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REFINACIÓN DEL PETRÓLEO

ANTONIO M. LORINI CODIGO: S 2591-7

SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________

ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA UNIDAD ACADÉMICA SANTA CRUZ DE LA SIERRA - BOLIVIA

CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

REFINACIÓN DEL PETRÓLEO ANTONIO MIGUEL LORINI VACA CODIGO: S 2591-7 SEMESTRE

GESTIÓN 2012

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ÍNDICE

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SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________

1. INTRODUCCION 1.1. FORMACION Y COMPOSICION DE LOS PETROLEOS CRUDOS Y DE LOS PRODUCTOSPETROLIFEROS 1.2. HISTORIA 1.3. DEFINICION 1.4. COMPOSICION 1.4.1. HIDROCARBUROS 1.4.1.1. HIDROCARBUROS ALIFÁTICOS O ALCANOS O PARAFINA 1.4.1.2. HIDROCARBUROS AROMÁTICOS 1.4.1.3. HIDROCARBUROS ALIFÁTICOS INSATURADOS, OLEFINAS O ALQUENOS 1.4.1.4. COMPUESTOS DISTINTOS DE LOS HIDROCARBUROS 1.4.1.5. COMPUESTOS INDEFINIDOS QUÍMICAMENTE 1.4.2. IMPUREZAS DEL PETROLEO 1.4.2.1 IMPUREZAS OLEOFOBICAS 1.4.2.2 IMPUREZAS OLEOFILICAS 1.4.3. PROCESOS DE TRATAMIENTO DE IMPUREZAS DEL PETROLEO 2. PROCESOS DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO 2.1. ¿QUÉ ES UNA REFINERÍA DEL PETRÓLEO? 2.1.1. OBJETIVO DE UNA REFINERÍA 2.2. TIPOS DE PROCESOS 2.2.1. PROCESO DE SEPARACIÓN 2.2.1.1 DESTILACIÓN 2.2.1.2. DESTILACIÓN PRIMARIA O ATMOSFÉRICA 2.2.1.3. DESTILACIÓN SECUNDARIA O AL VACIO 2.2.2. PROCESO DE CONVERSIÓN 2.2.2.1. CRAQUEAMIENTO TÉRMICO 2.2.2.2. VISCORREDUCCION 2.2.2.3. COQUIZACIÓN 2.2.2.4. CRAQUEAMIENTO CATALÍTICO 2.2.2.5. HIDROCRACKING – ISOMAX 2.2.2.6. ALQUILACION 2.2.2.7. REFORMACIÓN CATALÍTICA 2.2.3. OTROS PROCESOS IMPORTANTES 2.2.3.1. HIDROTRATAMIENTO ANEXOS (REFINACION EN BOLIVIA) INTRODUCCIÓN PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS EN BOLIVIA CAMPOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO Y GAS VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN GAS Y PETRÓLEO / CONDENSADO Y GASOLINA) REFINERÍAS (VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN) PRODUCCIÓN EMPRESAS PETROLERAS QUE OPERAN EN BOLIVIA PRODUCTOS ELABORADOS POR LAS REFINERÍAS

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SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________ CARBURANTES ELABORADOS POR LAS REFINERÍAS VOLUMEN DECEPCIONADO Y PROCESADO DE CRUDO (POR REFINERÍAS) OFERTA NACIONAL DE GLP CONCLUSIÓN CRITERIO DEL TRABAJO

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1. INTRODUCCION El propósito general de este trabajo es el de darnos cuenta de la importancia del petróleo en nuestra vida. Desde su formación hasta la legislación que rige en nuestro país acerca del mismo. En el capítulo I nos enteramos de qué es el Petróleo y como los organismos que dejaron de existir lo formaron, que el "aceite mineral", otro nombre que se le da al petróleo, puede estar almacenado, tanto en tierra como en el mar. Además, se explica, claramente, los métodos de prospección más conocidos y como algunas de las ciencias que conocemos, y ni sospechamos, nos ayudan a ello. La extracción del Petróleo es bastante sencilla, aunque un poco costosa. El método más eficiente es la perforación rotatoria, la cual es expuesta brevemente en este informe. Lo que más nos llama la atención es enterarnos que el crudo, más bien tendríamos que decir, los crudos, son totalmente diferentes unos de otros. Mencionamos cinco tipos diferentes y, no dudamos que existan muchos más. En el capítulo II vemos en que se fundamenta su movilización y almacenamiento, el cual, también, puede ser subterráneo. Igualmente observamos que el proceso de refinación del crudo es bastante complejo y bastante delicado, se hacen muchas pruebas antes de poner a la venta el producto final. Lo que nos lleva a hablar de sus derivados, estos son muy extensos y, por medio de este trabajo nos enteramos de la gran cantidad de productos que utilizamos en nuestro diario vivir sin preguntarnos, ni sospechar nunca que todos ellos son producto del petróleo. Igualmente, mencionamos las posibles alternativas de energía en caso de que los yacimientos que hay en el mundo queden agotados, cosa poco probable por ahora.

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SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________ 1.1. FORMACION Y COMPOSICION DE LOS PETROLEOS CRUDOS Y DE LOS PRODUCTOS PETROLIFEROS. El petróleo se forma hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades y continua a hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que van acumulándose depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en exquisitos y arenisca, los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural. El petróleo es un aceite mineral que se caracteriza por ser inflamable, por ser este un compuesto combustible puede suministrarse energía obtenida a partir de su combustión, es oleaginoso y su viscosidad depende de la clase de crudo, la que varía de acuerdo a su composición la que la caracteriza dependiendo de la situación geográfica y geológica del yacimiento.

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1.2. HISTORIA Los antiguos sumerios, asirios y Babilónicos usaban petróleo que hallaban en pequeñas cantidades en la superficie terrestre, lo mismo que el gas y el asfalto. Los antiguos egipcios empleaban el petróleo como medicina para curación y para laxante. Al comienzo de la era cristianan, árabes y persas destilaban petróleo crudo para obtener líquidos inflamables con fines bélicos. Como resultado de la invasión árabe a España, el arte de la destilación de petróleo para alumbrado se hizo posible en Europa Occidental durante el siglo XII, varios siglos más tarde los colonizadores españoles descubrirían filtraciones de petróleo en la superficie de los actuales países de Cuba, México, Bolivia y Perú. De América del Norte sabemos que efectivamente el petróleo superficial era abundante y los aborígenes lo usaban básicamente como remedio. A medidas del siglo XIX se logra destilar petróleo crudo, el queroseno, en combustible para el alumbrado que reemplazaría al aceite de ballena. En agosto de 1859, el coronel Edwin L. Drake perfora el primer pozo moderno y encuentra petróleo en Titusville, Pensilvania. Por el fenómeno de la llamada revolución industrial se intuye que se el petróleo la fuente de energía más concentrada, flexible y transportable. Ese es el comienzo formal de la industria del petróleo. Entre 1857 – 1870, John D. Rockefeller consolida su control del mercado petrolero. Funda la Estándar Oíl Company y se convierte en el más rico de su tiempo.

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1.3. DEFINICION. El petróleo es una de las sustancias más valiosas de que podemos disponer. También se le conoce como "aceite mineral". El aceite mineral o petróleo se encuentra en el interior de la tierra y se compone principalmente de carbono e hidrógeno; lo que significa que es un hidrocarburo y no un mineral, ya que procede de sustancias orgánicas. La palabra petróleo, proviene de las voces latinas petra y oleum, que significan piedra y aceite, no porque sea aceite de piedra, sino por estar aprisionado entre piedras. El petróleo es un fluido algo espeso cuyo color varía bastante, así como su composición. A veces se presenta amarillo, otras verde, y otras casi negro. Generalmente tiene un olor muy desagradable y su densidad está comprendida entre 0´8 y 0´95. En composición varía tanto como en color, y en este sentido nos recuerda al carbón. Según el Diccionario Enciclopédico Ilustrado Océano Uno, petróleo es un: "líquido aceitoso, de color oscuro, olor característico, más ligero que el agua, constituido por una mezcla de hidrocarburos líquidos naturales, que se encuentra generalmente almacenado en rocas del interior de la corteza terrestre", mientras que la definición que encontramos en el Diccionario Hispánico Universal, aunque similar, es un poco más completa: "Líquido oleoso más ligero que el agua y de color oscuro y olor fuerte; se encuentra nativo en lo interior de la Tierra y a veces forma grandes manantiales. Es una mezcla de carburos de hidrógeno, que arde con facilidad, y después de refinado tiene diversas aplicaciones". Al igual que el carbón, el petróleo se encuentra a muy distintas profundidades en la Tierra. En algunos lugares sólo hay que perforar algo más de quince metros para encontrarlo, mientras que en otros es necesario llegar hasta profundidades de dos mil o más metros. El petróleo está almacenado en la Tierra en capas o estratos de roca porosa, tal como la piedra caliza o la arenisca, o en capas de arena o sobre una capa impermeable. Cuando estos estratos se encuentran cubiertos con rocas más duras, tenemos un campo petrolífero ideal.

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1.4. COMPOSICION. Los crudos tienen características físicas y químicas muy variables de un campo de producción a otro e incluso dentro un mismo yacimiento. En la clasificación de los crudos ( pesados y ligeros), al estar formados principalmente por moléculas hidrocarbonadas, la densidad de los crudos será tanto menor cuanto mayor sea la relación atómica H/C. la densidad de los crudos puede oscilar entre 0.7 y 1 expresados en grados API cuyo valor varía entre 70 y 5. Todas estas diferencias afectan a las condiciones de producción, transporte, almacenamiento y refino que se han de adaptar a los destilados producidos.

1.4.1. HIDROCARBUROS Los hidrocarburos constituyen los elementos esenciales del petróleo, sus moléculas no contienen más que hidrogeno y carbono y se dividen en varias familias químicas según su estructura. Las cadenas moleculares pueden ser:

De enlace simple:

De enlace múltiple:

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1.4.1.1. HIDROCARBUROS ALIFÁTICOS O ALCANOS O PARAFINAS Formula general:

Formula desarrollada:

Tabla 1. Constantes físicas de algunos alcanos

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1.3.1.2. HIDROCARBUROS AROMÁTICOS Son hidrocarburos cíclicos poli insaturados que están presentes en una gran proporción en los crudos de petróleo, los primeros compuestos (benceno, tolueno, xileno) son materia prima fundamentales de la petroquímica además contribuyen igualmente a aumentar el número de octano de las gasolinas. La base elemental común a todos estos hidrocarburos aromáticos es el anillo bencénico o formula de kekule.

Representada normalmente por:

Su formula general es:

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1.4.1.3. HIDROCARBUROS ALIFÁTICOS INSATURADOS, OLEFINAS O ALQUENOS En esta familia, algunos átomos de carbono de las moléculas están ligados solo a tres átomos, lo que implica la presencia de uno o varios dobles enlaces.

Las olefinas apenas se encuentran en el petróleo crudo o en los productos de destilación directa pero pueden estar presentes en los productos del refino particularmente en las fracciones procedentes de los procesos de conversión de fracciones pesadas ya sean térmicas o catalíticas.

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1.4.1.4. COMPUESTOS DISTINTOS DE LOS HIDROCARBUROS Compuestos orgánicos heteroatómicos: Compuestos de azufre El azufre es el heteroatómo abundante en los petróleos crudos, su concentración puede variar entre el 0.1 y más del 8% en peso; este contenido está relacionado con la densidad del crudo y, por lo tanto, con su calidad (ligero o pesado).

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Compuestos oxigenados Los crudos contienen menos oxigeno que azufre, este se encuentra en los siguientes compuestos:

Donde R y R'son radicales alquilos o aromaticos

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Compuestos nitrogenados

Carbazoles

Piridinas (nitrógeno básico)

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1.4.1.5. COMPUESTOS INDEFINIDOS QUÍMICAMENTE Asfáltenos Los asfáltenos se obtienen en el laboratorio por precipitación, están constituidos por una acumulación de laminas poli aromáticas condensadas, unidad por cadenas saturadas. El rendimiento en asfáltenos y su constitución varían con la naturaleza del disolvente utilizado. En los yacimientos de crudo, la propiedad polar de los asfáltenos facilita el mojado de la roca por los hidrocarburos, limitando por lo tanto la extracción. Igualmente en el curso de la extracción los asfáltenos pueden precipitar, obturando tuberías. Los asfáltenos en parte son responsables de las elevadas densidades y viscosidades de los crudos pesados. Resinas Al someter los máltenos a una cromatografía líquida, los productos separados con los disolventes más polares se llaman resinas. Por lo tanto su composición depende del método utilizado.

Fig. 1 Procedimiento de separación de fracciones pesadas

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1.4.2. IMPUREZAS DEL PETROLEO El hidrocarburo se encuentra en estado gaseoso, liquido y solido, pero además se encuentran otras sustancias consideradas impurezas, tales como compuestos de Azufre, Oxigeno, Nitrógeno, Trazas de Metales y Sales de Sodio, Calcio y Magnesio. Las impurezas se definen como todo aquel material contenido en el petróleo que no esté constituido por carbono e hidrogeno. En la actualidad se consideran dos clases de impurezas Oleofobicas y Oleofilicas. 1.4.2.1 IMPUREZAS OLEOFOBICAS Son impurezas que no se encuentran disueltas en el hidrocarburo. Las principales impurezas Oleofobicas son, Las Sales, El Agua y Los Sedimentos de Petróleo.

1.4.2.1.1 INFLUENCIA DE LAS IMPUREZAS OLEOFOBICAS EN EL PROCESO. 

Agua

El Agua si no se le ha hecho el previo tratamiento, se habla de un agua de formación, que dentro del proceso de refinación al someterla a altas temperaturas tiende a evaporizarse aumentando su volumen en el orden de 1500 veces más a la original, lo que ocasiona en las torres de refinación espuma en su interior, arrastre de pesados y otros problemas como consecuencia del aumento de presión.

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

Sedimentos de Petróleo

Los sedimentos de petróleo como impurezas producen ensuciamiento, por ende una pérdida de intercambio de calor y restricción en los fluidos de los líquidos. 

Sales

Las sales, por otra parte, por su potencial de acidez, producen una severa corrosión en los equipos de destilación y condensación, cuando las sales se encuentran en presencia de agua condensada, los ácidos clorhídrico y sulfhídrico se disuelven en el agua, formando soluciones muy agresivas, en especial a temperaturas situadas en la cabeza de la torre. 1.4.2.2 IMPUREZAS OLEOFILICAS Son impurezas que se encuentran disueltas en el hidrocarburoLas principales impurezas Oleofilicas son, Compuestos de Azufre, Compuestos Organo-Metalicos, Ácidos Nafténicos y Compuestos

Nitrogenados. 

Compuesto Sulfurado

Su concentración media es de 0.65 % en peso y varía entre 0.02 % y 4.00 %. Son compuestos indeseables porque aumenta

la estabilidad del petróleo – agua, provocando la

corrosión, también contaminan los catalizadores y hacen que varié el producto final.

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Compuesto nitrogenados

Su concentración media es de 0.17 % en peso. Son compuestos indeseables porque aumentan la capacidad del petróleo con agua, contaminan los catalizadores. 

Compuestos oxigenados

Su concentración es medida a través del TAN (Total Acid Number). Petróleos ácidos TAN > 1 y petróleos no ácidos TAN < 1 Son compuestos indeseables porque aumentan la acides, la corrosividad y el olor del petróleo 

Resinas y asfáltenos

Son moléculas grandes de estructura semejante con alta relación carbono- hidrogeno, también contiene azufre, oxigeno y nitrógeno. Las resinas se encuentran disueltas en el petróleo y se solubilizan fácilmente. Los asfáltenos se encuentran dispersos en forma de coloides.

IMPORTANTE A diferencia de las oleofobicas que son tratadas antes del procesamiento, las Impurezas Olefilicas, deben tratarse durante el mismo, constituyendo un problema tecnológico que puede resultar en altos costos.

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1.4.3. PROCESOS DE TRATAMIENTO DE IMPUREZAS DEL PETROLEO. Para evitar o minimizar los efectos de las impurezas se realizan fundamentalmente tres tratamientos: 

Decantación de Tanques



Desalado



Inyección de Hidróxido de sodio

Una parte de la purificación de impurezas se produce en los tanques de acumulación de los yacimientos y de almacenajes de las refinerías, por decantación natural del agua y los sedimentos, con la colaboración de la temperatura y el tiempo. 

Proceso de Desalado del Petróleo.

La desaladora en una unidad de destilación de crudo es una sección crítica de la planta. Su propósito es remover sales y agua del crudo mediante fuerzas electrostáticas y permitir un mayor tiempo de residencia para la separación. Una buena performance en la desaladora podría mejorar el funcionamiento de la planta reduciendo el arrastre de sales corriente abajo y mejorar su desempeño reduciendo el arrastre de crudo en la salmuera. A continuación se presenta una discusión detallada de la importancia de los parámetros de operación para una operación de desalado. Adición de Agua de Lavado. Agua de lavado es ingresada a la corriente de crudo antes de entrar a la desaladora para remover sales del mismo. La cantidad de agua recomendada a adicionar es el 3 – 4.5% del flujo de crudo. Mientras mayor sea la cantidad de agua adicionada, mejor será el lavado y mayor la remoción de sales del crudo. Un flujo de agua de lavado superior al 4.5 % puede acarrear el arrastre de agua junto con el crudo.

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Diferencial de Presión en la Válvula de Mezclado. Una válvula de mezclado es ubicada antes de la desaladora para facilitar una mezcla apropiada entre el crudo y el agua de lavado. A una mayor diferencial de presión a través de la válvula, mejor será el mezclado. Diferencial de presión normal varía desde 0.5 a 1.5 kg/cm2. Un diferencial de presión muy elevado puede reducir la carga debido a limitaciones en el bombeo de la alimentación. Efecto de la Dosis de Demulsificador. A mayor dosificación de demulsificador mejor será la separación entre el crudo y la emulsión y la reducción del agua remanente en el crudo. El crudo remanente junto con la salmuera también será reducido debido a una pequeña mezcla de crudo y agua. La dosificación del demulsificador es eficaz en casos de elevado BSW y cuando la emulsión del crudo es de considerable espesor. El aseguramiento de la mejora debe realizarse después de dosificar más demulsificador para obtener beneficios. Efecto del Nivel de Interfaz. La variación del nivel de interfaz afecta el funcionamiento de la desaladora; a más alto nivel de interfaz, menor el tiempo de seteo y por ende menor el arrastre de agua en el crudo. Un alto nivel de interfaz aumentará el tiempo de residencia de la salmuera y, por lo tanto, el remanente del crudo con salmuera se reducirá. Así mismo, los efectos se invierten para un nivel de interfaz bajo.

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Durante una operación normal, un nivel de interfaz del 30% al 45% permite un mejor funcionamiento de la desaladora. A veces, los transformadores de la desaladora se disparan debido al aumento de intensidad. Esto puede deberse a un alto nivel de la interfaz o al alto nivel de la emulsión.

La figura muestra una purificación por decantación forzada con un equipo desalador electrostático de petróleo. 

Decantación de tanques

Consiste en decantar el agua libre presente en el petróleo, por gravedad, en la decantación la temperatura es muy importante ya que tiene u papel muy importante ya que a mayor temperatura menor viscosidad y por lo tanto se mejora la decantación del agua 

Inyección de hidróxido de sodio

Este tipo de tratamiento comprado con los demás no elimina el contaminante si no que minimiza el efecto por transformación de sales, se inyecta una solución de cloruros de calcio y magnesio en cloruros de sodio, el cloruro de sodio tiene una hidrólisis menor el cual minimiza la corrosión de la unidad

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2. PROCESOS DE REFINACIÓN DEL PETRÓLEO La industria del petróleo es la más grande y la que más se puede extender de las industrias químicas de proceso. El impacto que tiene en la economía y en la vida, no solamente nacional sino mundial, es tremendo. Además, de que es la más compleja, física y químicamente hablando, de todas las industrias químicas de proceso. Desde el descubrimiento del petróleo, la utilización racional de las diferentes fracciones que lo componen ha fluido fuertemente en el desarrollo de los diversos procesos, así como su inclusión en el esquema del refino. A finales de los años sesenta, el refino del petróleo ha sufrido importantes transformaciones ligadas al continuo incremento de las necesidades de producción ligeros por encima de los productos pesados. La evolución de las demandas va igualmente acompañada de un aumento en la calidad de los productos, por ejemplo, el aumento del número de octano de las gasolinas y del índice de cetano de los gasóleos.

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SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________ 2.1. ¿QUÉ ES UNA REFINERÍA DEL PETRÓLEO? Una refinería de petróleo es un laboratorio químico a gran escala en el que se realizan continuamente procesos físicos como la destilación, y reacciones químicas como el fraccionamiento de compuestos orgánicos con la ayuda de catalizadores. La materia prima es el petróleo crudo que procede de los yacimientos, y el proceso básico al que éste es sometido consiste en la separación de sus principales componentes mediante la destilación fraccionada y dar lugar al producto nuevo que puede ser gasolina, diesel, querosén, naftas, lubricantes, asfaltos y otros. Las refinerías de petróleo funcionan 24 horas al día para convertir crudo en derivados útiles. El petróleo se separa en varias fracciones empleadas para diferentes fines. Algunas fracciones tienen que someterse a tratamientos térmicos y químicos para convertirlas en productos finales como gasolina o grasas. Las refinerías tienen una secuencia de proceso la cual consiste primero en la entrada del petróleo crudo el cual después pasa ya sea fraccionar, desintegrar, reformar, combinar y mezcla materiales para producir: gasolina con o sin mejorador del octanaje o también llamado antidetonante que es un compuesto oxigenado que se le adiciona al gas licuado de petróleo o GLP, combustóleos, asfaltos, coque y azufre como subproducto, agrega otros compuestos aditivos, los cuales vendrían hacer las corriente de salida.

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2.1.1. OBJETIVO DE UNA REFINERÍA El objetivo principal es la obtención de fracciones que originen GLP, gasolina, diesel, querosén, naftas, y demás residuos. 4.2.

TIPOS DE PROCESOS

Una refinería típica podría ser subdividida en doce procesos entre los cuales se pueden mencionar los siguientes como los más importantes:

4.2.1. PROCESO DE SEPARACIÓN Es un proceso de naturaleza física que tiene por objetivo separar al petróleo en sus derivados básicos o procesar una fracción previamente producida con el fin de retirar un grupo específico de componentes sin alterar su estructura molecular. Un agente de separación y físico se realiza por acción de energía en forma de temperatura y presión. Los principales procesos de separación son:

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SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________ 2.2.1.1 DESTILACIÓN El primer proceso que se le practica al petróleo crudo en las Refinerías, es la destilación conservativa del mismo. Esta operación consiste en la extracción de todos aquellos hidrocarburos que pueden ser obtenidos por destilación, sin afectar su estructura molecular. La destilación o fraccionamiento, del crudo es una operación que permite separar cortes o combustibles de una mezcla compleja de hidrocarburos, como lo es el petróleo. El principio físico en el que se basa el proceso es la diferencia de volatilidad de los componentes, por tal motivo en las columnas fraccionadoras se adecuan las condiciones termodinámicas para obtener o "condensar" los combustibles perfectamente especificados. La destilación permite la separación de los componentes de una mezcla de hidrocarburos, como lo es el petróleo, en función de sus temperaturas de ebullición. Para que se produzca la "separación o fraccionamiento" de los cortes, se debe alcanzar el equilibrio entre las fases líquido-vapor, ya que de esta manera los componentes más livianos o de menor peso molecular se concentran en la fase vapor y por el contrario los de mayor peso molecular predominan en la fase liquida, en definitiva se aprovecha las diferencias de volatilidad de los hidrocarburos. La columna posee bandejas o platos donde se produce el equilibrio entre los vapores que ascienden y los líquidos descendentes. En puntos o alturas exactamente calculadas existen platos colectores desde lo que se extraen los combustibles destilados.

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2.2.1.2. DESTILACIÓN PRIMARIA O ATMOSFÉRICA

Debe ocurrir a una temperatura de 400 ºC para evitar formaciones indeseables de productos de craquea miento térmico.

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El Proceso de Destilación Primaria debe ocurrir a una temperatura de 400 ºC para evitar formaciones indeseables de productos de craquea miento térmico. Normalmente el Petróleo precalentado puede ser todavía introducido en hornos tubulares, la salida de los cuales buena parte de ello es evaporada. En esas condiciones, la carga introducida en la torre en un punto conocido como zona de vaporización o zona de flash. Los productos son retirados en determinados puntos de la columna de acuerdo con la temperatura máxima de destilación de cada fracción. En condiciones de presión próxima a la atmosférica se obtiene petróleo diesel, kerosene y nafta pesada, como productos laterales de una torre de destilación. Nafta liviana y GLP son productos de tope, condesados y separados fuera de la torre. Como producto de fondo, se obtiene el residuo atmosférico, del cual todavía se puede extraer fracciones importantes. Parte de los productos de tope condesado puede ser retornada a la torre como corriente de reflujo, con el objetivo de controlar la temperatura de salida de vapor y generar reflujo interno en los platos. Puede haber todavía el reflujo de producto lateral circulante, con el objetivo de retirar calor de la torre, sin interferencia directa en el fraccionamiento. En las fracciones intermedias laterales, pude haber componentes mas livianos retenidos, que bajan al punto inicial de ebullición. Su eliminación, es por tanto, necesaria y ocurre en pequeñas columnas conocidas como rectificadores laterales (Strippeers), en que se inyecta vapor de agua para rectificar el producto de fondo. Las corriente de vapor de agua son retiradas por el tope juntamente con los hidrocarburos livianos. En resumen, en la operacion de una torre de destlacion de petroleo bruto, son listados cuatro puntos principales: I.

La composicion del petroleo es el unico parametro que afecta al rendimiento en los productos obtenidos, no habiendo influencia de grado de fraccionamiento.

II.

La faja de destilacion de los producto no es significativamente alterada por la variacion del numero de platos de la columna.

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La cantidad de vapor de agua que se inyecta en los rectificadores controla el punto de ebullicion inicial de los cortes laterales.

IV.

El filtrado de retirda de los cortes laterales de la torre determina su punto de ebullicion final, en funcion de la variacion de reflujo que ocurre en la region proxima al palto en cuestion.

2.2.1.3. DESTILACIÓN SECUNDARIA O AL VACIO

Las unidades de Vacío, están diseñadas para operar en condiciones termodinámicas adecuadas para destilar las fracciones pesadas del crudo, sin que se produzca la descomposición térmica de los mismos. Para lograrlo se baja la presión de trabajo hasta alcanzar presiones absolutas de 20 mm Hg en la zona de carga de la columna de destilación.

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Esquema de las dos clases de destilación a) Desasfaltizacion de propano b) Desaromatizacion de fufural c) Desparafinacion d) Desoleificacion e) Extracción de aromáticos y absorción de parafinas

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4.2.2. PROCESO DE CONVERSIÓN Son procesos de naturaleza química que tienen por objetivo modificar la composición molecular de una fracción. Estas modificaciones son a través de reacciones de quiebre, reagrupamiento o reestructuración molecular, pudiendo aun no ser transformada en otras de naturaleza química distinta. Estos procesos ocurren con acción conjugada de temperatura y presión mas reacciones, pudiendo haber presencia de catalizadores, caracterizado por procesos catalíticos y no catalíticos térmicos. Su rentabilidad es elevada, principalmente debido a que los derivados de bajo valor comercial como el gasóleo y residuos son transformados en otras de mayor valor como el GLP, nafta, querosén y diesel. A pesar que la inversión es elevada se trabaja con un cuarto de tiempo de retorno del capital invertido, principalmente cuando se considera los procesos de desintegración térmica o catalítica. Entre los procesos de conversión podemos tener: 2.2.2.1. CRAQUEAMIENTO TÉRMICO El craqueamiento térmico es uno de los procesos más antiguos de conversión. Su aparición data del siglo XX, utilizando gasóleos y residuos atmosféricos como carga. Este proceso tiene por objeto la ruptura (cracking) de cadenas de hidrocarburos de alto peso molecular, mediante la acción combinada de alta temperatura y tiempo de residencia. Como consecuencia de las reacciones también se produce carbón residual (coque). El carbón de petróleo o coque se acumula en las cámaras de reacción y es extraído en forma cíclica cada 24 horas.

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Las ventajas del proceso son: 

Mayor nivel de conversión a productos de alto valor y demanda.



Una mayor expansión volumétrica.



El destino alternativo del asfalto, es producir fuel oíl, producto de bajo precio y demanda limitada.

Los productos obtenidos son cargas de otras plantas que acondicionan estas corrientes para obtener C3, C4, Nafta y Gas Oíl de calidad comercial. El carbón residual producido es un producto de bajo precio. Se comercializa como insumo en la industria del aluminio.

La carga normal es asfalto proveniente de la destilación al vacío (fondo de vacío), que ingresa a la unidad a 310 °C . Estas unidades también pueden procesar crudo reducido de topping.

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Proceso El asfalto se calienta a 490 °C en hornos de proceso, luego ingresa a las cámaras de reacción por su parte inferior. En estos equipos se deposita el carbón residual. Los productos más livianos en estado vapor salen por la parte superior ingresando luego a la torre fraccionadora. En este equipo, los gases sufren condensaciones parciales y se fraccionan, obteniendo tres cortes en función de su rango de destilación. Gas Residual: Propano - Butano: Por Cabeza Nafta Liviana y Pesada: Diesel Oíl: Por un Corte Lateral. Gas Oíl Pesado de Coque: Por otro Corte Lateral Producto de Fondo: Reciclado con la Carga El gas residual es acondicionado para inyectarlo en el anillo de gas residual. El propano y butano se envían a la unidad de separación de gases FCC. Las nafta entera es separada en liviana y pesada, posteriormente son acondicionadas en la planta de nafta de la misma unidad. Reacciones de cracking térmico Reacciones primarias.- Se producen rupturas de largas moléculas obteniendo parafinas, olefinas, ciclo olefinas y aromáticos. Reacciones secundarias.- Son fundamentalmente reacciones de polimerización y condensación, que finalmente producen coque.

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Calidad y destino de los productos

Ciclo operativo

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Las unidades de coque se componen de módulos (un horno con dos cámaras de reacción). Los ciclos operativos son de 24 horas, es decir que durante este tiempo se produce la reacción en la cámara "a", la cual progresivamente se llena de carbón. Luego de este tiempo se realiza el cambio de la cámara " a " a la " b”. El proceso de repite en la cámara "b”. La cámara "a " llena de carbón se enfría con agua, se drena, vaporiza, abre y se extrae el carbón, utilizando corte hidráulico con agua de alta presión a 150 kg/cm2. Posteriormente la cámara se tapa y se realiza la prueba de hermeticidad con vapor, terminada esta operación se está en condiciones de reiniciar el ciclo. Toda la operación de enfriamiento y extracción de carbón dura aproximadamente 20 horas. 2.2.2.2. VISCORREDUCCION El proceso de viscorreduccion en el craqueo térmico suave del residuo atmosférico o de vacío. Esta limitada la conversión por las especificaciones de estabilidad de los fueles marinos o industriales y por la formación de depósitos de coque en los equipos. El residuo atmosférico, se produce un máximo de corte gasóleo y gasolina, respetando siempre las especificaciones de viscosidad y de estabilidad térmica de los fueles industriales. En el residuo de vacío, se reduce al máximo la viscosidad de la carga con el fin de minimizar la adición de diluyentes ligeros para la producción de fuel oíl de usos industriales. Los productos de conversión de la viscorreduccion son inestables, olefinicos, con gran contenido en azufre y nitrógeno, por lo que deben sufren tratamientos de mejora antes de incorporarse a los correspondientes productos finales.

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Las condiciones son blandas con relación a las del craqueamiento térmico convencional, para evitar formación excesiva de viscosidad. Puede haber formaciones de una cantidad de hidrocarburos como el diesel o la gasolina que no sea removido, entran como diluyentes en el residuo procesado, reduciendo su viscosidad. El GLP y naftas también son producidos peor en menor escala Este proceso tiene un costo elevado para su realización y es poco rentable.

Este esquema de refino nos muestra el lugar de las dos unidades de viscorreduccion, una que se encarga de tratar el residuo atmosférico y la otra del residuo de vacío.

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2.2.2.3. COQUIZACIÓN El proceso de coquización tiene como objetivo producir un coque de calidad de electrodos a partir de residuos de vacio con bajo contenido en metales y azufre, o coque combustible en el caso de la conversión de crudos pesados o residuos de vacío de alto contenido en impurezas. Existen tres tipos de coque que pueden ser obtenidos: Coque Esponja.- De baja calidad, presenta poros muy pequeños y paredes espesas, no es útil para la fracción de electrodos. Están compuestos de cargas con elevado porcentaje de resinas y asfáltenos. Coque fabo de Mel.- De calidad intermedia, tienen poros en forma elipsoidal uniformes distribuidos y unidireccionales, son utilizados en producción de ánodos satisfactorios, sus cargas tienen bajo porcentaje de resinas y asfáltenos. Coque de agua.- De calidad superior, tienen poros finos, elípticos y unidireccionales, es el más indicado para la producción de electrodo y sus cargas son muy aromáticas.

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2.2.2.4. CRAQUEAMIENTO CATALÍTICO El proceso de craqueo catalítico fluido se basa en la ruptura de cadenas de hidrocarburos del orden de los 45 átomos de carbono, mediante la acción de un catalizador que favorece que las reacciones se produzcan a una temperatura más baja que la necesaria para el craqueo térmico de la misma carga. Las reacciones producidas son mucho más rápidas y selectivas que las de craqueo térmico. Las reacciones generan una cantidad de carbón que se deposita sobre la superficie del catalizador. Los procesos se desarrollan en forma continua, mediante una circulación de catalizador que se contacta íntimamente con la carga. Posteriormente el catalizador se regenera por medio de la combustión del carbón producido, lo que produce la energía que requiere el sistema para funcionar. Es un proceso de gran versatilidad y alta rentabilidad, requiere de una alta inversión principalmente destinada a la obtención de gasolina de alto octanaje.

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Las Unidades de FCC: 

Son las productoras de naftas por excelencia, en calidad y cantidad.



Producen menor cantidad de gas residual que el Cracking Térmico.



Producen alta calidad de propano y propileno, butilenos, isobutanos y butanos. Estas corrientes son la materia prima para los procesos Petroquímicos.

Esta constituida por las siguientes secciones: Sección de reacción o conversión.-

compuesta por equipamiento de reacción y regeneración de

catalizador para las reacciones químicas del proceso. Sección de fraccionamiento.- promueve la separación de afluentes del reactor en varios productos, recupera y recicla parte de dos gasóleos no convertido.

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Sección de recuperación de gases.- promueve la separación de fracciones convertidas: gasolinas, GLP y gas combustible. Sección de tratamiento.- realiza el tratamiento de la gasolina, GLP y gas combustible para posibilitar su comercialización o transformación posterior en otros productos, con una sencilla reducción.

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Catalizadores Los catalizadores utilizados son productos sintéticos cristalinos, llamados zeolitas ó tamices moleculares, fabricados a base de alúmina y sílice. La actividad catalítica se produce porque los centros activos de las zeolitas son promotores de iones carbonios, responsables del inicio de las reacciones de craqueo. Las características más importantes del catalizador son: 

Actividad



Composición química



Tamaño de las celdas de la zeolitas



Área superficial de zeolitas y matriz.



Propiedades texturales: como volumen poral, densidad, etc.



Granulometría

Aditivos Se utilizan algunos tipos de catalizadores con características especiales, que favorecen determinadas reacciones, lo que preferencia características determinadas en la producción. Los de mayor uso son los promotores de olefinas (comercialmente ZM5), que producen mayor cantidad de olefinas en el LPG.

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Proceso de Craquea miento Catalítico Fluido  

 

 



El proceso CCF se compone principalmente de dos partes el reactor y el regenerador. El gas oli pesado previamente precalentado atraviesa un tubo de adición llamado Riser, donde es mesclado con el catalizador proveniente del regenerados, que transmite el calor necesario para la evaporización y la realización de la reacción de cracking. En el reactor el hidrocarburo recibe una inyección de vapor de agua, necesaria para remover los hidrocarburos que se puedan haber quedado durante el proceso El gas producido de la mescla de hidrocarburo y vapor de agua sale del reactor por la parte superior del mismo, viajando hacia una columna fraccionadora para la separación inicial de los productos de la reacción. Durante este proceso el catalizador gastado se acumula en el fondo y cae por efecto de la gravedad hasta el regenerador. En esta unidad es donde se quema el carbón depositado sobre el catalizador, en la bese de este existe un sistema de distribución de aire requerida para la combustión, desprendiéndose de la misma CO y CO2. Re vapora el catalizador que alimenta al reactor, cumpliendo así en ciclo.

CO y CO2.

REACTOR

REGENERADOR

CATALIZADOR

VAPOR DE AGUA

RISER

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2.2.2.5. HIDROCRACKING – ISOMAX La unidad de Hidrocracking procesa gas oíl liviano de vacío y gas oíl pesado de topping produciendo gas residual, propano comercial, butano comercial, nafta, aercombustible JP1 y gas oíl comercial. Isomax es un proceso fundamental en la Refinería dado que la alta calidad del gas oíl que produce, mejora sustancialmente el pool de productos. La carga es calentada y pasa al sistema de reacción que consta de dos reactores en paralelo. En ellos la carga se pone en contacto junto con el hidrogeno con un catalizador especifico. En los reactores se obtiene una completa remoción de compuestos de azufre, nitrógeno, oxigenados, olefinas y aromáticos policlicos, a la vez se produce la ruptura de cadenas de alto peso molecular a hidrocarburos de bajo rango de destilación (naftas, jet fuel y gas oíl). El producto obtenido es enviado a un separador gas-liquido donde se libera el hidrógeno que no reacciono. Los productos de reacción son enviados a una torre fraccionadora donde son separados.

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Importancia de la Isomerización en el Hidrocracking Las isoparafinas iC10, iC11, iC12 y superiores, componentes del gas oíl de Isomax, son mejoradores del poder detonante del gas oíl. Las isoparafinas tienen mejor índice de cetano que las ciclo parafinas y aromáticos El gas oíl de Isomax tiene normalmente un índice de cetano de 65. En el proceso de isomerización se emplea como materia la gasolina producto de la destilación primaria y desulfurizada por la hidrodesulfurizacion. En este proceso también son arreglados o reacomodados los

hidrocarburos de la gasolina, en presencia de un catalizador de platino o de

cloruro de aluminio. El producto es la gasolina octano y gas combustible.

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2.2.2.6. ALQUILACION Es un proceso catalítico en el cual se combina una isoparafina (isobutano) y una olefina (butileno) para producir un compuesto de mayor peso molecular, llamado alkylato, que se encuentra dentro del rango de destilación de las naftas La Unidad de Alkylación está compuesta por dos secciones: HYDRISOM (Hidroisomerización de butenos) Tiene como objetivo la eliminación de compuestos contaminantes del catalizador HF y la isomerización del 1-buteno a 2-buteno para obtener una olefina alquilable a un compuesto de mayor valor octánico. La sección de Hydrisom prepara la carga a procesar en la sección de HF-Alkylación. Elimina selectivamente los contaminantes del catalizador HF de la corriente de butanos, e isomeriza el 1buteno a 2-buteno de manera de obtener un alkylato de un valor octánico de RON 3 puntos superiores.

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HF-ALKYLACIÓN (Reacción de alquilación) Tiene como objetivo la alkylación catalítica de las isoparafinas y olefinas. En la sección de HF-Alkylación se produce la combinación de isobutano y buteno en presencia del catalizador ácido fluorhídrico para formar 2,2,4-trimetil octano y sus isómeros que constituyen una nafta 100% isoparafínica de alto valor de RON y MON y baja tensión de vapor.

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2.2.2.7. REFORMACIÓN CATALÍTICA El objetivo de la unidad de Platforming es transformar naftas pesadas de las Unidades de Topping y Coque en un producto de alto valor octánico. La alimentación del Reforming de Naftas proviene de las naftas pesadas de Topping y Coque las que son tratadas previamente en las Unidades de Hidrotratamiento de Naftas con el fin de eliminar sus contaminantes. La carga a la Unidad de Reforming ingresa a la sección de Reacción que consta de tres reactores en serie. En ellos se desarrollan los diferentes tipos de reacciones químicas. El producto de salida de los reactores pasa por un separador de alta presión donde se libera el hidrógeno producido por las reacciones. El último paso es estabilizar la tensión de vapor de la nafta para ajustarla a los requerimientos del Blending. La unidad de reformación catalítica se compone por tres secciones principales: Sección de pre tratamiento.- realiza la protección futura del catalizador de reformación contra las impurezas presentes en la carga, a través de reacciones de sus compuestos con hidrogeno, compuestos de oxido de cobalto y molibdeno en aluminio. Sección de reformación.- la nafta pre - tratada recibe una carga de hidrogeno y pasa por una batería de hornos y reactores, donde se realizan diversas reacciones. Sección de estabilización.- realiza el reciclo de gas hidrogenado de los procesos de separación de corrientes gasolinas livianas, GLP y de reformación catalítica.

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Con el funcionamiento del procesos, el coque y otros compuestos son depositados sobre un catalizador de reforma, causando un declino en su desempeño. La perdida de actividad puede ser caracterizada de las siguientes formas: 1.

Pérdida temporal sin regeneración y con regeneración.

2. Perdida permanente.

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2.2.3. OTROS PROCESOS IMPORTANTES 2.2.3.1. HIDROTRATAMIENTO El objetivo principal del hidrotratamiento de naftas es acondicionar la carga a las unidades de Reforming Catalítico e Isomerización. La remoción de metales, junto con la eliminación de azufre, oxigeno y nitrógeno es necesario debido a que estos son venenos para los catalizadores. Los

catalizadores impregnados de los procesos HDT poseen alta actividad y vida útil, estando

basados principalmente en óxidos o sulfatos de Ni, Co, Mo, W o Fe. El soporte del catalizador es generalmente aluminio, no debe presentar características acidas a fin de evitar indeseables reacciones de craqueamiento. El proceso HDT es aplicado a oleos lubricantes básicos, pero también puede ser aplicado a los demás derivados con pequeñas variaciones con condiciones operacionales. Las tasas de reacción son afectadas especialmente pala presión parcial de hidrogeno.

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Hidrotratamiento de naftas Son procesos donde se hace reaccionar hidrógeno con hidrocarburos insaturados (olefinas y aromáticos) transformándolos en saturados (parafinicos y nafténicos). Además el hidrógeno reacciona con compuestos de azufre, nitrógeno y oxigenados transformándolos en ácido sulfhídrico (SH2), amoniaco (NH3) y agua (H2O).

La carga está constituida por naftas pesadas de destilación primaria (Topping) y naftas pesadas de las Unidades de Coque. Luego de ser calentada, la carga pasa por un sistema de reacción donde el hidrocarburo toma contacto con el hidrógeno en presencia de un catalizador. La corriente de salida del sistema de reacción pasa por un separador de alta presión donde se separa el hidrógeno que no reaccionó junto con parte del sulfhídrico y amoníaco formado, luego la corriente pasa a una torre estabilizadora donde se elimina una pequeña cantidad de gases por la parte superior. Por el fondo sale nafta hidrotratada.

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Saturación de Olefinas La reacción de saturación de olefinas es muy rápida y altamente exotérmica

Desnitrificación La desnitrificación es una reacción lenta y levemente exotérmica

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Remoción de Compuestos de Oxígeno La remoción de oxigeno es una reacción rápida y es completa a la temperatura normal de reacción:

b) Recuperación de Azufre La recuperación del azufre contenido en los gases agrios de las corrientes de desecho incorpora valor económico a la producción obtenida en las refinerías. También contribuye a mejorar la calidad del aire, pues elimina la incineración del producto que actualmente se realiza a través de las antorchas de combustión de las refinerías. Tecnología El proceso Claus, permite recuperar el 96% del azufre contenido en los gases agrios que actualmente se incineran en las antorchas de combustión. Los gases agrios se originan en los procesos que reducen los compuestos contaminantes de azufre en las corrientes de combustibles que comercializa YPFB. La eliminación de estos gases permite mejorar sustancialmente la preservación del recurso aire, por supresión de emisiones. Por otra parte, permite obtener como producto azufre de alta calidad que se comercializa en el mercado local y que permitirá sustituir las importaciones.

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El proceso La recuperación y conversión de gases agrios se realiza en dos etapas. La primera es un proceso térmico que se produce en un horno de diseño especial, a temperaturas que oscilan entre 900 y 1300ºC. Aquí se logra una conversión de hasta el 70% en peso del azufre ingresado como carga a la unidad. Simultáneamente, el calor producido por la reacción se aprovecha para generar vapor de alta presión que reemplaza al producido por las calderas. Catalíticos que completan la reacción y permiten elevar la conversión a niveles superiores del 96% sobre la carga original. En este proceso la reacción principal es una oxidación equilibrada de H2S, según las siguientes ecuaciones: (a) 3 H2S + 3/2 O2 ® 2 H2S + SO2 + H2O (b) 2 H2S + SO2 « 3S + 2 H2O Las reacciones se desarrollan sucesivamente en dos etapas: 

Etapa térmica (a + b)



Etapa catalítica (b)

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Producción Las nuevas unidades de recuperación de azufre, diseñadas para una capacidad máxima de 60 toneladas/día de azufre de pureza superior a 99,5% en peso, funcionarán de acuerdo con el esquema típico de una Unidad Claus como el que reproduce el siguiente gráfico. Especificación y calidad del producto Producto: azufre (máximo 60 t/día; mínimo 6 t/día) Color: amarillo brillante a temperatura ambiente Pureza: 99,5% en peso mínima Cenizas: 0,10% en peso máxima Humedad: 1% en peso máxima Acidez: 0,05% en peso máxima Arsénico: 0,25 ppm en peso máxima Selenio y telurio: 2.00 ppm en peso máxima.

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ANEXOS REFINACION EN BOLIVIA PRODUCCION - VOLUMENES DE PRODUCCION - REFINERIAS - OPERADORAS PRODUCTOS ELABORADOS - VOLUMEN DECEPCIONADO Y PROCESADO 55

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Introducción Este documento permite conocer las estadísticas que se generan en la Producción de hidrocarburos (gas y petróleo), especificando el volumen de producción generado en los principales campos productores del país, y los diferentes productos elaborados por las refinerías, especificando su nivel de producción y el papel que juegan las diferentes empresas operadoras del país, donde se visualizan de manera gráfica los datos comparativos de los últimos años y el primer semestre del año 2011 del consumo de gas natural y los principales derivados del petróleo.

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Producción de Petróleo y Gas en Bolivia La producción de hidrocarburos en Bolivia se divide básicamente en dos productos: Producción de Gas Natural y Producción de Petróleo y Derivados. Ambas producciones se vienen incrementando considerablemente hasta la actualidad.

En este sentido, al tercer trimestre de la gestión 2011, la producción bruta de gas natural, alcanzó un promedio de 44,72 MMm3/día. Asimismo, la producción bruta de petróleo, condensado y gasolina natural alcanzó los 44,37 MBbl/día. La producción bruta de gas natural hasta el tercer trimestre, en promedio, se incrementó en un 19% con relación a la gestión 2010 y la de Hidrocarburos Líquidos, en promedio, se incrementó en un 7%. La producción de hidrocarburos líquidos sigue la misma tendencia que la de gas natural, alcanzando ambas volúmenes promedio máximo en el mes de julio, con 48,04MMm3/día en el caso del gas natural y 47,50 MBbl/día en el caso de petróleo, condensado y gasolina natural. NOTA: LA PRODUCCIÓN BRUTA DE HIDROCARBUROS SE REFIERE A LA PRODUCCIÓN MEDIDA EN BOCA DE POZO.

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Campos Productores de Petróleo y Gas En el país los mayores yacimientos productivos y por ende los más importantes a mi modo de ver, son de gas y condensado, es decir son yacimientos que producen grandes volúmenes de gas acompañado de volúmenes reducidos de un petróleo liviano. Bolivia se autoabastece de productos refinados de petróleo a partir del año 1957. Desde el año 1960 el crecimiento del sector de hidrocarburos fue sostenible hasta el año 1973, posteriormente fue decreciendo paulatinamente debido al agotamiento de los principales campos productores. Desde el año 1995 se tuvo que importar un 40 % del total de diesel que constituye la demanda nacional. Vale recalcar que la principal producción de hidrocarburos proviene de campos operados por compañías privadas, por orden de importancia, los mayores productores de gas son: Andina SA, Chaco SA, y Petrobras. En el ámbito regional, el mayor productor de gas natural es el departamento de Tarija. No obstante en el año 2001 el mayor productor fue Santa Cruz. La importancia de Tarija se incrementará en los próximos años conforme se aumenten los volúmenes de exportación al Brasil, ya que los campos de San Alberto, San Antonio, Margarita e Itaú están localizados en ese departamento. Es por       

esta razón que los principales campos productores del País son: Sábalo San Alberto Paloma Surubí Kanata Bulo Bulo Río Grande.

Cuando se toma en cuenta este tema no está de más hablar de la reservas probadas , probables y posibles y es por esta razón que la distribución de las reservas probadas por departamento son Tarija 87%, Chuquisaca 1,2%, Cochabamba 2,1%, Santa Cruz 9,6%. Tarija en el corto plazo se constituirá en el centro del desarrollo gasífero del país.

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Volúmenes de Producción Gas y Petróleo / Condensado y Gasolina 

Producción de Gas Natural Durante las últimas Gestiones

Durante las pasadas tres gestiones (2008, 2009 y 2010), la producción promedio de gas natural mostró una disminución durante la gestión 2009, a mediados del mes de Enero, cuando la misma fue de 34.25 millones de metros cúbicos día, mientras que durante lo transcurrido de la gestión 2011 el volumen de producción fue mayor correspondiente a 41.36 millones de metros cúbicos día, esto debido a la demanda externa.

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Producción de Petróleo / Condensado y Gasolina Natural durante las últimas gestiones

Durante las pasadas tres gestiones (2008, 2009 y 2010), la producción de hidrocarburos líquidos petróleo, condensado y gasolina natural, muestra un decrecimiento de 46.932 barriles día en el mes de Enero del 2008, a 42.664 barriles día en lo transcurrido hasta el mes de Junio 2011.

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Refinerías (Volúmenes de Producción) Entre las refinerías más importantes que operan en el país, se encuentran la refinería Gualberto Villarroel, ubicada en el departamento de Cochabamba y la refinería Guillermo Elder Bell ubicada en el departamento de Santa Cruz con una capacidad de producción de 4.050 m3/día y 2.423 m3/día, respectivamente; de igual manera la refinería Oro Negro ubicada en la ciudad de Santa Cruz tiene una capacidad de 450 m3/día, entre las mas importantes. Otras refinerías que operan en el país son las de Reficruz, Parapetí y Carlos Montenegro quienes tienen menor capacidad que las anteriores ya mencionadas.

El volumen de crudo producido y procesado en refinerías son referentes al gas natural para la exportación al Brasil. La refinería Gualberto Villarroel es la que mayor volumen de Crudo procesó, con un volumen promedio de 4.050 m3/día que alcanza el 58% del total procesado, seguida de Guillermo Elder Bell con 2.423 m3/día ó el 35%, Oro negro con 450 m3/día el 6%. Curiosamente tal parece que la refinería Parapetí se encontraba si operación durante este transcurso ya que no proceso crudo.

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Producción 

Refinería Gualberto Villarroel

La refinería Gualberto Villarroel es la más grande del país y durante enero y junio del 2011, alcanzó a producir en mayor escala los productos: gasolina especial, diesel oil, Crudo Reconstituido y GLP con promedios de 1.253, 1.097, 551 y 309 m3/día, respectivamente. En junio 2011 la producción de todos los refinados disminuyó por la razón del mantenimiento de la refinería.

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

Refinería Guillermo Elder Bell

La refinería Guillermo Elder Bell (Santa Cruz) durante lo transcurrido de la presente gestión, produjo en mayor escala los productos: Gasolina Especial con un volumen promedio de 759 m3/día, Diesel Oil con un volumen promedio de 583 m3/día, Crudo Reconstituido con 511 m3 día y Jet Fuel con 254 m3 día. Los productos GLP, Gasolina Premium y kerosene son producidos en menor escala con 90, 10 y 3 m3 /día, respectivamente. Asimismo, las estadísticas muestran que la refinería Guillermo Elder Bell, en el mes de junio respecto a mayo 2011, redujo su producción de Gasolina Especial y gasolina Premium e incrementó la producción de los demás productos, en razón de la cantidad de crudo procesado en el último mes.

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

Refinería Oro Negro

La refinería Oro Negro durante el mes de junio 2011 procesó 14.417 m3 de crudo, acorde a su capacidad de producción; asimismo cabe notar que durante lo transcurrido de la gestión, la refinería Oro Negro tiene como productos refinados en mayor proporción gasolina especial y diesel oil con un volumen de 151 y 90 m3 /día, respectivamente.

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Empresas Petroleras que operan en Bolivia Los campos petroleros más grandes del país son operados por compañías privadas, los mayores productores de gas por orden de importancia Andina SA, Chaco SA y Petrobras. A continuación como se encuentra distribuido los diferentes campos petroleros en el país por las operadoras.

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Participación en la producción de Gas Natural por Operador (GESTION 2011)

La Operadora Petrobras es la que produce el 60% del Gas Natural en el país 

Participación en la Producción de Hidrocarburos Líquidos por Operador (GESTION 2011)

La Operadora Petrobras es la que produce el 58% del Hidrocarburos Líquidos en el país

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Productos elaborados por las Refinerías

Los Productos Elaborados por las Refinerías que se mostraron, hacen referencia exclusivamente a las tres principales Refinerías del País en orden de importancia, información proporcionada gracias al informe Estadístico del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Vale recalcar que las Refinerías de Parapety y Refiruz, no figuraron en los cuadros debido a que se encuentran sin funcionamiento y por ende no procesan ningún derivado.

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Carburantes Elaborados por Las Refinerías

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Volumen Decepcionado y Procesado de Crudo (por Refinerías)

Oferta Nacional de GLP

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SEMESTRE (2011) ING. PETROLERA _____________________________________________________________________________________ En la Tabla de Oferta de GLP correspondientes a los años 2000 al 2009 se puede observar que la oferta bruta del Gas Natural a ido subiendo de manera paulatina, con el mayor pico de producción en el año 2008, decayendo la misma el año siguiente. Este aumento de la Oferta de GLP, es debida a la demanda de exportación de este producto a mercados internacionales como el Brasil y la Argentina, siendo en el 2008 el pico máximo de la misma, esto es favorecido por la producción de los mega campos de gas en el sur del país. También se puede observar el nivel de volumen requerido de gas en las plantas de tratamiento de gas y centrales eléctricas.

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Conclusión La participación de Bolivia en el espectro mundial de energía es insignificante. A pesar de su pequeño tamaño comparado con los estándares mundiales, la industria boliviana de hidrocarburos continúa siendo uno de los más importantes componentes de la economía nacional. Las Refinerías que elaboran el producto de Gasolina Especial son Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Oro Negro, todas las refinerías que operan en el país aportan en la producción de Diesel Oil, la refinería de Gualberto Villarroel procesa el 75% de Gas Licuado de Petróleo en el país, el producto Jet fuel lo elaboran tanto la refinería Gualberto Villarroel como Guillermo Elder Bell en un porcentaje de 50-50, la refinería que hoy por hoy elabora Gasolina Premium en la actualidad es Guillermo Elder Bell, las refinerías que elaboran kerosene son Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell poro la primera tiene una producción del 94% respecto del total producido, las refinerías Guillermo Elder Bell, Gualberto Villarroel y Oro Negro, son las que participan en la producción de Crudo Reconstituido de manera sostenida La Operadora Petrobras es la que produce el 60% del Gas Natural y el 58% del Hidrocarburos Líquidos en el país. Para Concluir como ya antes mencione Tarija en el corto plazo se constituirá en el centro del desarrollo gasífero del país. Bolivia es un país rico en materia prima y recursos humanos.

Criterio del trabajo Este trabajo que ha sido detallado, fue realizado con información provista del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, con la utilización del boletín estadístico, del primer semestre del año 2011, de manera virtual mediante la pagina web: www.HidrocarburosBolivia.com, ya que la necesidad de información actualizada y reciente. Vale recalcar que los datos estadísticos pueden variar entre los proporcionados por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, YPFB y la Cámara de Hidrocarburos.

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