación se considera una especificación en los

parámetros de gasolina.  APARIENCIA: Es también un propiedad física cualitativa (visual) mientras que la apariencia de un combustible es claro y transparente cumple lo especificado por la superintendencia de hidrocarburos que debe ser cristalina. DESTILACION ENGLER: Este método de análisis cubre los procedimientos para la destilación atmosférica de productos de petróleo utilizando una unidad de destilación de laboratorio para determinar cuantitativamente los rangos de destilación, como la gasolina, diesel oíl y otros. Si tomamos los valores del TVR a la curva de destilación nos dice mucho sobre la volatilidad esto es, nos indican si la gasolina tiene las características correctas para el clima y la altitud en la cual va ser usada. Freddy Peredo Aranibar

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10% VOLUMEN RECUPERADO: el TBR y el punto de 10% de la destilación son los indicadores de la volatilidad que determinan las características de rápido arranque o taponamiento de vapor. 50% VOLUMEN RECUPERADO: Nos indica la capacidad de la gasolina de provocar una mezcla adecuada del combustible durante el calentamiento. Las características del rápido calentamiento son deseables tanto para la buena performance del vehículo, como para evitar el desperdicio del combustible. 90% VOLUMEN RECUPERADO: Nos indica la proporción de los componentes de más alto componente de…… del combustible. Es la mayor temperatura alcanzada durante la destilación, indica la fracción más pesada o de más alto……. si la diferencia entre el 90% y el punto de ebullición es mayor de 68 a 77°F, esta fracción puede causar depósitos excesivos en el motor y la disolución del lubricante. Es por esta razón que no se puede realizar la dosificación del kerosén y el diesel oíl a la gasolina. RESIDUO: Es el porcentaje de volumen del residuo que queda en el matraz, medido en una probeta graduada de 5ml. PIROLISIS O CRAKING: Es la descomposición térmica de una molécula produciéndose pequeñas moléculas con bajo punto de ebullición, menor a la molécula original. DIESEL OIL: N° 1 5 6 11 12 16

PRUEBA GRAVEDAD ESPECIFICA PUNTO DE INFLAMACION APARIENCIA VISUAL AGUA Y SEDIMENTOS DESTILACION ENGLER COLOR

METODO ASTMD-1298 ASTMD-93 ASTMD-1400 ASTMD-1796 ASTMD-86 ASTMD-1500

UNIDAD SIN UNIDAD °F SIN UNIDAD %VOL °F SIN UNIDAD

PARAMETRO 0,8- 0,88 100,4 MINIMO CRISTALINO 0,05 MAXIMO 540-720 4,0 MAXIMO

PUNTO DE INFLAMACION: Es la temperatura más baja corregida a la presión barométrica de 760mmhg, en la cual al aplicar una chispa causa que los vapores de la muestra se inflamen bajo condiciones especificas de la prueba la muestra se considera inflamada cuando una flama de fuego aparece e instantáneamente se propaga sobre toda la superficie del combustible dentro del vaso metálic o. APARIENCIA: De acuerdo al anexo 2 de la superintendencia de hidrocarburos, esta prueba es cualitativa (disuelta) y la apariencia de este combustible debe ser cristalina si la presencia de nubosidad u opacidad como producto de la presencia de humedad y sedimentos de distinto origen. AGUA Y SEDIMENTOS: Este método cubre todos los procedimientos para determinar el agua y los sedimentos en aceites combustibles utilizando el método de centrifuga en un rango de 0-30% de volumen. El agua y los sedimentos constituidos en el diesel oíl es significativo porque puede causar corrosión de los equipos y problemas de los procesos, el contenido debe ser conocido para medir adecuadamente volúmenes netos del combustible en la venta. Freddy Peredo Aranibar

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ENTREGAS Y TRANFERENCIA DE CUSTODIOS: La obstrucción y radio de los filtros puede ser debida a la suciedad, agua o depósitos de parafinas, esta dificultad se reduce dejando reposar el producto en el tanque de almacenamiento algunas horas antes de su disposición (8 o más horas). DESTILACION ENGLER A 760MMHG: Mientras que algunas fracciones ligeras razonablemente volátiles son necesarias en el diesel oíl para un fácil encendido del motor estas fracciones tienen un número bajo de cetano. Más aun tienen un contenido calórico más bajo que las fracciones más pesadas. Por otro lado la presencia de fracciones pesadas puede dificultar el encendido y puede causar excesiva formación de depósitos. Por eso la volatibilidad deseable del diesel oíl se obtiene balanceando los componentes livianos y pesados obtenidos por destilación en las refinerías (no es deseable el ingreso de interfaces livianos durante el transporte por ductos). Las temperaturas obtenidas en las escalas de 10, 50 y 90% de la destilación ASTMD-86 del combustible son puntos de control importantes para alcanzar la volatibilidad adecuada del combustible. COLOR ACTM: Es una característica de calidad importante ya que el color es observado, sirve como indicativo del grado de refinación cuando es conocido, una variación indica una posible contaminación JET FULL Y KEROSEN: N° 1

PRUEBA GRAVEDAD ESPECIFICA

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(K)PUNTO DE INFLAMACION PUNTO DE INFLAMACION APARIENCIA AGUA Y SEDIMENTOS REACCION AL AGUA HIDROKID PARTICULAS CONTAMINANTES

8 6 7 13 19

METODO ASTMD-1298

UNIDAD SIN UNIDAD

ASTMD-93

°F

PARAMETRO 0,775 – 0,840 KEROSEN INFORMAL 100 MINIMO

ASTMD-56 ASTMD-1400 ASTMD-1796 SIN METODO

°F SIN UNIDAD %VOL PPM

100 MINIMO KEROSEN CRISTALINA KEROSEN 0,05MAXIMO JET FULL NEGATIVO

ASTMD-2276

MG*LITRO

1 MAXIMO

REACCION AL AGUA (HIDROKID): Detecta la presencia de componentes de agua miscibles en combustibles para turbinas desde 5ppm hasta 30ppm. CONTAMINANTES SOLIDOS: Se trata de un análisis gravimétrico (análisis cuantitativo pesando los distintos constituyentes) de la materia en particular presente en una muestra en combustible para turbinas de aviación por muestreo en tanques. El objetivo es minimizar y evitar los t aponamientos de filtros.

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UNIDAD # 2 LEY DE SISTEMAS DE REGULACION SECTORIAL SIRECE LYE N°1600 DEL 28/10/1994: ART1 1.-Se crea las superintendencias, se regula que las actividades de las empresas……….. 2.-velar que los intereses del usuario y entidades reguladas gocen de la protección del estado. 3 es una actividad regulatoria en el marco de la ley. ART10: ATRIBUCIONES. 1.-cumplir y hacer cumplir las normas sectoriales. 2.-promover la competencia y la eficiencia. 3.-otorgar concesiones, licencias y otros. 4.-vigilas la correcta prestación de servicios. 5.-aprobar y publicar pecios y tarifas. 6.-aplicar sanciones 7.-resolver los recursos de revocatoria 8.-proponer normas. LEY DE HIDROCARBUROS LEY N°1689 DEL 30/04/1996.  ABROGADA Y DEROGADA EL MISMO AÑO: LEY DE HIDROCARBUROS. ACTUAL N°3058 ART10. Se da continuidad a los servicios de transporte, asegura satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e interrumpida, así como el incumplimiento de los contratos de exportación. ART11. Garantizar a corto, mediano y largo plazo la seguridad energética satisfaciendo adecuadamente la demanda nacional de hidrocarburos. ART14. La actividad del transporte es un servicio público. ART87. El precio de exportación del gas natural podrá enmarcarse en los precios de competencia del gas licuado, donde no existe consumo de gas y en los mercados donde exista consumo de gas. En ningún caso los precios del mercado interno para el gas natural podrán superar el 50% del precio mínimo del contrato de exportación. Freddy Peredo Aranibar

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ART88. Queda prohibida la exportación de hidrocarburos a través de ductos menores o líneas laterales, excepto para proyectos de desarrollo fronterizo aprobadas por ley. ART91. Concesiones del transporte de hidrocarburos y acceso abierto El concesionario destinara un 15% de la capacidad de transporte para otros usuarios que utilicen el gas para proyectos de industrialización en territorio nacional. A lo largo de la longitud de los gasoductos existentes y en base al censo nacional tomando en cuenta el área de influencia de estos gasoductos y la cercanía de las poblaciones por más de 2000 habitantes, se deberán habilitar conexiones laterales de proceso que abastezcan a estas poblaciones. ART92: APROBACION DE TARIFAS DE TRANSPORTE POR DUCTOS. Asegurar el costo más bajo a los usuarios, precautelando la seguridad, continuidad del servicio y eficiencia de las operaciones, optimizar operaciones y costo de los concesionarios. ART93: EXPANCIONES DE LAS INSTALACIONES DE TRASPORTE Con el objeto de incrementar y proteger el consumo en el mercado interno en base a la demanda real. ART95: PUBLICACIONES PARA EL TRANSPORTE: 1.-ser concesionario y participar en concesiones para la distribuciones de gas natural por redes. 2.-ser compradores y vendedores de hidrocarburos. 3.-participar como accionista en empresa de gasolina especial. ART97: TARIFAS DE TRANSPORTE a) En el mercado interno y mercado de exportación se aplicara la tarifa estampilla única o diferenciada. b) Proyectos de interés nacional o nuevos proyectos, en cuyo caso podrán aplicarse tarifas incrementales.  ART101:

PLANES Y PROGRAMAS DE MANTENIMIENTO Y DE MANEJO INTEGRAL DEL DUCTO APLICACIÓN DE NORMAS: ISO organización creada el año 1947 con sede en ginebra su objetivo es prever una estandarización internacional con la finalidad de eliminar las barreras tecnológicas que afectan al intercambio internacional. ISO 9000: conjunto de normas que determinan los requisitos, definiciones y guías necesarias para desarrollar implementar y evaluar un sistema de calidad. Estas normas son revisadas en periodos aproximados a 4 y 6 años. ISO 14000: aplicadas para gestiones ambientales: OSSA: sistemas de gestión de seguridad y salud ocupacional que facilita la administración de riesgos asociados con el negocio de la organización. ANALISIS DE RIESGOS: riesgo = probabilidad de falla Freddy Peredo Aranibar

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Los peligros asociados con el funcionamiento de los ductos durante su operación han sido bien estudiados y definidos por los investigadores como amad en 1998 elver jhons 1992 meyer en 1987. VENTAJAS DE UN ANALISIS DE RIESGOS: 1.- se utilizan los planes y programas de mantenimiento 2.- se minimizan las inversiones 3.- se disminuye el riesgo. Se ha definido riesgos potenciales en los ductos de transporte de hidrocarburos y que son comúnmente reconocidos como importantes: DAÑO MECANICO: por la ejecución de contacto con los ductos en tareas de excavación. CORROSION EXTERNA: Cuando el revestimiento externo se ha dañado. Por la falta de protección católica y la orientación de ductos en zonas altamente corrosivas. Se reduce la integridad estructural del ducto. PERDIDA DE APOYO DEL TERRENO: el ducto ha sido sometido a hundimientos sísmicos, desmoronamiento del terreno. INUNDACIONES Y CANALIZACIONES NATURALES: FATIGA DE LATUBERIA: sometimiento a torsiones o tensión durante la etapa de construcción o defectos de mantenimiento. ACCIONES DE TERCEROS: actividades de sabotaje. NIVELES DE RIESGO Y STANDARES INTERNACIONALES: algunos países aplican niveles permisibles o aceptables de riesgo. Base de un individuo si la fatalidad se da en 1*10-6 (una oportunidad en 1millon por año) RIESGO INSICNIFICANTE = 1*10-8 En cuanto a las tuberías se identifican 3 niveles de riesgo: 1. 1*10-5 posibilidades al año de recibir una dosis peligrosa de derrumbes en los proyectos medianos y largos. 2. 0,3*10-6 posibilidades al año, un nivel de riesgo que se considera sin importancia que no debería exceder donde existan instalaciones sensibles: colegios, hospitales, acilos de ancianos, etc. 3. Se deduce que el riesgo anual de muerte proveniente de una tubería bien diseñada es del mismo orden de evento muy poco probable de ser golpeado y resultar muerto a causa de un rayo.

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Por ello se puede evitar el riesgo de la siguiente manera: Mayor espesor de la pared del ducto ( se reviste varias veces el nivel de P de diseño) Selección del grado del material en la tubería. Aumento de la profundidad de la tubería (1m como mínimo) Inspección regular del área donde se lleva a cabo la construcción del ducto. Patrullaje regular de fugas (se prevé reparaciones antes de que la situación se torne peligrosa)

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Sistema de información geográfica (mapeo computarizado de emplazamiento de tuberias) Ruta o trazado bien marcados y referenciados. Monitoreo permanente del sistema de protección catódica.

EVALUACION DE RIESGOS DE OPERACIÓN: Tiene por objeto cuantificar los riesgos asociados con posibles eventos que de producirse en la vida del proyecto, pondrían en riesgo a las personas y al M.A. Se basa en la metodología HASOP (análisis de peligro y operatividad) y HAZAM (análisis de peligros) en las siguientes etapas:   

Selección de posibles eventos que puedan constituir una situación de riesgo de 30 – 50% del total. Cuantificación de probabilidades de evento. Vulnerabilidad respecto al evento (del ducto).

PLAN DE NITIGACION DE RIESGOS: Se identifica los posibles eventos riesgosos para las personas y el medio ambiente para mitigar y reducir o eliminar el potencial de ocurrencia: 

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Corrosión, daños a terceros, sismo de máx. Intensidad, crecidas de corrientes, fallas operacionales y falta de mantenimiento, etc. Las medidas a adoptar para prevenir los efectos durante la construcción del ducto y en operación del mismo (información, señalización indicativa de ductos, adopción de espesores a decuados y sistemas de información geográfica) Programas rígidos de información, auditorias, control de calidad de ductos, identificación de áreas de derrumbes, capacitación del personal mediante programas permanentes de seguridad y mantenimientos con registros.

CALIDAD DE GAS NATURAL: La nueva ley de hidrocarburos en cuanto al contenido de dióxido de carbono y nitrógeno específico para el gas natural destinado a exportación lo siguiente:  

El dióxido de carbono máximo 1.5% Nitrógeno máximo 0.5%

En la actualidad el gas natural que se exporta en Bolivia tiene composición de dióxido de carbono y nitrógeno próximos a los contenidos fijados en la nueva ley de hidrocarburos.  ALMACENAMIENTO DE HIDROCARBUROS: Se constituye un importante elemento en la cadena de producción, transporte, refinación y comercialización de hidrocarburos. El almacenamiento actúa como pulmón para facilitar los tiempos de residencia de productos en línea y absorber variación en el consumo. Permite sedimentación de agua y barros de petróleo crudo de producción. Se flexibiliza operativamente a las refinerías. Se permite prever abastecimiento a importantes centros de consumo. 

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Facilita la medición de hidrocarburos con el objeto de despacho de los productos líquidos.

CLASIFICASION DE TANQUES: 1. POR EL TIPO DE CONSTRUCCIÓN: * Verticales. * De techo fijo. * Techo flotante. * Horizontales (camiones cisternas). * Esferas * Tanques de doble pared (criogénicos, GNL) 2. POR EL USO QUE SE LE DA:    

Producción. Refinería. Terminales comerciales. Reservas.

3. POR EL TIPO DE PRODUCTO:   

Crudo Gasolinas. GLP.

4. POR LA PRESIÓN A LA QUE TRABAJA: * A media presión -----2.5 – 15 psi (refrigerados y no refrigerados). * Presurizados ----- presión mayor a 15 psi (cilindros y esferas). La selección del tipo de tanque y su presión de trabajo depende de la presión de vapor del producto a ser almacenado al a temperatura promedio de almacenamiento, de manera de garantizar que el hidrocarburo se encuentre en la fase liquida y se evite las mermas de evaporización. Se debe realizar un análisis técnico económico que garantice una mejor relación costo beneficio en cuanto a:  

almacenamiento a presión Vs almacenamiento refrigerado. almacenamiento a presión Vs atmosférico.

*Por el tipo de uso que se lo da se tiene de techo fijo que son para el crudo, crudo oíl puntos mayores a 60°C y 93°C. *De techo flotante: se tiene gasolinas y crudos livianos, puntos de inflamación menores a 37.8°C. *Las esferas y cilindros para GLP. Freddy Peredo Aranibar

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NORMAS APLICABLES: Para construcción de tanque son:  ASTM, API, API650, API620, 12D Y LA NFPA. En general se utiliza la norma API que hace referencia los materiales normados por la ASTM y se aplican las normas de seguridad por la NFPA. LA NORMA API650 cubre los requisitos mínimos para el diseño, fabricación, instalación, materiales e inspección de tanques cilíndricos verticales sobre tierra, no refrigerados, de techo abierto o cerrado, construido con planchas de acero y cerradas para almacenar petróleo crudo y sus derivados donde la temperatura excede los 260°C y la Pm=2.5psi. LA NORMA API620 define para presiones no mayores a 15psi y para almacenamiento de gases licuados hasta -270°F. El código API650 en su cap. II suministra una lista de materiales aceptables para el diseño bajo especificaciones ASME e ISO. Se puede adoptar espesor adicional mínimo por corrosión de 1.5mm para las paredes o determinar el uso de protección anticorrosión. DISEÑO DE PARED: Se debe considerar los siguientes puntos: 1. Presión hidrostática por la presión del liquido 2. Fuerzas esparcidas por la presión 3. Cargas inducidas por la conexión de las tuberías de ingreso y salida del tanque (maní fold) api650 apéndice p 4. Cargas de asentamiento de la fundación. 5. Cargas sísmicas ESPESORES MINIMOS: Diámetro (m) 15.24 15.24 – 36.6 36.6 - 61 Mayores a 61

Espesor (mm) 5 6 8 10

Existen 3 métodos para diseñar la pared: 1. Método de un pie método api650 cap3 punto 6362 2. Método del punto de diseño variable api650 en cap3 punto6350 3. Método del apéndice a DISEÑO DEL FONDO DE TANQUE: planchas de acero con espesor mínimo de … Planchas con un ancho o superior a1.8m distribución o arreglo a la cual en ningún caso la distancia entre un nodo y la pared del tanque sea menor a 30,5 cm. Freddy Peredo Aranibar

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PLACA ANULAR DE FONDO: Se recomienda el uso de placa anular debajo de la pared para reducir el efecto de asentamiento y aumentar la resistencia al momento de volamiento inducido por cargas. CONICO AUTOSOPORTADO: * Apoyo en el perímetro del tanque * Angulo de inclinación respecto a la horizontal entre 9.5 y 37° * Espesor de la cubierta entre 5 mm y 13mm (ecuación del cálculo en la api650) DOMO AUTOSOPORTADO: Radio de curvatura entre 0.8 y 1,2 veces del mismo diámetro nominal del tanque. Espesor de la cubierta entre 5mm y 13mm.  

CONICO SOPORTADO (SOPORTE INTERNO) pendiente mínima o 1/16 para drenaje adecuados. elementos estructurales (correas y vigas) deben ser dispuestas de manera que las columnas soporten las mismas cargas. las lanchas se colocan directamente sobre las correas sin ser unidas entre ellas y ser soldadas a solape entre sí. las correas se ubican radialmente con determinados espaciamientos de 610mm en el anillo exterior medio a lo largo de la circunferencia. entre anillos externos no debe exceder a 1.68m en zonas sísmicas se suele colocar barras rigilizadoras ¾ de diámetro entre correas del anillo externo las vigas forman un polígono regular y deben ser sujetas a las columnas para evitar fricción. las vigas están soportadas naturalmente por las correas. las columnas se apoyan sobre un base de acero estructural que descansa directamente sobre las planchas de fondo.  

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FLOTANTE INTERNO: El diseño se establece en el apéndice H de código API650. FLOTANTE EXTERNO: El diseño se establece en el apéndice C del código API650. ¿COMO ELIMINAR INESTABILIDAD SISMICA?: Para eliminar se debe incrementar lo siguiente: 1. Placa anular. Incrementar el espesor de la plancha o virol. 2. Anclar la pared a un anillo de fundación. 3. combinar las opciones anteriores. REQUERIMIENTOS DE ANCLAJE:  

por presión interna punto f7 del código API650 sismo puntos e5.2 y e6 del código api650

EFECTOS DE LA TEMPERATURA: Si la temperatura de diseño pasa los 93.3°C los valores de la resistencia mínima al modulo de la elasticidad para el cálculo de cualquier componente, deben ser corregidos de acuerdo a lo diseñado y señalado en el código api650 apéndice M. Freddy Peredo Aranibar

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PROCEDIMINETO DE SOLDADURA: los soldadores deben ser certificados de acuerdo al procedimiento ASME de recipientes a presión (seccion7 del código API650). INSPECCION RADIOGRAFICA: se especifica en la seccion6 del código api650 las soldaduras a tope de placa anular de fondo con una radiografía de 100% PRUEBA HIDROSTATICA: El tanque debe ser probado hidrostáticamente y su llenado debe ser gradual de manera que se pueda detectar fugas en el menor tiempo posible, las alturas de llenado están definidas en el código API650. CARACTERISTICAS DE LOS TANQUES VERTICALES DE TECHO FIJO Y FLOTANTE: 1. BOCA DE SONDEO: Para medición manual de nivel, temperatura y toma de muestras. 2. PASOS DE HOMBRE: Son bocas de aproximadamente de 600mm de diámetro para ingreso al interior del tanque. El diámetro mínimo se fija en función al diámetro del tanque. 3. BOCAS DE LIMPIEZA: Se considera cuando son necesarios. De apertura de 1.2 X 1.5m aproximadamente dependiendo del diámetro del tanque y la altura en la primera virola. 4. BASE DE HORMIGON: 5. DRENAJES DE EMERGENCIA: 6. ARO PERIMETRAL: Se construye un aro perimetral de hormigón para evitar hundimiento del terreno y corrosión de la chata. MEDICION: Se debe realizar una medición hidrostática con un error de 0.02% 

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SERVOMECANISMOS: (PALPADOR MECANICO): Sigue el nivel del líquido. Con una precisión de 1mm aproximadamente. RADAR: Se envía señal pro medio de antena que rebota y vuelve a la fuente. Precisión de1mm aproximadamente. Para medir la temperatura se utiliza termocuplas ubicadas a criterio a diferentes niveles precisión de 0.05°C. Para tanques de techo fijo se debe instalar válvulas de alivio o seguridad de vacio ya que en la tapa de llenado o vaciado se produce respiración del tanque, o por alto TVR del hidrocarburo del He, también se debe instalar dispositivos cuando el tanque tiene un incremento de temperatura o este exposición al fuego.

TANQUES DE TECHO FLOTANTE: para productos livianos. Tienen una membrana en toda la superficie o espejo del diámetro del tanque que evita la formación del espacio de vapor, minimizando perdidas por evaporación al exterior y reduciendo el daño ambiental evitando mezclas explosivas en las cercanías del tanque. El techo puede ser interno (dentro del tanque) o externo (a cielo abierto). En todo caso entre la membrana y la envolvente debe existir un suelo. Freddy Peredo Aranibar

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TECHO FOLTANTE INTERNO: 1. El techo interno se construye de aluminio y se coloca un domo geodésico con techo fijo. 2. Este sistema tiene ventajas ya que es auto portante, es decir no necesita columnas que lo sostengan. No se perfora la membrana y se construye en aluminio lo cual lo hace más liviano. 3. Se construye en el suelo y se lo coloca armado con la ayuda de una grúa evitando trabajos de riesgo en alturas. 4. No es necesario colocar válvulas de alivio y vacio sino ventanas en la parte superior de la envolvente contra el techo. INSTALACION CONTRA INCENDIOS: 1. Se debe contar con rociadores que suministren espuma dentro el tanque y con un anillo de incendios que suministre suficiente cantidad de agua para evitar incendios de acuerdo con la norma NFPA. 2. SERPENTÍN DE CALEFACCIÓN PARA HIDROCARBUROS COMO EL CRUDO: son tubos de acero por los que circula vapor a baja presión. 3. AGITADORES: 4. MUROS CORTAFUEGOS ALREDEDOR DEL TANQUE: Se debe instalar un sistema de muro capaz de almacenar hasta el 10% por encima de la capacidad del tanque con más del 50% de la capacidad del tanque mayor en el caso de albergar en el recinto a más de un tanque. 5. TANQUES DE MAS DE 10000m DE CAPACIDAD DEBEN UBICARSE 6. DRENAJES DESDE EL EXTERIOR DEL MURO. 7. Si se dispusiera almacenar GLP en tanque de presión atmosférica se requeriría que mantuvieran tanques -42°C aproximadamente para estabilizar la fase liquida del GLP, la cual implica una complejidad. 8. Para el almacenaje del GLP se utilizan tanque a presión interna de aproximadamente15kg por cm 2 a temperatura ambiente. 9. Estos recipientes se diseñan de acuerdo a la norma API que considera el diseño a presión como lo hace el código ASME sección 8. 10. Tiene la ventaja de poder ser inspeccionados visualmente fuera de servicio, por ambos lados de la chapa, lo cual no se lo puede realizar en tanque verticales en el perímetro del piso interno. 11. Línea de llenado por la parte superior. 12. Línea de aspiración por la parte interior. 13. Válvulas de bloqueo automático al ingreso y a la salida. 14. Doble válvula de seguridad independiente. 15. Doble sistema de lectura de sistema independiente. 16. Dos medios de lectura de presión independiente. 17. sistema de seguridad contra incendios por rociadores, monitores instalaciones de espuma, etc. 18. No se utiliza válvula de presión vacio y ningún otro de sistema de vaciado o llenado. 19. Las válvulas de seguridad ventean a la línea de antorcha o fler ante cualquier aumento de presión. 20. Las esferas son construidas utilizando chapas de acero y sostenidas mediante columnas calculadas para soportar el peso de la esfera durante la prueba hidráulica. 21. Todas las soldaduras deben ser radiografiadas. 22. Los recipientes cilíndricos se destinan para menores capacidades de almacenamiento que las esferas. Freddy Peredo Aranibar

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TEMA # PLANIFICACION ESTATREGICA AL SECTOR HIDROCARBUROS YPFB CORPORACION 2010-2015 DEMANDA PRODUCCION GAS NATURAL: DEMANDA POTENCIAL: Hasta 101 millones de m3 al día en el año 1026 (17% del mercado interno del consumo; 20% mercado interno industrialización, 63% mercado de exportación). CURVA DE PRODUCCION: La proyección presentada es el resultado del ajuste a la curva propuesta por las operadoras y la utilización realizada por YPFB a la misma curva para responder al comportamiento de la demanda. PRIORIZACION DE MERCADOS: De acuerdo a la curva de producción final se alcanzaría a cubrir los siguientes mercados: 

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Demanda total del mercado interno de consumo, generación eléctrica de petro-casas y retenidos de planta. Mercado de exportación al Brasil GSA hasta el fin de contrato. Mercado de exportación a la argentina por un escalonamiento gradual desde el 2010 hasta el 2013 y un volumen constante y firma de 18.3 trillones de m3 día a partir del 2014 hasta el 2026 con potencial de volumen incrementados de los prospectos exploratorios.

La curva de producción contempla el volumen de seguridad nacional (UBMS); 4% menor a 50mil millones de m3 día y 2.5mil millones de m3 día este volumen podría ser comercializado sobre una base in interrumpible a libre disponibilidad de YPFB. DEMANDA INSATISFECHA: Un considerando el ajuste de producción, existe una demanda insatisfecha de hasta 33.2mil millones de m3 día que representa para Bolivia dejar de percibir aproximadamente de 2104 millones de $ día por venta de gas natural (considerando referencialmente los precios actuales de GCA) con una flexión de 1051millones de dólares para las prefecturas y los municipios y universidades. Los mercados sujetos a los prospectos exploratorios son: 1. Mercado interno de industrialización (el GTL proyecto siderúrgico “el mutún” plantas de polímeros y plantas de NH3 - urea) 2. Mercado interno termoeléctrica frontera Brasil – Bolivia 3. Mercado de exportación al Brasil por CUYABA 4. Ampliación y/o volúmenes incrementales de exportación al Brasil. Por todo lo expuesto la prioridad de los próximos 5 años debe ser invertir en desarrollo de los prospectos exploratorios y exploración de nuevas áreas.

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DEMANDA PRODUCCION DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS 1. declinación de la producción de los productos líquidos. 2. crecimiento constante de la demanda de derivados de crudo (diesel gasolina y glp). 3. resultado de los dos puntos anteriores, se prevé un déficit creciente de la oferta de hidrocarburos líquidos fundamentalmente diesel oíl. 4. se garantiza la producción de jet fuel para atender en su totalidad la demanda interna de este producto. 5. para el periodo 2011- 2015 se asume que el precio de referencia internacional del crudo estaría entre el rango de 60 a 85 por barril, además de una estructura de precios del mercado interno constantes. 6. el costo neto para el estado considerando el gasto por concepto de subvención para el TGN, el costo para YPFB y los ingresos por importación (recon gasolina y glp) hacen un total de -545mil millones de dólares por concepto de subvención. 7. la importación de diesel oíl como porcentaje de la demanda interna se incrementaría de 50 – 92% 8. el déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos a partir del 2015 se incrementa sustancialmente de un 53 – 92% 9. en el periodo 2011 – 2016 el costo neto para el estado considerando el gasto por concepto de subvención para el TGN, el costo para YPFB (transporte, almacenaje, cargas logísticas por importación) y los ingresos por exportación recon gasolina y glp hacen un total de 11067 millones de dólares para el estado. PLAN DE EXPLOTACION: Se debe realizar la certificación de las reservas: 1. Producción optimizada: considera las proyecciones presentadas por las operadoras mas el desarrollo por YPFB, que incluye 5 pozos adicionales (3 en margarita, Repsol, huanca ya, Repsol) y 2 en incahuasi (total) 2. La optimización propuesta por YPFB representa un volumen adicional de 5.8mil millones de m3 día.  AJUSTE DE LA PRODUCCION: La curva de producción fue ajustada de acuerdo a los requerimientos de la demanda para darle sostenibilidad en el tiempo. Los criterios son: 1. Se mantiene el volumen de recuperación de los campos. 2. La reasignación de la producción es proporcional por compañía y por campo. 3. Los volúmenes redistribuidos son técnicamente sustentables. La optimización y ajuste de la producción requiere de acuerdos con la respectivas operadoras. INVERSION ESTIMADA La inversión requerida para inversión de campos en cuanto a pozos y facilidades de producción (instalaciones de plantas e instalaciones superficiales). Para el periodo de análisis es de 2991mil millones de dólares, de los cuales 371.8 mil millones de dólares corresponde a YPFB corporativo (andina y chaco). PLAN DE TRANSPORTE Freddy Peredo Aranibar

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GAS NATURAL: Se prioriza satisfacer la demanda la demanda del mercado interno de gas natural. Se implementan las facilidades de transporte requeridas para el mercado de exportación a la argentina. Sujeto al resultado de los prospectos exploratorios el proyecto siderúrgico mutún requiere la siguiente inversión en transporte: 1. Ampliación en los sistemas rio-grande y GTV tiene una estimación de inversión de 250mil millones de dólares. 2. En YPFB transporte la inversión estará de acuerdo a la ubicación de los resultados exitosos en los prospectos exploratorios. Los demás proyectos de industrialización están sujetos a futuras evaluaciones.  

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LIQUIDOS: 

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Las inversiones en YPFB logística permitirán optimizar costos de transporte y minimizar riesgos de suministro de mercado interno. El proyecto de la nueva terminal en ARICA (crudo y GLP) y la construcción de ductos dedicados para la importación y exportación de productos terminados, requieren de gestiones bilaterales a nivel de gobierno.

PLAN DE ABASTECIMINETYO DE MERCADO INTERNO GAS NATURAL: REDES DE GAS: En general los proyectos de redes de gas demuestran una rentabilidad muy negativa cuando se habla de instalaciones domiciliario o comercial. Lograr una rentabilidad al menos aparente implica generar subsidios cruzados, rescatando la potencialidad de generar ingresos de parte del sector industrial o GNV. PLAN DE PLANTAS DE SEPARACION DE LIQUIDOS PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LICUABLES OBJETIVO: Construir una planta de extracción de gas licuado de petróleo localizada en la ciudad de rio grade a 61 km al sud este de la ciudad de santa cruz. DESCRIPCION: Características técnicas del proyecto: 1. Caudal máximo del proceso: 200mil millones de pies3 día 2. Producción estimada de: GLP-350 toneladas día y gasolina natural – 600 barriles por día. INVERSION APROXIMADA REQUERIDA:

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Aproximadamente 135mil millones de dólares (35mil millones de dólares comprendidos mediante carta de crédito y 100mil millones presupuestado para la conclusión del proyecto). PLAZO DE EJECUCION: Fecha estimada de entrada en operación: primer trimestre 2012. PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LICUABLES PROVINCIA GRAN CHACO OBJETIVO: Construir una mega planta de extracción de licuables destinada a procesar todo el volumen del gas natural que será enviado con destino al mercado argentino. DESCRIPCION: Características técnicas del proyecto: 1. Caudal máximo del proceso: 34mil millones de metros3 día. 2. Producción estimada de: GLP-2220toneladas día. Y gasolina natural – 5mil barriles día. INVERSION APROXIMADA REQUERIDA:  ALTERNATIVA ARICA

ALTERNATIVA PATIÑOS

Planta de extracción

Madrejones 536 mil millones de $

Madrejones 536 mil millones de $

Puerto de exportación

Arica (chile) 290mil millones de $

Patillos(chile) 159mil millones de $

Sistema de evacuación

YPFB transporte 188mil millones de $

Estudio tecna 458mil millones de $

1014 mil millones de $

1054mil millones de $

TOTAL

PLAN DE ABASTECIOMINETO DEL MERCADO INTERNO HIDROCARBUROS LIQUIDOS: PROBLEMA: Volumen creciente en las importaciones de productos refinados que generarían una subvención de 1442mil millones de $ en el periodo 2009 – 2015 y un gasto adicional de 807mil millones de $ para YPFB (costos de transporte, almacenamiento y logística). ESTRATEGIA: Dado el incremento de la demanda los niveles de producción y la calidad del crudo se plantean:  AÑO 2009-2015 2009-2015 2009-2015 2009-2015 2009-2015 2009-2015 2009-2015 CARGA 44.5 46.5 54.2 60 65.7 72.3 72.8 (100BDIa) Freddy Peredo Aranibar

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1. IMPORTACION DE PRODUCTOS TERMINADOS DE 2. Plantas de GLP rio grande (madrejones) 3. Nueva refinería en 3 módulos 2015-2020 -2029 AÑO CARGA

2015 40

2020 80

2029 110

4. Proyectos de transporte (importación de crudo). En el periodo 2009 al 2015, bajo la estrategia de ingreso del nuevo modulo de la refinería el déficit por subvención para el mismo periodo disminuye de 545 mil millones de $ a 285 mil millones de $ por la sola importación de productos terminados. De igual forma, en el periodo del 2016 al 2026, en satisfacer la demanda con la importación de productos terminados originaria una erogación neta al estado de 1166 mil millones de $ comparada con una erogación neta de 9 mil millones de $ bajo la estrategia de una nueva refinería, produciendo un ahorro de 8715 mil millones de $. PLAN DE REFIANCION: Estrategia de optimización y ampliaciones refinerías api61 Se considera proyecto de seguridad y continuidad operativa en las actuales refinerías. Ampliar la capacidad de procesamiento de crudo de las unidades de procesamiento mediante el revampin de la unidad de crudo y la construcción de una nueva topin en Guillermo elpen. Mejor octanaje de la gasolina producida mediante de gasolinas livianas ubicada en cada una. Incrementar la producción de perforadme mediante una red catalítica de gasolina media en la refinería Guillermo Elmer, estos proyectos de utilización y ampliación tiene un costo estimado de 346mil millones de $ hasta el 2015.  

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CONSTRUCCION DE UNA NUEVA REFINERIA API-24: 

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A ejecutarse por módulos primer modulo entra en operación el año 2015 con 40mil barriles por día. Potencial ubicado occidente del país en el altiplano. Rendimiento esperado en función al potencial crudo a importar (24°API), seria de diesel oíl de 65%, gasolina 17%, GLP 5% y residuos 13%. El procesal crudo pesado está dirigido producir la mayor cantidad de diesel oíl. La refinería contara con unidades de: hidrotreiting, fluid catalit y cracking en fluidos, destilación atmosférica, reformación catalítica, vacio y cokeamiento. TIR tasa de descuento de 15%.

RESULTADO ESPERADO 2015: Alcanzar con todas las refinerías una capacidad nominal de procesamiento de hasta 136mil barriles por día (crudo nacional con 61°API y crudo importado con 24°API). Freddy Peredo Aranibar

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PLAN DE INVERSION PLANTAS DE ALMACENAJE: 1. Las plantas montero y san ramón permitirán: *Abastecer los centros de consumo de mayor crecimiento y demanda a nivel nacional apoyando la actividad agropecuaria industrial y ganadera. *Desconcentrar la distribución de hidrocarburos líquidos en la planta santa cruz. *Garantizar un periodo de seguridad energética de 30 días para la chiquitania, el norte de santa cruz y áreas de influencia. 2. La construcción de plantas de almacenaje y despacho en frontera dará lugar a: *permitirá incrementar la capacidad de almacenaje para controlar a las operaciones de importaciones de diesel oíl. *la planta mutún (a orillas del nuevo canal puerto Bush) muestra ser un negocio rentable para YPFB. 3. Ampliar la capacidad de almacenaje de GLP en guayaramerin, villazon, bermejo y cobija para contar con 7 días de seguridad energética. RESUMEN DE PROYECTOS: Se busca adecuar las instalaciones de las diferentes aeroplantas del país cumpliendo las normativas vigentes del decreto supremo 25901, incrementando la capacidad de almacenaje y asegurando de esta manera la continuidad del servicio público. PROYECTO

INVERSION SITUACION (MMUSD)  ACTUAL FUTURA

Instalación de almacenaje

10.38

Ducto senkataaeropuerto

3.00

Equipos de abastecimiento (refuellers)

2.49

Sistema de administración y control TOTAL INVERSION

2.18

52 MBbl

62 MBbl

Detalle y beneficios Mayor vida útil, incremento de capacidad, nuevas instalaciones.

Se cambia de servicios de cisternas 0.75 Bbl/día 1.26 Bbl/día a ducto. Mayor seguridad de provisión. Compra de 22 camiones, de los 32 44 cuales 10 se renuevan por haber cumplido vida útil. Implementar cisternas de gestión de SSMA y soporte en el control de aeroplantas.

18.05

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PLAN DE EXPLORACION: SITUACION ACTUAL: DIFICULATADES PARA LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA 1. CONDICIONES ECONOMICAS PARA…………Q NO INCENTIVAN LA EXPORACION . Los contratos de exploración están orientados para campos descubiertos y en desarrollo. *riego del subsuelo boliviano y las condiciones de los contratos de operación no sean lo suficientemente atractivas para que la industria aborde proyectos exploratorios. 2. OTRAS CONSIDERACIONES: * Riesgo exploratorio, geológica, operativo y no geológicos asociados a inversiones elevadas. *situación fiscal. La industria no considera atractivo el régimen fiscal en Bolivia. *inversión exploratoria para 10 prospectos 379mil millones de $. *por estrategias se considera un % de éxito del 30% es decir se suma el éxito de 3 de los 10 pozos exploratorios. *se asume por estadística exploratoria, que al menos 2 de los prospectos del andino sur serán exitosos y 1 de la llanura. PLAN DE DESARROLLO DE LOS CAMPOS EXITOSOS: 

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El desarrollo de los campos exitosos (3 campos), se presenta un incremento de producción de hasta 5mil millones de m3/día (equivalente al 30% del potencial de los prospectos). Las inversiones en desarrollo corresponden a pozos de avanzada, desarrollo, plantas y líneas de conexión en los 3 pozos exitosos es de aproximadamente 804mil millones de $.

EQUIPOS DE PERFORACION: Para la actividad y exploración se necesita dos equipos de 30mil HP y un equipo de 2mil HP. Inversión en pozos exploratorios (379mil millones de$) mas desarrollo y facilidades (804mil m illones de $) hacen un total de 1183 mil millones de $. RECOMENDACIONES: 1 la demanda insatisfecha (mercado de industrialización y mercado de exportación) podrá ser……si y solo

si se atiende ahora. 2para lograr este objetivo se debe considerar: *desarrollar una estrategia de forma coordinada entre el ministerio de hidrocarburos y energía, ministerio de hacienda YPFB; que genere condiciones favorables y que permitan acelerar la actividad exploratoria. *agilizar trámites administrativos para acortar tiempos operatorios sin exploración, perforación y explotación. *garantizar mercados que hagan atractiva y rentable……

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IMPULSO DE LA ACTIVIDAD EXPLORATORIA SITUACION ACTUAL: 1 en el subsuelo boliviano hay considerable recursos pendientes de descubrir e importantes mercados en el entorno. 2dificultades para la exploración exploratoria: *condiciones económicas de los contratos de operación que no incentivas la exploración. Los contratos de exploración están orientados para campos descubiertos y en desarrollo. OPCIONES PARA IMPULSAR LA EXPLORACION: No se puede modificar la geología ni el coste de los sondeos, sin embargo se puede modificar la ecuación (riesgo beneficio) mediante nuevas condiciones contractuales, haciendo más atractiva la actividad exploratoria en Bolivia. Se considera que existen varias alternativas al objeto de impulsar la inversión exploratoria las cuales son: 1. LA VIA FISCAL: *Liberación de impuestos sobre utilidades sobre 8 años, considerando que la exploración y desarrollo de nuevas áreas hidrocarburiferas, son la base para los proyectos de industrialización en Bolivia (artículo 106 de la ley 3058). *amortización acelerada para las operación de exploración (solo aplicable a los sondeos de exploración) *sobre amortización en la actividad exploratorio multiplicando por dos en sondeos de exploración fallidos, cuando se amortiza en la cuenta de resultados. 2. LA PARTICIPACION DE YPFB *La copra y venta de derechos mineros en permisos exploratorios. *distribución de la tabla en el anexo “m” (coparticipación de YPFB) de los contratos a ser firmados que permiten generar al inversor una rentabilidad necesaria para recuperar la inversión e iniciar actividad de exploración. 3. ASIGNACION DE MERCADOS: *asignación de 100% de mercados de exportación para los campos declarados comercial, por un tiempo máximo de 8 años que permitan la recuperación de la inversiones. *permitirá un balance adecuado entre inversión de riesgo y obtención de ……del titular. Cumplirá el objeto De ser atractiva la exploración. *balance de ingreso de costo de una manera……….equilibrando la carga impositiva. *tendría sentido aplicar las ventajas fiscales de los proyectos de industrialización del gas a los proyectos de exploración, en cuanto a los nuevos descubrimientos permitirán a ser efectivos los proyectos industriales. *el estado quien tiene un participación en los beneficios de los resultados positivos del proyecto, comparte en forma equilibrada la posición de riesgo acorde a sus ingresos.

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CONCLUSIONES Y RECOMEDACIONES: 1 el desarrollo de la industria de los hidrocarburos está condicionado a la actividad exploratoria. La estrategia de exploración permitirá incrementar las reservas y la protección para atender mercados potenciales y actuales. 2 re recomienda la creación de una comisión de trabajo entre YPFB, el ministerio de hidrocarburos, planificación de desarrollo y hacienda para analizar diferentes propuestas que permitan incentivar actividad exploratoria. 3 se consideran……algunas de estrategias de estimulo a la exploración que se aplican en otros países: *nuevo marco contractual para nuevas áreas. *la vía fiscal. *la participación de YPFB en compra y venta en mayor %. *asignación de mercados.

INCENTIVOS A LA PRODUCCION DE PETROELO SITUACION ACTUAL CAMPOS PETROLIFEROS: SITUACION ACTUAL PARA EL TITULAR: Precios congelados (27.11 $/barril) Elevados costos e producción. Campos en declinación. Campos con economía negativa. Incentivos actuales insuficientes para cubrir costos de producción.     

SITUACION ACTUAL PARA EL ESTADO: Demanda superior a la oferta. Elevados costos de subsidio. Declinación de la producción, incremento de la subvención. Incentivos actuales insuficientes para incentivar el incremento de la producción de líquidos.    

LAS OPCIONES DE INCENTIVO: Considerando la situación actual de los campos petrolíferos y como medida de incentivo a nueva producción de petróleo (incremento de producción) se consideran las siguientes opciones: 

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Incremento del precio del mercado interno, actualmente fijo 27.11$ El barril, aun precio que permita recuperar la inversión asociada a la nueva producción y mitigar las pérdidas acumuladas en el campo. Incentivo complementario a la producción, incluir un incentivo adicional al cliente bajo un decreto supremo 28984, el cual permita recuperar parte de las inversiones y recuperar parte de los costos hundidos en el campo.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES: Incentivar el incremento de producción de petróleo, permitiría: Incrementar la producción en el corto plazo. Incrementar la ……..(regalías participaciones, y demás impuestos)   

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Disminución de los volúmenes de importación de derivados y el respectivo ahorro (optimización del costo de subsidio) El incentivo permita la continuidad de operaciones en campos productores de petróleo que actualmente están en declinación y con economía negativa. 3 se recomienda la creación de una nueva condición de trabajo entre YPFB, el ministerio d hidrocarburos y energía, ministerio de planificación del desarrollo y ministerio de hacienda para analizar diferentes alternativas que permitan incentivar el incremento de la producción petrolera. 

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PLAN DE INDUSTRIALIZACION PROYECTO GTL: se plantea la construcción de una planta de GTL en el 2015 con una carga de 1.8mil millones de m3/día de gas natural y con un rendimiento del 85% de diesel oíl (25500 barriles/día) y un 15% para………. Es importante mencionar que durante el tiempo de construcción de la planta de GTL se continuara de productos terminados………………….

Este proyecto está asociado a la construcción de una nueva refinería de dos módulos 2020 y 2024.

PROYECTO MUTUN: JINDAL

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